Процессы, углубляющие переработку нефти на примере гидрогенизации, выбор технологической схемы

Оглавление

Введение………………………………………………………………………………………..		3
1Теоретический раздел………………………….……………………………………….…….		5
	1.1 Подготовка нефти к переработки………………………………..…………………....	5
	1.2 Первичная переработка нефти………………….……………………….…………….	6
	1.3 Вторичная переработка нефти ………………………………………………………..	7
	1.4 Процесс  гидрогенизации…….………………………………………………………..	11
2 Расчетная часть……………………………………………………………………………….		15
	2.1 ………………………………………………………………….	16
	2.2 ……………………………………………………….	18
	2.3 …………….……………………………………………...	20
	2.4 ……....................	23
	2.5 ………………………………………………………………...	26
	2.6 …………………………...	29
	2.7 …………………………………………………………..…...	32
	2.8 ……………………...……………………..…...	36
	2.9 ……………………………………………………………………….	37
Заключение……………………………………………………………………………………...		42
Список литературы …………………………………………………………………………….		44

Введение

Современные процессы переработки направлены на использование богатейшего химического потенциала нефти, обусловленного широким групповым составом углеводородов и гетероатомных соединений.

Цель переработки нефти - производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив и сырья для последующей химической переработки.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района. Комплексная нефтехимическая переработка нефти - это большой ассортимент нефтехимических продуктов и, в связи с этим, наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Это сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных масел и топлив не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, моющих средств, фенола, ацетона, спиртов

Для получения нужных органических веществ, повышения качества моторных топлив и их очистки от вредных примесей в промышленности нефтяные фракции и индивидуальные углеводороды подвергают термическому (термический крекинг, пиролиз, коксование), термокаталитическому (каталитический крекинг, каталитический риформинг, изомеризация, алкилирование) воздействию и гидрогенизации (гидроочистка и гидрокрекинг).

Тема курсовой работы «Процессы, углубляющие переработку нефти на примере гидрогенизации, выбор технологической схемы»

Цель работы – систематическое повторение теоретических знаний по дисциплине «Процессы и аппараты» и получение практических навыков по технологическому процессу переработки нефти процессом гидрогенизации - математическому расчету  и построением технологической схемы.

В работе показаны методы и процессы переработки нефти.

1.                Теоретический раздел

1.1.         Подготовка нефти к переработке.

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50-100 м³/т), пластовую воду (200-300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10-15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции:

- удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;

-- обессоливание нефти;

-- обезвоживание (дегидратация) нефти.

На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды.

Сырая нефть из скважин  под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ), в которых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) в дожимную насосную станцию, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН). На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода - на установку очистки. Очищенная вода закачивается насосами  в нефтяной пласт через нагнетательные скважины. Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары, из которых насосами перекачивается в установку «Рубин» для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары и из них в магистральный нефтепровод, транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.

В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.

Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C₁ - C₄. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти.

Обессоливание и обезвоживание нефти. Удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготовки нефти и непосредственно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).

В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5- 1,0% и 100-1800 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05-0,1% и 3-5 мг/л.

Для разрушения нефтяных эмульсий используются механические (отстаивание), термические (нагревание), химические и электрические методы.

Установки электротермохимического удаления солей и воды или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах - электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30-45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти.

Обессоливание и обезвоживание нефти увеличивает сроки межремонтной работы установок гонки нефти и снижает расход тепла, а также уменьшает расход реагентов и катализаторов в процессах вторичной переработки нефтепродуктов.

1.2.         Первичная переработка нефти

Переработка нефти начинается с ее первичной перегонки. Этот процесс является изобретением технологов-нефтяников и основан на свойстве нефти. Нефть - сложная смесь взаимно растворимых углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения. В упрощенном виде: чем длиннее молекула углеводорода, тем выше его точка кипения.

Сырьем для установок первичной перегонки служат нефть и газовый конденсат. Их разделяют на фракции для последующей переработки или использования как товарных продуктов. При первичной переработке нефти проводят ее атмосферную перегонку и вакуумную перегонку мазута. Эти процессы осуществляют на атмосферных трубчатых (АТ) установках и вакуумных трубчатых (ВТ) установках.

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по границам температур кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам.

Бензиновая фракция с пределами выкипания 28-180°С преимущественно подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций (28-63, 62-85, 85-105°С). Эти фракции служат сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга с целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов, а также в качестве сырья для пиролиза при получении этилена.

Керосиновая фракция с температурами выкипания 120-230°С используется как топливо для реактивных двигателей; фракцию 150-280°С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины; фракцию 140-200 С - как растворитель для лакокрасочной промышленности.

Дизельная фракция с температурами выкипания 140 - 320°С используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция 180 - 360°С - в качестве летнего. Фракция 200-320°С из высокопарафиновой нефти используется как сырье для получения жидких парафинов.

Мазут применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Вакуумный газойль (350 - 500°С) используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции с пределами выкипания (320 - 400°С, 320 -420,...,450 - 500°С) используют как сырье для производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.

Гудрон  - остаток вакуумной перегонки мазута - подвергают деасфальтизации, коксованию, используют в производстве битума.

1.3.         Вторичная переработка нефти

Полученные при перегонке с помощью физических процессов нефтепродукты отправляются на другие пределы, в которых используются различные химические реакции. Химические процессы, составляющие основу вторичной переработки, позволяют максимально использовать энергетический и химический потенциал углеводородов. Классификация методов вторичной переработки нефти приведена ниже.

Таблица 1 - Методы вторичной переработки нефти:

Термические:	Каталитические:
Термический крекинг	Каталитический крекинг
Коксование	Реформинг
Продолжение таблицы 1.
Пиролиз	Гидрогенизационные процессы

Термический крекинг - высокотемпературная переработка углеводородов нефти с целью получения высококачественного топлива. Различают несколько видов термического крекинга.

Неглубокий термический крекинг при температурах 480- 490°С и давлении 1,5 - 2,0 МПа для получения котельного топлива из высоковязкого исходного сырья: мазута и гудрона.

Глубокий (жидкофазный) крекинг при температурах 500-540°С и давлении выше 5,0 МПа применяется для получения бензина с антидетонационными характеристиками из лигроиновых, керосиновых и газойлевых фракций. Крекинг-бензины содержат в своем составе значительное количество непредельных и ароматических углеводородов.

Высокотемпературный (парофазный) крекинг при температурах 580- 600°С и давлении 0,2-0,3 МПа применяется для получения бензина с высокими октановыми числами из керосино-газойлевых фракций. Попутно получают газ, содержащий значительное количество непредельных углеводородов.

Побочными продуктами термического крекинга являются газ, крекинг-остаток, обогащенный высокомолекулярными углеводородами, и тяжелая смола.

Пиролиз используется для разложения углеводородов при 700-900°С и давлении 1,0-1,2 МПа. С его помощью получают газообразные непредельные углеводороды, в основном этилен и пропилен. Побочными продуктами пиролиза являются смолы пиролиза и предельные газы метан и этан. Из смолы пиролиза извлекают ароматические углеводороды бензол, толуол, и ксилолы. Другим направлением высокотемпературного пиролиза

(1200-2000 °С) является получение сажи (технического углерода) из углеводородных фракций, содержащий более 60% ароматических углеводородов.

Коксование - высокотемпературный (490-520°С и 0,2-0,6 МПа) процесс получения электродного или топливного кокса из нефтяных остатков. Это пек, полученный из смолы пиролиза, мазут и гудрон.

Термическая деструкция углеводородов - это их расщепление на части под воздействием температуры. Однако при температурах 500-900° С протекают не только реакции распада вещества, но одновременно и реакции синтеза.

Алканы в условиях термического крекинга распадаются с образованием парафина и олефина. Метан в условиях крекинга не распадается. Низкомолекулярные алканы могут подвергаться реакции дегидрирования:

С4Н10 - СН4 + С3Н6(0,6)

С2Н6 +С2Н4 ( 0,3)

С4Н8 + Н2 (0,1)

Здесь в скобках рядом с реакциями приводится доля продукта по данному направлению. При распаде молекулы на неравные осколки углеводород с меньшим молекулярным весом получается предельным, а с большим - непредельным.

Ароматические углеводороды с низким числом углеродных атомов в цепи термически устойчивы и поэтому накапливаются в продуктах термических процессов. В условиях термических процессов они способны конденсироваться с выделением водорода. В результате получается твердый углеродистый осадок - кокс или сажа.

Влиять на состав продуктов термического процесса можно изменением температуры, давлением и временем контакта. При повышении температуры в продуктах накапливаются газообразные и твердые вещества и снижается доля жидких продуктов. При этом жидкие продукты обогащаются ароматическими соединениями, а газ - водородом и низшими углеводородами.

Снижение давления благоприятствует реакциям дегидрирования, большему выходу водорода и газообразных продуктов непредельного характера. Продолжительность контакта увеличивает долю высоковязких жидкостей (смол), твердых (кокса) и газообразных веществ.

С учетом вышеизложенного жидкофазный крекинг, целью которого является получение автомобильных бензинов, следует проводить при невысоких температурах, повышенном давлении во избежании сильного газообразования, с постоянным отводом целевого продукта для предотвращения вторичных реакций синтеза.

Каталитический крекинг  -  это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов при 470 - 540°С и давлении 0,13 - 0,15 МПа в присутствии катализаторов. В крекинг - установке происходит несколько процессов, основным из которых является превращение тяжелых фракций в бензин. Помимо бензина продуктом крекинга является полный набор углеводородов от метана до тяжелого газойля и остатка, включая кокс.

Риформинг - это каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций при температурах 480 - 540°С и давлении 2,0 - 4 МПа. Продуктом является высокооктановый компонент товарного автомобильного бензина с октановым числом до 100 и ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы). Сырьем являются бензиновые фракции, содержащие все типы углеводородов.

Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций проводятся в присутствии водорода и катализаторов при 260 - 430°С и давлении 2 - 32 МПа. Эти процессы увеличивают выход светлых нефтепродуктов и обеспечивают удаление примесей серы, кислорода и азота.

К гидрогенизационным процессам обычно относят: гидроочистку топливных (и масляных) фракций с целью удаления гетеросоединений сырья, а при более жестком режиме - гидрирования ароматических углеводородов; гидрообессеривание тяжелых нефтяных остатков с целью получения малосернистых котельных топлив или сырья для последующей глубокой его переработки (например, процессами каталитического крекинга).

1.4.         Процесс гидрогенизации.

Как известно, недостатком крекинга яв­ляется образование кокса, что обусловливает значительное умень­шение выхода крекинг - бензина. Для устранения коксообразования при крекинге необходим ввод водорода, восполняющего убыль из - за разложения легких продуктов, богатых водородом. Поэтому логическим продолжением обычного крекинга является крекинг в присутствии водорода. Промышленные процессы такого типа име­нуются гидрогенизационными. Гидрогенизация есть совокупность реакций присоединения водо­рода, протекающих под влиянием катализаторов в соответствую­щих условиях. Процессы гидрогенизации при нормальном давле­нии не нашли применения в нефтяной промышленности, так как они требуют очень «нежных» катализаторов (легко отравляемых сернистыми и другими вредными соединениями, всегда присут­ствующими в нефтепродуктах). При высокой температуре повы­шенное давление водорода не только предохраняет ароматические углеводороды от конденсации, но также способствует разложению нежелательных высококонденсированных ароматических углево­дородов. Гидрогенизационные процессы, применяемые в нефтяной про­мышленности, протекают в присутствии катализаторов при 250 - 430 °С, 300 -320 ат, объемной скорости 0,5 - 10 ч -  и циркуляции водородсодержащего газа 360—600 м3/м сырья. При этом про­исходит разложение высокомолекулярных соединений, в том числе содержащих серу и азот, с образованием сероводорода и аммиака. Катализаторы, применяемые при гидрогенизации, выполняют в основном две функции: гидрирующую (реакции с сернистыми, кислородными и азотистыми соединения­ми) и расщепляющую (крекирующую). В зависимости от свойств катализатора, от режима, качества сырья и целевого продукта гидрогенизационные процессы значи­тельно отличаются друг от друга. Эти процессы можно применять для синтеза ряда продуктов, например аммиака и метилового спир­та. С ними связано, производство твердых жиров из жидких, а также получение более качественных продуктов из угольных и сланцевых смол. В нефтеперерабатывающей промышленности применением гидрогенизационных процессов решена важная проблема переработки сернистых и высокосернистых нефтей с получением высококачественных нефтепродуктов и серы или серной кислоты. Направление и выбор конкретного процесса, как и подбор тех­нологии, зависят от цели, которую ставят производственники. Ос­новной целью гидрирования (или гидроочистки) обычно является улучшение качества продукта без значительного изменения его углеводородного состава. В других случаях требуется получать продукты с измененным углеводородным составом, и тогда прихо­дится осуществлять процессы деструктивной гидрогенизации и гидрокрекинга. В исследование гидрогенизационных процессов большой вклад внесли Н. Д. Зелинский, А. Е. Фаворский, С. В. Лебедев, С. А. Фокин, В. Н. Ипатьев, И. Д. Тиличеев, Д. И. Орочко, М. С. Немцов и В. П. Молдавский. Большое значение имеет проблема обеспечения гидрогенизационных установок водородом. Расход водорода зависит от условий процесса и состава перерабатываемого сырья. Чем выше давление и содержание серы в сырье, тем больше расход водорода. Так, при увеличении давления в три раза расход водорода возрастает в 3,2—3,3 раза. Расход водорода тем выше, чем большую роль в процессе играет крекирующая функция катализатора. Меньше всего водорода расходуется при гидроочистке дистиллятов, т. е. в процессах, где преобладает гидрирующая функция катализатора. При переработке фракций из одной и той же нефти расход во­дорода увеличивается по мере увеличения молекулярного веса фракции. Следует отметить, что специально получаемый водород значительно дороже водорода, получаемого при каталитическом риформинге.

 Основные параметры процессов. К основным параметрам гидрогенизационных процессов, как и других каталитических процессов, описанных ранее, относятся температура, давление, объемная ско­рость подачи сырья, количество циркулирующего водородсодержащего газа и содержание в нем водорода.  

С повышением температуры жесткость процесса возрастает, что приводит к снижению содержания серы, азота, кислорода и металлов в продуктах гидрогенизации. По мере повы­шения температуры расход водорода увеличивается, а затем может несколько снизиться, так как могут начаться реакции дегидриро­вания. При гидроочистке темпе­ратуру поддерживают в пределах 260—415 °С. Если температура выше, например 400—455 °С, преобладающими становятся реакции гидрокрекинга. 

Давление в гидрогенизационных процессах следует рассматри­вать комплексно — учитывать общее давление в системе и пар­циальное давление водорода в циркулирующем газе. С повышением парциального давления водорода увеличивается скорость гидриро­вания и достигается более полное удаление серы, азота, кислорода и металлов, а также насыщение непредельных углеводородов; на катализаторах, вызывающих деструкцию (гидрокрекинг), снижает­ся содержание ароматических углеводородов и асфальтенов и уменьшается закоксованность катализаторов, что увеличивает срок их службы. Целесообразно также поддерживать содержа­ние водорода в циркулирующем газе на максимально возможном уровне. Влияние парциального давления водорода на процесс гидро­очистки показано на рисунке 1. Процесс гидроочистки лучше вести при повышенном парциаль­ном давлении водорода - в циркулирующем газе должно быть 75 - 90 объемн.% , Н2 (во всяком случае, не менее 60 объемн,%).

Рисунок 1.

Влияние парциального давления водорода на степень гидрирования сернистых соединений в тяжелом циркулирующем крекинг-газойля: 1- степень обессеривания; 2 - расход водорода; 3 - снижение коксуемости. Если ресурсы водорода недостаточны, чтобы поддерживать данный режим, парциальное давление водорода приходится снижать, а для уменьшения расхода водорода - повышать температуру. Послед­нее обеспечивает усиление дегидрогенизации нафтеновых углево­дородов. Однако значительное повышение температуры усиливает реакции гидрокрекинга, что нежелательно, так как это уменьшает выход целевых продуктов и сокращает срок службы катализатора. Снижение давления в реакторах гидроочистки с 40 - 50 до 28 - 30 ат позволило сократить расход водорода на установке на 30% без ухудшения качества очистки.                             

Объемная скорость подачи сырья может сильно влиять на ре­зультаты гидрогенизации. Повышение скорости ведет к снижению интенсивности реакций, вследствие этого снижаются расход водо­рода и коксообразование. Чем легче продукт, подвергаемый гидри­рованию, тем более высокую объемную скорость можно поддер­живать в процессе. Обычно объемную скорость поддерживают на уровне 0,5 - 7 ч. При переработке продуктов, полученных из вторичных процес­сов, объемную скорость приходится снижать по сравнению со ско­ростью переработки продуктов такого же фракционного состава, но полученных при первичной переработке нефти. Так, при пере­работке фракции 240 - 350 °С первичной переработки сернистой нефти типа Ромашкинской объемную скорость можно поддержи­вать на уровне 4 ч, а при переработке такой же фракции и из той же нефти, но полученной на установках вторичной переработки (термического и каталитического крекинга), объемную скорость приходится снижать до 2 - 1,5 ч.

Важное значение имеет и содержание серы в перерабатываемом сырье: чем оно выше, тем ниже должна быть объемная скорость, так как скорость гидрирования органических сернистых соединений выше, чем для других соединений (за исключением кислородсодер­жащих). Выбор объемной скорости в значительной степени зависит от природы и фракционного состава сырья, а также от технологии его получения (первичная перегонка или вторичные процессы). При переработке того или иного сырья необходимо выдерживать объем­ные скорости, соответствующие данному сырью. Если на установ­ку направляется новый вид сырья, приходится менять объемную скорость, при этом меняется производительность установки и дру­гие параметры технологического режима. Если новое сырье, по сравнению с ранее перерабатываемым, позволяет повысить объем­ную скорость, производитель­ность установки будет повы­шаться.

Скорость гидрирования зависит не только от режима, но и от фазового состояния, актив­ности и структуры катализатора. Температура влияет не только на скорость реакций, протекаю­щих на поверхности катализатора, но и на диффузию (особенно в гетерофазных системах) к активным центрам внутри катализатора. Вследствие увеличения летучести углеводородов при повышении температуры уменьшается количество жидкой фазы, что ведет к увеличению скорости диффузии. Повышение температуры в целях увеличения скорости реакции может привести к нежелательным реакциям, что значительно снижает выход целевых продуктов в результате образования большого количества газа и кокса.

2.        Расчетная часть

2.1.         Выход продуктов процесса каталитического крекинга.

На установке гидрокрекинга (давление 9,5 МПа) можно получать  тя  -

желый газойль с пониженной плотностью и полным отсутствием полиарома-

тических углеводородов  Такой  газойль  имеет низкий  индекс   корреляции

(<20) и является удовлетворительным сырьем для процесса пиролиза, обеспе-

чивающим выход этилена на уровне 30% мас. при применении современных

трубчатых печей пиролиза /9, 11, 15, 19/.

В качестве сырья для  установок гидрокрекинга и  каткрекинга   применя- ется вакуумный дистиллят  широкого фракционного  состава (360-600°С), вы-

ход которого, для двинской нефти составляет:

7 000 000 × 0,2245 × 0,95 = 1 570 000 т/год

где 7 000 000 – мощность НПЗ, млн. т/год;

0,2245 – выход вакуумного дистиллята (360-600°С) на нефть;

0,95 – выход гидроочищенного дистиллята.

Из   этого  количества  сырья  для  установок   гидрокрекинга   берется   850 000

т/год с целью производства  тяжелого газойля – сырья  для  процесса   пироли  -

за. Тогда установка каткрекинга будет иметь производительность:

1 570 000 - 850 000 = 720 000 т/год.

На основании литературных данных в таблице 3 представлены результаты расчета количества сырья для процесса пиролиза, получаемого на установке гидрокрекинга /9, 11, 19/.

Таблица 3 – Выход сырья для процесса пиролиза на установке гидрокрекинга

Таким образом, для пиролиза на установках АВТ, каткрекинга и гидро-

крекинга получается сырье в количестве 421 500 т/год

в т.ч. рефлюкс с АВТ – 56 000 т/год;

рефлюкс с каткрекнига - 60 000 т/год;

рафинат с катриформинга – 150 000 т/год;

рефлюкс с гидрокрекинга – 25 500 т/год;

тяжелый газойль с гидрокрекинга – 130 000 т/год.

Этого количества сырья недостаточно, чтобы обеспечить производство

этилена на уровне 200000 т/год.

В связи с этим в сырье процесса пиролиза вовлекается гидроочищенное

прямогонное дизельное топливо в количестве:

670 000 – 421 500 = 250 000 т/год,

где,  670 000 – количество сырья для процесса пиролиза при производстве 200

000 т/год этилена, т/год.

В итоге на установке пиролиза (ЭП-200) получается этилен и пропилен

в количестве:

670 000 × (0,3 + 0,15) = 300 000 т/год

или

7 000 000 × 100 / 300 000 = 4,2% на нефть,

где, 0,3 и 0,15 – выход этилена и пропилена на сырье пиролиза, соответствен-

но.

Для производства жидких парафинов применяется процесс карбамидной

депарафинизации дизельных фракций или процесс адсорбции на цеолитах.

Производство жидких парафинов должно быть не менее 100 000 т/год при

содержании парафинов в сырье не менее 20% для обеспечения удовлетво-

рительной рентабельности их производства, что составляет около 1,4% на

нефть. В зависимости от применения жидких парафинов на установке АВТ

получают дизельные фракции соответствующего фракционного состава.

Например, если жидкие парафины применяют для производства a-

олефинов для депарафинизации получают фракцию дизельного топлива

240-380°С, для производства СЖК – фракция 240-370°С и т.п. /5/. Кроме то-

го производство продуктов для нефтехимического синтеза на НПЗ увеличи-

вается за счет производства серной кислоты или элементарной серы, при-

менения смолы пиролиза и ароматических углеводородов из гидростабиль-

ного бензина пиролиза.

В итоге на НПЗ мощностью 7 000 000 т/год двинской нефти можно по-

лучить продуктов для нефтехимического синтеза не менее 8,6 % мас. на

нефть:

140

ароматические углеводороды 3%

низшие олефины (этилен, пропилен) 4,2%

жидкие парафины 1,4%

ИТОГО 8,6%

С учетом производства серы, смолы пиролиза и т.п. выход этих продук-

тов будет значительно выше 8,6% на нефть, который определяется более точ-

но после составления материального баланса установок и НПЗ в целом.

Кроме вышеуказанных установок, обеспечивающих заданную глубину

переработки нефти и выход продуктов для нефтехимического синтеза, в по-

точную схему переработки включаются установки АГФУ для газов каталити-

ческого крекинга и ART, производства МТБЭ, диизопропилового эфира (ДИ-

ПЭ), алкилирование изобутана олефинами, производства серной кислоты и

водорода. В окончательном виде поточная схема глубокой переработки нефти

представлена на рис.1

Выход продуктов процесса крекинга смеси ГВГО и мазута принимаем

по данным фирмы UOP для МНПЗ, который представлен в таблице 4.4.

Таблица 4.4 – Материальный баланс процесса

Для данного материального баланса процесса глубина крекинга состав-

Ляет:

ГК = Г + Б + К = 17,79 + 48,80 + 4,80 = 71,60%,

где  Г, Б, К – выход газа, бензина и кокса, соответственно, % масс. на сырье.

2.2.Состав газообразных фракций

Состав газообразных фракций и выход их компонентов на сырье прини-

по данным МНПЗ (см. таблица 4.5).

продуктов

Плотность при  t 20°С, p20  =0,744

Малярная масса :

МБ = 103 = 69 + 0,18 · 105°С + 0,0014 · 1052

при  характеризующем факторе (К – фактор)

где 105°С (378 К) – температура выкипания 50% бензина, °С (К);

Таблица 4. 5 – Состав газообразных фракций

0,748 – плотность бензина при 15°С.

0,748 = 0,744 + 0,0042 (см. Гуревич И.Л. ТПНГ. Ч.1, стр.39).

Надо обратить внимание на выход сероводорода и иметь в виду, что вы-

ход сероводорода при каталитическом крекинге составляет ~38% от содержа-

ния серы в сырье (0,19/0,5), где 0,5 – содержание серы в сырье.

Легкий газойль

При расчете тепловых балансов энтальпии газообразных   продуктов

приняты на основе их молярной массы,  т.е. были приняты зависимости   эн -

тальпии от температуры для метана, пропана, бутана, которые были установ-

лены при расчете реактора катриформинга. Для паров сырья и жидких  про -

дуктов энтальпии определены на основе уравнения Воинова Б.П. (см. Гуревич

И.Л. ТПНГ. Ч.1, стр.71).                       

2.3.         Расчет первой реакционной зоны реактора.

Учитывая то, что в первой зоне пары сырья контактируют со свежим (регенериро-ванным) катализатором, а во второй и третьей зонах контакт паров сырья происходит с частично закоксованным катализатором, обладающим меньшей активностью, принимаем, что в первой зоне достигается глубина крекинга на 30% выше чем в других зонах, т.е. 72,5 · 1,3 = 94,2% от общей глубины крекинга.

Следовательно, в первой зоне глубина крекинга составит 71,6 · 0,942 = 67,48%

Для расчета принимаем 67%. Необходимо,  чтобы при   этой   глубине   кре -

кинга (67%) средняя температура реакционной смеси была не ниже 520-525°С

для получения максимального выхода бензина. Далее эта температура под-

тверждается расчетом теплового баланса этой зоны .

2.4 Температура выхода реакционной смеси из первой зоны.

Эта температура устанавливается на основе теплового баланса для первой

 зоны реактора (см. табл. 4.6). Принимается, что через первую зону прохо-

дит 97% циркулирующего катализатора, т.е.

1469000 · 0,97 = 1425000 кг/ч

где, 146900 – масса циркулирующего катализатора, т.е. масса катализатора

на выходе из стояка совместно с парами сырья, кг/ч;

3% катализатора осаждается из-за потери скорости его частиц при соприкос

новении со стенкой реактора.

Теплота реакции крекинга принята 289 кДж/кг сырья по данным фирмы

UOP (см. Manual MSCC, стр.VIII-27).

В первую реакционную зону поступает водяной пар из отпарной зоны

реактора в дополнение к водяному пару, полученному из кислой воды (12500

кг/ч) и затраченного на диспергирования сырья (2500 кг/ч). Расход водяного

пара, поступающего в первую зону из отпарной принимаем 3 кг/т циркули-

рующего катализатора или

3* 1469000/1000 = 4407 кг/ч (см. Manual MSCC, стр.III-7)

Общий расход водяного пара в первую зону составляет

12500 + 2500 + 4407 = 19407 кг/ч

Таблица 4.6 Тепловой баланс первой реакционной зоны реактора

Температуру равную 791 К (523°С) на выходе реакционной смеси из

первой зоны можно считать удовлетворительной.

Заключение

Наряду с большим количественным ростом, важной народнохозяйственной задачей нефтеперерабатывающей промышленности в ближайшие годы должно быть резкое улучшение качества бензинов, дизельных топлив, смазочных масел и других нефтепродуктов, а также полное обеспечение промышленности нефтехимического синтеза необходимым и высококачественным сырьем и полупродуктами.

Добыча и переработка нефти - дело непростое. Углубление переработки нефти позволяет выйти на целую гамму синтетических продуктов и материалов - пластмассы, каучуки, шину и др. они являются не только ценными экспортными продуктами, но и создают в ходе переработки сотни тысяч новых рабочих мест.

Разработана поточная схема НПЗ мощностью 7 млн. т/год двинской

нефти, позволяющая иметь выход суммы светлых 75% (при плане 72%)  и

нефтехимических продуктов 5% (при плане 4%), приведен расчет основных

аппаратов (печи, реакционной камеры, теплообменников) установки катали-

тического крекинга мощностью 0,8 млн. т/год и материальный баланс уста-

новок НПЗ в целом. Глубина переработки нефти обеспечена за счет приме-

нения установок гидрокрекинга, каталитического крекинга и АRT.

Увеличение объема производства нефтепродуктов, расширение их ассортимента и улучшение качества - основные задачи, по­ставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью в настоящее время. Решение этих задач в условиях, когда непрерывно возрастает доля переработки сернистых и высокосер­нистых, а за последние годы и высокопарафинистых нефтей, потре­бовало изменения технологии переработки нефти. Большое значение приобрели вторичные и, особенно, каталитические процессы. Производство топлив, отвечающих современным требова­ниям, невозможно без применения таких процессов, как каталити­ческий крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка, алкилирование и изомеризация, а в некоторых случаях –гидрокрекинг.

Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. В светлых нефтепродуктах нежелательными примесями являются сернистые соединения, нафтеновые кислоты, непредельные соединения, смолы и твердые парафины.

Гидроочистка применяется для удаления из сернистых соединений из топлив. Для этого в присутствии катализатора используют водород, который вытесняет из дистиллятов серу в виде сероводорода.

Промыш­ленные процессы основаны на контактировании сырья с активным катализатором в соответствующих условиях, при которых 95 - 99 вес. % исходного сырья превращается в очищенный продукт (гидрогенизат), одновременно образуется незначительное количество бензина. Для восстановления активности катализатор регенерируют. Наибольшее распространение получили установки с циркули­рующим катализатором в движущемся потоке и псевдоожиженном, или кипящем слое.

Список использованной литературы.

1.                Александрова В.И. Потребление нефти и ее продуктов (научно-технический журнал). - Изд-во МГГУ,- 2009. - 31 с.

2.                 Вержичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. Химия и технология нефти и газа: учебное пособие. - М., 2007. - 400 с.

3.                Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа, - М., 2002. - 360 с.

4.                Классификация продуктов переработки нефти (научно-технический журнал). - Изд-во МГГУ, - 2009. - 300 с.

5.                Мстиславская Л.П., Павлинич М.Ф., Филиппов В.П. Основы нефтегазового производства. - М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ", 2005. - 276 с.

6.                Орочко Д.И., Сулимов А.Д., Осипов Л.Н. Гидрогенизационные процессы в нефтепереработке. М., «Химия», 2001.

7.                Пичугин А.П. Переработка нефти. М., Гостоопттехиздат, 2010.

8.                Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Часть вторая. М., «Химия», 2008.

9.                Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке. М., «Химия», 2003.

10.         Тетельмин В.В., Язев В.А. Нефтегазовое дело. Полный курс. - Изд. Дом "Интеллект", 2009. - 800 с.

11.           Мстиславская  Л.П.,  Павлинич  М.Ф.,  Филиппов В.П.  Основы нефтегазового производства. - М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ", 2005. - 276 с.

12.       Эрих В.Н. Химия нефти и газа. - Изд-во "Химия", 2009. - 284 с.