Технологическая схема нефтеперерабатывающего завода

Технологическая схема нефтеперерабатывающего завода

Технологические установки переработки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они являются основой всех НПЗ. Здесь вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Установки первичной перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °С, то ее именуют атмосферной трубчатой (AT) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обессоливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ [7].

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ — AT, ЭЛОУ -АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т.д. На рис. 2 показана принципиальная технологическая схема такой установки, включающая 4 блока — ЭЛОУ, AT, ВТ и блок стабилизации и вторичной перегонки бензина (ВтБ).

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому – варианты переработки нефти.

На установках АТ осуществляют неглубокую нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн т/год. Небольшие по мощности установки (0,5 — 2,0 млн т/год) строились в основном до конца 1950-х гг. В 1960-х гг. было начато массовое строительство установок ЭЛОУ-АВТ вначале на 3, а затем на 6 и 8 млн т/год. Самая крупная установка АВТ мощностью 11 млн т/год была построена в 1975 г. в Антверпене. В те же годы в США были пущены две установки мощностью по 10,5 млн т/год. В последующем строительство таких мощных установок не велось, и в большинстве своем мощность установок ЭЛОУ-АВТ сохранилась на уровне 6-8 млн т/год как у нас в стране, так и за рубежом. В перспективе из-за дальнейшего падения добычи нефти не исключено, что более выгодными вновь станут установки АВТ средней и малой мощности (2-3 млн т/год) [7].

Рис 1 — Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ-АВТ:

1 — резервуар с нефтью;

3, 4 и 5 — отбензинивающая, атмосферная и вакуумная колонны;

7 и 8 — колонны стабилизации и вторичной перегонки;

9, 10 — атмосферная и вакуумная печи;

// — двухступенчатые пароэжекторные насосы;

/ — нефть, // и /// — углеводородный газ низкого и высокого давления;

IV — сжиженный газ;

V’ — головка бензина (Cf- 85 °С);

VI — бензиновая фракция (85-180 °С);

VII -нестабильный бензин;

VIII — отбензиненная нефть;

IX — тяжелый компонент бензина (100-180 "С);

Х- керосин (140-240 °С);

XI — дизельное топливо (200-350 ‘С),

XIII-смесь неконденсируемых газов;

XIV — легкая газойлевая фракция (до 300 °С);

XV — легкий вакуумный газойль (280-360 °С);

XVI — вакуумный газойль (350-500 °С);

XVII- гудрон (выше 500 °С);

ВП и KB — водяной пар и его конденсат;

ГС — горячая струя;

ВЦО и ПЦО -верхнее и промежуточное циркуляционное орошение

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). /

Первичная переработка нефти — это тепловой процесс, и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение, электроэнергия на перекачки, водяной пар). Удельные энергозатраты (расход энергоносителя, отнесенный к 1 т перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью 6 млн т/год составляют [7]:

— топливо, сжигаемое в печах, — 35-38 кг/т (отдельно для AT -20-25 кг/т);

— вода оборотная для охлаждения технологических потоков -3-7 м3/т;

— электроэнергия — 7-8 кВт • ч/т;водяной пар — 100-150 МДж/т.

Если перевести по соответствующим эквивалентам все эти энергоносители в топливный эквивалент, то на первичную перегонку 1 т нефти в среднем затрачивается 50 — 60 кг топлива с теплотой сгорания, близкой к теплоте сгорания нефти (или 60 -80 кг условного топлива).

Перегонка нефти на АВТ — это многоступенчатый процесс (обессоливание, отбензинивание, атмосферная и вакуумная перегонка, стабилизация и вторичная перегонка бензина), поэтому может рассматриваться как общий, так и поступенчатый материальный баланс перегонки нефти. В первом случае под материальным балансом понимают выход [в %(мас.)] всех конечных продуктов перегонки от исходной нефти, количество которой принимают за 100%. Во втором случае под материальным балансом каждой ступени понимают выход [в %(мас.)] продуктов перегонки на данной ступени (они могут быть не конечными, а промежуточными, как, например, в отбензиниваюшей колонне) от сырья данной ступени, которое принимается для каждой ступени за 100%.

Читайте также:  Как использовать старые ключи

Ниже речь пойдет об общем материальном балансе по конечным продуктам перегонки. Поступенчатый материальный баланс составляется при технологических расчетах АВТ.

Нефть (I)(100%) поступает на установку с содержанием минеральных солей от 50 до 300 мг/л и воды 0,5 — 1,0% (мае).

Углеводородный газ (II).Выход его от нефти зависит от содержания в ней растворенного после промысловой подготовки газа. Если нефть легкая (плотностью 0,8 — 0,85), то выход этого газа может составлять 1,5 — 1,8%(мас). Для тяжелых нефтей этот выход меньше [0,3 — 0,8%(мас.)], а для нефтей, прошедших стабилизацию, он равен нулю.

Из указанного выше общего выхода газа около 90% составляет газ, отбираемый в отбензинивающей колонне. В состав этого газа входят насыщенные углеводороды C1 — С4 с примесью С5. Низкое давление этого газа и его малые количества не позволяют использовать его на газофракционирующих установках (ГФУ) для выделения отдельных углеводородов, и этот газ часто используют как энергетическое топливо в печах АВТ. При достаточно высоком выходе этого газа (1,5% и выше) может быть экономически выгодным его сжатие газовым компрессором до более высокого давления (2-4 МПа) и переработка на ГФУ [6].

Сухой углеводородный газ стабилизации бензина (III) — это часть легких углеводородов C1 — C3, оставшаяся растворенной в бензине. Выход его невелик [0,1 — 0,2%(мас.)]. Давление его — до 1,0 МПа, поэтому он может направляться на ГФУ, но из-за малого количества направляется часто в газовую линию и сжигается в печах.

Сжиженная головка стабилизации бензина (IV)содержит в своем составе в основном пропан и бутаны с примесью пентанов. Выход ее также невелик [0,2 — 0,3%(мас.)]. Используется она в качестве компонента сжиженного бытового газа или газового моторного топлива для автомобилей (СПБТЛ или СПБТЗ).

Легкая головка бензина (V) — это фракция бензина н. к. -85 °С. Выход ее от нефти 4-6% (мае). Октановое число в зависимости от химического состава не превышает 70 (моторным методом), чаще всего составляет 60 — 65. Используется для приготовления нефтяных растворителей или направляется на каталитическую переработку (изомеризацию) с целью повышения октанового числа до 82 — 85 и вовлечения в товарные автомобильные бензины.

Бензиновая фракция 85 — 180°С (VI). Выход ее от нефти в зависимости от фракционного состава последней может колебаться в широких пределах, но обычно составляет 10 — 14%. Октановое число этой фракции бензина низкое (ОЧм = 45 т 55), и поэтому ее направляют на каталитическое облагораживание (каталитический риформинг), где за счет превращения н-алканов и нафтенов в ароматические углеводороды ее октановое число повышается до 88 — 92, и затем используют как базовый компонент автомобильных бензинов.

Керосин (X). Здесь могут быть два варианта отбора этого погона нефти. Один вариант — это отбор авиационного керосина — фракции 140 — 230 "С. Выход ее составляет 10 — 12% и она используется как готовое товарное реактивное топливо ТС-1. Если из нефти такое топливо получено быть не может (по содержанию серы, температуре начала кристаллизации или другим показателям), то первым боковым погоном Xв атмосферной колонне выводят компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Выход такого компонента (фракции 140 — 280 °С или 140 — 300 °С) составляет 14 — 18%(мас). Используется он либо непосредственно как компонент этих топлив (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуры помутнения и застывания), либо направляется на очистку от серы и выделение н-алканов (депарафинизацию).

Дизельное топливо (XI). Выход его 22 — 26%(мас), если потоком А" отбирается авиакеросин, или 10 — 12%(мас), если потоком Xотбирается компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Как правило, этот поток является компонентом зимнего или летнего дизельного топлива непосредственно (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуру помутнения) или после очистки от серы и н-алканов.

Легкая газойлевая фракция (XIV).Выход ее составляет 0,5 -1,0%(мас.) от нефти. Как уже отмечалось, это фракция 100 -250 °С, она является результатом частичной термодеструкции мазута при нагреве его в печи. В состав ее входят поэтому не только насыщенные, но и ненасыщенные алканы. Используют ее как компонент дизельного топлива, если последнее направляется на гидроочистку от серы, или направляют в легкое котельное топливо.

Легкий вакуумный газойль (XV) — фракция 240 — 380 °С, выход ее от нефти 3 — 5%(мас). По своим качественным показателям она близка летнему дизельному топливу XIи чаще всего поэтому смешивается с ним и соответственно используется [5].

Вакуумный газойль (XVI)- основной дистиллят вакуумной перегонки мазута по топливному варианту (если нефть не позволяет получать масла высокого качества). Пределы его кипения 350 — 500 °С (в отдельных случаях 350 — 550 °С). Выход от нефти соответственно составляет 21 — 25%(мас.) (или 26 — 30%). Используется в качестве сырья процесса каталитического крекинга (для получения высокооктанового бензина и других моторных топлив) или гидрокрекинга (для получения авиационного керосина или высокоиндексных масел). Использовать его можно или непосредственно [если содержание серы в вакуумном газойле ниже 0,5%(мас.)], или после очистки от серы и других примесей (азота, металлов).

Читайте также:  Сколько весит детский матрас

Если нефть (и соответственно мазут) позволяет получать высокоиндексные масла, то из вакуумной колонны 5 вместо одного погона XVIвыводят два погона масляных дистиллятов 350 -420 °С [выход от нефти 10 — 14%(мас.)] и 420 — 500 °С [выход 12 -16%(мас.)]- Оба погона направляют на очистку (от смол, высокомолекулярных ароматических соединений, парафина, серы) для получения из них базовых дистиллятных масел средней и высокой вязкости.

Гудрон (XVII)- остаточная часть нефти, выкипающая выше 500 °С, если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С. Выход его от нефти, в зависимости от содержания в ней асфальтосмолистых веществ и тяжелых углеводородных фракций, составляет от 10 до 20%(мас). В некоторых случаях, например при переработке тенгизской нефти, доходит до 5, а каражанбасской нефти — до 45%(мас).

Использование гудрона может быть осуществлено по нескольким вариантам [5]:

— как компонент тяжелых котельных топлив;

— как остаточный битум (если нефть позволяет его получить) или как сырье для получения окисленного битума;

— как сырье для коксования и получения из него ценного нефтяного кокса (если нефть малосернистая);

— как сырье для получения базового остаточного масла (для нефтей 1 и 2 групп и подгруппы).

Кроме перечисленных целевых конечных продуктов перегонки нефти на АВТ получается несколько отходов переработки, к числу которых относятся следующие.

Сточная вода ЭЛОУ- это в основном вода, использованная для промывки нефти от солей Количество этой воды достаточно велико — 1-3%(мас.) от количества перерабатываемой нефти (на установке ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн т/год это составит в сутки около 250 — 700 т).

Эта вода содержит растворенные минеральные соли, отмытые от нефти (от 10 до 30 г/л, рН 7,0 — 7,5), значительные количества деэмульгатора, а также эмульгированную в воде нефть (до 1%).

Из-за такого загрязнения сточная вода ЭЛОУ не может быть повторно использована в системе оборотного водоснабжения как хладагент и поэтому направляется на очистку. Очистка обычно многоступенчатая.

Конденсат водяного пара (KB).Водяной пар при первичной, перегонке используется как отпарной агент в ректификационных колоннах, как эжектирующий агент для отсоса парогазовой смеси из вакуумной колонны и как теплоноситель в ребойлерах. После конденсации все эти потоки образуют водяной конденсат разного качества.

Технологический конденсат (из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и поэтому загрязнен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 2,5 — 3,0% на нефть. Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода, либо на очистку, после чего может быть использован повторно для получения водяного пара.

Энергетический конденсат (из ребойлеров) является чистым и направляется на повторную генерацию водяного пара [5].

Неконденсируемый газ из эжекторов (XIII)представляет собой смесь легких углеводородов (до Q), сероводорода, воздуха и водяного пара. Выход смеси этих газов составляет в среднем около 0,05%(мас.) на исходную нефть (максимум — до 0,1%). Направляют газы в топку одной из трубчатых печей для дожига горючих составляющих.

Важной характеристикой работы АВТ является отбор суммы светлых дистиллятов и отбор суммы масляных дистиллятов.

Под термином “поточная схема” подразумевается определенная последовательность технологических процессов НПЗ. Условно эти процессы разделены на следующие группы:

первичная переработка (обессоливание и обезвоживание, атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка нефти, вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций);

термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз);

термокаталитические процессы (каталитические крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, селектоформинг);

процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация);

процессы производства масел и парафинов (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка);

процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

процессы производства ароматических углеводородов (экстракция, гидродеалкилирование, деалформинг, диспропорционирование).

В зависимости от ассортимента получаемой продукции, сочетания технологических производств, характера схемы нефтеперерабатывающие заводы делят на топливные, топливно-масляные заводы с нефтехимическими производствами.

Рис. 6.1. Поточная схема НПЗ неглубокой переработки сернистой нефти: АО–аминная очистка; ВПБ–вторичная перегонка бензина; ГИЗ–гидроизомеризация; ГФУ–газофракционирующая установка; КР–каталитический риформинг; ГО–гидроочистка; ЭЛОУ –АТ– электрообессоливающая и обезвоживающая установка с атмосферной перегонкой; Клаус–установка получения серы.

Заводы с неглубокой переработкой нефти по топливному варианту (рис. 6.1) до недавнего времени строились в тех районах, где отсутствуют другие источники органического топлива (уголь, природный газ), а для снабжения энергетических установок используется остаток от перегонки нефти – мазут. Из нефти выделяют изначально содержащиеся в ней светлые дистиллятные фракции, которые затем облагораживают с применением вторичных процессов – каталитического риформинга, изомеризации, гидроочистки. В схеме завода предусмотрено также получение жидкого парафина – сырья для биохимических производств и битума.

Рис. 6.2. Поточная схема НПЗ углубленной переработки сернистой нефти: Алк – алкилирование; ПТМБЭ и ПВ – производство МТБЭ и Н2 соответственно; ВБ – висбрекинг; СГК – селективный гидрокрекинг; КГДП – каталитическая гидропарафинизация; ВТ – вакуумная перегонка; КК – каталитический крекинг; АЛК – алкилирование; ГФУ – газофракционирующая установка; АГФУ – абсорбционногазофракционирующая установка; остальные обозначения как на рис. 6.1.

Помимо установок первичной перегонки и облагораживания светлых дистиллятов в состав завода включены установки гидрокрекинга, каталитического крекинга и коксования. На базе легких непредельных углеводородных фракций, полученных каталитическим крекингом и коксованием, может быть организовано производство высокооктановых компонентов автомобильного бензина–алкилата или метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ).

Читайте также:  Преимущества кухни до потолка

Производство масел из нефтей Урала, Поволжья и Западной Сибири включает (рис. 6.3) деасфальтизацию гудрона, селективную очистку узких масляных дистиллятов и деасфальтизата, депарафинизацию рафинатов селективной очистки, гидроочистку или контактную очистку депарафинированного масла, смешение очищенных остаточных и дистиллятных компонентов друг с другом и с композициями присадок.

Рис. 6.3. Поточная схема НПЗ глубокой переработки сернистой нефти: ЛК-6у – комбинированная установка неглубокой переработки нефти, включающая ЭЛОУ-АТ, ГО бензина, керосина, дизельного топлива, КР и ГФУ; КТ-1 – комбинированная установка, включающая ВТ, ГО вакуумного газойля, КК, ГФУ; ДА – деасфальтизация гудрона; ГК – гидрокрекинг; ПБ – производство битума; остальные обозначения как на рис. 6.1 и рис. 6.2

В табл. 17 приведены товарные балансы нефтеперерабатывающих заводов с различными схемами переработки нефти.

Таблица 17. Товарный баланс НПЗ при работе по различным вариантам

На примере схемы Московского нефтеперерабатывающего завода

Рис. 1.3. Технологическая (поточная) схема Московского НПЗ

Подготовка нефти, первичная переработка, получение битума. (ЭЛОУ, АТ-ВБ, АВТ-3, АВТ-6)

Сырая нефть проходит установки подготовки нефти (ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-6). Подготовка нефти заключается в удалении из сырой нефти хлористых солей кальция, магния, натрия и воды, растворимых в нефти, в виде эмульсии. Процесс ведётся за счёт воздействия специальных реагентов (деэмульгаторов) и электрического поля.

Обессоленная и обезвоженная нефть (содержание солей до 5 мг/л) поступает на установки первичной переработки нефти (АТ, АВТ-3, АВТ-6).

Установки первичной переработки нефти состоят из атмосферных блоков (АТ) в сочетании с вакуумными блоками (ВТ) на установках АВТ-3 и АВТ-6.

В атмосферной части путём ректификации (перегонки) нефти при определённой температуре и давлении отбираются светлые фракции нефтепродуктов: бензин, керосин, дизельное топливо. Остаток нефти после атмосферной перегонки (мазут>350 °С) направляется на вакуумные блоки установок АВТ-3 и АВТ-6, где при остаточном давлении 40-60 мм. рт. ст. из мазута отгоняется дополнительное количество вакуумных дистиллятов (350-530 °С), которые направляются на процессы глубокой переработки нефти (установка Г-43-107).

Остаток вакуумной перегонки — гудрон (фр. 500 °С) направляется на производство нефтебитума и на смешение котельного топлива (топочного мазута), а также на установку висбрекинга для снижения вязкости гудрона (особенно в зимний период).

В основу технологического процесса получения битумов положен метод непрерывного окисления гудрона кислородом воздуха в аппаратах колонного типа при определенной температуре:

— для дорожных битумов 250-2900С

— для строительных не выше 3200С.

На блоке висбрекинга установки АТ-ВБ остаток вакуумной перегонки — гудрон подвергается термическому крекированию при температуре 440-4500С и давлении 22 кгс/см2.

Полученные жидкие нефтепродукты остаток висбрекинга и бензин — отгон направляются на смешение котельного топлива.

нефтеперерабатывающий электроснабжение ток замыкание релейный

Вторичные процессы (22-4, 35-11/1000, 35-11/300, 24/5, 24-2000, ГФУ)

Бензиновые фракции, получаемые с блока атмосферной перегонки установок АТ, АВТ-3, АВТ-6, подвергаются стабилизации (удалению легких газообразных углеводородов) и разгонке на отдельные фракции установки вторичной перегонки бензинов (22-4) и блоке стабилизации вторичной перегонки, входящем в состав комбинированной установки АВТ-6.

После стабилизации и вторичной перегонки более тяжелая бензиновая фракция с пределами кипения 85-180 °С направляется на установки каталитического риформинга Л-35-11/300М и ЛЧ-35-11/1000, где в присутствии платинорениевых катализаторов при высокой температуре (до 520 °С) и давлении (15; 35 кгс/см2) происходят процессы облагораживания бензина (его ароматизация) для повышения основной характеристики автомобильного бензина — октанового числа с 60 пунктов до 94-97 пунктов и.м.

Полученный после установок каталитического риформинга высокооктановый компонент поступает в парк смешения товарных бензинов, куда также поступают и легкие прямогонные фракции бензина, выкипающие до 85 °С.

Керосиновый дистиллат с атмосферной части установок АТ, АВТ-3, АВТ-6 выводится как компонент реактивного топлива ТС-1.

Часть из него подвергается гидрообессериванию на установке гидроочистки 24-5 (п. б.) для снижения содержания меркаптановой серы. Гидроочищенный компонент смешивается с прямогонным в требуемом соотношении и выпускается как товарное топливо ТС-1 (высшего сорта).

Дизельные фракции (компоненты дизельного топлива) подвергаются следующим процедурам.

Легкий компонент диз. топлива (фракция 180-240 °С) используется для получения товарного зимнего дизельного топлива или как компонент летнего топлива.

Фракция 240-380 °С направляется на установки гидроочистки (24-5 л. б, 24-2000), где в присутствии водорода на катализаторах происходит разложение сернистых соединений до сероводорода, который потом отделяется от реакционной массы и выделяется из газов в процессе очистки МЭА.

В результате гидроочистки содержание серы в дизельном топливе снижается с 0,8-1,0% до 0,05% (на высокоактивных катализаторах).

Гидроочищенный компонент поступает в товарный цех на компаундирование товарного дизельного топлива.

Смесь газовых компонентов, которые выделяются в процессе стабилизации прямогонных бензинов и бензинов каталитического риформинга (рефлюкс стабилизации) с установок АВТ-6, 22-4 и 35-11/1000 в сжиженном виде направляются на газоразделение — установку газофракционирования ГФУ-2. На установке ГФУ за счёт ректификации выделяют (пропан+бутан) и остаток (пентан и выше).

Смесь пропана и бутана поступает на компаундирование для получения бытового сжиженного газа (установка газораздачи); остаток (газовый бензин) на смешение в товарный бензин.

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector