Будь умным!

У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.net

История завода 4 2

Работа добавлена на сайт samzan.net:

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 24.11.2024

СОДЕРЖАНИЕ

1. История завода 4

2. Состав завода 11

3. Продукция завода 12

4. Технологические установки

4.1. Установка ЭЛОУ-АВТ-6

4.1.1. Блок атмосферной перегонки нефти установки

ЭЛОУ-АВТ-6 25

4.1.2. Блок вакуумной перегонки мазута установки

ЭЛОУ-АВТ-6 28

4.1.3. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6 32

4.2. Технология процесса каталитического крекинга

4.2.1. Значение и назначение процесса 36

4.2.2. Сырье каталитического крекинга 36

4.2.3. Коксообразование 37

4.2.4. Технологическая схема установки каталитического

крекинга с прямоточным лифт-реактором 40

4.3. Каталитическое О-алкилирование метанола изобутиленом 44

4.3.1. Основы управления процессом О-алкилирования

метанола изобутиленом 45

4.4. Процесс каталитического риформинга 51

4.4.1. Установки каталитического риформинга со

стационарным слоем катализатора 52

4.4.2. Установки каталитического риформинга с

непрерывной регенерацией катализатора 55

4.5. Промышленные процессы гидрооблагораживания

дистиллятных фракций 57

4.5.1. Технологическая схема установки гидроочистки

дизельного топлива ЛЧ-24-2000 61

4.5.2. Гидроочистка вакуумных дистиллятов 63

4.6. Процессы гидрокрекинга нефтяного сырья 65

4.6.1. Легкий гидрокрекинг вакуумного газойля 66

4.6.2. Гидрокрекинг вакуумного дистиллята при 15 МПа 68

4.7. Гидроочистка дизельных топлив 71

5. Список литературы 76

1. ИСТОРИЯ ЗАВОДА

В апреле 1935 года в районе д. Щелчки было начато строительство Уфимского крекинг-завода, сырьем для которого должна была стать ишимбайская нефть.

В сентябре 1936 года была пущена опытная установка, моделирующая атмосферно-вакуумную трубчатку (АВТ), колонны риформинга и каталитического крекинга, все многообразные агрегаты нефтеперерабатывающего завода.

Строительство Уфимского Крекинг-завода осуществлялось в три очереди.

На первой очереди технологическая схема включала атмосферно-вакуумную трубчатку (АВТ), установки риформинга и термического крекинга, обеспечивающие максимальный отбор светлых нефтепродуктов из исходной нефти, установки сернокислотной очистки крекингового бензина и его вторичной перегонки.

Пробный пуск АВТ состоялся в январе 1937 года. Больше года понадобилось для устранения обнаруженных недостатков. 20 июня 1938 года установка АВТ дала первые 117 тонн бензина прямой гонки. В начале 1939 года вместе с эксплуатацией первой установки шла обкатка риформинга, завершился монтаж установок термического крекинга, сернокислотной очистки бензина, вторичной перегонки, то есть заканчивалось строительство первой очереди.

К концу 1940 года вступили в строй установки второй очереди: комбинированная установка термического крекинга (крекинг-установка "Луммус"), вторая часть установки вторичной перегонки (ВП-2-3), вторая сернокислотная установка фенолятной очистки газов от сероводорода, газофракционирующая установка, асфальтовый завод, давший первый уфимский битум.

В 1941 году сданы в эксплуатацию установки третьей очереди: полимеризации, гидрогенизации. Ввод этих установок в эксплуатацию позволил обеспечить выработку технического изооктана для приготовления авиационных бензинов. К концу 1941 года Уфимский крекинг завод представлял собой крупное предприятие, оснащенное по последнему слову техники.

В мае 1942 года группа рационализаторов УНПЗ и сотрудников ЦНИЛ (Д.Д. Стром, И.И. Кантор, Я.И. Середа, Л.Б. Элькинд, М.Х. Мавлютова, O.A. Чернявская) предложили получать новый деэмульгатор из недефицитного местного сырья. В конце 1944 года установка для выработки НЧК была пущена в эксплуатацию.

В 1943 году Уфимский нефтеперерабатывающий завод произвел продукции в 2 раза больше, чем в 1940 году. За время войны переработка нефти здесь увеличилась более чем в 1,5 раза, выпуск продукции почти утроился. Более 3,5 млн. тонн горючего, сотни тонн сырья для производства взрывчатых веществ дал завод фронту.

На базе "отходов" Уфимского нефтеперерабатывающего завода в 1943 году построили и запустили в эксплуатацию установку по производству пиробензола и толуола. Масштабы нефтехимических производств были очень скромными, однако зарождение нефтехимии в Башкирии произошло уже в эти годы.

В послевоенный период завод продолжает интенсивно развиваться. В 1946 году вводится в эксплуатацию установка электрообессоливания ЭЛОУ-1. В 1948 году вступили в строй установка прямой перегонки нефти (АВТ-2) и установка по производству фосфорного катализатора для полимеризационной и алкилирующей установок. В 1948 году было закончено строительство установки алкилирования изобутана бутиленами с целью получения алкилбензина. В этом же году закончен монтаж установки по получению изопропилбензола. Технический изопропилбензол использовался как компонент при приготовлении авиационных бензинов и как сырье для получения химически чистого изопропилбензола, используемого в технологии производства синтетического каучука. В 1950 году вводится в эксплуатацию ЭЛОУ-2, что значительно увеличивает возможности завода по подготовке нефти для переработки. В 1948 году начинается строительство двух блоков каталитического крекинга и цеха по производству алюмосиликатного катализатора. В 1951 г. вступил в строй цех по производству шарикового алюмосиликатного катализатора. В 1952 году вводятся в эксплуатацию оба блока установки каталитического крекинга и осваивается переработка тяжелого вакуумного газойля. Впервые в нефтяной практике Востока на Уфимском нефтеперерабатывающем заводе были освоены процессы каталитического крекинга на шариковом алюмосиликатном катализаторе. В 1959 году впервые в стране на заводе стали перерабатывать высокосернистую нефть.

Рост добычи высокосернистых нефтей в Башкирии увеличил их содержание в общем балансе сернистых нефтей, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы г. Уфы (табл. 1).

Таблица 1

Переработка высокосернистой нефти на заводах Уфимского комплекса (%)

Заводы	Год
	1963	1964	1965	1966	1967	1968	1969	1970	1971	1972	1973
ОЛУНПЗ	20,6	87,6	98,1	95,7	98,8	94,3	99,7	96,0	94,0	96,0	95,0
НУОЛНПЗ	-	3,3	9,4	17,4	26,5	42,4	49,3	40,0	36,4	21,8	30,8
УНПЗ им. XXII съезда КПСС	-	4,6	29,1	56,3	63,3	62,3	62,6	64,1	56,3	58,0	32,0

В 60-х годах на заводе была проведена большая работа, направленная на усовершенствование технологии, дооборудование установок, модернизацию оборудования, борьбу с коррозией. Более 70 % технологических объектов подверглись коренной реконструкции и модернизации с целью их приспособления к переработке нового вида сырья - высокосернистых нефтей.

Динамика переработки нефти и выпуска основных видов товарной продукции в этот период представлены в табл. 2.

Таблица 2

Динамика переработки нефти и выпуска основных видов товарной продукции на УНПЗ за 1957-1967 г.г.

	Год
	1957	1958	1959	1960	1961	1962	1963	1964	1965	1966	1967
Объем переработанной нефти, тыс. тонн	4153,6	4435,1	4393,9	4563,4	4248,8	4234,8	4555,0	4384,5	4761,1	4902,1	5089,7
Выработано, тыс. тонн
Бензин А-56 неэтил.	-	-	53,0	119,4	-	-	422,3	-	-	-	-
Бензин А-66 этил.	813,3	827,2	876,9	758,7	827,6	783,3	414,7	657,5	462,1	9,6	472,0
Бензин А-66 неэтил.	-	-	-	-	-	-	-	104,0	228,1	543,0	-
Бензин А-72	-	-	-	-	3,8	44,8	95,7	84,1	242,5	267,5	295,5
Бензин А-76	-	-	-	-	-	14,9	-	29,8	19,1	127,8	180,3
Бензин «калоша»	15,5	14,3	9,1	3,5	-	-	-	-	-	-	-
Экстракционный бензин	1,8	-	1,4	-	3,9	4,4	3,2	3,3	-	-	-
Уайт-спирит	-	0,8	11,6	23,9	24,2	48,9	46,0	46,0	46,2	50,6	29,2
Керосин	550,4	398,1	230,5	219,0	139,1	62,5	213,4	-	-	-	35,4
Дизельное топливо	910,3	1067,1	904,0	879,0	872,5	1194,2	1440,1	1396,3	1623,9	1408,5	1539,3
Битум	161,9	155,9	173,8	238,5	226,2	190,5	202,6	191,8	210,2	224,8	251,2
Мазут	1471,7	1740,7	1816,3	1784,0	1701,1	1549,1	1713,0	1891,7	2162,5	2229,8	22225,9

Крупным комплексным мероприятием стала реконструкция установок переработки нефти: ABT-l, АВТ-2, КУ-1, КУ-2, в результате которой мощность процессов возросла на 28 - 30 %.

В 1960 году на заводе началось строительство по проекту Ленгипрогаза первой отечественной крупнотоннажной установки гидроочистки дизельного топлива (Л-24-5). Ввод в эксплуатацию в 1963 году двух блоков установки гидроочистки дизельного топлива, содержащего до 2,7 % серы, позволил выпустить малосернистое топливо. Последующий ввод в эксплуатацию установки гидроочистки дизельного топлива новой модификации (Л-24-7) создал условия для выпуска топлива с 0,2 % серы. В 1976 году этому продукту был присвоен государственный Знак качества.

В 1962 году на УНПЗ введена в эксплуатацию установка ЭЛОУ-3 с шаровыми дегидраторами, на которой была освоена технология обессоливания и обезвоживания арлано-чегмагушской нефти с использованием в качестве деэмульгатора НЧК. С 1964 года на установках ЭЛОУ частично стал применяться деэмульгатор - дисольван.

Для производства высокооктановых товарных бензинов построена в 1964 году одна из первых в стране установка каталитического риформинга Л-35-5, а затем модернизированная установка Л-24-300. Благодоря применению катализатора АП-56 налажено производство этилированного бензина А-76.

С использованием оборудования блока прямой перегонки нефти установки "Луммус" создан блок вторичной перегонки бензина из высокосернистой нефти с получением фракций н.к. - 85 °С (компонента бензина А-76) и 85 -180 °С (сырья установки Л-35-5). С применением катализатора АП-64 налажен выпуск высокооктанового платформата и бензина АИ-93.

В эти же годы введены в эксплуатацию установка по производству меднохромовых катализаторов ГИПХ-105, установки инертного газа, элементарной серы.

В рекордно короткий срок построена установка ЭЛОУ-АВТ-6 для переработки западносибирских нефтей (менее сернистых и с большим содержанием светлых фракций). Пуск ее в 1974 году позволил заводу увеличить мощности по переработке нефти до 10 млн. т.

В 80-е годы была начата переработка газовых конденсатов Оренбургского и Карачаганского месторождений с высоким содержанием светлых фракций (до 87 %). Первый опыт показал, что высокое содержание в них сернистых соединений, особенно меркаптанов, и специфический углеводородный состав требуют применения нетрадиционных технологий их переработки.

В связи с этим на УНПЗ были начаты работы по созданию технологий и схем квалифицированной переработки газовых конденсатов. Технология переработки газового конденсата была освоена на реконструированных установках АВТ-2, Л-24-5 и вновь построенной установки изориформинга.

В 90-е годы снижение добычи нефти как в Башкортостане, так и в целом по стране повлекло за собой падение объемов нефтепереработки в республике. Общий объем переработанной нефти (включая газовый конденсат) в 1994 г. составил 27,7 млн.т, что почти в 2 раза меньше, чем в 1990 г. (49,9 млн. т). Имея среднюю мощность нефтеперерабатывающих заводов по первичной переработке нефти 13 млн. т/год, на начало 1995 г. получено лишь 3,7 млн. т/год.

Еще в 1985 г. на Уфимском НПЗ была разработана программа технического перевооружения, обеспечивающая углубление переработки нефти до 75,6 %. Главное ее мероприятие - развернувшееся в 1986 г. строительство комплекса Г-43-107 М/1.

В марте 1995 года введен в эксплуатацию комплекс Г-43-107 М/1, который включает процессы гидроочистки вакуумного газойля, каталитического крекинга в прямоточном реакторе (технология IFP-TOTAL), газофракционирования, получения МТБЭ (метил-трет-бутилового эфира), водорода и газовой серы, а также азотно-кислородную станцию, резервуарный парк и природоохранные объекты.

Располагая современными технологическими процессами и оборудованием, завод способен выпускать топлива, отвечающие по качеству международным требованиям: автобензины неэтилированные с содержанием бензола менее 5 % марок АИ-95, АИ-93, АИ-92, АИ-91 и А-76; дизельные топлива летней, зимней и арктической марок с содержанием серы 0,2 и 0,05 %; мазут марок М40, М100 с содержанием серы до 3,5 %; большой ассортимент сжиженных газов (бутан технический, пропан-бутан-пентановая, пропан-пропиленовая, бутан-бутиленовая и пентан-изопентановая фракция, сжиженные газы для коммунально-бытового потребления), а также серу газовую комовую и жидкую сорта 9998, жидкий азот и кислород.

2. СОСТАВ ЗАВОДА

На сегодняшний день Уфимский нефтеперерабатывающий завод представляет собой классический НПЗ топливного профиля, включающий следующие основные технологические установки:

установка первичной переработки нефти - ЭЛОУ-АВТ-6;
комплекс каталитического крекинга Г-43-107М/1;
установка процесса висбрекинга гудрона;
установка риформинга;
установки гидроочистки Л-24-5, Л-24-7 ;
установка производства элементарной серы.

3. ПРОДУКЦИЯ ЗАВОДА

Авиакеросин Б-91/115
Бензин автомобильный экспортный АИ-92
Дизельное топливо Л-62-0,2 и З-35-0,2
Жидкая и комовая техническая сера сорта 9995
Зимнее дизельное топливо Дзп-0,2 (с депрессорной присадкой)
Кокс
Мазут марок М-40 и М-100, VI вида
Масла моторные для автотракторных дизелей М-8Г2, трансмиссионные и специального назначения
Нефтяные битумы (сырье), а также строительные и дорожные битумы
Нефтяные растворители
Неэтилированные автомобильные бензины марок Нормаль-80 и Премиум-95
Печное топливо
Сырье для техуглерода, сжиженные газы
1. Нефть

Нефть — природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений. Относится к каустобиолитам (ископаемое топливо). Подавляющая часть месторождений нефти приурочена к осадочным породам. Цвет нефти варьирует в буро-коричневых тонах (от грязно-жёлтого до тёмно-коричневого, почти чёрного), иногда она бывает чисто чёрного цвета, изредка встречается нефть окрашенная в светлый жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная, а также насыщенно-зелёная нефть. Имеет специфический запах, также варьирующий от легкого приятного до тяжелого и очень неприятного. Цвет и запах нефти в значительной степени обусловлены присутствием азот-, серо- и кислородсодержащих компонентов, которые концентрируются в смазочном масле и нефтяном остатке. Большинство углеводородов нефти (кроме ароматических) в чистом виде лишено запаха и цвета.

Физические свойтва

Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220—400 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой.

Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых нефтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %). Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных не́фтей, добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость [удельная] от 2∙10−10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1.

Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35[3] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.

Химический состав.

Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1—4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси.

По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости в том числе нефти) делятся на:

— фонтан (выход флюида осуществляется за счёт разности давлений)

— газлифт

— установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)

— ЭВН установка электро-винтового насоса (УЭВН)

— ШГН (штанговые насосы)

2. Бензин

Бензин - горючая жидкость, смесь жидких углеводородов (парафиновых, нафтеновых, ароматических и непредельных), кипящих при температуре от 30 до 205°. Применяется в качестве моторного топлива; в качестве растворителей в лакокрасочной, резиновой, пищевой промышленности; для химической чистки одежды бензин получают из нефти (естественный) и из каменного и бурого углей (искусственный). Бензин - прозрачная бесцветная или подкрашенная жидкость, легче воды, имеет характерный "бензиновый" запах; замерзает при температуре ниже -60°; легко испаряется, причем пары бензина с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывчатые смеси; легко воспламеняется, температура вспышки ниже 0°, огнеопасен. По способу пр-ва нефтяные бензины подразделяются на два основных вида: 1) бензин прямой перегонки - получаемый в качестве легкого погона при перегонке нефти. 2) Крекинг – бензин получают из высококипящих нефтепродуктов - газойля, солярового масла, мазута, реже самой нефти с целью получения легкого моторного топлива - бензина. Различают бензин термического крекинга, полученные при темп-рах 470-520°, и бензин каталитического крекинга, полученные с применением катализаторов при более низких темп-рах. Бензин термического крекинга содержит большое количество непредельных углеводородов, часть которых при хранении легко окисляется, полимеризуется и образует смолы. Чтобы сделать эти бензины более стабильными, их подвергают очистке и добавляют антиокислитель. Бензин термического крекинга применяют главным образом в качестве автомобильного топлива. Бензин каталитического крекинга отличается повышенной стабильностью, занимая промежуточное положение между бензином прямой перегонки и бензином термического крекинга. Он отличается повышенным содержанием ароматических углеводородов, следовательно более высокими октановым числом (77-80) и сортностью (до 135). Основными показателями, характеризующими топливные свойства бензина, являются: фракционный состав (пределы перегонки), упругость паров и октановое число.

Фракционный состав определяется перегонкой 100 мл бензина; обычно отмечается температура начала перегонки 10-, 50- и 90%-ного отгона и конца перегонки 97,5%-ного отгона. Чем ниже температура выкипания первых 10% топлива, тем лучше пусковые свойства бензина, т. е. тем легче на таком топливе запустить двигатель. Чем ниже температура выкипания 50% топлива, тем лучше прогрев и устойчивость работы двигателя на данном сорте топлива. Чем ниже температура выкипания 90% топлива, тем полнее испарение топлива и тем равномернее распределение смеси по цилиндрам в двигателе.

Упругость паров ограничивает присутствие в бензине сильно летучих фракций, т. к. легкая испаряемость приводит к повышенным потерям при хранении и транспортировании, к образованию паровых пробок в бензинопроводах двигателей и созданию пожарной опасности. Бензин, применяемый как моторное топливо, должен обладать определенной стойкостью к детонации (чрезвычайно быстрому, приближающемуся к взрыву, процессу горения топливной смеси), нарушающей нормальную работу двигателя. Непосредственную оценку антидетонационных свойств бензина дает наивысшая допустимая степень сжатия (НДСС). Чем выше антидетонационные качества бензина и НДСС, тем ниже удельный расход топлива и больше мощность, которую можно получить от двигателя.

Для характеристики антидетонационных свойств служит также октановое число. Октановое число топлива, определяемое на специальных моторных установках, численно равно процентному содержанию изооктана в смеси с гептаном, равноценной по детонационной стойкости испытываемому топливу. Для определения октанового числа топливо сравнивается с эталонами, в качестве которых берут изооктан, обладающий высокой детонационной стойкостью (условно 100 октановых единиц), и гептан, детонационная стойкость которого приравнивается к нулю. Чем больше октановое число, тем выше детонационная стойкость бензина.

Бензин не должны содержать водорастворимых кислот и щелочей (во избежание коррозии соприкасающегося с ними металла), а также воды и механических примесей.

3. Керосин

Керосин — горючая смесь жидких углеводородов (от C8 до C15) с температурой кипения в интервале 150—250 °C, прозрачная, бесцветная (или слегка желтоватая), слегка маслянистая на ощупь.

Получается путём перегонки или ректификации нефти, а также вторичной переработкой нефти. При необходимости подвергается гидроочистке.

Керосин применяют как реактивное топливо, горючий компонент жидкого ракетного топлива, горючее при обжиге стеклянных и фарфоровых изделий, для бытовых нагревательных и осветительных приборов, в аппаратах для резки металлов, как растворитель (например для нанесения пестицидов), сырьё для нефтеперерабатывающей промышленности. Керосин может использоваться как заменитель зимнего и арктического дизтоплива для дизельных двигателей, однако необходимо добавить противоизносные и цетаноповышающие присадки; цетановое число керосина около 40, ГОСТ требует не менее 45. Для многотопливных двигателей (на основе дизельного двигателя) возможно кратковременное применение чистого керосина и даже бензина АИ-80. Зимой допускается добавление до 20 % керосина в летнее дизельное топливо для снижения температуры застывания, при этом не ухудшаются эксплуатационные характеристики. Также керосин — основное топливо для проведения фаер-шоу (огненных представлений), из-за хорошей впитываемости и относительно низкой температуры горения. Применяется также для промывки механизмов, для удаления ржавчины.

4. Дизельное топливо

Дизельное топливо – это жидкий продукт, который используется в качестве топлива в дизельном двигателе. Дизтопливо получают при перегонке нефти из керосиново-газойлевых фракций. Представляет собой довольно вязкую и трудноиспаряющуюся горючую жидкость. Состоит в основном из углерода, а также содержит небольшое в процентном соотношении содержание водорода, кислорода, серы и азота.

Область применения дизельного топлива достаточно широка. Основные же его потребители – грузовой автотранспорт, водный и железнодорожный транспорт, сельскохозяйственная техника. Кроме того, остаточное диз топливо (или соляровое масло) часто используется в качестве котельного топлива, в смазочно-охлаждающих средствах при механической и закалочных жидкостях при термической обработке металлов, а также для пропитывания кож.

Основным показателем дизельного топлива является так называемое цетановое число (Л-45). Цетановое число показывает способность дизтоплива к воспламенению в камере сгорания и характеризует промежуток времени, через который воспламеняется горючее, поступившее в цилиндры. Чем короче данный промежуток, тем дольше сгорает дизтопливо и плавнее нарастает давление газов в цилиндрах.

Другие показатели дизельного топлива: вязкость, содержание серы, содержание воды, плотность топлива, температура помутнения, возгонка, несгораемые шлаки, смазывающая способность.

5. Мазут

Мазу́т (также костр. мазу́та; возможно, от арабского "мазхулат" — "отбросы") — жидкий продукт тёмно-коричневого цвета, остаток после выделения из нефти или продуктов её вторичной переработки бензиновых, керосиновых и газойлевых фракций, выкипающих до 350—360°С. Мазут представляет собой смесь углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000), нефтяных смол (с молекулярной массой 500—3000 и более), асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих металлы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca). Физико-химические свойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгона дистиллятных фракций.

Мазут представляет собой смесь углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000), нефтяных смол (с молекулярной массой 500—3000 и более), асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих металлы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca). Физико-химические свойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгона дистиллятных фракций и характеризуются следующими данными : вязкость 8—80 мм²/с (при 100 °C), плотность 0,89—1 г/см³ (при 20 °C), температура застывания 10—40°С, содержание серы 0,5—3,5 %, золы до 0,3 %, низшая теплота сгорания 39,4—40,7 МДж/моль.

Мазут применяют в качестве топлива для паровых котлов, котельных установок и промышленных печей. Выход мазута составляет около 50% по массе в расчете на исходную нефть. В связи с необходимостью углубления ее переработки мазут во все большем масштабе подвергают дальнейшей переработке, отгоняя под вакуумом дистилляты, выкипающие в пределах 350-420, 350-460, 350-500 и 420-500 °С. Вакуумные дистилляты применяют как сырье для получения моторных топлив и дистиллятных смазочных масел. Остаток вакуумной перегонки мазута используют для переработки на установках термического крекинга и коксования, в производстве остаточных смазочных масел и битума.

6. Гудрон

Гудрон — остаток, образующийся в результате отгонки из нефти при атмосферном давлении и под вакуумом фракций, выкипающих до 450—600 °C (в зависимости от природы нефти). Гудрон представляет собой вязкую жидкость или твердый асфальтоподобный продукт черного цвета с блестящим изломом.Гудрон используется для производства дорожных, кровельных и строительных битумов, малозольного кокса, смазочных масел, мазута, горючих газов и моторного топлива.

7. Сухой газ

Сухой газ — природный горючий газ из группы углеводородных, характеризующийся резким преобладанием в его составе метана, сравнительно невысоким содержанием этана и низким — тяжелых углеводородов. К сухим газам относят попутный газ нефтяных месторождений (нефтяной газ), претерпевший окисление. В промысловых условиях получается путем очистки природного газа от тяжелых углеводородов, водяных паров, сероводорода, механических примесей на установках комплексной подготовки газа и газоперерабатывающих заводах. Сухой газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен содержать не более 20 г/куб. м сероводорода и иметь относительную влажность до 60–75%.

Сухие газы, содержащие непредельные углеводороды, получаются в процессах термического и каталитического крекинга и при коксовании. Смесь этих газов очищается от сероводорода и используется в качестве топлива на НПЗ. Состав топливного газа зависит от схемы переработки нефти на данном заводе, а также от того, эксплуатируется в данный момент та или иная установка. Расход газа в качестве топлива для печей паровой конверсии составляет 70 - 90 % от расхода сырьевого газа.

Сухие газы каталитического и термического крекингов используются в значительных количествах на собственные нужды НПЗ для топливных целей. Их ресурсы, остающиеся неиспользованными, могут быть направлены на пиролиз, но они все больше вытесняются другими, более эффективными видами сырья.

8. Жирный газ

Жирный газ - это газ, в котором тяжелые углеводороды содержатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины. Сухим принято считать газ, в 1 м3 которого содержится меньше 60 г газового бензина, а жирным если в 1 м3 содержится более 60 г газового бензина.

Жирный газ содержит значительное количество тяжелых углеводородов - нептана, пропана и бутана, которые называются газовым бензином.

Жирный газ, выделившийся в рефлюксной емкости дросселируется и вместе с газом из сепаратора низкого давления направляется в общезаводское хозяйство.

9. ППФ

Пропан-пропиленовая фракция (ППФ), получаемая в процессе переработки нефти, является сырьем для производства огромного количества разнообразных синтетических продуктов, а также применяется в качестве растворителя при деасфальтизации смазочных масел и в других производствах.

Пропан-пропиленовая фракция применяется для получения полимер-бензина на установках каталитической полимеризации, производства изопропилбензола, сульфонола, а также может быть использована в виде сжиженного газа как топливо для карбюраторных двигателей. Часть пропан-пропиленовой фракции подвергают пиролизу с целью получения этилена и на базе его ряда нефтехимических продуктов.

10. ББФ

Бутан-бутиленовая фракция (ББФ) – газообразный продукт процесса каталитического крекинга, содержащая нормальные (неразветвленные) алканы и алкены с числом атомов углерода 4.

Бутан-бутиленовая фракция является сырьём алкилирования, которое направлено на получения высокооктановых компонентов автомобильного бензина.

11. ВСГ

Водородсодержащий газ (ВСГ) может быть получен как дополнительный продукт в процессе гидрокрекинга. ВСГ используется в циклах гидроочистки бензинов, дизельного топлива и т. д.

12. Масла

Нефтяные масла получают фракционной перегонкой нефти. Нагретая до 300 С нефть выделяет легкие продукты: бензин, лигроин, керосин; из оставшейся части, называемой мазутом, при нагреве выше 300 С выделяется соляровый дистиллят, из которого путем дальнейшей обработки и очистки получают масла.

Нефтяные масла используются для смазки двигателей (моторные - для смазки двигателей авиационных, автомобильных и дизельных двигателей), машин и механизмов (индустриальные), цилиндров, подшипников, зубчатых передач, осей железнодорожных вагонов, колесных пар тепловозов и паровозов и др. (цилиндровые, турбинные, компрессорные, трансмиссионные, осевые, изоляционные масла), масла для гидравлических систем - гидропередач автомобилей, самолетов, тепловозов и других механизмов. Светлые нефтяные масла используют в медицине и парфюмерии.

13. Катализатор

Катализаторы процессов нефтеперерабoтки ускоряют каталитический крекинг, гидрообессеривание, гидрокрекинг, гидродеароматизацию, риформинг.

Катализаторы крекинга – цеолитсодержащие.

Катализаторы гидрообессеривания нефтепродуктов - преимущественно алюмокобальтмолибденовые и алюмоникельмолибденовые.

Катализаторы деароматизации - металлы VIII группы (Ni, Pt, Pd, Rh, Ru).

Для гидрокрекинга вакуумного газойля с преимущественным получением бензиновых фракций наиболее эффективны катализаторы на основе поливалентных катионных форм цеолита.

Катализаторы риформинга полифункциональны. Гидрирующую и дегидрирующую функцию осуществляют металлы VIII группы (Pt, Pd), кислотную - носитель (Al2О3).

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ

4.1. Установка ЭЛОУ-АВТ-6

4.1.1. Блок атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5... 2,2%) и бензиновых фракций (до 20...30%) и фракций до 350 °С (50...60%) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут.

Двухколонные установки обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50...60 % бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность.

Недостатками двухколонной АТ является более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, на что требуюся затраты дополнительной энергии. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами- холодильниками и т.д.

Блок атмосферной перегонки нефти высокопроизводительной, наиболее установки ЭЛОУ-АВТ-6 функционирует по схеме двухкратного испарения и двухкратной ректификации (рис. 3.15).

Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть дополнительно подогревается в теплообменниках и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания 1. Уходящие с верха этой колонны углеводородный газ и легкий бензин конденсируются и охлаждаются в аппаратах воздушного и водяного охлаждения и поступают в емкость орошения. Часть конденсата возвращается на верх колонны 1 в качестве острого орошения. Отбензиненная нефть с низа колонны 1 подается в трубчатую печь 4, где

нагревается до требуемой температуры и поступает в атмосферную колонну 2. Часть отбензиненной нефти из печи 4 возвращается в низ колонны 1 в качестве горячей струи. С верха колонны 2 отбирается тяжелый бензин, а сбоку через отпарные колонны 3 выводятся топливные фракции 180...220 (230), 220(230)...280 и 280...350 °С. Атмосферная колонна кроме острого орошения имеет 2 циркуляционных орошения, которыми отводится тепло ниже тарелок отбора фракций 180...220 и 220...280°С. В нижние части атмосферной и отпарных колонн подается перегретый водяной пар для ошарки легкокипящих фракций. С низа атмосферной колонны выводится мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. Ниже приведены материальный баланс, технологический режим и характеристика ректификационных колонн блока атмосферной перегонки нефти (типа самотлорской).

Практикой эксплуатации промышленных установок АТ и АВТ были выявлены следующие недостатки схемы, показанной на рис. 3.15:

не обеспечиваются проектные показатели по температуре подогрева нефти на входе в К-1, тем самым и по отбору легкого бензина в ней;
способ регулирования температуры низа К-1 посредством горячей струи через печь требует повышенных энергозатрат на циркуляцию отбензиненной нефти.

4.1.2. Блок вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6

Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута топливного профиля — получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350... 500 °С), используемого как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях - термического крекинга с получением дистиллятного крекинг-остатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов.

О четкости разделения мазута обычно судят по фракционному составу и цвету вакуумного газойля. Последний показатель косвенно характеризует содержание смолисто-асфальтеновых веществ, то есть коксуемость и содержание металлов. Металлы, особенно никель и ванадий, оказывают отрицательное влияние на активность, селективность и срок службы катализаторов процессов гидрооблагораживания и каталитической переработки газойлей. Поэтому при эксплуатации промышленных установок ВТ исключительно важно уменьшить унос жидкости (гудрона) в концентрационную секцию вакуумной колонны в виде брызг, пены, тумана и т. д. В этой связи вакуумные колонны по топливному варианту имеют при небольшом числе тарелок (или невысоком слое насадки) развитую питательную секцию: отбойники из сеток и промывные тарелки, где организуется рециркуляция затемненного продукта. Для предотвращения попадания металлоорганических соединений в вакуумный газойль иногда в сырье в небольших количествах вводят антипенную присадку типа силоксан.

В процессах вакуумной перегонки, помимо проблемы уноса жидкости, усиленное внимание уделяется обеспечению благоприятных условий для максимального отбора целевого продукта без заметного его разложения. Многолетним опытом эксплуатации промышленных установок ВТ установлено, что нагрев мазута в печи выше 420...425°С вызывает интенсивное образование газов разложения, закоксовыва- ние и прогар труб печи, осмоление вакуумного газойля. При этом чем тяжелее нефть, тем более интенсивно идет газообразование и термодеструкция высокомолекулярных соединений сырья. Вследствие этого при нагреве мазута до максимально допустимой температуры уменьшают время его пребывания в печи, устраивая многопоточные змеевики (до четырех), применяют печи двустороннего облучения, в змеевик печи подают водяной пар и уменьшают длину трансферного трубопровода (между печью и вакуумной колонной). Для снижения температуры низа колонны организуют рецикл (квенчинг) частично охлажденного гудрона. С целью снижения давления на участке испарения печи концевые змеевики выполняют из труб большего диаметра и уменьшают перепад высоты между вводом мазута в колонну и выходом его из печи. В вакуумной колонне применяют ограниченное количество тарелок с низким гидравлическим сопротивлением или насадку; используют вакуумсоздающие системы, обеспечивающие достаточно глубокий вакуум. Количество тарелок в отгонной секции также должно быть ограничено, чтобы обеспечить малое время пребывания нагретого гудрона. С этой целью одновременно уменьшают диаметр куба колонн.

В процессах вакуумной перегонки мазута по топливному варианту преимущественно используют схему однократного испарения, применяя одну сложную ректификационную колонну с выводом дистиллят- ных фракций через отпарные колонны или без них. При использовании отпарных колонн по высоте основной вакуумной колонны организуют несколько циркуляционных орошений.

Принципиальная схема блока вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6 приведена на рис. 3.16.

Мазут, отбираемый с низа атмосферной колонны блока АТ, прокачивается параллельными потоками через печь 2 в вакуумную колонну 1. Смесь нефтяных и водяных паров, газы разложения (и воздух, засасываемый через неплотности) с верха вакуумной колонны поступают в вакуумсоздающую систему. После конденсации и охлаждения в конденсаторе-холодильнике она разделяется в газосепараторе на газовую и жидкую фазы. Газы отсасываются трехступенчатым пароэжекторным вакуумным насосом, а конденсаты поступают в отстойник для отделения нефтепродукта от водного конденсата. Верхним боковым погоном вакуумной колонны отбирают фракцию легкого вакуумного газойля (соляр). Часть его после охлаждения в теплообменниках возвращается на верх колонны в качестве верхнего циркуляционного орошения.

Вторым боковым погоном отбирают широкую газойлевую (масляную) фракцию. Часть ее после охлаждения используется как среднее циркуляционное орошение вакуумной колонны. Балансовое количество целевого продукта вакуумного газойля после теплообменников и холодильников выводится с установки и направляется на дальнейшую переработку.

С нижней тарелки концентрационной части колонны выводится затемненная фракция, часть которой используется как нижнее циркуляционное орошение, часть — может выводиться с установки или использоваться как рецикл вместе с загрузкой вакуумной печи.

С низа вакуумной колонны отбирается гудрон и после охлаждения направляется на дальнейшую переработку. Часть гудрона после охлаждения в теплообменнике возвращается в низ колонны в качестве квенчинга. В низ вакуумной колонны и змеевик печи подается водяной пар.

4.1.3. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6

Во фракциях легкого и тяжелого бензинов, отбираемых с верха соответственно отбензинивающей и атмосферной колонн (см. рис. 3.15), содержатся растворенные углеводородные газы (C1-C4). Поэтому прямогонные бензины должны сначала подвергаться стабилизации с выделением сухого (С1-С2) и сжиженного (С2-С4) газов и последующим их рациональным использованием.

Прямогонные бензины после предварительной стабилизации не могут быть использованы непосредственно как автомобильные бензины ввиду их низкой детонационной стойкости. Для регулирования пусковых свойств и упругости паров товарных автобензинов обычно используется только головная фракция бензина н. к. — 62 (85 °С), которая обладает к тому же достаточно высокой детонационной стойкостью.

Для последующей переработки стабилизированные бензины подвергаются вторичной перегонке на фракции, направляемые как сырье процессов каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента автобензинов или индивидуальных ароматических углеводородов — бензола, толуола и ксилолов. При производстве ароматических углеводородов исходный бензин разделяют на следующие фракции с температурными пределами выкипания: 62...85 °С (бензольную), 85...105(120 °С) (толуольную) и 105 (120)…140 °С (ксилольную). При топливном направлении переработки прямогонные бензины достаточно разделить на 2 фракции: н.к. – 85 °С и 85…180 °С.

Для стабилизации и вторичной перегонки прямогонных бензинов с получением сырья каталитического риформинга топливного направления применяют в основном двухколонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну вторичной переработки бензина на фракции н.к. – 85 и 85...180 °С. Наиболее экономически выгодной схемой разделения стабилизированного бензина на узкие ароматикообразующие фракции признана последовательно-параллельная схема соединения колонн вторичной перегонки, как это принято в блоке стабилизации и вторичной перегонки установки ЭЛОУ-АВТ-6 (рис. 3.17).

В соответствии с этой схемой прямогонный бензин после стабилизации разделяется сначала на 2 промежуточные фракции (н.к. — 105 °С и 105...180 °С), каждая из которых затем направляется на последующее разделение на узкие целевые фракции.

Как видно из рис. 3.17, нестабильный бензин из блока АТ после нагрева в теплообменнике поступает в колонну стабилизации (дебутанизатор) 1. С верха этой колонны отбирают сжиженные газы С2 – С4 , которые проходят конденсатор-холодильник и поступают в газосепаратор. Часть конденсата возвращается в колонну 1 в качестве острого орошения, а балансовое количество выводится с установки. Подвод тепла в низ дебутанизатора осуществляется горячей струей подогретого в печи стабильного бензина. Из стабильного (дебутанизированного) бензина в колонне 2 отбирают фракцию С5 – 105 °С. Пары этой фракции конденсируют в аппарате воздушного охлаждения. Часть конденсата возвращают в колонну 2 в качестве острого орошения, а балансовую часть направляют в колонну 3. Кроме того, часть паров верха колонны 2 подают без конденсации в колонну 3. С верха колонны 3 отбирают фракцию С5 – 62 °С, с куба – 62...105 °С, которая может выводиться с установки как целевая либо направляться в колонну 4 для разделения на фракции 62...85°С (бензольную) и 85...105°С (толуольную).

Остаток колонны 2 – фракцию 105...180 °С – направляют на разделение в колонну 5 на фракции 105...140 °С и 140...180 °С.

Тепло в низ колонны 4 подводится через кипятильник, а остальных колонн вторичной перегонки (2,3 и 5) – с горячей струей подогретого в печи кубового остатка этих колонн.

Расходные показатели установки ЭЛОУ-АВТ-6 на 1 т перерабатываемой нефти:

- топливо жидкое – 33,4 кг;

- электроэнергия 10,4 кВт*ч;

- вода оборотная – 4,3 м3;

- водяной пар (1,0 МПа) со стороны – 1,1 кг, собственной выработки – 48 кг.

4.2. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОЦЕССА КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА

4.2.1. Значение и назначение процесса

Процесс каталитического крекинга является одним из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти и в значительной мере определяет технико-экономические показатели современных и перспективных НПЗ топливного профиля.

Основное целевое назначение каталитического крекинга — производство с максимально высоким выходом (до 50 % и более) высокооктанового бензина и ценных сжиженных газов — сырья для последующих производств высокооктановых компонентов бензинов изомерного строения: алкилата и метил-тре/и-бутилового эфира, а также сырья для нефтехимических производств. Получающийся в процессе легкий газойль используется обычно как компонент дизельного топлива, а тяжелый газойль с высоким содержанием полициклических ароматических углеводородов — как сырье для производства технического углерода или высококачественного электродного кокса (например, игольчатого).

4.2.2. Сырье каталитического крекинга

В качестве сырья в процессе каталитического крекинга в течение многих десятилетий традиционно использовали вакуумный дистиллят (газойль) широкого фракционного состава (350...500 °С). В ряде случаев в сырье крекинга вовлекаются газойлевые фракции термодеструктивных процессов, гидрокрекинга, рафинаты процессов деасфальтизации мазутов и гудронов, полупродукты масляного производства и др.

В последние годы в мировой нефтепереработке наблюдается тенденция к непрерывному утяжелению сырья. На современных зарубежных установках перешли к переработке глубоковакуумных газойлей с температурой конца кипения 540...620 “С. На специально запроектированных установках каталитическому крекингу подвергают остаточное сырье: мазуты и даже гудроны или их смеси с дистиллятным сырьем без или после предварительного облагораживания гидроочисткой, деасфальтизацией или деметаллизацией.

4.2.3. Коксообразование

При осуществлении реакций углеводородов на кислотных катализаторах образуется углеродистый материал, называемый коксом, который не десорбируется с поверхности катализатора. Этот материал имеет атомное отношение водорода к углероду от 0,3 до 1,0 и спектроскопические характеристики, аналогичные таковым для полициклических ароматических соединений.

При крекинге ароматических углеводородов кокс получается более обогащенным углеродом, чем при крекинге парафинистого сырья.

В составе кокса крекинга сернистого нефтяного сырья всегда содержится сера. В среднем отношение содержания серы в коксе к ее содержанию в сырье крекинга близко к единице.

Вследствие экранизации активных центров ЦСК коксовыми отложениями активность катализатора крекинга быстро снижается. Эта дезактивация является обратимой, так как после окислительной регенерации первоначальная активность практически полностью восстанавливается. При этом тепло регенерации полезно используется для обеспечения теплового баланса в системе. Кроме того, образующийся при выводе из сырья избытка углерода водород полезен в реакциях Н-переноса, тем самым для увеличения выхода бензина на сырье и повышения его химической стабильности.

Образующийся при крекинге нефтяного сырья кокс принято подразделять на четыре типа:

«каталитический» кокс, который образуется на кислотных катализаторах;
«дегидрогенизационный» кокс, образующийся в результате реакций дегидрирования на металлах, осадившихся из сырья;
«хемосорбционный» кокс, получающийся в результате необратимой хемосорбции высококипящих полициклических аренов и смолисто-асфальтеновых компонентов сырья (т. е. связанный непосредственно с коксуемостью сырья);
«десорбируемый» кокс, остающийся в порах катализатора в результате неполной десорбции в отпариых зонах реакционных аппаратов.

Ниже приведен примерный выход на катализаторе каждого из типов в общей массе образующегося кокса, % отн.

Образование «каталитического» кокса непосредственно связано с реакциями циклизации олефинов, конденсации, алкилирования и Н-переноса. Полициклические арены, олефины и полиолефины более коксогенны, чем парафины и нафтены.

Коксообразующая способность полициклических аренов возрастает при увеличении их числа в ряду бензол —> нафталин —> антрацен и в ряду бензол —> дифенил —>терфенил.

Интенсивность образования «дегидрогенизационного» кокса определяется содержанием и типом отлагающегося на катализаторе металла сырья. Наибольший выход этого типа кокса обеспечивают кобальт, никель, медь и в меньшей степени ванадий, молибден, хром и железо. Интенсивность образования кокса, помимо свойств катализатора и химического состава сырья, определяется также кинетическими параметрами технологического процесса.

Из сопоставления качества продуктов можно указать на следующие преимущества каталитического крекинга на ЦСК перед термическим:

- каталитический процесс протекает более селективно и приводит к преимущественному образованию С3 - С4 углеводородов в газах, в то время как в газах термического крекинга преобладают С1 - С2 углеводороды;

- благодаря более интенсивному протеканию реакций изомеризации (двойных связей и скелетной) и ароматизации в продуктах каталитического крекинга содержится значительно больше алканов и алкеновизостроения и ароматических углеводородов;

- в продуктах каталитического крекинга благодаря реакциям Н-переноса отсутствуют диолефины и содержится значительно меньше моноолефинов;

- каталитический процесс позволяет получить бензины с более высокими октановым числом и химической стабильностью и большим выходом.

4.2.4. Технологическая схема установки каталитического крекинга с прямоточным лифт-реактором

Промышленные установки каталитического крекинга имеют однотипную схему по фракционированию продуктов крекинга и различаются в основном конструктивным оформлением и принципом реакционного блока. В отечественной нефтепереработке эксплуатируются установки разных поколений: типа 43-102 с циркулирующим шариковым катализатором; типа 43-103, 1А/1М и ГК-3 — с кипящим слоем микросферического катализатора и типа Г-43-107 с лифт-реактором. Основное развитие в перспективе получат комбинированные установки каталитического крекинга Г-43-107 и их модификации. В их состав кроме собственно установки каталитического крекинга входят блок пироочистки сырья крекинга производительностью 2 млн т/год и блок газофракционирования и стабилизации бензина.

Технологическая схема секций крекинга и ректификации установки Г-43-107 представлена на рис. 6.6. Гидроочшценное сырье после

подогрева в теплообменниках и печи П смешивают с рециркулятом и водяным паром и вводят в узел смешения прямоточного лифт-реакгора Р-1 (рис. 6.7). Контактируя с регенерированным горячим цеолитсодержащим катализатором, сырье испаряется, подвергается

катализу в лифт-реакторе и далее поступает в зону форсированного кипящего слоя Р-1. Продукты реакции отделяют от катализаторной пыли в двухступенчатых циклонах и направляют в нижнюю часть ректификационной колонны К-1 на разделение.

Закоксованный катализатор из отпарной зоны Р-1 по наклонному катализаторопроводу подают в зону кипящего слоя регенератора Р-2, где осуществляют выжиг кокса в режиме полного окисления оксида углерода в диоксид. Регенерированный катализатор по нижнему наклонному катализаторопроводу далее поступает в узел смешения лифт-реактора. Воздух на регенерацию нагнетают воздуходувкой. При необходимости его можно нагревать в топке под давлением. Дымовые газы через внутренние двухступенчатые циклоны направляют на утилизацию теплоты (на электрофильтры и котел-утилизатор).

В К-1 для регулирования температурного режима предусмотрены верхнее острое и промежуточные циркуляционные (в средней и нижней частях) орошения. Отбор легкого и тяжелого газойля осуществляют через отпарные колонны К-2 и К-3. Нижняя часть колонны является отстойником (скруббером) катализаторного шлама, который возвращают в отпарную зону Р-1.

Часть тяжелого газойля подают в узел смешения лифт-реактора как рециркулят. С верха колонны выводят смесь паров бензина, воды и газов крекинга, которую после охлаждения и конденсации разделяют в газосепараторе С-1 на газ, нестабильный бензин, направляемые в блок газофракционирования и стабилизации бензина. Водный конденсат после очистки от сернистых соединений выводят с установки. Ниже приведены материальный баланс, технологический режим установки Г-43-107 и качество сырья крекинга.

4.3. Каталитическое О-алкилирование метанола изобутиленом

Назначение процесса — производство высокооктанового кислородсодержащего компонента автобензина О-алкилированием метанола изобутиленом:

Целевой продукт процесса—метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) - имеет следующие свойства:

МТБЭ, по сравнению с алкилатом, обладает более высоким октановым числом и низкой температурой кипения, что в совокупности позволяет повысить октановое число преимущественно головных фракций базового бензина, тем самым и равномерность распределения детонационной стойкости по его фракциям.

В товарные автобензины МТБЭ добавляют в количестве 5...15%. Эфирсодержащие бензины характеризуются дополнительно таким достоинством, как большая полнота сгорания и меньшая токсичность выхлопных газов.

4.3.1. Основы управления процессом О-алкилирования метанола изобутиленом

Установка алкириования изобутана бутиленом предназначена для производства высокооктанового изокомпонента бензинов С- алкилированием изобутана бутиленами и пропиленом. Целевой продукт процесса - алкилат, состоящий практически нацело из изопарафинов, имеет высокое октановое число (90…95 по моторному методу). Октановое число основного компонента алкилата - изооктана (2,2,4-триметилпентана) - принято, как известно, за 100.

Важными оперативными параметрами, влияющими на материальный баланс и качество продуктов С-алкилирования, являются: давление, температура, объёмная скорость сырья, концентрация кислоты, соотношения изобутан : олефин, кислота : сырье и интенсивность перемешивания сырья с катализатором.

Давление. При сернокислотном жидкофазном С-алкилировании изменение давления не оказывает существенного влияния на процесс. Давление должно ненамного превышать упругость паров углеводородов сырья при температуре катализа. Обычно в реакторах с внутренней системой охлаждения при С-алкилировании изобутана бутиленами давление поддерживают 0,35 - 0,42 МПа. Если сырье содержит пропан-пропиленовую фракцию, то давление в реакторе несколько повышают.

Температура. При повышении температуры снижается вязкость кислоты и углеводородов и создаются условия более благоприятные для их перемешивания и диспергирования. Это обусловливает большую скорость сорбции углеводородов кислотой и, следовательно, большую скорость всех протекающих реакций. При этом снижаются затраты энергии на перемешивание сырья и катализатора, что улучшает экономические показатели процесса.

Однако повышение температуры выше 15°С интенсифицирует побочные реакции деструктивного алкилирования, полимеризации и сульфирования углеводородов в большей степени, чем целевую реакцию. При этом увеличивается содержание малоразветвленныхалканов, снижается избирательность реакций С-алкилирования, возрастает расход кислоты и ухудшается качество алкилата.

Снижение температуры в определённых пределах оказывает благоприятное влияние на селективность реакций, выход и качество алкилата. Лимитирующим фактором при снижении температуры реакции является чрезмерное повышение вязкости кислоты, что затрудняет создание эмульсий высокой поверхностью раздела фаз.

Концентрация кислоты. Для С-алкилирования бутан-бутиленовых углеводородов обычно используют серную кислоту, содержащую от 88 до 98 % моногидрата. Снижение ее концентрации в процессе работы происходит за счет накопления высокомолекулярных полимерных соединений и воды, попадающей в систему вместе с сырьём. Если концентрация кислоты становится ниже 88 %, усиливаются побочные реакции, приводящие к ухудшению качества алкилата.

В процессе алкилирования изобутана получаются:

Лёгкий алкилат – используется как компонент авиационного и автомобильного бензинов. Плотность алкилата: ρ204=0,698. ОЧИМ: 92-98. Давление насыщенных паров при 38 °С, мм рт. ст.: 155;

Тяжёлыйалкилат (плотность ρ204=0,780-0,810, выкипает в интервале 170-300 °С) – служит компонентом дизельного топлива;

Сжиженные газы – состоят в основном из предельных углеводородов нормального строения, используются как бытовой сжиженный газ

Материальный баланс

Схема установки

1, 15, 19, 24, 29, 34 — емкости; 2, 5, 9, 11, 12, 16, 20, 25, 30, 35 — насосы; 3 — реактор; 4 — сепаратор; 6 — теплообменник; 7 — смеситель; 8, 10 — отстойники; 13 — компрессор; 14, 18, 23, 28, 33 — конденсаторы-холодильники; 17, 22, 27, 32 — колонны; 21, 26, 31, 36 — ки¬пятильники.

I — сырье из отделения очистки; II — свежая серная кислота; III — отработанная сер¬ная кислота на регенерацию; IV — циркулирующий изобутан; V — аммиак; VI — пропан; VII — бутан-пентановая фракция; VIII — легкий алкилат; IX — тяжелый алкилат; X – свежий раствор щелочи; XI – вода.

Установка алкилирования состоит из отделений подготовки сырья, реакторного, обработки углеводородной смеси, фракционирования продуктов. В отделении подготовки сырья (на схеме не показано) щелочной и водной промывкой из бутан-бутиленовой фракции удаляются сероводород и меркаптаны. Здесь же сырье подвергается осушке от воды с помощью водоотделителей, отстойников, гравийных фильтров или электроотделителей. Для осушки применяются также адсорбенты — оксид алюминия и цеолиты.

Затем сырье поступает в реакторное отделение. В емкости 1 оно смешивается с циркулирующим изобутаном и насосом 2 подается через теплообменник и холодильник в реактор контактного типа 3. Одновременно с сырьем в реактор вводится серная кислота, которая вступает в контакт с бутан-бутиленовой фракцией.

Продукты реакции из 3 направляются в сепаратор 4, где отделяются от серной кислоты. Серная кислота насосом 5 возвращается в реактор, а углеводороды через теплообменник 6 подаются в отделение обработки углеводородной смеси. Здесь углеводородная смесь освобождается от капелек серной кислоты и эфиров с помощью щелочной и водной промывки. Для осуществления щелочной и водной промывки предназначен смеситель 7, отстойники 8, 10 и циркуляционные насосы 9, 12. На новых установках алкилирования продукты реакции очищаются от эфиров серной кислоты на блоках бокситной очистки.

При взаимодействии изобутана с бутиленами выделяется теплота в количестве 750—1100 кДж на 1 кг алкилата, для съема которой применяется искусственное охлаждение. Хладагентом служит аммиак, который циркулирует в охлаждающей системе. Сжатый компрессором 13 аммиак конденсируется в конденсаторе-холодильнике 14, собирается в емкости 15, а затем насосом по¬дается в трубный пучок реактора 3, где испаряется за счет снижения давления и повышения температуры. Испаряясь, аммиак снимает избыточную теплоту реакции. Газообразный аммиак вновь подается на компрессию.

Очищенная углеводородная фракция поступает на блок ректификации. В колонне 17, которая называется изобутановой, из продуктов реакции выделяются пропан и избыточный, не вступив¬ший в реакцию изобутан. Затем в пропановой колонне 22 изобутан отделяется от пропана и возвращается на смешение со свежим сырьем. С низа колонны 17 смесь бутана, пентана и алкилата подается в бутановую колонну 27. Верхним продуктом этой колонны является бутан-пентановая фракция, а нижним — суммарный алкилат, который затем в колонне вторичной перегон¬ки 32 разделяется на легкий и тяжелый алкилат.

4.4. процесс каталитического риформинга

Процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензинов и получения индивидуальных ароматических углеводородов, главным образом бензола, толуола, ксилолов — сырья нефтехимии. Важное значение имеет получение в процессе дешевого водородсодержащего газа для использования в других гидрокаталитических процессах. Значение процессов каталитического риформинга в нефтепереработке существенно возросло в 1990-е гг. в связи с необходимостью производства неэтилированного высокооктанового автобензина.

Бензиновые фракции большинства нефтей содержат 60...70 % парафиновых, 10 % ароматических и 20...30 % пяти- и шестичленных нафтеновых углеводородов. Среди парафиновых преобладают углеводороды нормального строения и моно-метилзамещенные их изомеры. Нафтены представлены преимущественно алкилгомологами циклогексана и циклопентана, а ароматические – алкилбензолами. Такой состав обусловливает низкое октановое число прямогонного бензина, обычно не превышающего 50 пунктов (по ММ).

Помимо прямогонных бензинов как сырье каталитического риформинга используют бензины вторичных процессов – коксования и термического крекинга после их глубокого гидрооблагораживания, а также гидрокрекинга.

Выход прямогонных бензинов относительно невелик (около 15...20 % от нефти). Кроме того, часть бензинов используется и для других целей (сырье пиролиза, производство водорода, получение растворителей и т.д.). Поэтому общий объем сырья, перерабатываемого на установках каталитического риформинга, не превышает обычно потенциального содержания бензиновых фракций в нефтях.

4.4.1. Установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора

Установки этого типа в настоящее время получили наибольшее распространение среди процессов каталитического риформинга бензинов. Они рассчитаны на непрерывную работу без регенерации в течение 1 года и более. Окислительная регенерация катализатора производится одновременно во всех реакторах. Общая длительность простоев установок со стационарным слоем катализатора составляет 20...40 суток в год, включая цикл регенерации и ремонт оборудования. Сырье установок подвергается предварительной глубокой гидроочистке от сернистых, азотистых и других соединений, а в случае переработки бензинов вторичных процессов – гидрированию непредельных углеводородов.

Установки каталитического риформинга всех типов включают следующие блоки: гидроочистки сырья, очистки водородсодержащего газа, реакторный, сепарации газа и стабилизации катализата.

Принципиальная технологическая схема установки платформинга (без блока гидроочистки сырья) со стационарным слоем катализатора приведена на рис. 8.6. Гидроочищенное и осушенное сырье смешивают с циркулирующим ВСГ, подогревают в теплообменнике, затем в секции печи П-1 и подают в реактор Р-1. На установке имеется три-четыре адиабатических реактора и соответствующее число секций многокамерной печи П-1 для межступенчатого подогрева реакционной смеси. На выходе из последнего реактора смесь охлаждают в теплообменнике и холодильнике до 20...40°С и направляют в сепаратор высокого давления С-1 для отделения циркулирующего ВСГ от катализата. Часть ВСГ после осушки цеолитами в адсорбере Р-4 подают на прием циркуляционного компрессора, а избыток выводят на блок предварительной гидроочистки бензина и передают другим потребителям водорода. Нестабильный

катализат из С-1 подают в сепаратор низкого давления С-2, где от него отделяют легкие углеводороды. Выделившиеся в сепараторе С-2 газовую и жидкую фазы направляют во фракционирующий абсорбер К-1. Абсорбентом служит стабильный катализат (бензин). Низ абсорбера подогревают горячей струей через печь П-2. В абсорбере при давлении 1,4 МПа и температуре внизу 165 и вверху 40° С отделяют сухой газ. Нестабильный катализат, выводимый с низа К-1, после подогрева в теплообменнике подают в колонну стабилизации К-2. Тепло в низ К-2 подводят циркуляцией и подогревом в печи П-1 части стабильного конденсата. Головную фракцию стабилизации после конденсации и охлаждения направляют в приемник С-3, откуда частично возвращают в К-2 на орошение, а избыток выводят с установки.

Часть стабильного катализата после охлаждения в теплообменнике подают во фракционирующий абсорбер К-1, а балансовый его избыток выводят с установки.

Основными реакционными аппаратами установок (или секций) каталитического риформинга с периодической регенерацией катализатора являются адиабатические реакторы шахтного типа со стационарным слоем катализатора. На установках раннего поколения применялись реакторы аксиального типа с нисходящим или восходящим потоком реакционной смеси. На современных высокопроизводительных установках применяются реакторы только с радиальным движением потоков преимущественно от периферии к центру.

Радиальные реакторы обеспечивают значительно меньшее гидравлическое сопротивление, по сравнению с аксиальным.

На рис. 8.7 показана конструкция радиального реактора, применяемая в секциях риформинга КУ ЛК-6у; Поступающий в реактор газофазный поток сырья и водорода пропускают по периферийным перфорированным желобам через слой катализатора к центральной трубе и затем выводят из аппарата. Катализатор располагают в виде одного слоя с равномерной плотностью засыпки. Верхнюю часть снабжают тарелкой, предотвращающей прямое попадание потока сырья в слой катализатора. В центре устанавливают перфорированную трубу, обтянутую сеткой. Нижнюю часть реактора заполняют фарфоровыми шарами.

В промышленности эксплуатируют реакторы с корпусами, изготовленными из биметалла типа 12 ХМ+0,8Х 18Н10Т, или защитным торкрет-бетонным покрытием.

4.4.2. Установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора

Принципиальная технологическая схема установки КР НРК приведена на рис. 8.8.

Четыре реактора риформинга (Р-1) располагают друг над другом и связывают между собой системами переточных труб малого диаметра. Шариковый катализатор диаметром 1,6 мм свободно перетекает под действием силы тяжести из реактора в реактор. Из реактора четвертой ступени через систему затворов с шаровыми клапанами катализатор поступает в питатель-дозатор, откуда азотом его подают в бункер закоксованного катализатора узла регенерации. Регенератор (Р-2) представляет собой аппарат с радиальным потоком реакционных газов, разделенный на три технологические зоны: в верхней при мольном содержании кислорода менее 1 % производят выжиг кокса, в средней при содержании кислорода 10...20 % и подаче хлорорганического соединения – окислительное хлорирование катализатора, а в нижней зоне катализатор прокаливают в токе сухого воздуха. Разобщение зон – гидравлическое. Катализатор проходит все зоны под действием силы тяжести. Из регенератора через систему шлюзов-затворов катализатор поступает в питатель-дозатор пневмотранспорта и водородсодержащим газом его подают в бункер-наполнитель, расположенный над реактором первой ступени. Процесс регенерации автоматизирован и управляется ЭВМ. Систему регенерации при необходимости можно отключить без нарушения режима риформирования сырья.

Поскольку процесс риформинга проводят при пониженном давлении (0,9...0,4 МПа), на установках КР НРК применяют иную, чем в схеме на рис. 8.7, систему операции ВСГ: катализат после реакторов и сырьевого теплообменника подают в сепаратор низкого давления С-1.

Выделившиеся в нем газовую и жидкую фазы соответственно компрессором и насосом направляют в сепаратор высокого давления С-2 для выделения ВСГ с высокой концентрацией водорода. Стабилизацию нестабильного катализата осуществляют по схеме, аналогичной приведенной на рис. 8.6 .

В табл. 8.9 приведены для сравнения данные по материальному балансу и качеству продуктов установок каталитического риформинга с периодической и непрерывной регенерацией катализатора.

Как видно из таблицы, на установках со стационарным слоем катализатора при снижении давления с 3,0 до 1,5 МПа выход катализата с октановым числом 95 увеличился с 74,4 до 84,9 %, а выход водорода - с 1,0 до 1,9%. На установке КР НРК при давлении 0,8 МПа выход катализата с октановым числом 100 достигает 83,5, а выход водорода - 2,8 %.

4.5. Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных фракций

Промышленные установки гидрогенизационной переработки нефтяного сырья включают следующие блоки: реакторный, сепарации газопродуктовой смеси с выделением ВСГ, очистки ВСГ от сероводорода, стабилизации гидрогенизата, компрессорную. Установки гидрокрекинга имеют дополнительно фракционирующую колонну.

Установки имеют много общего по аппаратурному оформлению и схемам реакторных блоков, различаются по мощности, размерам аппаратов, технологическому режиму и схемам секций сепарации и стабилизации гидрогенизатов. Установки предварительной гидроочистки бензинов — сырья каталитического риформинга — различаются также вариантом подачи ВСГ: с циркуляцией или без циркуляции - «на проток». На всех остальных типах установок применяется только циркуляционная схема подачи ВСГ.

Схему подачи ВСГ «на проток» применяют только на комбинированных установках гидроочистки и каталитического риформинга (со стационарным слоем катализатора и проводимого под повышенным давлением водорода) прямогонных бензинов с пониженным содержанием сернистых соединений ( < 0,1 % мас.). Такая схема предусматривает «жесткую связь» по водороду между каталитическим риформингом и гидроочисткой. По этой схеме весь ВСГ риформинга под давлением процесса подают в реакторы гидроочистки. Схема удобна в эксплуатации и более проста по аппаратурному оформлению.

В схеме с циркуляцией ВСГ легко поддерживать постоянное соотношение водород : сырье. Наличие циркуляционного компрессора позволяет в зависимости от качества катализатора и сырья, концентрации водорода в ВСГ регулировать требуемую кратность циркуляции ВСГ, дает возможность проводить газовоздушную регенерацию катализаторов.

На промышленных гидрогенизационных установках применяют два способа сепарации ВСГ из газопродуктовой смеси: холодная (низкотемпературная) и горячая (высокотемпературная) (рис. 8.11 а, б).

Холодная сепарация ВСГ применяется на установках гидроочистки бензиновых, керосиновых и иногда дизельных фракций; заключается в охлаждении газопродуктовой смеси, отходящей из реакторов гидроочистки, сначала в теплообменниках, затем в холодильниках (воздушных и водяных) и выделении ВСГ в сепараторе при низкой температуре и высоком давлении. В сепараторе низкого давления выделяют низкомолекулярные углеводородные газы.

Горячую сепарацию ВСГ применяют преимущественно на установках гидрообессеривания высококипящих фракций нефти: дизельных топлив, вакуумных газойлей, масляных дистиллятов и парафинов. Газопродуктовую смесь после частичного охлаждения в теплообменниках подают в горячий сепаратор; выделяемые в нем ВСГ и углеводородные газы охлаждают до низкой температуры в воздушных и водяных холодильниках и далее направляют в холодный сепаратор, где отбирают ВСГ с достаточно высокой концентрацией водорода.

Схема холодной сепарации (а) ВСГ, по сравнению с горячей (б), обеспечивает более высокую концентрацию водорода в ВСГ. Основным достоинством варианта горячей сепарации является меньший расход как тепла, так и холода.

Различие в применяемых на гидрогенизационных установках схемах стабилизации гидрогенизатов (отпаркой водяным паром при низком давлении или подогретым водородсодержащим газом при повышенном, с подогревом низа стабилизационной колонны горячей струей через печь или рибойлером; применительно к гидрообессериванию масляных дистиллятов — с дополнительной разгонкой под вакуумом) обусловливается фракционным составом сырья, ресурсами ВСГ и водяного пара и т.д.

На НПЗ применяют следующие два варианта регенерации насыщенного раствора моноэтаноламина — абсорбента сероочистки ВСГ от H2S: непосредственно на самой установке гидрооблагораживания либо централизованную регенерацию в общезаводском узле.

Основным аппаратом гидрогенизационных установок является реактор со стационарным слоем катализатора.

Двухсекционный реактора гидроочистки дизельного топлива (рис. 8.12) представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами. Корпус реактора изготавливают из двухслойной стали 12ХМ и 08Х18Н10Т. Верхний слой катализатора засыпают на колосниковую решетку, а нижний — на фарфоровые шарики, которыми заполняют сферическую часть нижнего днища. Для отвода избыточного тепла реакций под колосниковой решеткой вмонтирован коллектор для подачи холодного ВСГ. Сырье, подаваемое через штуцер в верхнем днище, равномерно распределяют по всему сечению и сначала для задерживания механических примесей пропускают через фильтрующие устройства, состоящие из сетчатых корзин, погруженные в верхний слой катализатора. Промежутки между корзинами заполняют фарфоровыми шарами. Газосырьевую смесь пропускают через слой катализатора в обеих секциях и по штуцеру нижней секции выводят из реактора.

Гидроочистку прямогонных бензиновых фракций осуществляют на секциях гидроочистки установок каталитического риформинга или комбинированных установок JIK-бу.

Для гидроочистки реактивных топлив используют специализированные установки типа Л-24-9РТ, а также секции гидроочистки КУ Л К-бу.

Гидроочистку прямогонных дизельных фракций проводят на установках типа Л-24-6, Л-24-7, ЛЧ-24-7, ЛЧ-24-2000 и секциях гидроочистки КУ ЛК-6у (табл. 8.15).

4.5.1. Технологическая схема установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000

Принципиальная технологическая схема установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000 приведена на рис. 8.13.

Циркуляционный ВСГ смешивают с сырьем, смесь нагревают в сырьевых теплообменниках и в трубчатой печи П-1 до температуры реакции и подают в реактор Р-1. После реактора газопродуктовую смесь частично охлаждают в сырьевых теплообменниках (до температуры 210...230 °С) и направляют в секцию горячей сепарации ВСГ, состоящую из сепараторов С-1 и С-2. ВСГ, выводимый из холодного сепаратора С-2, после очистки МЭА в абсорбере К-2 подают на циркуляцию. Гидрогенизаты горячего и холодного сепараторов смешивают и направляют на стабилизационную колонну К-1, где подачей подогретого в П-1 отдувочного ВСГ из очищенного продукта удаляют углеводородные газы и отгон (бензин).

Ниже приводится материальный баланс установок гидроочистки бензина (I), керосина (II), дизельного топлива (III) и гидрообессеривания вакуумного дистиллята — сырья каталитического крекинга (IV).

4.5.2. Гидроочистка вакуумных дистиллятов

Вакуумные дистилляты являются традиционным сырьем для процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга. Качество вакуумных газойлей определяется глубиной отбора и четкостью ректификации мазута. Вакуумные газойли 350...500 °С практически не содержат металлоорганических соединений и асфальтенов. а их коксуемость обычно не превышает 0,2 %. С повышением tк.к. до 540...560 °С коксуемость возрастает в 4...10 раз, содержание металлов — в 3...4 раза, серы — на 20...45 %. Влияние содержащихся в сырье металлов, азотистых соединений и серы проявляется в снижении активности работы катализатора за счет отложения кокса и необратимого отравления металлами.

Гидроочистка вакуумного газойля 350...500 °С не представляет значительных трудностей и проводится в условиях и на оборудовании, аналогичных применяемым для гидроочистки дизельных топлив. При давлении 4...5 МПа, температуре 360...410°С и объемной скорости сырья 1...1,5 ч-1 достигается 89...94%-я глубина обессеривания; содержание азота снижается на 20...30%, металлов — на 75...85%, а коксуемость — на 65...70%. Гидроочистку тяжелых дистиллятов деструктивных процессов (коксования, висбрекинга) обычно проводят в смеси с прямогонными дистиллятами в количестве до 30 %.

Гидроочистка масляных рафинатов применяется в основном для осветления и улучшения их стабильности против окисления; одновременно уменьшается их коксуемость и содержание серы (глубина обессеривания — 30...40%); индекс вязкости несколько увеличивается (на 1...2 единицы); температура застывания масла повышается на 1...3 °С. Выход базовых масел дистиллятных и остаточных рафинатов составляет более 97 % мае.

Типовые установки гидроочистки масел и парафинов (типа Г-24/1 производительностью 360 тыс. т/год) включают до пяти технологических потоков. Установки гидроочистки масел отличаются от гидроочистки дизельных топлив только способом стабилизации гидрогенизата: отгонка углеводородных газов и паров бензина осуществляется подачей водяного пара; затем стабильное масло подвергается осушке в вакуумной колонне под давлением 13,3 кПа.

Технологический режим процесса гидроочистки масляных рафинатов следующий:

4.6. Процессы гидрокрекинга нефтяного сырья

Гидрокрекинг – каталитический процесс переработки нефтяных дистиллятов и остатков при умеренных температурах и повышенных давлениях водорода на полифункциональных катализаторах, обладающих гидрирующими и кислотными свойствами (а в процессах селективного гидрокрекинга и ситовым эффектом).

Гидрокрекинг позволяет получать с высокими выходами широкий ассортимент высококачественных нефтепродуктов (сжиженных газов С3-С4, бензина, реактивного и дизельного топлив, компонентов масел) практически из любого нефтяного сырья путем подбора соответствующих катализаторов и технологических условий и является одним из экономически эффективных, гибких и наиболее углубляющих нефтепереработку процессов.

Легкий гидрокрекинг вакуумного газойля

В связи с устойчивой тенденцией опережающего роста потребности в дизельном топливе по сравнению с автобензином за рубежом с 1980 г. была начата промышленная реализация установок легкого гидрокрекинга (ЛТК) вакуумных дистиллятов, позволяющих получать одновременно с малосернистым сырьем для каталитического крекинга значительные количества дизельного топлива. Внедрение процессов JIГК вначале осуществлялось реконструкцией эксплуатируемых ранее установок гидрообессеривания сырья каталитического крекинга, затем строительством специально запроектированных новых установок.

Отечественная технология процесса ЛГК была разработана во ВНИИ НП еще в начале 1970-х гг., однако до сих пор не получила промышленного внедрения.

Преимущества процесса ЛГК над гидрообессериванием:

- высокая технологическая гибкость, позволяющая в зависимости от конъюнктуры спроса на моторные топлива легко изменять (регулировать) соотношение дизтопливо: бензин в режиме максимального превращения в дизельное топливо или глубокого обессеривания для получения максимального количества сырья каталитического крекинга;

- за счет получения дизельного топлива при Л ГК соответственно разгружается мощность установки каталитического крекинга, что позволяет вовлечь в переработку другие источники сырья.

Отечественный одностадийный процесс ЛГК вакуумного газойля 350…500 °С проводят на катализаторе АНМЦ при давлении 8 МПа, температуре 420...450 °С, объемной скорости сырья 1,0...1,5 ч-1 и кратности циркуляции ВСГ около 1200 м3/м3.

При переработке сырья с повышенным содержанием металлов процесс ЛГК проводят в одну или две ступени в многослойном реакторе с использованием трех типов катализаторов: широкопористого для гидродеметаллизации (Т-13), с высокой гидрообессеривающей активностью (ГО-116) и цеолитсодержащего для гидрокрекинга (ГК-35). В процессе ЛГК вакуумного газойля можно получить до 60% летнего дизельного топлива с содержанием серы 0,1 % и температурой застывания — 15 °С (табл. 8.20).

Недостатком одностадийного процесса ЛГК является короткий цикл работы (3...4 мес.). Разработанный во ВНИИ НП следующий вариант процесса — двухступенчатый ЛГК с межрегенерационным циклом 11 мес. — рекомендован для комбинирования с установкой каталитического крекинга типа Г-43-107у.

Гидрокрекинг вакуумного дистиллята при 15 МПа

Гидрокрекинг является эффективным и исключительно гибким каталитическим процессом, позволяющим комплексно решить проблему глубокой переработки вакуумных дистиллятов (ГКВД) с получением широкого ассортимента моторных топлив в соответствии с современными требованиями и потребностями в тех или иных топливах.

Одноступенчатый процесс гидрокрекинга вакуумных дистиллятов проводят в многослойном (до пяти слоев) реакторе с несколькими типами катализаторов. Для того чтобы градиент температур в каждом слое не превышал 25 °С, между отдельными слоями катализатора предусмотрен ввод охлаждающего ВСГ (квенчинг) и установлены контактнораспределительные устройства, обеспечивающие тепло- и массообмен между газом и реагирующим потоком и равномерное распределение газожидкостного потока над слоем катализатора. Верхняя часть реактора оборудована гасителями кинетической энергии потока, сетчатыми коробками и фильтрами для улавливания продуктов коррозий.

На рис. 8.15 приведена принципиальная технологическая схема одной из двух параллельно работающих секций установки одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного дистиллята 68-2к (производительностью 1 млн. т/год по дизельному варианту или 0,63 млн. т/год при получении реактивного топлива).

Сырье (350...500 °С) и рециркулируемый гидрокрекинг-остаток смешивают с ВСГ, нагревают сначала в теплообменниках, затем в печи П-1 до температуры реакции и подают в реакторы Р-1 (Р-2 и т.д.). Реакционную смесь охлаждают в сырьевых теплообменниках, далее в воздушных холодильниках и с температурой 45...55°С направляют в сепаратор высокого давления С-1, где происходит разделение на ВСГ и нестабильный гидрогенизат. ВСГ после очистки от H2S в абсорбере К-4 компрессором подают на циркуляцию.

Нестабильный гидрогенизат через редукционный клапан направляют в сепаратор низкого давления С-2, где выделяют часть углеводородных газов, а жидкий поток подают через теплообменники в стабилизационную колонну К-1 для отгонки углеводородных газов и легкого бензина.

Стабильный гидрогенизат далее разделяют в атмосферной колонне К-2 на тяжелый бензин, дизельное топливо (через отпарную колонну К-3) и фракцию >360 °С, часть которой может служить как рециркулят, а балансовое количество — как сырье для пиролиза, основа смазочных масел и т. д.

В табл. 8.21 представлен материальный баланс одно- и двухступенчатого ГКВД с рециркуляцией гидрокрекинг-остатка (режим процесса: давление 15 МПа, температура 405...410°С, объемная скорость сырья 0,7 ч-1, кратность циркуляции ВСГ 1500 м3/м3).

Недостатками процессов гидрокрекинга являются их большая металлоемкость, большие капитальные и эксплуатационные затраты, высокая стоимость водородной установки и самого водорода.

Гидроочистка дизельных топлив

Каталитическую гидроочистку дизельных топлив применяют для уменьшения содержания в них серы до 0,2 % мас. и ниже, для повышения их термической стабильности и улучшения других свойств. Процесс гидроочистки сопровождается реакциями насыщения олефиновых углеводородов и деструктивной гидрогенизации сернистых, кислородных и азотных соединений с образованием парафиновых углеводородов, сероводорода, воды и аммиака.

Гидроочистка осуществляется в присутствии водородсодержащего газа при температуре 360...425 С и давлении 2...5 МПа: Степень обессеривания и глубина гидрирования непредельных соединений повышаются с ростом температуры и давления процесса, а также с увеличением кратности циркуляции водородсодержащего газа. Для ускорения процесса применяют различные катализаторы, однако особенно часто - алюмокобальтомолибденовый таблетированный катализатор.

Реакции гидрирования протекают с выделением тепла, избыток которого отводят с помощью хладоагентов (холодного циркуляционного газа, сырья или гидрогенизата).

На отечественных заводах гидроочистку дизельных топлив сернистых нефтей осуществляют на двухблочных установках, реакторные блоки которых работают следующим образом. Сырье после смешения с очищенным циркуляционным газом и свежим техническим водородом нагревают сначала в теплообменниках, затем в трубчатой печи (до 360...380°С) и направляют в реакторы. По мере снижения активности катализатора температуру подогрева сырья повышают. При этом необходимо следить за тем, чтобы максимальная температура в зоне реакции не превышала 435 °С. В противном случае ускоряется закоксовывание поверхности катализатора и повышается газообразование, являющееся результатом термического крекинга сырья.

Газопродуктовый поток, представляющий собой смесь паров гидрогенизата, газов реакции, сероводорода и циркуляционного газа, поступает из реакторов в сепаратор после предварительного охлаждения в теплообменниках и секционных холодильниках до 50 °С. В сепараторе смесь газов и паров при давлении 4,5 МПа, разделяется на гидрогенизат и циркуляционный газ, которые далее перерабатывают в соответствующих аппаратах.

Отработанный катализатор в конце реакции содержит 10... 13 % (мас.) кокса и до 7 % мас. серы. Активность катализатора восстанавливают путем окислительной газовоздушной регенерации. Перед регенерацией систему продувают под давлением 0,8 МПа инертным газом, который затем удаляют из аппарата через вытяжную трубу. Газы регенерации содержат до 0,2 % об. двуокиси серы. Процесс восстановления катализатора начинают с выжигания кокса газами при температуре 420...430 °С и давлении 4 МПа и заканчивают прокаливанием катализатора в течение четырех часов при температуре 520...550 °С и давлении 2 МПа. Чтобы сохранить прочность металла коммуникационных труб при высокой температуре, давление в процессе прокаливания постепенно снижают. Продолжительность выжигания составляет 48...60 ч в зависимости от количества кокса и серы.

Общая продолжительность цикла регенерации катализатора равна

100…150 ч, поэтому данную операцию совмещают во времени с планово-предупредительными ремонтами. Периодичность регенерации определяется качеством сырья и глубиной очистки топлива и составляет от трех месяцев до двух лет.

Реакторы устанавливают на железобетонных постаментах таким образом, чтобы обеспечить выгрузку катализатора самотеком через соответствующие люки.

На рис. 8.16 показан политропический (многослойный, многосекционный) реактор установки гидроочистки дизельных топлив. Он представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 1400 мм и высотой 14 000 мм с эллиптическими днищами. Корпус реактора изготовлен из двухслойной стали 12ХМ + ОХ18НЮТ толщиной 40 мм, штуцеры — из стали Х5М. Изнутри корпус футеруют жаропрочным торкрет-бетоном толщиной обычно 125...200 мм. Футеровка должна быть монолитной и состоять из двух слоев: термоизоляционного — непосредственно у корпуса и эрозионностойкого — внутреннего.

Состояние футеровки проверяют путем измерения температуры стенок корпуса аппарата поверхностными термопарами.

Превышение допустимой температуры (200 °С) свидетельствует о нарушении герметичности футеровки на данном участке.

Внутри аппарата имеется шесть съемных колосниковых решеток, на которые насыпан таблетированый алюмокобальтомолибденовый катализатор. Колосники устанавливают на кольцевые опоры, приваренные к корпусу реактора. Все внутренние устройства аппарата выполнены из стали ОХ18Н10Т.

Над каждым слоем катализатора расположен маточник из хромоникелевых труб для подачи охлаждающего циркуляционного газа. Это позволяет поддерживать в каждой секции необходимую температуру с постепенным повышением ее по ходу парогазовой смеси. Таким образом, в любой секции протекает адиабатический процесс, а в реакторе в целом — политропический.

Таблетированный катализатор в количестве 12 м3 загружают в аппарат через верхний люк диаметром 450 мм, на крышке которого имеется воздушник для отвода продувочных газов. Над блоком реакторов сооружают специальные площадки.

С них катализатор по гибкому рукаву засыпают в соответствующую секцию (снизу вверх), где рабочий, находящийся внутри аппарата, соблюдая требования техники безопасности для работы в закрытых сосудах выравнивает вручную слой катализатора. Газо-сырьевая смесь поступает в верхнюю секцию по штуцеру в верхней части аппарата, последовательно проходит через слой катализатора во всех секциях и по штуцеру под нижней секцией выводится из реактора.

Другим типом реактора для гидроочистки дизельного топлива является реактор с аксиальным движением сырья.

Реактор гидроочистки дизельного топлива с аксиальным движением сырья (рис. 8.17) имеет корпус 3, изолированный снаружи. В реакторе размещены два слоя катализатора, через которые сверху вниз проходит сырье. Каждый слой катализатора защищен от динамического воздействия потока среды слоем фарфоровых шаров 6.

В верхней части реактора установлена распределительная тарелка 1 с патрубками, под которой размещено фильтрующее устройство 2, состоящее из цилиндрических корзин, погруженных в слой катализатора. Корзины сварены из прутка и обтянуты сбоку и снизу сеткой. Сверху корзины открыты.

В корзинах и верхней части слоя катализатора задерживаются продукты коррозии и механические примеси.

Верхний слой катализатора поддерживается колосниковой решеткой 4, на которой уложены два слоя сетки и слой фарфоровых шаров. В пространстве между верхним и нижним слоями катализатора находится коллектор 5 для ввода пара. В нижней части реактора размещен слой фарфоровых шаров, служащих опорой для нижнего слоя катализатора и обеспечивающий равномерный вывод продуктов реакции из аппарата. В верхнем днище имеются три штуцера для установки многозонных термопар 12, контролирующих температурное поле в слое катализатора, кроме того, предусмотрена термопара в средней части реактора. Катализатор выгружается из верхнего слоя через штуцер 11 в стенке аппарата, из нижнего слоя через дренажную трубу и штуцер в нижнем днище 9. В стенке реактора между верхним и нижним слоями катализатора установлен люк. В нижней части имеются скобы для удобства обслуживания и ремонта.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Ахметов С.А., Сериков Т.П., Кузеев И.Р., Баязитов М.И. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа. – СПб.: Недра, 2006. – 872 с.
Мовсумзаде Э.М., Рольник Л.З., Сыркин А.М. Становление нефте- и газопереработки в Башкортостане: Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. – 306 с.
Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. – Уфа: Гилем, 2002. – 672 с.
Справочник нефтепереработчика / Под ред. Г.А. Ластовкина, Б.Д. Радченко, М.Г. Рудина. – М.: Химия, 1986. – 648 с.
Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и наза / С.А. Ахметов, М.Х. Иштияров, А.П. Веревкин, и др. / М.: Химия, 2005. – 796 с.
Чернобыльский И.И. Машины и аппараты химических производств. – М.: Машиностроение, 1985. – 456 с.

1. Тема 4 Информационная система предприятия
2. Ролевой конфлик
3. Рекомендовано Міністерством освіти і науки України
4. Тема- Исследование устойчивости объекта экономики на примере сборочного цеха машиностроительного завода В
5. . Календарное время дней 365 365 2.
6. і. Види внутрішніх конфліктів
7. Контрольная работа 1 Вариант 1 Студент- 1 курса группы ИВТс13 Ф
8. Монетарная политика и банковский надзор ОГЛАВЛЕНИЕ Введение Денежнокредитная политика- сущн
9. МИФЫ Мифы Древней Греции
10. це відділення білого населення США від інших етнічних груп головним чином щодо чорношкірих та індіанців
11. Учебное пособие- Мале підприємництво
12. Контрольная работа- Этапы гаметогенеза и виды скрещивания
13. Реферат- Экономическая эффективность производства кормов в ОАО Молодая гвардия
14. функціональний алгоритм
15. задание 2 21 Под колоколом газгольдера находится 3кг азота при начальной температуре 293К и при постоянн
16. Философия В таблицах представлены основные эпохи главные ценности философии годы жизни выдающихся филосо
17. Античная культура
18. привыкли меняют свое лицо действующих акторов и саму логику
19. Когнитивный подход к обучению основан на когнитивной психологии опирается на принцип сознательности в пре
20. Астана медицина университеті А~ Нысан ~С~Ж 07

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе