Введение
Нефтеперерабатывающаяпромышленность – замыкающее звено нефтяной отрасли. От ее состояния зависятпоказатели всей отрасли, экономика и обороноспособность страны.
Важнейшейпроблемой, стоящей в настоящее время перед нефтеперерабатывающейпромышленностью, является углубление переработки нефти с целью максимальногополучения наиболее ценных светлых нефтепродуктов – моторных топлив инефтехимического сырья.
Актуальностьуглубления переработки нефти все более возрастает в связи со снижением приростаее добычи, увеличением затрат на добычу и транспортировку. Ограниченностьмировых запасов нефти ведет к необходимости вовлечения в переработкунетрадиционных видов сырья – тяжелых и битуминозных нефтей, запасы которыхзаметно превосходят запасы обычных нефтей. Современные мировые доказанныезапасы тяжелых нефтей и природных битумов составляет до 100 млрд. м3.Ресурсы тяжелой нефти и нефтяных песков играют весьма существенную роль уже внастоящее время. Кроме того, многие нефтеперерабатывающие заводы стоят передпроблемой утилизации тяжелых остаточных фракций в связи с сокращением потреблениякотельных топлив, а также в связи с вводом норм ЕЭС, ограничивающих содержаниев них серы (0.25 – 0.15%).
В девяностыхгодах отечественная нефтепереработка пережила глубочайший кризис, приведший ктому, что по объему переработки нефти Россия переместилась со второго местапосле США на четвертое, пропустив вперед Японию и Китай. Это, прежде всего,связано со следующими обстоятельствами: на большинстве нефтеперерабатывающихзаводах износ основных фондов оценивается в 80% и приближается к критическойчерте; суммарная мощность предприятий используется на 80% /1/.
Эти дваобстоятельства не позволяют нефтеперерабатывающим заводам накопить оборотныхсредств, для того, чтобы произвести модернизацию технологических процессов иливнедрить новые экологически безопасные технологические процессы, которые быпозволили повысить глубину переработку нефти и обеспечить потребности страны ввысококачественных, экологически чистых моторных топливах, смазочных материалахи другой продукции.
Доляуглубляющих процессов в России примерно 20% от объема переработки нефти, а вСША более 73%. Существенно отстает и развитие процессов, обеспечивающихкачество нефтепродуктов (алкилирование, изомеризация, производствооксигенатов). Сравнительный состав технологических процессов приведен втаблице.
Современныйсостав технологических процессов нефтепереботкиОсновные вторичные процессы Зап. Европа США Россия Япония Китай Каталитический крекинг 15.6 36.2 6.6 19.1 20.9 Гидрокрекинг 6.6 9.6 0.5 3.8 2.9 Термокрекинг (висбрекинг) 12.4 0.3 4.7 - - Коксование 2.5 15.6 1.9 2.2 7.8 Риформинг 12.6 18.6 11.3 13.5 3 Гидроочистка 45.5 48.1 25.8 76.3 5.6 Алкилирование 1.3 5.8 0.2 0.8 0.5 Изомеризация 2.2 2.8 0.6 0.3 - Производство МТБЭ 0.3 0.6 0.1 0.1 0.02 Производство ароматики 1.6 2.4 0.8 3.6 - Производство масел 1.0 1.0 1.5 0.9 1.1 Битум 2.7 3.4 3.8 2.7 - Процессы углубляющие переработку 42.9 73.3 20.3 32.6 33.4
Периодформирования новой российской нефтепереработки совпал с существеннымужесточением мировых требований к качеству нефтепродуктов. Впервые былосформулировано понятие «экологически чистые моторные топлива».
За последниегоды на большей части нефтеперерабатывающих заводов достигнуты определенныеуспехи в увеличении глубины переработки нефти, изменения ассортимента иулучшения качества нефтепродуктов.
Решениепроблемы углубления переработки нефти в России (до уровня 75% к 2010 г. и85% к 2020 г.) будет предопределятся наличием сырья для загрузки мощностейуглубляющих процессов и освоения новых технологий для вовлечения в глубокуюпереработку нефтяных остатков, т.е. процессов каталитического крекинга,висбрекинга, коксования, гидрогенизационных процессов.
Основнымпроцессом углубления, по имеющимся оценкам и прогнозам, будет каталитическийкрекинг. Для загрузки этого процесса потребуется вовлечение все более тяжелогосырья, вплоть до мазутов и гудронов после соответствующей подготовки их путемдеасфальтизации различными растворителями, а также газойлей вторичногопроисхождения.
Наряду скаталитическим крекингом достаточно широкое использовние в мировойнефтепереработке находит гидрокрекинг, обеспечивающий более высокие выходымоторных топлив, а сочетание каталитического кркинга с гидрокрекингом позволяетсоздавать оптимальные схемы перебоки с максимальным выходом и требуемымассортиментом моторных топлив с заданным соотношением автобензина, авиакеросинаи дизельного топлива.
Наращиваниемощностей по каталитическому крекингу, термическому крекингу и коксованиюприведет к увеличению ресурсов низших олефинов, которые будут вовлекаться вхимическую переработку с целью получения изопарафиновых углеводородов путемалкилирования и кислородсодержащих соединений, главным образом, путемэтерификации.
Безувеличения производства изопарафиновых углеводородов и кислородсодержащихсоединений обеспечить потребности общества в высокосортных и экологическичистых бензинах практически невозможно.
Большая частьбензинов, выпускаемых отечественными нефтеперерабатывающими заводами, несоответствуют европейским стандартам. Экспортируемый бензин используется каксырье для дальнейшей переработки, а не как топливо.
Основнымибазовыми компонентами товарных автобензинов являются катализаты риформинга икаталитического крекинга. Распространение каталитического риформинга может бытьограничено из-за высокого содержания в продуктах ароматических углеводородов, втом числе бензола.
Процессыалкилирования изобутана бутиленами, изомеризации пентан-гексановой фракции,олигомеризации и полимеризации, производства оксигенатов в последнеедесятилетия значительно усовершенствованы. Указанные процессы позволяютвырабатывать нетоксичные высокооктановые компоненты, доля которых в товарныхбензинах неуклонно растет.
По имеющимсяоценкам для выхода России на уровень ведущих стран мира по выпускувысокооктановых бензинов необходимо мощности каталитического крекинга довестидо 15% к мощности установок первичной переработки нефти; мощностикаталитического риформинга – 15%, изомеризации легких бензиновых фракций – до 3%,алкилирования с получением технического изооктана – до 4%. Одновременнотребуется существенно расширить вовлечение в товарные бензиныкислородсодержащих добавок (эфиры и спирты) и различных октанповышающихприсадок.
1. Характеристикаисходного сырья
Исходнымсырьём принимается Одоптинская нефть окобыкайской свиты о. Сахалин.Характеристика исходного сырья приведена в таблице 1.1.
Таблица 1.1. –Характеристика исходного сырьяНаименование показателя Фактическое значение
-плотность – с4Іє
– молекулярная масса
– кинематическая вязкость, сст, при 20 єС-
при 50 єС
– температура застывания, єС с обработкой
без обработкой
– температура вспышки в закрытом тигле, єС
– содержание твердых парафинов, % масс
– содержание серы, %масс
– содержание азота, %масс
– содержание смол, %масс сернокислотных
силикагелевых
– содержание асфальтенов, %масс
– коксуемость, %масс
– зольность % масс
– выход фракций до 200єС, % масс
– выход фракций до350 єС, % масс
– выход базовых масел на нефть % масс
– выход базовых масел на мазут % масс
0,8571
206
4,55
2,26
минус 10
минус 6
минус 35
3,50
0,40
0,23
28
7,11
1,14
1,78
0,008
30,68
69,5
15,4
50,49
Пригодностьнефти для производства битумов (ГОСТ11954–66) определяется по формулам:
А+С – 2,5*П≥8– наиболее пригодна; /5, с. 245/ (1.1)
0≤А+С –2,5*П≤8 – пригодна; /5, с. 245/ (1.2)
А+С – 2,5*П≤0– непригодна; /5, с. 245/ (1.3)
где А – содержаниеасфальтенов, % масс;
С – содержаниесмол, % масс;
П – содержаниетвердых парафинов, % масс;
Поскольку выражениеА+С – 2,5*П= -0,50, то Одоптинская нефть не пригодна для производствабитумов.
2.Характеристика продукции
Готовойпродукцией завода является: автомобильный бензин Аи-95, зимнее и летнее дизельноетопливо, сера элементарная, сжиженные газы, жидкий парафин, кокс.
2.1 Характеристикаавтомобильного бензина
На НПЗ вырабатываетсябензин Аи-95. Требования к бензину Аи-95 представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 –Требования к бензину АИ-95 по ГОСТ 2084–77№ Наименование показателя Норма для марки Аи-95 Метод испытания Неэтилированный (ОКП 02 5112 0300) 1
Детонационная стойкость, октановое
число не менее:
по моторному методу
по исследовательскому методу
85
95
По ГОСТ 511–82
По ГОСТ 8226–82 2
Концентрация свинца, гр на 1 дм3 бензина, не более 0,013 По ГОСТ2084–77 п. 4.5
3
4
5
6
Фракционный состав:
температура начала перегонки
бензина, 0С, не ниже:
летнего
зимнего
10% бензина перегоняется при
температуре 0С, не выше:
летнего
зимнего
50% бензина перегоняется при
температуре 0С, не выше:
летнего
зимнего
90% бензина перегоняется при температуре, 0С
30
Не нормируется
75
55
120
105 По ГОСТ 2177–8
2.2 Характеристикадизельного топлива (ДТ)
Требования кдизельному топливу представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 –Характеристика ДТ в соответствии с ГОСТ 32675 – 01№ Наименование показателя Норма для марки
Метод
испытания Л З А 1 2 3 4 5 6 1. Цетановое число, не менее 45 45 45 По ГОСТ 3122–76 2.
Фракционный состав:
50% перегоняется при температуре, 0С, не выше
96% перегоняется при температуре (конец перегонки), 0С, не выше
280
360
280
340
255
330 По ГОСТ 2177–82 3.
Кинематическая вязкость при 20 0С, мм2/с (сСт) 3,0–6,0 1,8–5,0 1,5–4,0 По ГОСТ 33–2000 4.
Температура застывания 0С, для климатической зоны, не выше:
умеренной
холодной
-10
-
-35
-45
-
-55 По ГОСТ 20287–91 и п. 5.2 ГОСТ 305–82 5.
Температура помутнения для климатической зоны, 0С, не выше:
умеренной
холодной
-5
-
-25
-35
-
- По ГОСТ 5066–91 (второй метод) 6
Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, 0С, не ниже:
для тепловозных и судовых двигателей и газовых турбин
для дизелей общего назначения
62
40
40
35
35
30 По ГОСТ 6356–75
2.3 Характеристикасжиженного газа
Характеристикасжиженного газа СПБТЗ приведена в таблице 2.3.
Таблица 2.3 — Характеристика сжиженного газа СПБТР по ГОСТ 20448–75Показатели Нормы 1 2
1. Компонентный состав газа, % масс
2. Сумма метана, этана, этилена, не более
3. Сумма пропана и пропилена, не более
4. Сумма бутана и бутилена, не боле
5. Жидкий остаток (С5 и выше), не более
6. Давление насыщенных паров избыточное,
кгс/смІ(МПа), не более:
при 45єС
при «минус 20єС
7. Содержание сероводорода, г/100мі газа, не
более
8. Содержание общей серы, % масс, не более
9. Запах должен ощущаться при содержании газа
в воздухе, % об
4
75
20
1
1,6 (0,16)
1,6 (0,16)
5
0,15
0,5
2.4Характеристика нефтяного кокса
Характеристиканефтяного кокса К3–25 приведена в таблице 2.4
Таблица 2.4 –Основные характеристики нефтяных коксовМарка кокса Выход летучих, % не более Содержание, % не более серы золы мелочи менее 25 мм мелочи менее 8 мм
К3–25:
1-й сорт
2-й сорт
К3–8
К3–0
7
9
9,5
10
1,3
1,5
1,5
1,5
0,5
0,6
0,7
0,8
10
10
-
-
-
-
25
-
3. Обоснованиеварианта переработки нефти
В курсовойработе разработан вариант переработки Одоптинской нефти с целью максимальногополучения бензинов, т.е. глубокой переработки нефти.
Одоптинскаянефть является малосернистой, малопарафинистой. Потенциальное содержаниефракций, выкипающих до 350С составляет 69,5% масс, а потенциальное содержаниебазовых масел 15,4% масс индексом вязкости 72. Содержание серы в Одоптинской нефтисоставляет 0.40% масс.
Одоптинскаянефть имеет шифр: 1.1.2.4.2. согласно технологической классификации (ГОСТ 912–66).
ИзОдоптинской нефти нельзя получить дорожные и строительные битумы, т.к. нефтьимеет содержание твердых парафинов 3.50% масс и выражение А+С – 2,5*П =-0,50.
В связи свышесказанным, требуются установки для обессеривания, включение в составнефтеперерабатывающего завода каталитических, гидрогенизационных итермокаталитических процессов, позволяющих значительно увеличить отбор светлыхнефтепродуктов.
Газы,растворенные в нефти, после атмосферной трубчатки поступают на газофракционирующуюустановку предельных углеводородов. Туда же поступают газы с установоккаталитического риформинга.
Фракция НК-620С получается на блоке вторичной перегонки АТ ииспользуется в качестве сырья на установке каталитической изомеризации.Назначение изомеризации – повышение октанового числа нефтяных фракций С5-С6путём превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие болеевысокое октановое число. Изомеризация протекает по карбкатионному механизму набифункциональных катализаторах в присутствие водородсодержащего газа.
Фракция 62–850С идет на установку Цеоформинг Процесс Цеоформингпозволяет получать высокооктановые неэтилированные автобензины. Катализаторыпроцесса не содержат благородных металлов. Стоимость одной загрузки катализаторасоставляет не более 2% стоимости наработанного на нем топлива. Срок службыкатализатора 5000 – 7000 часов.
Фракция 85–1800С является сырьём установки каталитическогориформингаполучения базового компонента бензина Аи – 95.
Таблица 3.1 –Характеристика сырья цеоформинга и риформингаФракция Выход на нефть, % масс.
с420 Сод-е S, % м. Содержание углеводородов, % масс. Ароматических Нафтеновых Метановых 62 – 85 2,4 0,7170 следы 11 50 39 85 – 180 22,3 0,7780 следы 26 39 35
На АТотбирается дизельная фракция 180 – 350, которая поступает на установкудепарафинизации дизельного топлива.
Таблица 3.2 –Характеристика дизельной фракцииФракция Выход на нефть, % масс.
с420 Температура застывания, ˚С Сод-е S, % м. 180 – 350 44,0 0,8498 – 33 0,01
Часть мазутас АТ направляется в вакуумный блок, часть – на установку каталитическогокрекинга. Туда же после ВТ поступает фракция 350–450. Этот процесс являетсяодним из ведущих процессов современной нефтепереработки. Целевое назначениекаталитического крекинга – это производство с максимально высоким выходомвысокооктановых компонентов бензинов изомерного строения и ценных сжиженныхгазов – сырья для последующих производств высокооктановых компонентов бензинов.
В основуустановки положен процесс Эйч-Оу-Си-П (НОС-Р). На этой установке перерабатываютмазут, в котором содержание никеля составляет 8–9 мг/кг, а ванадия 12–16 мг/кг /1/.
МазутОдоптинской нефти удовлетворяет этим показателям (V – 4 мг/кг, Ni – 7,2 мг/кг).Следовательно, данный гудрон может перерабатываться на данной установке.
Таблица 3.3 –Характеристика сырья каталитического крекингаФракция Выход на нефть, % масс.
с420 Сод-е S, % м. Т-ра застывания, ˚С 350 – 450 15,5 0,9065 0,60 19
Гудрон с ВТнаправляется на установку замедленного коксования (УЗК). Для полученияэлектродных коксов содержание серы не должно быть более 2%, для полученияанодной массы – не более 3,5%. УЗК позволяет получить крупнокусковой кокс.
Газыкоксования содержат значительное количество непредельных, совместно с газамикаталитического крекинга они отправляются на ГФУ непредельных углеводородов.
Бензинкоксования имеет низкое октановое число и является сырьём каталитическогориформинга, лёгкий газойль подвергается гидроочистке с целью гидрированиянепредельных. Тяжёлый газойль используется как сырьё каталитического крекинга.
Таблица 3.4 –Характеристика сырья деструктивных процессовОстаток после отбора фракции до темпер. Выход на нефть, % масс.
с420 Т-ра заст., ˚С Сод-е S, % м. Коксуемость, % Содержание металлов, % масс. V Ni 450˚С 15,1 0,9869 24 1,92 11,19
6,04*10-5
1,09*10-4
С установкиГФУ непредельных бутан-бутиленовая фракция направляется на производство МТБЭ,который используют в качестве присадки для повышения октанового числа бензинов. Синтез МТБЭосуществляется по реакции этерификации (взаимодействие изобутилена и метанола),в качестве катализатора используют ионообменную смолу. Октановое число МТБЭ 118(ИМ).
Далееотработанная бутан-бутиленовая фракция поступает на на установкуалкилирования. Назначение данной установки – производство высокооктановогоизокомпонента бензинов. Целевой продукт процесса – алкилат, состоящийпрактически нацело из изопарафинов, имеет высокое октановое число.
Преимуществомданной установки алкилирования является то, что процесс протекает в подвижномслое катализатора на твердом носителе. Использование твердого катализаторапозволяет снизить эксплуатационные затраты на получение алкилата. Исключаютсяпроблемы, связанные с использованием серной кислоты: необходимость утилизацииотработанных кислот, необходимость выделения и последующей нейтрализацииалкилата.
Комбинированиеустановок производства МТБЭ и алкилирования позволяет снизить нагрузкуустановок алкилирования и повысить октановое число алкилата.
4. Материальныебалансы технологических установок
В таблицах 4.1–4.15представлены материальные балансы технологических установок, предусмотренныхдля переработки нефти на проектируемом НПЗ. При составлении материальногобаланса следует принять, что секция обессоливания и обезвоживания должныобеспечивать подготовку всей нефти, поступающей на НПЗ. Согласно действующимнормам технического проектирования, число рабочих дней в году принято равным334. На установку ЭЛОУ АВТ поступает нефть, подготовленная на промыслах понормам І группы.
4.1Расчёт материальногобаланса установки ЭЛОУ–АТ
Производительностьустановки по нефти 4 млн. тонн/ год.
Таблица 4.1 –Материальный баланс ЭЛОУ АТПродукты % масс. тыс. т/год т/сут кг/ч
Поступило:
Обезвоженная и обессоленная нефть, в том числе:
Нефть
Вода
Получено:
Газ и головка стабилизации
Фр. н.к. – 62 єС
Фр. 62 – 85 єС
Фр. 85 – 180єС
Фр. 180 –350 єС
Фр. 350 – 450 єС
Вода
Потери
Всего:
100,5
100,0
0,5
0,2
0,6
2,4
22,3
44
29,8
0,5
0,7
100,5
4020
4000
20
8
24
96
892
1760
1192
20
28
4020
12035,93
11976,05
59,88
23,95
71,86
287,43
2670,66
5269,46
3568,86
59,88
83,83
12035,93
501497,01
499001,99
2495,01
998,00
2994,01
11976,05
111277,45
219560,88
148702,60
2495,01
3493,01
501497,01
4.2Расчёт материальногобаланса установки вакуумного блока
Таблица 4.2 –Материальный баланс вакуумного блокаПродукты % масс. тыс. т/год т/сут кг/ч
Поступило:
Мазут
Получено:
Вакуумный газоиль
Гудрон
Потери
Всего:
100
56,17
43,13
0,7
100
794,67
446,37
342,74
5,56
794,67
2379,25
1336,43
1026,17
16,66
2379,25
99135,48
55684,40
42757,13
693,95
99135,48
4.3 Расчетматериального баланса установки Цеоформинг
ПроцессЦеоформинг позволяет получать бензин, который по своим эксплуатационным ифизико – химическим характеристикам соответствует автобензину Аи – 95.Разработанная технология не требует применения водорода и связанного с нимкомпрессорного оборудования. В процессе отсутствуют газовые, жидкие и твердыеотходы.
Каталитическоепревращение сырья в реакторе осуществляется при температуре 350–450˚С,давлении 5–15 атм.
Катализаторыпроцесса ИК – 28 и ИК – 30 не содержат благородных и тяжелых металлов. Однатонна катализатора за период его эксплуатации позволяет переработать 5–8 тысячтонн сырья.
Таблица 4.3 — Материальный баланс установки ЦеоформингПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год Кг/ч 1 2 3 4 5
Поступает:
Фр. 62–85оС
Всего:
Получено:
Бензин АИ-93
У/В газ
Сольвет
Потери
Всего:
100
100
65
28
6
1
100
2,4
2,4
1,56
0,672
0,144
0,024
2,4
96
96
62,40
26,88
5,76
0,96
96
11976,05
11976,05
7784,43
3353,29
718,56
119,76
11976,05
4.4 Расчетматериального баланса установки каталитического риформинга с целью получениябазового компонента бензина Аи–95
Процесскаталитического риформинга предназначен для получения высокооктановогокомпонента автомобильных бензинов. Сырьём служит прямогонная фракция 85–180С, атакже бензин-отгоны с установок: гидроизомеризации дизельного топлива и УЗК.
Также наустановке вырабатывается водородсодержащий газ, который используется в гидрокаталитическихпроцессах. Головка стабилизации каталитического риформинга, содержащая восновном углеводороды С3-С4, используется как сырье газофракционирующейустановки.
Расчетматериального баланса установки каталитического риформинга приведен в таблице4.3
Таблица 4.4 –Материальныйбаланс установки каталитического риформинга получения базового компонентабензина Аи–95Продукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступило:
Фр.85–180єС
Бензин с УЗК
Бензин-отгон с гидроочистки сырья КК
Всего:
Получено:
Катализат
ВСГ
в том числе водород
Головка стабилизации
Газ
Потери
Всего:
91,86
7,90
0,24
100
82,30
5,80
(-1,3)
4,50
6,40
1,00
100
22,30
1,91
0,06
24,27
19,98
1,41
(-0,32)
1,09
1,55
0,24
24,27
892,00
76,64
2,37
971,01
799,14
56,32
(-12,62)
43,69
62,14
9,71
971,01
111277,45
9560,88
295,66
121133,98
99693,11
7025,95
(-1574,35)
5450,35
7752,00
1211,33
121133,98
4.5 Расчет материальногобаланса газофракционирующей установки предельных газов
Материальныйбаланс газофракционирующей установки приведён в таблице 4.5.
Таблица 4.5 –Материальный баланс газофракционирующей установки (ГФУ)Продукты % масс. на сырьё %масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступило:
Газы до С4
Головка кат. Риформинга
Всего:
15,50
84,50
100
0,2
1,09
1,29
8,00
43,60
51,60
998,00
5439,12
6437,13
Получено:
Пропан
Изобутан
н – Бутан
Изопентан
н-пентан
Газовый бензин
Газ
Потери
Всего:
21,60
16,10
33,00
8,60
11,00
1,80
6,50
1,40
100
0,28
0,21
0,43
0,11
0,14
0,02
0,08
0,02
1,29
11,15
8,31
17,03
4,44
5,68
0,93
3,35
0,71
51,60
1390,97
1036,68
2124,50
553,89
708,58
116,02
417,91
88,57
6437,13 /> /> /> /> /> /> />
4.6 Расчетматериального баланса установки изомеризации
Назначениеустановки изомеризации – повышение октанового числа нефтяных фракций С5-С6путем превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие болеевысокое октановое число. На установку изомеризации поступает прямогоннаяфракция НК – 62˚С и н-пентан с ГФУ предельных углеводородов.
Расчетматериального баланса установки изомеризации представлен в таблице 4.6.
Таблица 4.6 –Материальный баланс установки изомеризацииПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступило:
фр. н.к. – 62єС
н – Пентан с ГФУ
ВСГ
В т.ч водород
Всего:
79,44
20,56
1,03
101,03
0,60
0,16
0,01
0,77
24,00
6,21
0,311
30,52
2994,01
774,70
38,80
3807,39
4.7 Расчетматериального баланса установки каталитического крекинга
Процесскаталитического крекинга является одним из наиболее распространенныхкрупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти и в значительной мереопределяет технико-экономические показатели современных НПЗ топливного профиля.
Как ужеуказывалось, целевое назначение каталитического крекинга – производство смаксимально высоким выходом высокооктанового бензина и ценных сжиженных газов.Получающийся в процессе легкий газойль используется как компонент дизельноготоплива, а тяжелый газойль – как сырье для производства кокса.
Расчетматериального баланса установки каталитического крекинга приведен в таблице 4.7
Таблица 4.7 –Материальный баланс установки каталитического крекинга НОС-РПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступает:
Мазут
Фр. 350–450
Тяж. газоиль коксования
Всего:
43,61
45,77
10,62
100,00
10,63
11,16
2,59
24,38
425,33
446,36
103,53
975,22
53060,13
55683,63
12915,42
121659,18
Получено:
Газ+головка
Бензин
Лег. газоиль
Остаток
Кокс выжигаемый и
Потери
Всего:
24,40
52,10
11,98
4,15
7,37
100,00
5,96
12,70
2,91
1,01
1,80
24,38
237,95
508,09
116,83
40,47
71,87
975,22
29684,38
63384,48
14574,60
5048,65
8965,82
121659,18
4.8.Расчет материального баланса установки замедленного коксования
Коксование –метод переработки нефтяных остатков в условиях высоких температур (450–510˚С) и давлении,близком к атмосферному, с целью получения кокса, жидких дистиллятов и газа.
Прикоксовании нефтяных остатков в результате углубления реакций крекинга иперераспределения водорода получается до 60–65% широкой фракции.
УЗК позволяетполучить крупнокусковой кокс.
Расчетматериального баланса установки замедленного коксования представлен в таблице4.8.
Таблица 4.8 –Материальный баланс УЗКПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступает:
Гудрон
Остаток с установки катал. крекинга
Всего:
89,44
10,56
100
8,57
1,01
9,58
342,74
40,47
383,21
42756,986
5048,65
47805,64
Получено:
Газ и гол. Стаб.
Бензин
Лег. газоиль
Тяж. газоиль
Кокс
Потери
Всего:
4,51
20,00
26,67
27,12
18,70
3,00
100
0,66
1,923
1,182
20,7
3,99
0,435
9,58
17,28
76,65
102,21
103,93
71,67
11,50
383,21
2156,03
9561,13
12749,76
12964,89
8939,65
1434,17
47805,64
4.9 Расчетматериального баланса установки гидроочистки дизельного топлива
Гидроочисткапредназначена для снижения содержания серы в дистиллятах. Одновременно с удалениемсеры уменьшается содержание в продуктах непредельных и смолистых соединений.
Длясоставления материального баланса гидроочистки необходимо определить количествообразовавшегося сероводорода по формуле [4.1]:
GН2S = Gсырья*(XS– Хдоп)*MН2S /Ms,/7, с. 45/ [4.1]
где GН2S – количествообразовавшегося сероводорода, тыс. т/год;
Gсырья – количествопоступившего на установку газойля, тыс. т/год;
XS – содержание серы всырье, мас. доли;
Хдоп –допустимое содержание серы в топливе (по ГОСТ)
MН2S и Ms – молекулярные массысероводорода и серы.
GН2S = (102,2*(0,0192–0,002)+116,83*(0,006–0,002))*34 /32 = 2,34 тыс. т/год
Таблица 4.9 –Материальный баланс гидроочистки ДТПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступает:
Легкий газоиль коксования
Тяжёлый газойль КК
Водород содержащий газ
в т.ч водород
Всего:
Получено:
Гидроочищенное дизельное топливо
Бензин-отгон
Сероводород
Газ
Потери
Всего:
46,66
53,34
1,80
[0]
101,8
96,81
1,10
1,09
2,30
0,50
106,7
2,56
2,92
0,10
[0]
5,58
5,31
0,06
0,06
0,13
0,02
5,58
102,20
116,83
3,87
[0]
219,03
208,29
2,37
2,34
4,95
1,08
4311,6
12749,50
14574,60
482,78
[0]
27806,88
25984,28
295,66
291,92
617,52
134,73
27806,88
4.10Расчет материального баланса установки депарафинизации
Таблица 4.10– Материальный баланс установки депарафинизацииПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступило:
Фр. 180–350 єС
Всего:
Получено:
ДТ (зимнее)
Промежуточная фр.
Парафин жидкий
Потери
Всего:
100
100
85
9,1
5
0,9
100
35,00
35,00
29,75
3,19
1,75
0,31
35,00
1400,00
1400,00
1190,00
127,40
70,00
12,60
1400,00
174650,70
174650,70
148453,09
15893,21
8732,53
1571,86
174650,70
4.11Расчет материального баланса газофракционирования непредельных углеводородов
В состав нефтеперерабатывающихзаводов включаются установки для получения лёгких углеводородных фракцийвысокой чистоты из нефтезаводских газов. По типу перерабатываемого сырьягазофракционирующие установки подразделяются на ГФУ предельных и ГФУнепредельных газов. Материальный баланс ГФУ непредельных газов представлен втаблице 4.11.
Таблица 4.11Материальный баланс ГФУ непредельных газовПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступает:
Газ+головка КК
Газ+головка коксования
Всего:
Получено:
ППФ
ББФ
Газовый бензин
Газ
Потери
Всего
93,03
6,97
100,0
33,76
36,50
2,50
24,24
3
100
5,95
0,43
6,38
2,15
2,33
0,16
1,55
0,19
6,38
237,95
17,28
255,23
86,17
93,16
6,38
61,87
7,65
980,06
29684,38
2155,69
31840,07
10749,75
11621,76
795,91
7718,31
954,34
31840,07
4.12 Расчетматериального баланса установки производства МТБЭ
ОсобенностьюМТБЭ является то, что при смешении его с другими компонентами октановое числосмеси получается выше, чем рассчитанное по правилу аддитивности. Синтез МТБЭосуществляется по реакции этерификации, расчет материального баланса приведен втаблице 4.12.
Таблица 4.12– Материальный баланс установки производства МТБЭПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступает:
Бутан-бутиленовая фракция
В т.ч. изобутан
Метанол
Всего:
Получено:
МТБЭ
Отработанная ББФ
Потери
Всего:
100,0
(-16,00)
9,02
109,02
24,39
81,64
3,00
109,02
2,33
(-0,4)
0,23
2,56
0,58
1,90
0,01
2,56
93,16
(-14,42)
8,13
101,29
22,66
75,85
2,78
101,29
11621,76
(1798,90)
1014,22
12635,98
2826,85
9462,33
348,05
40346,83
4.13Расчет материального баланса установки алкилирования
Таблица 4.11– Материальный баланс установки алкилированияПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступает:
ББФ с МТБЭ
В т.ч. изобутан
Всего:
Получено:
Легкий алкилат
Тяжелый алкилат
Пропан
Отработанная ББФ
Потери
Всего:
100,00
(-41)
100,00
79,10
3,40
1,90
12,60
3,00
100,00
1,90
(-0,85)
1,90
1,50
0,07
0,04
0,24
0,06
1,90
75,85
(-30,16)
75,85
59,99
2,58
1,44
9,56
2,28
1520,57
9462,33
3762,48
9462,33
7483,79
321,86
179,64
1192,62
284,43
9462,33
4.14Расчет материального баланса установки получения серы
Одоптинская нефтьсодержит 0,4% масс серы, т.е. на проектируемый завод вместе с нефтью поступает 16тыс. т. серы в год. При переработке этой нефти на данном заводе образуется 291,92кг/ч или 2,34 тыс. т/год сероводорода. Остальное количество серы остается вбитуме. Сжигать образующиеся сероводород на факелах завода нельзя, т. к. этоприведет к загрязнению воздушного бассейна, поэтому предусмотрена установка попереработке сероводорода в серу.
Материальныйбаланс установки производства серы приведен в таблице 4.14.
Таблица 4.14– Материальный баланс установки производства серы приведенПродукты % масс. на сырьё % масс. на нефть тыс. т/год кг/ч 1 2 3 4 5
Поступает:
Сероводород
Всего:
Получено:
Сера элементарная
Потери
Всего:
100,0
100,0
97,0
3,0
100,0
0,060
0,060
0,058
0,002
0,060
2,34
2,34
2,27
0,07
2,34
291,92
291,92
283,18
8,73
291,92
4.15 Расчётматериального баланса установки компаундирования бензина Аи-95
На установкукомпаундирования для приготовления бензина Аи-95 поступает:
– н-бутанс ГФУ;
– изогексановаяфракция с установки изомеризации;
– изопентановаяфракция с установки изомеризации;
– изопентановаяфракция с установки ГФУ;
– газовыйбензин (фракция С6)с ГФУ;
– бензинАИ-93 с установки процесса «Цеоформинг»
– базовыйкомпонент – катализат с установки каталитического риформинга;
– бензинкаталитического крекинга НОС-Р;
– присадкаМТБЭ;
– газовыйбензин (фракция С6)с ГФУ непредельных УВ;
– лешкийалкилат с установки алкилирования.
Количество исвойство компонентов компаундирования представлены в таблице 4.15.
Таблица 4.15 — Количество и свойства компонентов компаундированияПродукт кг/ч тыс. т/год % масс. Октановое число ИМ 1 2 3 4 5
Бутановая фракция (ГФУ)
Изогексановая фракция
Изопентановая фракция
Изопентановая фракция (ГФУ)
Газовый бензин (ГФУ)
Бензин («Циоформинг»)
Катализат (КР)
Бензин (КК)
Легкий алкилат
МТБЭ
Газовый бензин (ГФУ непр. УВ)
1062,25
991,77
2630,99
553,89
116,02
7784,43
99693,11
63384,48
7483,78
2826,85
795,91
8,515
7,95
21,09
4,44
0,93
62,40
799,14
508,09
59,99
22,66
6,38
0,57
0,53
1,40
0,30
0,06
4,16
53,22
33,84
3,99
1,51
0,42
93,8
74
92,3
92,3
82
93
100
93
93
118
83
Бензин Аи-95
187323,48
1501,585
100,0
95,9
Октановоечисло бензина рассчитывается по формуле [4.2]:
Осм= (ОА·А + ОВ·В + ОС·С + …)/ 100 /8, с. 39/ [4.2]
где Осм– октановое число смеси;
ОА,ОВ, ОС – октановые числа компонентов;
А, В, С –содержание компонентов в смеси, % масс.
Октановоечисло получаемого бензина рассчитывается следующим образом:
Осм=(0,57·93,8+0,56·74+1,40·92,3+0,30·92,3+0,06·82+4,16·93+53,22·100+33,84*93+3,99·93+1,51·118+ 0,42·83)/100=95,9
Такимобразом, при компаундировании вышеназванных компонентов в указанныхколичествах, и вырабатываемых согласно поточной схеме (рис. 3), получаетсялетний вид автобензина Аи-95 без добавления антидетонаторов
4.16Расчет материального баланса установки компаундирования зимнего дизельноготоплива
На установкукомпаундирования для приготовления летнего дизельного топлива поступают:
– дизельноетопливо с установки гидроочистки;
– фракция180–350;
– тяжелыйалкилат установки алкилирования;
– промежуточнаяфракция с карбомидной депарафинизации.
Количество исвойство компонентов компаундирования летнего
дизельноготоплива представлены в таблице 4.16.
Таблица 4.16– Количество и свойства компонентов компаундированияПродукт кг/ч тыс. т/год % масс. Цетановое число 1 2 3 4 5
Гидроочищенное ДТ
Фр. 180–350
Тяжелый алкилат
Промежуточная фракция
25984,28
44910,18
321,86
15893,21
208,29
360
2,58
127,40
29,83
51,56
0,37
18,25
53
49
52
59
Летнее дизельное топливо
87109,53
698,27
100,0
52,03
Цетановоечисло дизельного топлива рассчитывается по формуле:
Цсм= (ЦА·А + ЦВ·В + ЦС·С + …)/ 100, /8, с. 42/(4.3)
где Цсм– цетановое число смеси;
ЦА,ЦВ, ЦС – цетановые числа компонентов;
А, В, С –содержание компонентов в смеси, % масс.
Цетановоечисло получаемого дизельного топлива рассчитывается следующим образом:
Цсм= (53·29,83+ 49·51,56+52·0,37+59·18,25)/100 = 52,03
Такимобразом, при компаундировании вышеназванных компонентов в указанныхколичествах, и вырабатываемых согласно поточной схеме (рис. 3), получаетсязимнее дизельное топливо без добавления цетанповышающих добавок.
5. Сводныйтоварный баланс проектируемого НПЗ
нефтепереработка сырье баланс технологический
Таблица 5.1 –Сводный материальный баланс проектируемого НПЗПродукты % масс. на нефть кг/ч тыс. т/год
Поступило:
Нефть товарная
Метанол
Всего:
100,00
0,23
100,23
499002,00
1014,22
500016,22
4000
8,13
4008,13
Получено:
Автомобильный бензин Аи-95
в том числе:
– бутановая фракция
– изогексановая фракция
– изопентановая фракция
– изопентановая фракция (ГФУ)
– газовый бензин (ГФУ)
– Бензин («Цеоформинг»)
– Катализат (КР)
– Бензин(КК)
– Присадка МТБЭ
– Газовый бензин (ГФУ непред. УВ)
Дизельное топливо зимнее.
Дизельное топливо летнее в том числе:
– фр. 180–350оС с АТ
– фр. 180–350оС с ГО
– тяжелый алкилат
– промежуточная фракция
Сольвент
Жидкий парафин
Элементная сера
Сжиженные газы в том числе:
– пропан
– изобутан
– пропан-пропиленовая фракция
– н-бутан
Кокс
Топливный газ
Потери в том числе выжигаемый кокс
Всего
37,37
0,215
0,20
0,53
0,11
0,02
1,56
19,98
12,70
0,58
0,16
29,75
17,57
9
5,31
0,07
3,19
0,144
1,75
0,058
3,16
0,28
0,21
2,15
0,215
1,79
3,887
4,753
100,23
179839,70
1062,25
8494,88
22545,35
553,89
116,02
7784,43
99693,11
63384,48
12635,98
795,91
148453,09
87109,53
44910,18
25984,28
321,86
15893,21
718,56
8732,53
283,18
14239,65
1390,97
1036,68
10749,75
1062,25
8939,62
19396,21
23717,56
500016,22
1441,595
8,515
7,95
21,09
4,44
0,93
62,40
799,14
508,09
22,66
6,38
1190,00
698,27
360
208,29
2,58
127,40
5,76
70
2,27
114,145
11,15
8,31
86,17
8,515
71,66
155,48
190,12
4008,13
Заключение
На основанииизучения физико-химических характеристик Одоптинской нефти и определенияпотенциального содержания в ней нефтяных фракций, а также в соответствии сзаданием был выбран топливный вариант с глубокой переработкой нефти.
На основаниилитературных данных составлены материальные балансы выбранных процессов.
Приведенакраткая характеристика набора процессов включенных в поточную схему завода.
Включение всхему завода современных высокоэффективных процессов таких как «Цеоформинг», каталитическийриформинг, каталитический крекинг остаточного сырья, алкилирование позволилополучить глубину переработки нефти – 91,85% и обеспечить выходвысококачественного бензина соответствующего марке Аи-95 равный 37,37%.Включение процесса коксования позволило получить кокс марки К3–25, который вдальнейшем используется в производстве алюминия и электродов.
Таким образом,предложена технология глубокой переработки нефти с максимальным выходом топливпредставляющая почти безотходную технологию.
Библиография
1 Козин В.Г. Современныетехнологии производства компонентов моторных топлив / В.Г. Козин, Н.Л. Солодова,Н.Ю. Башкирцева. – Казань: Татарское республиканское издательство Хэтер(ТаРИХ), 2003. – 264 с.
2 Мановян А.К. Технологияпереработки природных энергоносителей / А.К. Мановян. – М.: Химия, КолосС,2004. – 456 с.
3 Каминский Э.Ф. Глубокаяпереработка нефти: технологический и экологический аспекты / Э.Ф. Каминский,А.В. Хавкин. – М.: Издательство «Техника», 2001. – 384 с.
4 Нефти Восточных районовСССР / под ред. С.Н. Павловой и З.В. Дриацкой. – М.: Химия, 1962. –504 с.
5 Ахметов С.А. Технологияглубокой переработки нефти и газа / С.А. Ахметов. – Уфа: Гилем, 2002. –672 с.
6 Карманный справочникнефтепереработчика / под ред. М.Г. Рудина. – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004. –336 с.
7 Разработка поточнойсхемы и расчет товарного баланса нефтеперерабатывающего завода: методическиеуказания / Казан. гос. технол. ун-т; сост. В.Г. Козин. – Казань, 1993. –52 с.
8 Основы проектированиянефтеперерабатывающих заводов / В.Г. Козин [и др.]. – Казань: Казан. гос.технол. ун-т, 1998. – 226 с.