Курсовой проект Разработка поточной схемы переработки сосновской нефти по комплексному варианту. Производительность завода по нефти 37 млн.Т. В год

Подождите немного. Документ загружается.

Сера встречается почти во всех нефтях. За некоторым исключением, с

повышением содержания серы в нефтях возрастают их плотность, коксуемость,

содержание смол и асфальтенов.

Распределение серы по отдельным фракциям зависит от природы нефти

и типа сернистых соединений. Обычно содержание серы увеличивается от

низкокипящих к высококипящим и достигает максимума в остатке от

вакуумной перегонки нефти.

Тины сернистых соединений в нефти весьма разнообразны. Отдельные

нефти содержат свободную серу, которая при длительном хранении их

выпадает в резервуарах в виде аморфной массы. В других случаях сера

пребывает в нефтях и нефтепродуктах в связанном состоянии, т. е. в виде

сероводорода и сероорганических соединений (меркаптанов, сульфидов,

дисульфидов, тиофенов).

Среди сернистых соединений нефтей и нефтяных фракций различают три

группы. К первой из них относятся сероводород и меркаптаны, обладающие

кислотными, а потому и наиболее сильными коррозионными свойствами. Ко

второй группе относятся нейтральные на холоду и термически мало

устойчивые сульфиды и дисульфиды. При 130—160° С они начинают

распадаться с образованием сероводорода и меркаптанов. В третью группу

сернистых соединений входят термически стабильные циклические

соединения — тиофаны и тиофены. Основное количество серы в нефтях

находится в виде производных тиофанов и тиофенов.

Извлеченные из нефтяных фракций сернистые соединения могут

использоваться как сырье для нефтехимической промышленности.

Азот и азотистые соединения

Принято считать, что азот появился в нефтях в результате распада

белков материнского вещества нефтей. Изучение состава азотсодержащих

веществ различных нефтей показало, что азот находится в них в виде

соединений, обладающих основным, нейтральным или кислым характером. К

числу азотистых соединений основного характера относятся пиперидин,

пиридин и хинолин; к нейтральным — бензпиррол, или индол, и карбазол; к

кислотным — пиррол и др. Реагируя со щелочными металлами, азотистые

соединения образуют соответствующие соли. Особое место среди азотистых

соединений нефтей занимают порфирины. Это комплексы из соединений азота

с высокомолекулярными углеводородами, включающие металлы — ванадий и

никель. Доказано наличие в нефтях кислых и основных порфиринов. В числе

прочих азотистых соединений нефтей следует назвать аминокислоты и аммо-

нийные соли. Они интересны как добавки, способные повышать адгезионные

свойства битумов.

Содержание азота в нефтяных фракциях увеличивается с повышением

их температуры кипения. Наибольшее количество (от

до

) его находится в

тяжелых остатках от перегонки. Между содержанием азота, серы и смолистых

веществ в нефтях имеется некоторая связь: богаты азотистыми и сернистыми

соединениями тяжелые смолистые нефти; легкие, малосмолистые нефти

содержат крайне мало азота. Азотистые основания используются как

дезинфицирующие средства, антисептики, ингибиторы коррозии, как добавки

к смазочным маслам и битумам, антиокислители и т. д. Однако наряду с

положительным влиянием азотистых соединений они обладают и нежела-

тельными свойствами — снижают активность катализаторов в процессах

деструктивной переработки нефти, вызывают осмоление и потемнение

нефтепродуктов. Высокая концентрация азотистых соединений в бензинах (1-

вес. %) приводит к усиленному коксо- и газообразованию при их

каталитическом риформинге. Даже не большое количество азотистых

соединений в бензине способствует усилению лакообразования в поршневой

группе двигателя и отложению смол в карбюраторе. Наиболее полно

удаляются азотистые соединения из нефтяных фракций 25%-ным раствором

серной кислоты.

Кислородные соединения

Во всех нефтях обнаружено незначительное количество кислорода в

виде соединений — нафтеновых кислот, фенолов, асфальто-смолистых

веществ.

Нафтеновые кислоты представляют собой карбоновые кислоты

циклического строения, главным образом производные пятичленных

нафтеновых углеводородов. В отдельных нефтях найдены би-, три- и

тетрациклические нафтеновые кислоты, а также и карбоновые кислоты

жирного ряда. Содержание нафтеновых кислот в нефтях невелико.

Наименьшее количество нафтеновых кислот содержится в парафинистых

нефтях и их фракциях, наибольшее — в смолистых нефтях.

Содержание нафтеновых кислот в нефтяных фракциях принято

характеризовать кислотными числами, т. е. числом миллиграммов едкого

кали, расходуемого на нейтрализацию 1 г вещества в спирто-бензольном

растворе в присутствии фенолфталеина. Нафтеновые кислоты широко

применяются в технике для пропитки шпал, при регенерации каучука из

вулканизированных изделий, как заменители жирных кислот в производстве

мыла и как антисептические средства для борьбы с гнилостными грибками.

Металлические соли нафтеновых кислот, в частности кальциевые,

используются в производстве консистентных смазок. Для механизмов,

работающих под большим давлением (например, планетарных шестерен

задней оси автомобиля), готовят смазки из нафтената свинца, серы и

минерального масла.

Фенолы впервые были обнаружены в бориславской нефти. Не-

значительное количество их найдено и в бакинских нефтях. Больше фенолов

содержится в нефтях восточных районов страны: пермских — 0,013 вес. %.

Процессы выделения фенолов из нефтяных фракций пока не получили

промышленного применения.

Асфальто-смолистые вещества являются неотъемлемым компонентом

почти всех нефтей. Редко встречающиеся «белые» нефти представляют собой

продукты разной степени обесцвечивания темных смолосодержащих нефтей,

мигрировавших через толщи глин из глубоких недр земли. Содержание и

химический состав асфальто- смолистых веществ в значительной мере влияют

на выбор направления переработки нефти и набор технологических процессов

в схемах действующих и перспективных нефтеперерабатывающих заводов. В

связи с этим одним из главных показателей качества товарных нефтей при их

классификации является относительное содержание асфальто-смолистых

веществ. Количество асфальто-смолистых веществ в легких нефтях не

превышает 4—5 вес. %, в тяжелых нефтях достигает 20 вес. % и более.

По принятой в настоящее время классификации асфальто-смолистые

вещества нефтей подразделяются на четыре вида: 1) нейтральные смолы, 2)

асфальтены, 3) карбены и карбоиды, 4) асфальтогеновые кислоты и их

ангидриды.

1.2 ОБЗОР ПОТОЧНЫХ СХЕМ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

1.2.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать

следующим требованиям:

 обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом

единичных технологических установок с использованием комбинированных

систем;

 осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей

отходов;

 обеспечивать высокое качество получаемых продуктов при максимальной

рентабельности;

 использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.

Значительное повышение эффективности переработки нефти дает

использование комбинированных установок, работающих по «жестким

связям». В этом случае дистиллятное или остаточное сырье вторичного

процесса (каталитический крекинг, коксование) поступает в виде горячего

потока непосредственно с установки, подготавливающей это сырье (AT, АВТ).

На случай остановки какого-либо звена «цепочки», составляющей

комбинированную систему, предусмотрен небольшой парк промежуточных

резервуаров. Если имеется несколько комбинированных блоков, «жесткие

связи» могут быть предусмотрены не только внутри каждой системы, но и

между блоками.

Комбинированная система состоит из установок первичной перегонки

нефти, вторичной перегонки бензина, вакуумной перегонки мазута,

каталитического крекинга вакуумного газойля и легкого термического крекинга

гудрона.

Использование комбинированных установок в значительной мере

способствует охране окружающей среды. Сокращается территория завода за

счет устранения части коммуникаций и сокращения резервуарного парка,

экономии топлива, уменьшения объема оборотной воды. В связи с этим

уменьшается выделение в атмосферу продуктов сгорания углеводородных

паров и газов.

Большинство крупных НПЗ в той или другой форме связано с

нефтехимическими процессами. Эта связь иногда основана на том, что сырье

для нефтехимического синтеза получается в качестве побочного продукта;

например, при депарафинизации дизельных фракций с целью снижения их

температуры застывания одновременно получают мягкие парафины — ценное

сырье для производства белково-витаминных концентратов (БВК) или

синтетических жирных спиртов (СЖС). В других случаях сырье для нефтехимии

является целевым продуктом: например, на заводах большой мощности со

значительными ресурсами бензиновых фракций предусмотрен риформинг

фракции 140—180 °С с целью получения высокооктанового бензина, а фракцию

62—140°С подвергают риформингу для получения ароматических

углеводородов. Обычно на этом же НПЗ бывает организован и сложный

комплекс разделения изомеров ксилола четкой ректификацией, фракционной

кристаллизацией или адсорбцией на цеолитах. Однако последующие синтезы с

использованием полученных чистых ароматических углеводородов (например,

на основе ксилолов — производство фталевого ангидрида, терефталевой

кислоты и далее волокон, смол и т. д.) чаще ведут на отдельном химическом

предприятии.

При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т. е.

входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд

факторов, основные из них следующие:

 потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их

потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ

соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что

сокращает расходы на их транспортирование;

 оптимальное соотношение производимых нефтепродуктов — бензина,

реактивного, дизельного и котельного топлива;

 потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья

или полупродуктов;

 наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов,

позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве

котельного топлива;

 качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю

гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т. д.;

 гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять

ассортимент получаемых продуктов.

Поточные схемы заводов топливного профиля обычно характеризуют по

глубине переработки нефти (т. е. по отбору светлых нефтепродуктов): с

неглубокой и глубокой переработкой. В связи с развитием процессов

получения сырья для нефтехимии поточные схемы глубокой переработки

нефти все с большим основанием заслуживают названия комплексных.

При неглубокой переработке нефти наряду со светлыми нефте-

продуктами получают и значительный выход остатка — котельного топлива.

При этом в поточную схему завода включено относительно небольшое число

установок: прямой перегонки нефти, каталитического риформинга бензиновой

фракции, гидроочистки на основе водорода, получаемого на установке

риформинга. Подобные схемы НПЗ свойственны тем странам или районам, где

высок спрос на котельное топливо.

1.2.2 СХЕМА НЕГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ СЕРНИСТОЙ НЕФТИ

Нефть поступает на обессоливание и затем на атмосферную перегонку.

При этом от нефти отгоняют легкий бензин (до 62°С), который после

изомеризации используют при компаундировании товарного бензина;

фракцию 62—180 °С, поступающую на каталитический риформинг; фракцию

дизельного топлива (180—350 °С). Остаток (мазут выше 350 °С) является

котельным топливом. Предусмотрены гидроочистка и де- парафинизация

(карбамидная или адсорбционная) фракции дизельного топлива для его

облагораживания и снижения температуры застывания.

Газы прямой перегонки нефти, риформинга, изомеризации и

гидроочистки направляют на очистку от серы и фракционирование. С установки

ГФУ выводят сжиженный и сухой газы. Сжиженный газ может служить бытовым

или автомобильным топливом, сухой газ — технологическое топливо.

Сероводород, выделенный при гидроочистке сырья риформинга и

фракции дизельного топлива, направляют на производство серы. Товарный

бензин получают компаундированием бензина риформинга, изомеризата и

небольшого количества бензина, образующегося при гидроочистке дизельного

топлива.

Наличие установки депарафинизации позволяет получать зимнее и

летнее дизельное топливо; последнее отбирают сразу после гидроочистки

(минуя депарафинизацию) либо получают частичным компаундированием с

зимним дизельным топливом. Наряду с дизельным топливом на этой

установке получают жидкие парафины — сырье для нефтехимического синтеза.

Характерной особенностью схемы является высокий выход мазута;

поскольку нефть сернистая, мазут содержит 3% серы, т. е. его сжигание

сопровождается отравлением атмосферы.

1.2.3 СХЕМА ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ СЕРНИСТОЙ НЕФТИ

Для современных заводов более типична глубокая переработка нефти.

При современном уровне технологии переработки нефть является слишком

ценным сырьем, чтобы сжигать значительную ее часть в топках котельных

установок. Проекты новых нефтеперерабатывающих заводов и реконструкция

существующих ориентированы на глубокую переработку нефти по

комплексным схемам, предусматривающим получение как топлив, так и сырья

для нефтехимии.

Головным процессом в схемах глубокой переработки нефти является

уже не атмосферная, а атмосферно-вакуумная перегонка нефти, т. е. отбор от

нефти всех фракций, выкипающих не ниже, чем до 500 °С.

Варианты поточных схем глубокой комплексной переработки нефти

довольно разнообразны и зависят от перечисленных выше факторов, среди

которых значительную роль играет качество исходной нефти. Доля сернистых и

высокосернистых нефтей в нефтях весьма значительна. Это осложняет схемы

ее переработки широким применением гидроочистки, а также

деасфальтизации, поскольку все сернистые, а особенно высокосернистые

нефти содержат повышенное количество асфальтосмолистых веществ.

Нефть при глубокой переработке поступает на установку ЭЛОУ-АТ.

Бензиновую фракцию н. к. — 180 °С разделяют вторичной перегонкой на более

узкие. Легкий бензин (н. к. — 62 °С) подвергают изомеризации, а изомеризат

смешивают с бензином риформинга. Фракция 62—140 °С идет на риформинг

для получения ароматических углеводородов. Фракция 140—180 °С поступает

частично на риформинг для получения высокооктанового бензина, а частично

используется как компонент авиационного керосина, который вместе с

фракцией 180—240 °С подвергают гидроочистке. Фракция дизельного топлива

(240—350 °С) также проходит гидроочистку, после чего полностью или

частично идет на депарафинизацию для получения зимнего дизельного

топлива. Из катализата, полученного при риформинге фракции 62—140 °С,

экстрагируют ароматические углеводороды, которые затем разделяют

перегонкой. Рафинат (остаток после выделения экстракта) может явиться

сырьем пиролиза.

Мазут, поступающий на вакуумную перегонку, перерабатывают по двум

направлениям: получаемая после вакуумной перегонки фракция 350—500 °С

(или выше) частично идет на каталитический крекинг, а частично на

гидрокрекинг. Последнее оправдано в том случае, если требуется увеличить

ресурсы реактивного топлива, которое получается при гидрокрекинге

достаточно стабильным.

Гудрон частично используют для получения битума, а основное

количество направляют на коксование. Бензин коксования подвергают

глубокой гидроочистке, поскольку он обладает повышенным содержанием

непредельных углеводородов и серы; после этого его направляют на

риформинг, так как октановое число его невысоко.

Легкий газойль коксования после гидроочистки используют как

компонент дизельного топлива. Тяжелый газойль коксования может служить

компонентом сырья каталитического крекинга или гидрокрекинга, но

последнее предпочтительнее, так как содержание серы в этом газойле больше,

чем в прямогонном.

Бензин каталитического крекинга тоже проходит гидроочистку. Легкий

газойль каталитического крекинга при наличии цеолитового катализатора

сильно ароматизирован, и его нужно или подвергать глубокой гидроочистке

или использовать как сырье для гидродеалкилирования (с целью получения

нафталина). Что касается тяжелого газойля, если содержание серы позволяет,

он может быть использован как исходное сырье для получения технического

углерода. При гидрокрекинге в зависимости от заданной глубины процесса и

расхода водорода в том или другом соотношении получают бензин, фракции

реактивного и дизельного топлив.

Углеводородные газы всех процессов проходят очистку от H2S, но не в

смеси: непредельные газы коксования и каталитического крекинга разделяют

на компоненты на блоке ГФУ непредельных газов, а газы риформинга,

изомеризации, гидроочистки и гидрокрекинга — на блоке предельных газов.

Фракция С

с обоих блоков служит сырьем на установке алкилирования;