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

Подождите немного. Документ загружается.

компрессора второго блока в заводскую сеть топливного газа.

Газ стабилизации из сепараторов 11 и 17 вместе с газом другого блока

поступает на прием газового компрессора 23. После компримирования и

разделения в сепараторах 24 и 25 выделяется газ стабилизации (выводится с

установки), а конденсат вместе с керосином подвергается защелачиванию.

Поток моноэтаноламина (МЭА)

Раствор моноэтаноламина, насыщенный сероводородом, из аб-

сорбера 21 выходит под собственным давлением и, нагревшись в те-

плообменнике 26, поступает в отгонную колонну 27. Часть регене-

рированного раствора МЭА с низа отгонной колонны с температурой 130° С

через подогреватель 28 возвращается в колонну в парах при температуре

180° С на рециркуляцию. Остальная часть регенерированного раствора МЭА

прокачивается насосом 29 через теплообменник 26 и холодильник 30 и

подается в абсорбер 21 в качестве орошения.

Выделившийся из насыщенного раствора МЭА сероводород вместе с

парами воды уходит с верха отгонной колонны — десорбера 27 через

конденсатор-холодильник 31 в сепаратор 32, откуда сероводород выводится

из системы для последующей его переработки с получением серы или

серной кислоты.

Вода из сепаратора 32 забирается насосом 33 и подается на орошение

отгонной колонны 27. Сброс сероводородной воды из системы производится

только в период ремонта или аварии. Сбросные воды в этих случаях

нейтрализуют 10%-ным раствором едкого натрия.

Таблица 9

Материальный баланс установки гидроочистки керосиновой фракции

ПРИХОД РАСХОД

Наименование

потока

% масс.

на

керосин

Количество,

т/ч

Наименование

потока

% масс.

на

керосин

Количество,

т/ч

Керосин 100 801,22 Углеводородный газ 1,35 10,82

ВСГ 0,71 5,69 Сероводород 0,85 6,81

в том числе Н

0,195 1,56

Компонент

реактивного топлива 98,51 789,28

Итого 100,71 806,91 Итого 100,71 806,91

Таблица 10

Материальный баланс установки гидроочистки дизельной фракции

ПРИХОД РАСХОД

Наименование

потока

% масс.

на

диз.фр.

Количество,

т/ч

Наименование

потока

% масс.

на

диз.фр.

Количество,

т/ч

Дизельная

фракция 100 854,93 Углеводородный газ 1,685 14,41

ВСГ 1,171 10,01 Сероводород 1,7 14,53

в том числе Н

0,321 2,74

Компонент

дизельного топлива 97,786 836,01

Итого 101,171 864,95 Итого 101,171 864,95

Рис.8 Принципиальная технологическая схема установки гидроочистки керосиновой фракции

Сырье

Газ

стабилизации

Воздух

ВСГ

ЦВСГ

Очищенный

керосин

Очищенный

бензин

Газ

стабилизации

6 7 8

223

24-25

3.4.2 ОЧИСТКА БАЗОВЫХ МАСЕЛ

Для получения товарных марок масла подвергают сложным

технологическим операциям. Для удаления нежелательных примесей масло

очищают. Для улучшения низкотемпературных свойств масла подвергают

депарафинизации и деасфальтизации. Очищенные продукты при

необходимости смешивают для получения нужного уровня вязкости.

При очистке масел удаляются следующие основные примеси:

 соединения серы и органические кислоты, вызывающие коррозию

металлов;

 непредельные углеводороды, понижающие антиокислительную стойкость

масла;

 смолистые и асфальтеновые соединения, которые образуют лаковые

отложения и нагар на горячих поверхностях деталей, ухудшают

низкотемпературные свойства, подавляют эффективность

антиокислительных и антикоррозионных присадок;

 растворенные в масле твердые углеводороды - парафины, которые

повышают температуру застывания масла и ухудшают его

низкотемпературную фильтруемость;

полициклические соединения, ухудшающие низкотемпературные свойства

масла и способствующие образованию смолистых отложений и нагара.

Существуют следующие методы очистки масел:

 селективная очистка или экстракция растворителями - метод удаления

нежелательных соединений, основанный на образовании двухфазной

системы, в которой примеси с растворителем и чистое масло разделяются

на два слоя. После отделения слоя экстракта получается чистое масло.

Таким образом из масла удаляются асфальтеновые (битумные) вещества,

смолы и ароматические соединения с короткими цепями в молекулах,

твердые углеводороды и полициклические ароматические соединения,

которые усиливают коксование и зависимость вязкости от температуры.

Экстракция растворителями обычно проводится сразу после вакуумной

дистилляции. Дистилляты после экстракции имеют более высокий индекс

вязкости и лучшую стойкость к окислению. В настоящее время для

экстракции в основном применяются фурфурол или н-метилпирролидин, а

экстракция фенолом встречается редко. В ходе экстракции основной

химический состав дистиллятов меняется незначительно, поэтому еще

сохраняется влияние химического состава сырой нефти;

 депарафинизация растворителем - метод удаления парафинов, которые

повышают температуру застывания масел. Масло смешивается со смесью

двух растворителей - метилэтилкетона и толуола или другими. Полученный

раствор масла охлаждается до - 6: - 12°C. При такой температуре кристаллы

парафина выпадают в осадок и отделяются фильтрованием, а растворитель

отгоняется от масла и получается депарафинизированное масло с

улучшенными свойствами: с более низкой температурой застывания,

повышенным индексом вязкости, улучшенной текучестью при низкой

температуре. Побочный продукт, парафиновый осадок, служит сырьем для

каталитического гидрокрекинга, при котором могут быть получены

высококачественные базовые масла;

 очистка адсорбентами. В качестве адсорбентов применяются

отбеливающая глина или кристаллические алюмосиликаты - цеолиты,

имеющие однородную пористость. Подбором цеолитов с порами

определенного размера, можно проводить селективную адсорбцию

некоторых соединений: смолистых и асфальтовых веществ, алкенов,

полициклических аренов. От такой очистки масло становится светлее,

поэтому этот процесс иногда называют осветлением масла. В основном

очистка адсорбентами проводится после других процессов химической

очистки и экстракции растворителями;

 гидрообработка и каталитический гидрокрекинг - реакция с водородом при

повышенной температуре и давлении, в присутствии катализаторов.

3.4.3 ГИДРОКРЕКИНГ ТЯЖЕЛОГО ГАЗОЙЛЯ

Значительная гибкость гидрокрекинга позволяет направлять его как на

получение максимального выхода бензина, так и на преимущественный

выход средних и тяжелых дистиллятов.

По характеру перерабатываемого сырья процессы гидрокрекинга могут

быть разбиты на две группы:

1) пригодные для переработки остатков;

2) предназначенные только для переработки дистиллятов.

По способу промышленного осуществления процессы гидрокрекинга

можно разделить на одно- и двухступенчатые, проводимые в аппаратах со

стационарным и кипящим слоем катализатора.

При переработке остатков методом гидрокрекинга используется либо

катализатор типа алюмо-кобальт-молибденового, либо катализаторы,

применявшиеся на старых установках деструктивной гидрогенизации (процесс

Варга). Основная трудность гидрокрекинга остаточного сырья — высокое

содержание в нем асфальтенов, серы, азота и металлов, которые быстро

дезактивируют катализатор. Применительно к переработке остаточного сырья

речь может идти или об относительно жестком гидрокрекинге, когда целе-

выми продуктами процесса являются светлые—бензин и дизельное топливо,

или же о мягкой форме процесса, цель которого — получение малосернистого

котельного топлива. В последнем случае суммарный выход газа и бензина не

более 3—4 мас.% на сырье. Это котельное топливо можно получать с заранее

заданным, допустимым для потребителя содержанием серы (1—1,5%). Расход

водорода при этом невелик — он не превышает десятых долей процента на

сырье. При обессеривании более чем на 70—75% расход водорода резко

возрастает.

Вторая группа процессов предназначена для гидрокрекинга, более

благородного по составу сырья — легких и тяжелых газойлей прямой гонки,

коксования, каталитического крекинга. Эти процессы проводят на более

активных бифункциональных платиновых катализаторах, однако обычно

осуществляют предварительное обессеривание сырья. К числу процессов

второй группы относятся, например, зарубежные системы гидрокрекинга,

получившие название «изо-макс», «юникрекинг», «изокрекинг».

Таблица 11

Материальный баланс установки гидрокрекинга тяжелого газойля

ПРИХОД РАСХОД

Наименование

потока

% масс.

на

гудрон

Количество,

т/ч

Наименование

потока

% масс.

на

гудрон

Количество,

т/ч

Тяжелый газойль 100 290,33 Газ 5 14,52

Водород 4 11,61 Бензин 27 78,39

Реактивное топливо 29 84,20

Дизельное топливо 43 124,84

Итого 104 301,94 Итого 104 301,94

3.5 ПЕРЕРАБОТКА НЕФТЕЗАВОДСКИХ ГАЗОВ

На нефтеперерабатывающих заводах проводится газофракционирование,

целью которого является получение индивидуальных легких углеводородов

или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.

Сырье поступает на газофракционирующую установку (ГФУ) в

газообразном и жидком виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с

установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга,

на ГФУ непредельных газов - с установок термического и каталитического

крекинга, коксования.

Для фракционирования газа и разделения его на узкие фракции

необходимо иметь несколько простых ректификационных колонн. Число их на

единицу меньше числа получаемых фракций. Колонны, входящий в состав ГФУ,

работают при избыточном давлении.

На ГФУ при переработки Сосновской нефти получают сухой газ,

сжиженные углеводородные газы (СПБТ) и бензиновую фракцию, которую

направляют на компаундирование бензинов.

Газ перед ГФУ проходит очистку от сернистых соединений, которые далее

направляются на производство серы.

Таблица 12

Материальный баланс установки очистки и блока ГФУ

ПРИХОД РАСХОД

Наименование

потока

% масс.

на

газ.фр.

Количество,

т/ч

Наименование

потока

% масс.

на

газ.фр.

Количество,

т/ч

Газ 100,00 305,52 Сухой газ 38,3 117,02

СПБТ 12,9 39,41

Бензиновая фракция 14,7 44,91

Сера 33,1 101,13

Потери 1,0 3,05

Итого 100,00 305,52 Итого 100,00 305,52

3.6 СВОДНЫЙ МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС И ПОТОЧНАЯ СХЕМА ПЕРЕРАБОТКИ

Сводный материальный баланс переработки Сосновской нефти представлен в

таблице 13, а поточная схема на рисунке №9.

Таблица 13

Сводный материальный баланс установки переработки Сосновской нефти

ПРИХОД РАСХОД

Наименование

потока

% масс.

на нефть

Количество,

т/ч

Наименование

потока

% масс.

на нефть

Количество,

т/ч

Нефть сырая 100,00 4512,20 Сухой газ 2,59 117,02

СПБТ 0,87 39,41

Бензиновая фракция 19,63 885,95

реактивное топливо 10,70 482,71

Дизельное топливо 26,74 1206,67

Бензол 2,09 94,41

Толуол 2,92 131,93

Ксилол 3,12 140,73

Кокс 6,29 283,85

Парафины 6,10 275,24

Масла 12,83 578,75

Церезин 2,90 130,75

Сера 2,24 101,13

Пластовая вода 0,90 40,60

Потери 0,07 3,05

Итого 100,00 4512,20 Итого 100,00 4512,19

Рис.9 Поточная схема комплексной переработки Сосновской нефти

Изомеризат

Тяжелый масленый

дистиллят

Блок ЭЛОУ

подготовка нефти к переработки

Нефть сырая

АТ – установка

атмосферной перегонки

Нефть обезвоженная

и обессоленная

Каталитическая

изомеризация

Фракция легкого бензина

Каталитический

риформинг

Гидроочистка

Керосиновая

фракция

ВТ – установка

вакуумной перегонки

Мазут

Очистка и блок ГФУ

Жирный газ

Фракция

тяжелого бензина

Дизельная

фракция

Селективная очистка

растворителем

Депарафинизация

Гидроочистка

Легкий масленый

дистиллят

Средний масленый

дистиллят

Газ

Компаундирование

бензинов

Коксование

Бензол

Толуол

Ксилол

Деароматизиро-

ванный бензин

Гудрон

МаслаПарафин

Церезин

Бензин

Кокс

Реактивное

топливо

Дизельное

топливо

Газ

Гидроочистка

Бензин

Легкий газойль

Тяжелый газойль

Газ

Каталитический

риформинг

Бензин

Компонент

дизельного топлива

Гидрокрекинг

Газ

Катализат

Дизельное

топливо

Бензин

Реактивное

топливо

Бензиновая

фракция

Сухой газ

СПБТ

Н2S

Производство

серы

Сера