Теоретические основы процессов, применяемых на современных НПЗ

• жирный газ, используемый в качестве топлива на технологических объектах завода;

• бензин коксования;

• легкий газойль;

• тяжелый газойль.

В состав установки входят следующие основные блоки:

• холодная насосная, предназначенная для перекачки нефтепродуктов с температурой до 200 °С;

• горячая насосная, предназначенная для перекачки нефтепродуктов с температурой выше 200 °С;

• блок колонн, состоящий из ректификационной колонны, отпарных колонн и колонны стабилизации;

• блок печей, состоящий из 4-х печей, две из которых предназначены для нагрева первичного сырья и две для нагрева вторичного сырья;

• реакторный блок, состоящий из 4-х реакторов, работающих попарно, и вспомогательного оборудования;

• блок котлов-утилизаторов, предназначенный для выработки пара на технологические нужды за счет тепла отходящих дымовых газов печей;

• операторная и электроподстанция, предназначенные для обеспечения оборудования электроэнергией и контроля технологическими процессами;

• блок транспорта сырого кокса к силосам для его хранения и отгрузки ж.д.транспортом потребителям;

На установке замедленного коксования в производственном процессе участвуют 6 основные технологические потоки:

• сырье на установку – гудрон, мазут (остаток переработки нефти);

• кокс суммарный с установки;

• компонент автобензина с установки (фракция НК-180°С), поступающий на компаундирование бензинов;

• легкая газойлевая фракция с установки (фракция 170-360°С), используемая для приготовления печного топлива;

• тяжелый дистиллят коксования (фракция выше 360°С), вовлекаемый в мазут как компонент котельного топлива;

• жирный газ коксования, используемый как топливо на печах УЗК и УПНК с предварительной очисткой от сероводорода и направлением избыточной части через ГФУ в топливную сеть завода.

Установка обеспечивается сырьем из сырьевого парка №38 с запасом сырья, рассчитанным на работу установки в течение 2-х суток (2 стальных вертикальных резервуара по 2000 м3, 2 резервуара – по 1000 м 3).

Бензин, как продукт установки, хранится в промежуточном парке №8 для хранения бензина коксования (2 стальных вертикальных резервуара по 2000 м3 каждый). [1]

 

4. Установка прокалки нефтяного кокса (УПНК)

Установка прокалки нефтяного кокса введена в эксплуатацию в 1989 году. Технологический процесс прокалки нефтяного кокса предназначен для получения прокаленного кокса соответствующего требованиям путем удаления из сырого нефтяного кокса летучих компонентов и влаги.

Проект импортной установки прокалки нефтяного кокса выполнен фирмой «Маннесман» (Германия) и институтом «ВНИПИнефть», г. Москва. Генеральный проектировщик институт «Азгипронефтехим», г. Баку.

Производительность 140 тысяч тонн в год по сырому коксу. Вырабатывает прокаленный кокс.

В процессе прокаливания происходит полное удаление влаги и летучих веществ, увеличивается кажущаяся и действительная плотность, повышается электропроводность и механическая плотность.

Прокаливание кокса проводится в барабанной вращающейся печи длиной 59,5 м., диаметром 3,6 м., установленной под углом 4,17 0. Время пребывания (1-1,5 часа) определяется скоростью вращения барабана (0,6-1,2 об/мин).

Печь прокалки работает по принципу противотока – кокс двигается навстречу потоку газов, образующихся в результате сжигания топлива, летучих продуктов и угара материалов. Прокалка кокса осуществляется при температуре 950 – 1300 0С.

В соответствии с процессом печь прокалки условно можно разделить на следующие зоны:

- зона сушки и нагрева  до 600 0С;

- зона нагрева и выделения  летучих - 600 – 950 0С;

- зона прокалки 950 – 1300 0С.

Качество прокаливания кокса зависит от длины зоны прокалки, максимальной температуры в печи и времени нахождения материала в ней.

Допустимая производительность определяется условиями обеспечения заданной степени прокаленности кокса по значениям действительной плотности не менее 2,02 г/см3и не более 2,09 г/см3 при выбранном температурном режиме нагрева и задается дозатором сырого кокса.

Отходящие газы из печи прокалки с температурой 800-1300 0С поступают через пылеосадительную камеру в печь дожига, где происходит дожиг летучих веществ и коксовой пыли, затем поступают в котел-утилизатор.

Тепло газового потока используется для выработки пара давлением 2,0 МПа. Охлажденные дымовые газы выбрасываются через дымовую трубу высотой 120 м в атмосферу. [1]

 

5. Установка гидроочистки и изомеризации бензина

Проект, поставка оборудования и строительство установки гидроочистки и изомеризации выполнено корпорацией JGC Сorporation (Япония) по технологии фирмы UOP (США).

Генеральный проектировщик предприятия – ОАО «Нижегородниинефтепроект».

Год ввода установки в эксплуатацию – 2006 г.

В состав установки гидроочистки и изомеризации бензина входят:

- секция гидроочистки  и стабилизации бензинов от  установок АТ-2 и замедленного  коксования;

- секция разделения широкой  бензиновой фракции с целью  выделения фракции НК-85 0С;

- секция изомеризации  фракции НК-85 0С.

Секция гидроочистки и стабилизации бензинов предназначена для очистки бензинов от серо-, азот- и кислородосодержащих углеводородов на специальном катализаторе в присутствии водорода, а также стабилизации бензинов от секции гидроочистки и установки депарафинизации дизтоплива методом ректификации.

Проектная мощность секции гидроочистки и стабилизации бензинов по сырью при непрерывной работе 330 дней/год составляет:

- по узлу гидроочистки  – 470 000 т/год (60 т/ч);

- по узлу стабилизации  – 554000 т/год (70 т/ч).

Вырабатывает: гидроочищенный бензин, сжиженный газ.

Секция разделения широкой бензиновой фракции предназначена для повышения октанового числа широкой бензиновой фракции за счет отгонки из ее состава низкооктановых компонентов С5 – С6.

Проектная мощность секции по сырью, включая бензин от существующей установки гидроочистки, составляет – 870 000 т/год (110 т/ч). Вырабатывает: фракция НК-85 0С (сырье изомеризации), фракция НК 85-180 0С (сырье риформинга).

Секция изомеризации фракции НК-85 0С служит для повышения октанового числа методом ее изомеризации на специальном катализаторе в присутствии водорода. Изомеризация — превращение химического соединения в изомер. Процесс изомеризации направлен на получение высокооктановых компонентов товарного бензина из низкооктановых фракций нефти путем структурного изменения углеродного скелета. Источником детонации в двигателях внутреннего сгорания является образованиесвободных радикалов по цепному механизму. Нормальные неразветвленные алканы при горении образуют наиболее активные первичные радикалы, чем вторичные или третичные радикалы при горении разветвленных алканов с изостроением. Поэтому чем разветвление молекула, тем выше её детонационная стойкость, октановое число.

Проектная мощность секции изомеризации по сырью составляет:

173 300 т/год (22 т/ч). Вырабатывает: изомеризат (высокооктановый компонент).

Характеристика готовой продукции:

Массовая доля серы, ppm не более – 0,5

Концентрация фактических смол, мг/100 см3 бензина, не более – 5,0

Объёмна доля бензола, %, не более – 3

Внешний вид – чистый прозрачный. [1]

 

1. Физико-химические основы гидроочистки.

Процесс гидроочистки применяют для глубокой очистки различных нефтяных фракций от гетероатомных соединений. Гидроочистку применяют на гидрирующих катализаторах. Гидроочистка осуществляется на установках с неподвижным слоем катализатора. Для эффективной работы реактора с неподвижным слоем катализатора должны быть соблюдены два наиболее важных критерия: перепад давления и равномерное распределение газа или жидкости по слоям катализатора.

В основе процессов гидроочистки лежат экзотермические реакции гидрирования гетероатомных соединений, которые приводят к отщеплению веществ, не содержащих водород:

RSR + 2H2 = 2RH + H2S

RNHR + 2H2 = 2RH + NH3

Все сероорганические соединения не выдерживают обработки под давлением водорода на катализаторах, они распадаются с образованием углеводородов и сероводорода. Сероводород в обычных условиях находится в газообразном состоянии и при нагревании нефтепродукта выделяется из него. В колоннах орошения выделяющийся сероводород поглощают водой, и далее получают из него либо элементарную серу, либо концентрированную серную кислоту.

Наиболее успешно применяется каталитическая гидроочистка, основанная на селективном гидрогенолизе C-S – связей, который протекает с образованием сероводорода и углеводородов и позволяет снизить содержание серы на 85-87%.

Гидроочистка бензина прямогонных бензиновых фракций. Направлен на получения гидроочищенных бензиновых фракций — сырья для риформинга. Процесс гидроочистки бензиновых фракций основан на реакциях гидрогенолиза и частичной деструкции молекул в среде водородсодержащего газа, в результате чего органические соединения серы, азота, кислорода, хлора, металлов, содержащиеся в сырье, превращаются в сероводород, аммиак, воду, хлороводород и соответствующие углеводороды.  [7]

6. Установки гидроочистки и депарафинизации дизтоплива

Проект, поставка оборудования и строительство установки гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива выполнено корпорацией JGC Сorporation (Япония) по технологии фирмы UOP (США).

Генеральный проектировщик предприятия – ОАО «Нижегородниинефтепроект».

Год ввода установки в эксплуатацию – 2006 г.

Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива включает в себя следующие блоки:

- блок расходной емкости  сырья;

- блок реакторов;

- блок отпарной колонны;

- блок колонны фракционирования  продуктов;

- блок компрессоров подпиточного  газа;

- блок аминового абсорбера  отходящего газа;

- блок скруббера СНГ.

Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива предназначена для очистки керосин/дизельного топлива от серо-, азот- и кислородосодержащих углеводородов на специальном катализаторе в присутствии водорода, а также для разложения парафиновых соединений в дизельном топливе с целью снижения температуры помутнения и застывания для зимнего периода времени года. Сырьем является прямогонное дизельное топливо и легкий газойль коксования.

Блок аминового абсорбера предназначен для очистки от сернистых соединений отходящего газа из:

- секции гидроочистки  бензина;

- сети завода после  существующей гидроочистки нафты, установки ЛГ;

- емкости одноразового  испарения 20-D-004 и ресивера отпарной  колонны 20-D-008 настоящей установки.

Блок скруббера сжиженного нефтяного газа (СНГ) предназначен также для очистки от сернистых соединений СНГ, поступающего из секции гидроочистки бензина.

Очистка производится ненасыщенным (свежим) амином, поступающим из установки получения серы.

Кроме вышеперечисленных блоков на установке предусмотрен узел факельных сбросов, предназначенный для отделения из газов, сбрасываемых на факел, капельных, жидких углеводородов и колодец для приготовления раствора соды, предназначенный для нейтрализации оборудования перед их вскрытием для ремонта.

Проектная мощность установки гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива при непрерывной работе 330 дней/год составляет:

 

керосин/дизтопливо прямой перегонки

- в летний период 1300000 т/год (164 т/час);

- в зимний период 1200000 т/год (151,5 т/час)

 

легкий газойль установки замедленного коксования (УЗК)

- в летний период 176000 т/год (22,2 т/час);

- в зимний период 120000 т/год (15,1 т/час).

 

Продукция: нестабильный бензин, стабильный бензин, керосин, дизельное топливо с пониженным содержанием серы, низкозастывающее дизельное топливо.

Характеристика готовой продукции:

Массовая доля серы, ппм не более – 50

Температура застывания, 0 С, не выше - - 35[1]

 

1. Физико-химические основы процесса депарафинизации дизельных фракций

Депарафинизацией называется процесс выделения из нефтяных фракций твердых углеводородов, выпадающих в виде кристаллов при охлаждении нефтяной фракции. По своему групповому составу это могут быть высокомолекулярные парафины, а также нафтеновые, ароматические и нафтено-ароматические углеводорды с длинными боковыми алифатическими радикалами нормального и слаборазветвленного строения.

Очистка масляных и дизельных фракций от парафинов (депарафинизация) предназначается для того, чтобы понизить температуру застывания очищаемых продуктов. Удаленные при очистке твердые и жидкие алканы являются ценным химическим сырьем. Применяются следующие методы депарафинизации: 1) кристаллизация твердых углеводородов при понижении температуры сырья; 2) кристаллизация твердых углеводородов при охлаждении раствора сырья в избирательных растворителях; карбамидная депарафинизация, использующая свойство карбамида (мочевины) образовы-вать с алканами твердые нерастворимые комплексные соединения; 3) адсорбционная депарафинизация с применением цеолитов, селективно извлекающих из нефтяных фракций нормальные алканы; 4) микробиологическая депарафинизация, основанная на способности некоторых микроорганизмов избирательно окислять алканы; 5) каталитическая депарафинизация, основанная на реакциях гидроизомеризации и дегидроароматизации алканов.