содержание      ..      1      2      3      4      ..

1.2 Основные процессы нефтеперерабатывающих заводов

Нефть приходит на нефтеперерабатывающий завод с промыслов и нуждается сначала в очистке, которая происходит на установках обезвоживания и обессоливания (ЭЛОУ), а затем разделяется на фракции на установках атмосферной и вакуумной перегонки. Далее каждая из этих фракций нуждается в дальнейшей очистке и переработке. Эти процессы осуществляются на установках вторичной переработки (установках физико-химической переработки нефти), имеют определенную последовательность, их осуществление возможно при большом общезаводском хозяйстве, которое включает в себя объекты энергетики, водоснабжения, резервуары, очистные сооружения, железнодорожные эстакады приема и отгрузки нефтепродуктов.

Цель переработки заключается в преобразовании природных сырьевых материалов, таких, как сырая нефть и природный газ, в полезную товарную продукцию. Сырая нефть и природный газ на НПЗ превращаются в различные продукты, такие, как:

а) топливо для легковых автомобилей, грузовиков, самолетов, судов и других видов транспорта;

б) топливо для сжигания для производства электроэнергии и тепла в промышленности и для домашних хозяйств;

в) сырье для нефтехимической и химической промышленности;

г) специальные продукты, такие, как смазочные масла, парафины / воск и битум;

д) энергия в качестве побочного продукта в виде тепла (пара) и энергии (электричество).

Переработка нефти в пригодные для использования нефтепродукты может быть разделена на два этапа и на ряд вспомогательных операций.

Первый этап - обессоливание нефти и последующая перегонка с получением различных компонентов или фракций. Дальнейшая разгонка более легких компонентов и нафты проводится с целью извлечения метана и этана для использования в качестве нефтезаводского топлива, сжиженного углеводородного газа (пропан и бутан), компонентов смешения бензина и нефтехимического сырья. Разделение легких продуктов производится на каждом НПЗ. Как правило, перегонку (разгонку нефти) проводят в две стадии - с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному, и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому установки первичной переработки нефти носят названия АВТ - атмосферно-вакуумные трубчатки.

Если процессы первичной переработки нефти основаны, главным образом, на физическом разделении исходного сырья на определенные узкие фракции, и при этом не происходит изменений химического состава получаемых продуктов, то практически все процессы вторичной переработки связаны с химическим превращением углеводородов.

Процессы вторичной переработки позволяют:

а) обеспечить рынки дополнительным количеством высококачественных моторных топлив;

б) получить ценное сырье для нефтехимических комплексов и шинной промышленности;

в) существенно увеличить глубину переработки нефти, что позволяет НПЗ в условиях снижения темпов ее переработки не снижать уровень выпуска основного ассортимента продукции;

г) существенно расширить ассортимент выпускаемой продукции, что делает предприятие более конкурентоспособным в условиях рынка.

Большинство вторичных процессов - каталитические, кроме того, в них широко используются растворители, реагенты, адсорбенты. Другими словами, все то, что способствует изменению структуры углеводородов или извлечению определенных химических элементов и веществ. По своим направлениям все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

а) облагораживающие (риформинг, гидроочистка, изомеризация и др.);

б) углубляющие (термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, каталитический крекинг, гидрокрекинг и др.);

в) прочие (процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирование, производство ароматических углеводородов, битумов и др.)

Для осуществления технологического процесса переработки нефти на НПЗ необходимо использовать так называемые общезаводские процессы

(вспомогательные), сопровождающие производство нефтепродуктов и включающие в себя производство энергии, очистку сточных вод, производство серы, очистку отходящих газов, системы продувки, обработки и смешения нефтепродуктов, хранение и транспортировку нефтепродуктов в пределах предприятия.

Основными видом продукции любого НПЗ являются топлива. Выпуск топлив может составить до 75 - 90 % от поступаемой нефти в зависимости от набора технологических установок. На ряде НПЗ в зависимости от рынка нефтепродуктов строят масляный блок (производство масел) и блок нефтехимических производств; если этих блоков нет, то такой НПЗ называется топливным.

В последнее время большую прибыльность имеют заводы, где установки по производству топлив соединены с блоком нефтехимических производств. Такие комплексы называют комплексами нефтепереработки и нефтехимии. В настоящее время особо ценятся установки двойного назначения. Например, на установке риформинга можно получать высокооктановый компонент бензина и набор ароматических углеводородов, на установке каталитического крекинга -высокооктановый компонента бензина и пропилен, на установке гидрокрекинга -высококачественное дизельное топливо и основу для производства базовых масел.

НПЗ обычно характеризуют по глубине переработки нефти. Различают заводы с неглубокой и глубокой переработкой нефти.

Под неглубокой переработкой нефти понимают переработку нефтяных фракций без переработки мазута. Хотя это понятие достаточно условное, так как на некоторых заводах с неглубокой переработкой нефти построены установки вакуумной перегонки мазута и производство битума окислением гудрона.

Поточная схема НПЗ с неглубокой переработкой нефти представлена на рисунке 1.15. Как правило, в этом случае глубина переработки колеблется от 50 до 65 % в зависимости от качества нефти.

Нефтеперерабатывающие заводы, имеющие такую схему, целесообразно строить в районах, где отсутствуют другие источники органического топлива (уголь, природный газ) и где для снабжения энергетических установок используется мазут. На этих заводах нефть подвергается процессам обезвоживания и обессоливания, а затем перегоняется на установках атмосферной перегонки с получением бензинового, керосинового и дизельного дистиллятов. Бензиновый дистиллят разделяется на фракции. Легкий бензин (фракция, выкипающая в интервале НК - 62°С) подвергается изомеризации с получением высокооктанового изокомпонента. Фракция 62 - 105 (62 -140°С) подвергается каталитическому риформингу с получением ароматического концентрата, из которого затем выделяют арены (бензол, толуол, ксилолы). Фракция 105 - 180 °С (140 - 180 °С) направляется на каталитический риформинг с целью получения высокооктанового компонента товарного автомобильного бензина. Если нет необходимости получать ароматические углеводороды, то вся бензиновая фракция 62 - 180 °С или 85- 180 °С направляется на риформинг с получением высокооктанового компонента товарного бензина. В состав установки каталитического риформинга обязательно входит блок гидроочистки бензина. Средние дистилляты (керосиновый и дизельный) подвергаются облагораживанию и очистке от серы на установках гидроочистки. Благодаря гидроочистке получают реактивное топливо высокого качества и малосернистое дизельное топливо.

Рисунок 1.15 - Поточная схема НПЗ с неглубокой переработкой сернистой нефти

Газовые потоки установок первичной перегонки нефти и каталитического риформинга перерабатываются на газофракционирующей установке. При этом получают товарные сжиженные газы: пропан, бутан и изобутан, а в некоторых случаях еще и пентан и изопентан. На заводах с неглубокой схемой переработки, как и на других нефтеперерабатывающих предприятиях, можно организовать производство битума различных марок. Битум получают окислением гудрона, который выделяется из мазута вакуумной перегонкой. Вакуумный газойль в этом случае можно продавать на НПЗ, где имеются установки каталитического крекинга, гидрокрекинга и производство масел. Основное количество мазута отправляется потребителям в качестве котельного топлива. Сероводород, выделившийся при гидроочистке, утилизируется на установках получения серной кислоты или серы.

Современные НПЗ являются, как правило, заводами глубокой переработки нефти с блоками производства масел и нефтехимии. Схема глубокой переработки нефти приведена на рисунке 1.16. Как следует из данных рисунка, первичная перегонка нефти проводится на атмосферно-вакуумных установках (АВТ). Помимо атмосферных дистиллятов, на этой установке получают вакуумный дистиллят -фракцию 350 - 500 °С и гудрон. Атмосферные дистилляты (бензиновый, керосиновый и дизельный) перерабатываются так же, как на заводе с неглубокой переработкой нефти.

Мазут поступает в вакуумную колонну, где разделяется на фракции -вакуумный дистиллят (350 - 500 °С) и гудрон. Конец кипения дистиллятов может достигать 560 - 580 °С. Вакуумный дистиллят перерабатывается в процессе гидрокрекинга с получением максимального количества светлых нефтепродуктов. Остаток гидрокрекинга поступает на каталитический крекинг с получением высокооктанового бензина, легкого газойля (используемого после облагораживания в качестве компонента дизельного топлива) и тяжелого газойля (сырья для технического углерода и для установок замедленного коксования). Остаток также является сырьем для получения базовых масел II и III группы путем гидродепарафинизации.

В случае отсутствия установки гидрокрекинга для подготовки сырья каталитического крекинга используют гидроочистку вакуумного газойля или негидроочищенный газойль направляют на каталитический крекинг. В последнем случае проводят гидроочистку продуктов каталитического крекинга, гидрирование и гидроочистку бензина и дизельных фракций. Гудрон можно использовать для получения битума, но основное его количество, как правило, направляют на непрерывное коксование с газификацией или на замедленное коксование. Бензин термических процессов целесообразно гидроочищать с применением процессов глубокого гидрирования и последующего риформинга, а легкий газойль коксования после гидроочистки и гидрирования рекомендуется применять как компонент дизельного топлива. Гудрон также может подвергаться деасфальтизации с получением деасфальтизата, который отправляется или на гидрокрекинг, или на производство остаточных масел, а асфальт может являться сырьем для установки замедленного коксования или установки газификации.

Рисунок 1.16- Поточная схема НПЗ с глубокой переработкой сернистой нефти

В настоящее время хорошо себя зарекомендовал гидрокрекинг гудронов, позволяющий получать дополнительное количество светлых продуктов и сырье для каталитического крекинга.

При недостатке средств на такие высокозатратные установки, как гидрокрекинг и коксование, гудрон направляют на висбрекинг с получением котельного топлива.

Углеводородные газы всех процессов проходят очистку от H2S: непредельные газы коксования, висбрекинга и каталитического крекинга разделяют на ГФУ непредельных газов, а газы риформинга, изомеризации, АВТ, гидроочистки и гидрокрекинга - на ГФУ предельных газов. Бутан-бутиленовая фракция с ГФУ непредельных газов и изобутан с ГФУ предельных газов служат сырьем для процессов алкилирования, МТБЭ и ЭТБЭ. Пропан-пропиленовую фракцию с ГФУ непредельных газов можно использовать для получения в дальнейшем продуктов нефтехимии. Пропан-бутановую фракцию зачастую используют как бытовое топливо или сырье пиролиза, сероводород направляется на производство серы или серной кислоты. При наличии установок глубокой гидроочистки дистиллятов и гидрокрекинга необходимо строить установки по производству водорода конверсией природного или сжиженного газа. Остальной сухой газ используют в топливной системе завода.

Благодаря оптимальному подбору мощностей отдельных установок возможно достижение наиболее благоприятных соотношений выходов автобензина, дизельного и реактивного топлива при обеспечении их высокого качества. При этом следует предусматривать использование тяжелых газойлевых фракций коксования в качестве сырья процессов крекинга и гидрокрекинга, а также включать в состав заводов гидроочистку смеси легких газойлевых фракций коксования и крекинга с прямогонными дистиллятами для получения товарного дизельного топлива.

Продукты переработки нефти используют в качестве сырья для разнообразных нефтехимических производств, которые в некоторых случаях сооружаются в составе нефтеперерабатывающих заводов, что позволяет значительно расширить ассортимент продукции предприятий.

На нефтеперерабатывающих заводах, помимо индивидуальных технологических установок, работают различные комбинированные установки (системы).

При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованно управляемую установку (систему) в сочетании с укрупнением достигается:

а) экономия капитальных вложений за счет сокращения резервуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций и инженерных сетей, более компактного расположения оборудования и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, операторных и других помещений, что позволяет увеличить плотность застройки;

б) экономия эксплуатационных затрат в результате снижения удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды за счет объединения стадий фракционирования, теплообмена, исключения повторных операций нагрева и охлаждения, увеличения степени утилизации теплоты отходящих потоков и др., а также в результате сокращения численности обслуживающего персонала за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации и т. д.;
 

в) снижение потерь нефтепродуктов и количества стоков и, следовательно, количества вредных выбросов в окружающую среду.

Наиболее часто объединяют в комбинированной установке следующие процессы:

а) первичная переработка ЭЛОУ-АВТ или АТ - гидроочистка бензина -каталитический риформинг;

б) гидроочистка вакуумного газойля - каталитический крекинг -газоразделение - алкилирование;

в) сероочистка газов - производство серы;

г) деасфальтизация - селективная очистка - депарафинизация -обезмасливание и др.

Производство товарных масел на НПЗ выделяют в отдельный масляный блок или завод масел. В настоящее время существуют традиционные поточные схемы производства базовых масел с отдельными процессами гидроочистки, а также поточные схемы, где гидрокрекинг, гидрирование, гидродепарафинизация, гидроизомеризация и гидродоочистка играют решающую роль.

На рисунке 1.17 представлена в общем виде традиционная схема производства базовых масел. Мазут подвергается вакуумной перегонке с получением легких, средних и тяжелых вакуумных дистиллятов или вакуумного газойля (350-500°С) и остатка выше 500°С - гудрона.

Гудрон подвергается деасфальтизации, в результате которой получают деасфальтизат, в дальнейшем отправляемый на гидрокрекинг, и асфальт, направляемый на производство битума или на газификацию. Вакуумные дистилляты направляют на селективную очистку, а вакуумный газойль и деасфальтизат - на гидрокрекинг.

После селективной очистки экстракт направляют на производство техуглерода и на установку замедленного коксования для получения кокса улучшенной структуры, а рафинаты могут направляться на гидроочистку, гидродепарафинизацию и гидроизомеризацию или на депарафинизацию растворителями, если нет на НПЗ гидропроцессов, а также в том случае, когда необходимо получить парафины.

В процессе депарафинизации растворителями получают гач и петролатум, которые после обезмасливания превращаются в парафин и церезин.

После депарафинизации растворителями базовое масло может не соответствовать техническим требованиям по цвету и содержанию полициклических ароматических углеводородов. Поэтому такое масло подвергается гидродоочистке или, если нет на НПЗ такой установки, контактной доочистке. Полученные масла соответствуют базовым маслам I группы и, если есть установки гидроочистки, II группы.

Чтобы перевести производство масел I группы на производство масел II группы, надо после селективной очистки поставить гидроочистку (гидрооблагораживание) рафинатов, а если мы хотим получать масла II и III группы, то после селективной очистки необходимо поставить гидроочистку (гидрооблагораживание) рафинатов, каталитическую депарафинизацию и гидродоочистку.

Рисунок 1.17 - Схема блока производства масел на НПЗ


Для получения высокоиндексных масел все шире применяют процессы гидрокрекинга и гидродепарафинизации остатка гидрокрекинга вакуумного газойля и деасфальтизата, заменяющие селективную очистку. Завершает процесс производства гидродоочистка высокоиндексных базовых масел (ИВ от 100 до 135). Вместо гидродепарафинизации может применяться депарафинизация растворителями.

Таким образом, к основным процессам и технологиям, входящим в состав НПЗ, относятся (таблица 1.4).

Таблица 1.4 - Основные технологические процессы российских НПЗ

Таблица 1.5 - Основные этапы, установки/процессы и технологии НПЗ

содержание      ..      1      2      3      4      ..