Разработка технологической схемы современного НПЗ для переработки Мартымьинской нефти. Проект установки каталитического крекинга вакуумного газойля

Введение 5
1. Структура и характеристика нпз при переработке Мартымьинской нефти 6
1.1 Мощности современных НПЗ по объему перерабатываемой нефти, требования по глубине переработки нефти, ассортименту и качеству продуктов переработки 6
1.2 Характеристика Мартымьинской нефти, растворенных газов и нефтяных фракций 8
1.3 Выбор и обоснование ассортимента получаемых фракций из нефти на установке авт 9
1.5 Краткая характеристика технологических установок НПЗ 12
1.5.1 Характеристика установки элоу-авт. материальный баланс установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 11,6 млн. тонн в год. 12
1.5.2 Характеристика установок вторичных процессов переработки нефти, процессов производства масел и процессов переработки нефтезаводских газов 14
2. Проект установки каталитического крекинга вакуумного газойля. 23
2.1 Обзор научно-технической литературы на тему: теоретические основы процесса каталитического крекинга 23
2.1.1 Назначение, сырьё и продукты процесса. 23
2.1.2 Катализаторы процесса 24
2.1.3. Химические основы процесса 27
2.2 Характеристика сырья, получаемых продуктов, катализатора 36
2.3 Выбор и обоснование технологической схемы установки и условий процесса. 38
2.4.Технологическая схема установки, её описание, краткая характеристика основного оборудования. 39
2.5. Технологический расчет основного оборудования 49
2.5.1 Исходные данные для расчёта 49
2.5.2 Материальный баланс установки и реактора. 49
2.5.3 Технологический расчёт регенератора 52
2.5.4 Технологический расчёт реактора 59
2.5.5 Расчёт системы транспорта катализатора 64
2.5.6 Механический расчет толщины корпуса и днища реактора 65
2.5.7 Расчет холодильников смеси нестабильного бензина и УВГ 67
3. Мероприятия по безопасной эскплуатации установки 75
3.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов, возникающих при ведении технологического процесса 75
3.3 Пожарная безопасность 81
4. Мероприятия по охране окружающей среды на установке 84
4.1 Выбросы в атмосферу 84
4.2 Основные мероприятия по охране атмосферного воздуха 85
4.3 Основные мероприятия по защите поверхностных вод 86
4.4 Основные мероприятия по охране почв 86
4.5 Эксплуатационные отходы установки 87
4.6 Водоснабжение и водоотведение 88
Заключение 90
Список использованных источников 91
Приложения

Весь текст будет доступен после покупки

Каталитический крекинг нефтяного сырья является одним из основных процессов, определяющих глубину переработки нефти и технико-экономические показатели нефтеперерабатывающих заводов и отрасли в целом.
Это самый крупнотоннажный после первичной перегонки процесс как по производительности отдельных установок, так и по суммарной мощности.
Процесс предназначен для получения высокооктанового бензина и лёгкого газойля, который является компонентом дизельного топлива.
В настоящее время большинство автомобильных бензинов и иных топлив производится с помощью процесса каталитического крекинга нефти. Это обусловлено тем, что под воздействием катализаторов часть непредельных углеводородов трансформируется в предельные. Это позволяет на выходе получить бензины лучшего качества, чем при термическом крекинге. Процент выхода бензина, в процессе, составляет порядка 70%, а газа 13–16% от общей массы используемого сырья.

Весь текст будет доступен после покупки

1. СТРУКТУРА И ХАРАКТЕРИСТИКА НПЗ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ МАРТЫМЬИНСКОЙ НЕФТИ

Мощности современных НПЗ по объему перерабатываемой нефти, требования по глубине переработки нефти, ассортименту и качеству продуктов переработки

Общей тенденцией в мировой нефтепереработке является снижение доли производства котельного и печного топлива и соответственное увеличение доли расходования нефти на производство моторных топлив, сырья для нефтехимии, то есть рациональное использование нефти. Для оценки эффективности использования сырья применяют такое понятие, как «глубина нефтепереработки». Она оценивается как суммарный выход на нефть всех нефтепродуктов, за исключением котельного топлива и величины потерь. [4] Для рационального использования нефти на современном НПЗ необходимо иметь как можно больше вторичных процессов переработки. Это увеличит как глубину переработки, так и экономическую эффективность, так как нефтепродукты стоят дороже, чем сырье.
По состоянию на сегодняшний день в Российской Федерации функционирует 35 нефтеперерабатывающих заводов мощностью более 1 млн.т/год, в том числе 5 крупных, мощностью более 15 млн.т/год, и 3 газоперерабатывающих завода – Астраханский, Сургутский, Новатэк-Усть- Луга.
Объем нефтепереработки в России в 2021 году составил 290 млн.т, сохранив третье место в мире после США и Китая. В 2021 году было произведено:
40 млн.т автомобильного бензина (+2,3% по сравнению с 2020 годом)
78,4 млн.т дизельного топлива (+1,2% по сравнению с 2020 годом)
47,3 млн.т топочного мазута (-4,1% по сравнению с 2020годом)
Глубина переработки нефти на НПЗ и в нефтяной промышленности страны определяется наличием и уровнем развития вторичных процессов нефтепереработки. К таким относятся: каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование, висбрекинг.
Наибольшей глубиной переработки на сегодняшний день характеризуется нефтяная промышленность США с глубиной переработки равной 96%. Такая большая степень нефтепереработки достигается с помощью широкого использования вторичных процессов – каталитический крекинг (36%), коксование (15%), гидрокрекинг (9%).[1]
Глубина переработки нефти в России по состоянию на 2021 год составила 82,7% (+0,6%), и это абсолютный рекорд в истории. Однако, в мировой нефтепереработке средний показатель равен 90% и, поэтому, основная проблема российской нефтепереработки – недостаточная глубина переработки. Лучшие результаты по этому показателю у АО «Газпромнефть- Омский НПЗ» - 93,2%, «Башнефть-Уфанефтехим» - 92%.[2] В соответствии с «Энергетической стратегией развития России на период до 2020 года», глубина переработки должна была увеличиться до 85%, чего, к сожалению, отечественная промышленность не смогла достичь.
Со временем также ужесточаются требования к получаемому ассортименту и качеству продуктов нефтепереработки. На сегодняшний день нефть в основном используется с целью получения моторных топлив, таких как дизельное топливо и бензин. И очень важным показателем нефтеперерабатывающего завода является соотношение вырабатываемых количеств дизельного топлива и бензина (ДТ:Б). [20] Существуют 3 направления по данному показателю:
преимущественная выработка бензинов (США, ДТ:Б=1:2) преимущественная выработки дизельного топлива (Западная Европа, ДТ:Б = 2,7:1 ) равная выработка бензина и дизельных топлив (Англия, Россия) [20]
ДТ как вид топлива является более предпочтительным с точки зрения эксплутационных и экономических особенностей, однако современные стандарты экологических требований очень жестко ограничивают применение дизельного топлива (согласно нормативному документу Евро-6), поэтому в России будет наблюдаться тенденции к смещению в сторону выработки большего количества бензинов, нежели ДТ. [18]
Конечно же, немаловажным вопросом является и качество топлив. В последние годы ужесточились требования к содержанию в бензинах олефинов, бензола, серы, а также требования к качеству по детонационной стойкости. К дизельному топливу же ужесточились требования по содержанию серы, содержанию полициклических УВ, температуры вспышки, цетановое число.
Получение топлив, удовлетворяющих требованиям экологической безопасности возможно только лишь при наличии в составе НПЗ современных установок вторичной переработки. Например, для бензина: установки для получения таких высокооктановых компонентов как алкилаты, изомеризаты, оксигенаты и т.д., а для дизельного топлива: гидроочистка, легкий гидрокрекинг.
Сегодня Российские НПЗ могут выпускать товарный бензин 5-го класса, который соответствует всем экологическим и товарным нормам. Большую часть бензинового фонда составляет риформат (54%), а затем бензин каталитического крекинга (35,5%), доля же алкилата, изомеризата и оксигенатов в общей сложности составляет ниже 10% [1].
Ввиду недостаточной глубины переработки в России вырабатывается большое количество мазута, который является как топливом, так и экспортным продуктом, однако качество топочных мазутов не соответствует требованиям экологических норм, поскольку большая часть мазута содержит более 2% серы, что связано с отсутствием мощностей по гидрогенизационному обессериванию нефтяных остатков. [2]
Также важной задачей нефтепереработки является обеспечение сырьевой базы для нефтехимической промышленности. Более интенсивное развитие нефтехимии предусматривается как за счёт наращивания выпуска нефтехимического сырья, так и путем интеграции с нефтепереработкой. Прибыль от такой интеграции в странах Европы оценивается более 50 млн.долларов в год. [2] Так, например, выход пропилена при каталитическом крекинге может составить 5-15%, выход олефинов – 20-50%. Гидрокрекинг может давать до 15% фракции C3-C4, которая может быть сырьем пиролиза, установки замедленного коксования дают 10-15% бензина, содержащего значительные количества непредельных и ароматических углеводородов, гидроочистка может дать 7-10% углеводородов C2-C5 для пиролиза, каталитический риформинг даёт 9-14% бензол содержащей фракции с содержанием бензола около 40%, кроме этого 7-12% фракции C2-C5, которую можно использовать в качестве сырья пиролиза [2]. Таким образом, модернизация нефтепереработки даёт недорогое нефтехимическое сырье.


1.2 Характеристика Мартымьинской нефти, растворенных газов и нефтяных фракций

В приложении 1 представлены следующие характеристики Мартымьинской нефти.
Таблица 1.1
Характеристики Мартымьинской нефти
№ таблицы Характеристика
П1.1 Общая физико-химическая
П1.2 Состав газов, растворенных в нефти
П1.3 Фракций, выкипающих до 200 0С
П1.4 Групповой углеродный состав фракций (до 200 0С)
П1.5 Фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
П1.6 Остатков
П1.7 Легких керосиновых фракций
П1.8 Дизельных топлив и их компонентов
П1.9 Сырья для каталитического крекинга
П1.10 Базовых дистиллятных и остаточных масел
П1.11 Разгонка (ИТК) Майкрской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций

На основе значений из таблиц можно сказать, что Мартымьинская нефть является высокопотенциальной нефтью, так как выход её фракций, выкипающих до 200? равен 26,7 %мас. и за классифицировать её по ГОСТ Р 51858-2002 следующим образом:
Класс: Малосернистая (содержание серы 0,55 %мас.)
Тип: Лёгкая (плотность ?_4^20=0,8420)
Данные для отнесения нефти к группе и виду отсутствуют, поэтому она классифицируется по ОСТ 38/1197-80 следующим образом:
По содержанию серы в бензине: 1 класс.
По содержанию серы в керосине: 1 класс.
По содержанию серы в дизельных топливах: 1 класс.
Тип: Лёгкая (выход фракций до 350? 57,8 %мас.).
Группа по маслам и мазуту: 2 группа.
Подгруппа: 3 (индекс вязкости базовых масел от 85 до 91)
Вид: 2 (содержание парафинов в нефти 3,46 %мас.)


1.3 Выбор и обоснование ассортимента получаемых фракций из нефти на установке АВТ

Ассортимент нефтепродуктов, получаемых на установке АВТ обусловлен составом и свойствами нефти и ее фракций, а также потребностями в тех или иных нефтепродуктах. На установке ЭЛОУ-АВТ при первичной переработке Мартымьинской нефти необходимо получить следующие фракции: газ, нк-70?, 70-120?, 120-180?, 180-220?, 220-300?, 300-350?, 350-540?, >540?.
Газ, растворённый в нефти, преимущественно состоит из н-бутана (59,0 %мас.). Эта фракция является сырьём АГФУ для получения сухих (топливных) газов, сжиженных газов и газового бензина. В составе газа обязательно присутствует сероводород, поэтому его предварительно очищают от кислотных примесей.
Данные о фракции НК-70 отсутствуют, поэтому используем данные НК-85. Октановое число данной фракции низкое (68), поэтому её направляют на установку каталитической изомеризации с целью получения легкого компонента товарного бензина (изомериазата).
Фракция 70-120оС будет использоваться как сырьё для установок каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента товарного бензина — риформата.
Фракции 120-180 и 180-220? объединяем и сравниваем с показателями качества реактивных топлив марок ТС-1 и Джет А-1 (Приложение 2). Фракция 120-220? удовлетворяет всем нормативам по показателям качества и может быть использована для получения реактивных топлив марок ТС-1 и Джет А-1.
Из фракций 180-220, 220-300, 300-350? получают дизельное топливо. Сравним объединенную фракцию 180-350°С с показателями качества дизельного топлива 5 класса и Евро (Приложение 2). Эта фракция удовлетворяет нормативам по показателям качества: цетановое число, плотность, температура вспышки, но не удовлетворяет требованиям по содержанию серы, поэтому необходима гидроочистка.
Остаток атмосферной перегонки нефти, выкипающий при температуре выше 350°С, будет использован в качестве сырья вакуумной перегонки. При глубокой вакуумной перегонке получают фракцию широкого вакуумного газойля (350-540°С) и гудрон (выше 540?). Газойль является сырьем установки каталитического крекинга для получения высокооктанового компонента товарного бензина, либо установки гидрокрекинга для получения высококачественных компонентов реактивного и дизельного топлив. При вакуумной перегонке мазута при работе завода по масляному варианту обычно получают 3-4 узкие масляные фракции, которые используются в качестве сырья для производства базовых масел. Данную нефть лучше всего перерабатывать по топливному варианту, так как её фракция 350-540? имеет низкий индекс вязкости (85).
Гудрон перерабатывают на установках замедленного коксования с целью получения кокса и висбрекинга для получения низкокачественных компонентов светлых нефтепродуктов (бензинов и дизельных топлив). Также меньшую часть гудрона используют на битумных установках.

1.4 Выбор и обоснование состава технологических установок; блок-схема НПЗ

Нефть, поступающая с промыслов на НПЗ и соответствующая ГОСТ Р 51858-2002, подвергается дополнительной обработке, а затем разделению на фракции на установке ЭЛОУ-АВТ. Блок-схема НПЗ представлена на рис. 1.1
Установка каталитической изомеризации низкокипящей бензиновой фракции в составе НПЗ необходима для получение ценного высокооктанового компонента товарного автобензина – изомеризата. Сырьем данного процесса является фракция НК-70оС, продукты – сухой газ, рефлюкс и изомеризат.
На проектируемом НПЗ будет применяться установка каталитического риформинга: она используется для получения высокооктанового компонента товарного автобензина – риформата. Продуктами каталитического риформинга является рефлюкс, который пойдет на АГФУ предельных газов, сухой газ, который пойдет на топливо, ВСГ для гидрогенизационных процессов.
Гидроочистка дизельного топлива необходима для удаления соединений серы из сырья для получения товарных компонентов дизельного топлива необходимого качества. Сырьем данного процесса является смесь фракций 180- 220оС, 220-300оС, 300-350оС, а также легкий газойль с установки замедленного коксования. Продуктами установки является УВГ, который направляется на АГФУ предельных газов, бензин-отгон, направляемый на каталитический риформинг, H2S, направляемый на производство серы, и товарное дизельное топливо.
Установка гидрокрекинга вакуумного газойля необходима для получения моторных топлив из тяжелых нефтяных фракций. Она существенно увеличивает глубину переработки. Сырьем данного процесса является фракция 350-540оС, водород для установки поставляется с установки производства водорода. Продуктами установки является сухой газ, используемый в качестве топлива, рефлюкс, направляемый АГФУ предельных газов, сероводород, направляемый на производство серы, легкий бензин, являющийся товарным компонентом автомобильного бензина, легкий газойль, являющийся товарным компонентом дизельного топлива и тяжелый бензин, направляемый на установку каталитического риформинга.

Весь текст будет доступен после покупки

1. . Заботин Л.И. Химия и технология вторичных процессов переработки Учебное пособие. Самара: Самар. гос. тех. ун-т, 2014 - 332 с.
2. Завальный, А., 2012. Каталитический крекинг. Neftegaz.RU, 1. Дата обращения: 21.05.2021. Режим доступа: https://neftegaz.ru/tech-library/neftekhimiya/141668-kataliticheskiy-kreking/, свободный.
3. Кубасов, А.А. Химическая кинетика и катализ: учебное пособие: в 2 ч. Ч. 1. Феноменологическая кинетика. Ч. 2. Теоретические основы химической кинетики / А.А. Кубасов. – М: Изд-во Московского университета, 2004.
4. Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке / В.П. Суханов. –М.: Химия, 1979. –344 с.
5. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов / Е.В.Смидович. –М.: Альянс, 2011. –328 с.

Весь текст будет доступен после покупки