| Главная » Химия |
|
Введение Нефть - добываемая из недр земли горючая маслянистая жидкость красно-коричневого, иногда почти черного цвета; является сложной смесью углеводородов с примесью их кислород-, серо-, азотсодержащих и иных производных. В течение многих столетий нефть использовали в качестве лечебного средства, топлива и осветительного материала. Развитие нефтеперерабатывающей промышленности было тесно связано с появлением новых машин, механизмов и двигателей, а также с потребностями быта. Так, главной целью нефтепереработки было получение из нефти осветительного керосина, заменившего лучину и плошки с животным жиром. Бензин и мазут не находили применения и являлись обременительными отходами производства. В 1876 г. по методу, разработанному Д. И. Менделеевым, в Балахне впервые в мире было организовано промышленное производство смазочных масел из мазута. Нефтяные масла стали вытеснять животные и растительные жиры во многих отраслях техники. После изобретения В. Г. Шуховым форсунки ранее сжигавшийся в ямах мазут стали применять как ценное топливо в различных отраслях промышленности и судоходства. Изобретение в последней четверти XIX в. двигателя внутреннего сгорания и применение его практически во всех отраслях промышленности способствовали новому качественному скачку в развитии нефтепереработки. Грандиозное развитие автомобильной и авиационной промышленности поставило проблему нефтеснабжения в ряд важнейших мировых экономических и политических проблем. Бензин, ранее не находивший применения, стал одним из важнейших продуктов, увеличение производства которого требовало роста добычи нефти и совершенствования технологии ее переработки. В дальнейшем, с появлением двигателя внутреннего сгорания с воспламенением от сжатия (дизеля), появилась необходимость и в дизельном топливе, занимающем промежуточное положение между керосином и мазутом. Увеличение скорости движения самолетов и необходимость преодоления звукового барьера выявили потребность в реактивном двигателе. Для него стали вырабатывать новое топливо - реактивный, или авиационный, керосин с повышенной химической стабильностью. Одновременно с улучшением качества и производством новых видов топлива развивалось и совершенствовалось производство смазочных и других нефтепродуктов, необходимых для нужд промышленности и обеспечения нормальной работы новых, более напряженно работающих машин и двигателей. Увеличить объем первичной переработки нефти на 25-30%, и обеспечить совершенствование технологии нефтепереработки, внедрение новых технологических процессов, эффективных катализаторов, прогрессивного оборудования; обеспечить глубокую переработку нефти и повышение доли вторичных процессов; увеличить производство высокооктановых бензинов, малосернистых дизельных и авиационных топлив, ароматических углеводородов, высококачественных смазочных масел; организовать крупнотоннажное производство жидких парафинов для нужд микробиологической промышленности и производства синтетических моющих средств; расширить выпуск и ассортимент нефтехимического сырья; перейти на строительство в основном комбинированных и укрупненных технологических установок, обеспечить приближение производств по переработке нефти к районам массового потребления нефтепродуктов; повысить производительность труда в нефтеперерабатывающей промышленности на 39-41%. Современное состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности мира В начале 20 века основным источником энергии в мире было твердое топливо. Нефть и газ играли незначительную роль в мировом топливно-энергетическом балансе. С расширением поиска и увеличение добычи нефти и газа, а также с развитием трубопроводного транспорта, роль этих источников энергии в силу их исключительных достоинств стала неуклонно расти. В 50-60 и 70 годах 20 века прирост доли нефти и газа в мировом топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) происходил быстрыми темпами, но в 80-е годы эти темпы замедлились и такая тенденция к снижению доли нефти в ТЭБ сохраняется до сих пор. Таблица 1 Изменение доли источников энергии в мировом топливно-энергетическом балансе, % [1]. Энергоноситель 1900г 1980г 1990г 2000г 2020г (прогноз) Нефть 3,7 43,5 37,6 36,0 21,2 Газ 1,1 18,8 20,8 19,0 19,0 Твердое топливо 93,2 28,9 29,1 24,0 33,2 Ядерное топливо 0 2,5 5,6 6,0 13,6 Гидроэнергия и др. 2,0 6,3 6,9 15,0 13,0 Общей современной тенденцией в структуре использования нефти в мировой экономике является снижение доли ее потребления в электро- и теплоэнергетике в качестве котельно-печного топлива и увеличение - в качестве транспортного моторного топлива и нефтехимического сырья. Ниже приведена структура использования нефти в мировой экономике, % масс. 1980 г. 2000 г. Транспорт, в т. ч. 38,6 52 автомобильный 278 40 Электро- и теплоэнергетика (котельно-печное топливо) 51,5 35 Нефтехимия 5,2 8,0 Неэнергетическое использование (масла, битум, парафины, кокс и др.) 4,7 5,0 Эти изменения в структуре потребления нефти обусловлены опережающим развитием за последние годы транспортных средств с двигателями внутреннего сгорания по сравнению с развитием энергетики, то есть превышением темпов моторизации по сравнению с темпами электрификации. Анализ тенденции развития основных отраслей топливной промышленности свидетельствует о том, что соотношение между нефтью, газом и углем на уровне 2005 - 2010 годов должно стабилизироваться. Дальнейшее повышение доли нефти и газа в общем потреблении топлива в эти годы следует считать экономически неоправданным в связи с необходимостью ориентации этих полезных ископаемых на использование преимущественно в химической промышленности, а не в энергетике. [1] Качественный и количественный скачок в тенденциях развития мировой нефтепереработки произошел на рубеже 1970-80-х гг., когда резкое повышение цен на нефть привело к сокращению ее добычи и потребления в качестве котельно-печного топлива и тем самым переориентации на углубленную и глубокую переработку нефти. После 1979 г. объемы переработки нефти, суммарные мощности, а также число НПЗ постепенно уменьшались. При этом преимущественно закрывались маломощные менее рентабельные НПЗ. Естественно, это привело к некоторому росту удельной мощности НПЗ. Снижение объемов нефтедобычи привело к появлению избытка мощностей НПЗ, преимущественно по процессам прямой перегонки нефти, которые подвергались реконструкции под другие вторичные процессы. Характеристика троицко - анастасиевской нефти Нефтяные месторождения Краснодарского края генетически связаны с Азово-Кубанской впадиной занимающей территорию Западного Предкавказья. Первый промышленный приток нефти был получен в 1864 году на месторождении Кудако. В пределах Кавказкой части Азово-Кубанского бассейна можно выделить Западно-Кубанскую, Восточно-Кубанскую, Ейско-Березанскую и Адыгейскую нефтеносные зоны, отличающихся друг от друга геологическим строением, типом структур и залежей нефти и газа. Наибольшие запасы нефти и газа выявлены в пределах Западно-Кубанского прогиба. Нефтеносные запасы приурочены к внутреннему южному борту прогиба, а газовые главным образом к центральной части - Анастасиевско - Краснодарской антиклинальной зоне. С Анастасиевско - Краснодарской антиклинальной зоной связано самое крупное на Кубани Троицко-Анастасиевское газонефтяное месторождение. Большие запасы нефти обнаружены также в Восточно-Кубанской прогибе и вдоль восточного склона Адыгейского выступа, где открыто Баракаевское месторождение с газовыми и нефтяными залежами. Большинство месторождений Западно-Кубанского прогиба приурочено к двум антиклинальным зонам - Азовской и Калужской, протянувшимся полосой вдоль южного борта прогиба. По особенностям геологического строения, характеру нефтегазоносности и на основании сложившихся представлений в пределах этой полосы выделяют четыре нефтегазоносных района: Хадыженский, Северный (Ново-Дмитриевский), Ильско-Абинский, Крымско-Варениковский. Месторождения западной части Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны и северного борта Западно-Кубанского прогиба составляют Приаазовский нефтегазоносный район. Залежи нефти и газа в Западно-Кубанского прогибе находятся в толще пород значительного стратиграфического диапазона. Однако промышленная нефтегазоностность связана главным образом с палеогеновыми и неогеновыми отложениями. В неогене основные запасы с многоценовыми отложениями, главным образом с мэотисом. В палеогеновых отложениях запасы в основном приурочены к верхней части раздела. Месторождения Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны. В этой зоне расположены Курганское, Западно-Анастасиевское и Троицко-Анастасиевское нефтегазовые месторождения. Залежи приурочены к мэотическим и понтическим слоям. Троицко-Анастасиевское месторождение введено в разработку в 1954 году. Здесь эксплуатируется IV, V, VI, VIа, и VII горизонты, но основное количество нефти даёт IV горизонт. Нефти IV, V и VI горизонтов отличаются по свойствам. Нефть VI горизонта является тяжёлой (относительная плотность 0,9067), содержит мало бензиновых фракций до 200 0C (8,2%) при общем выходе светлых фракций до 350 0C 48,3%. Нефть малосернистая (о,22% серы), малопарафинистая (1% парафина), смолистая (9,21% асфальтенов и смолистых веществ) с высокой кислотностью (1,10 мг КОН на 1 г нефти). Образцы нефти V и VI горизонтов являются легкими (относительная плотность соответственно 0,8754 и 0,8373), содержат фракций, выкипающих до 200 0C, 17,5 и 33,2%, а фракций до 350 0С - 50 и 70,2% соответственно. Содержание парафина в нефтях V и VIгоризонтов составляет 1,3 м 1,9%. В бензиновых фракциях нефтей IV горизонта мало ароматических углеводородов (5 - 7%); они состоят в основном из нафтеновых (27-76%) и изопарафиновых углеводородов (17-68%). В аналогичных фракциях нефтей V и VI горизонтов наблюдается увеличение содержания ароматических и парафиновых углеводородов, в том числе и нормальных парафинов. Дистиллятные 50-градусные фракции, отбираемые в интервале 200-500 0С, для нефтей IV, V и VI горизонтов характеризуются высоким содержанием ароматических углеводородов, составляющим соответственно19-48, 19-40 и 20-49%. Во фракциях 200-350 0С увеличивается содержание парафиновых углеводородов за счёт уменьшения количества нафтеновых. Фракции нефти IVгоризонта отличаются низкой температурой застывания (-60 0С для дистиллята 300-350 0С). Температуры застывания фракций в тех же пределах нефтей V и VI горизонтов - 18 и -38 0С. Температура застывания дистиллята 450-500 0С соответственно -7, 28 и 34 0С. Бензиновая фракция нефти IV горизонта, выкипающая в интервале 28-180 0С, имеет октановое число в чистом виде 72, а для тех же фракций нефтей V и VI горизонтов октановые числа соответственно равны 54,6 и 57,6. Из троицко-анастасиевской нефти можно получать дизельные топлива (арктическое, зимнее и специальное), флотские и топочные мазуты, битумы. Из дистиллятов нефти IV горизонта можно получать низкозастывающие масла без депарафинизации. Выход базовых дистиллятных и остаточных масел соответственно. Характеристика получаемых продуктов На заводе по переработке троицко - анастасиевской нефти I структуры, мощностью 4 миллионов тонн в год вырабатывается следующая продукция: . Автомобильный бензин по ГОСТ 2084-77 или ГОСТ Р 51105-97. Таблица 25. Требования на автобензин по ГОСТ 2084-77. Показатель Марка бензина Аи-92 Аи-95 Аи-98 Плотность при 20ºС, кг/м3, не более 770 770 Не нормируется Детонационная стойкость - октановое число, не менее: ММ; ИМ 83 92 85 95 88 98 Фракционный состав, ºС: н.к., не ниже; 10%, не выше; 50%, не выше; 90%, не выше; к.к., , не выше; остаток в колбе, %, не более; потери, %, не более 35 70 120 190 215 1,5 4,0 35 70 120 190 215 1,5 4,0 - 70 120 190 215 1,5 4,0 Давление насыщенных паров бензина, мм.рт.ст., не более 600 600 600 Содержание свинца, г/дм3, не более: этилированный; неэтилированный 0,15 0,013 0,15 0,013 - 0,013 Кислотность, мг КОН/100см3, не более 3,0 3,0 3,0 Содержание фактических смол, мг/100см3, не более 5,0 5,0 5,0 Индукционный период на месте производства бензина, мин, не менее 600 600 600 Содержание: серы, % масс, не более; меркаптановой серы, % масс, не более; бензола, % об, не более МТБЭ, % масс, не более 0,05 0,001 - - 0,05 0,001 - - 0,1 - 5,0 12 Также в товарных бензинах полностью отсутствуют водорастворимые кислоты и щелочи, механические примеси и вода, испытание на медной пластинке - выдерживают. На блоке компаундирования бензинов предусмотрено введение в них высокооктановых кислородсодержащих добавок, таких как МТБЭ, ЭТБЭ, ЭТЭБ и др. . Реактивное топливо ТС-1 по ГОСТ 10227 Таблица 26. Требования на реактивное топливо ТС-1 по ГОСТ 10227. Показатель Марка ТС-1 Плотность при 20ºС, кг/м3, не менее 780 Фракционный состав, ºС: н.к., не выше; 10%, не выше; 50%, не выше; 90%, не выше; 98%, не выше 150 165 195 230 250 Кинематическая вязкость, мм2/с, при температуре: 20ºС, не менее; -40ºС, не более 1,3 8 Низшая теплота сгорания, кДж/кг, не менее 43120 Высота некоптящего пламени, мм, не менее 25 Кислотность, мг КОН/100см3, не более 0,7 Йодное число, гI2/100г топлива, не более 2,5 Температура, ºС: начала кристаллизации, не выше; вспышки в закрытом тигле, не ниже -60 28 Термоокислительная стабильность в статистических условиях при 150ºС, не более: содержание осадка, г/100см3 топлива; содержание фактических смол, мг/100см3 18 3 Содержание, % масс, не более: ароматических углеводородов; общей серы; меркаптановой серы 22 0,2 0,003 Зольность, %, не более 0,003 Удельная электрическая проводимость пСм/м: при температуре заправки техники, не менее; при 20ºС, не более 50 600 Также в товарном реактивном топливе полностью отсутствуют водорастворимые кислоты и щелочи, мыла нафтеновых кислот, сероводород, механические примеси и вода, испытание на медной пластинке при 100ºС в течение 4 часов - выдерживает. Для улучшения некоторых свойств по необходимости на заводе можно предусмотреть добавление антиокислительных, противоизносных или антистатичеких присадок. . Дизельное топливо по ГОСТ 305-82 Таблица 27. Требования на дизельные топлива по ГОСТ 305-82. Показатель Марка топлива А З Цетановое число, не менее 45 45 Фракционный состав, ºС, не выше: 50%; 90% 255 330 280 340 Кинематическая вязкость, при 20ºС, мм2/с 1,5-4,0 1,8-5,0 Температура застывания, ºС, не выше, для климатической зоны: умеренной; холодной - -50 -35 -45 Температура помутнения, ºС, не выше, для климатической зоны: умеренной; холодной - - -25 -35 Температура вспышки в закрытом тигле, ºС, не ниже: для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин; для дизелей общего назначения 35 30 40 35 Содержание серы, %масс, не более, в топливе: I вида; II вида 0,2 0,4 0,2 0,5 Содержание меркаптановой серы, % масс, не более 0,01 0,01 Содержание фактических смол, мг/100см3 топлива, не более 30 30 Кислотность, мгКОН/100мл топлива, не более 5 5 Йодное число, гI2/100г топлива, не более 6 6 Зольность, %, не более 0,01 0,01 Коксуемость 10% остатка, не более 0,3 0,3 Коэффициент фильтруемости, не более 3 3 Плотность при 20ºС, кг/м3, не более 830 840 Также в товарных дизельных топливах полностью отсутствуют сероводород, водорастворимые кислоты и щелочи, механические примеси и вода, испытание на медной пластинке выдерживают. Для увеличения качества дизельных топлив к ним можно добавить антидымные и атифрикционные присадки. Таблица 28 Характеристика нефтяных битумов Марка битума Глубина проникновения иглы в 0,1 мм Температура Растяжимость, см, не менее при 25 оС при0 °С, не более размягчения, не менее хрупкости, не более вспышки, не менее при 25 °С при0°С Вязкие дорожные БНД 200/300 20 1 + 300 45 35 -20 200 - 20 БНД 130/200 1 3 1 + 200 35 39 -18 220 65 6 БНД 90/130 91+130 28 43 -17 220 60 4,2 БНД60/90 61+90 20 47 -15 220 50 3,5 БНД40/60 40+60 13 51 -20 220 40 - Изоляционные БНИ-1У-3 30+50 15 65 - 230 4 - БНИ-IV 25+40 12 75 - 230 3 - БНИ-V >20 9 90 - 230 2 - Кровельные БНК 115/180 140+220 40 + 50 - 240 - - БНК 90/40 35+45 85 + 95 -20 240 - - БНК 90/30 25+35 85 + 95 -10 240 - - БНК 50/50 41+60 - 50 220 4 БН70/30 2 1+40 - 70 230 3 БН90/10 5+20 - 90 240 1 Характеристика установок завода по переработке нефти Блок ЭЛОУ Обезвоживание и обессоливание троицко - анастасиевской нефти проводят в 2 ступени на электродегидраторах. Параметры процесса обессоливания и обезвоживания:ступень t=135 - 140ºC, p=1,2МПа;ступень t=125 - 135ºС, p=1,1МПа. После обессоливания и обезвоживания нефть поступает на установку первичной перегонки АВТ. Установка АВТ На атмосферном блоке установки АВТ нефть перерабатывается по двухколонной схеме. После блока ЭЛОУ сырье нагревается до 200ºС за счет регенерации тепла отходящих горячих потоков атмосферной колонны: керосина, дизельного топлива и мазута, - и поступает на фракционирование в отбензинивающую колонну К-1. К-1 работает при минимальных флегмовых числах, температура верха - 150ºС, температура низа колонны - 240ºС, давление в колонне - 0,3МПа. После отбензинивающей колонны сырьё подаётся в трубчатую печь, где нагревается до 350ºС, и поступает на фракционирование в атмосферную колонну К-2. Температура ввода сырья - 350ºС, температура низа колонны - 340ºС, температура верха - 130ºС, температура низа керосинового стриппинга - 190÷195ºС, температура низа дизельного стриппинга - 300÷310ºС, давление в колонне 0,15МПа. Мазут атмосферной колонне направляется на вакуумный блок, где нагревается в трубчатой печи до 410ºС и поступает на фракционирование в вакуумную колонну К-3. Давление вверху и в зоне питания колонны соответственно 5,2 и 27 мм.рт.ст., температура верха - 70ºС, температура низа 420ºС. В вакуумную колонну предусмотрена подача водяного пара в отгонную часть колонны. [1] Получаемые продукты: Углеводородные газы идут на газофракционирующую установку; Бензиновая фракция н.к.-180ºС поступает на блок вторичной перегонки, где разделяется на н.к.-70ºС и 85-180ºС; Керосиновая фракция 180-220ºС - товарный продукт, реактивное топливо ТС-1; Фракция дизельного топлива 220-350ºС, после гидроочистки является товарным продуктом, малосернистым дизельным топливом, марки «З»; Фракция вакуумного дистиллята 280-350ºС - после гидроочистки является компонентом зимнего дизельного топлива; Фракция I-я масляная фракция 350 - 450 ºС Фракция II-я масляная фракция 450-500ºС; Гудрон - фракция выше 500ºС Рис.1 Принципиальная схема блока атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ - АВТ - 4: 1 - отбензинивающая колонна; 2 - атмосферная колонна; 3 - отпарные колонны; 4 - атмосферная печь; I - нефть с ЭЛОУ; II - легкий бензин; III - тяжелый бензин; IV - фракция 180 - 220 оС; V - фракция 220 - 280 оС; VI - мазут; VII - газ; VIII - водяной пар. Установка ГК На установке гидрокрекинга перерабатывается тяжёлых вакуумный газойлей с установки АВТ. С помощью гидрокаталитического крекинга из тяжелых газойлевых фракций получают высококачественные реактивные и дизельные топлива, имеющие низкие температуры застывания и начала кристаллизации и не содержащие в своём составе серосодержащих соединений. Параметры процесса. Процесс гидрокрекинга проводят в 2 ступени, давление 15МПа, объёмная скорость подачи сырья 1ч-1, кратность циркуляции ВСГ - 1000 - 1700нм3/м3, температура 1 ступени 420ºС, катализатор Al-Ni-Mo, температура 2 ступени 320 - 425ºС, катализатор Pt или Ni на Al-Si [4]. После гидрокрекинга предусмотрена установка для разделения продуктов крекинга на следующие фракции: Углеводородные газ и сероводород - после очитки от сероводорода, газы направляются на установку газофракционирования (ГФУ); Бензиновые фракции - смешиваются с прямогонным бензином и поступают на блок вторичной перегонки; Керосиновые фракции - товарный продукт - реактивное топливо ТС - 1; Фракция дизельного топлива - компонент зимнего дизельного топлива; Остаток >350ºС - используется как сырьё для производства масел и битумов. Рис. №2. Принципиальная технологическая схема установки одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля; I - сырье; II - ВСГ; III - дизельное топливо; IV - легкий бензин; V - тяжелый бензин; VI - тяжелый газойль; VII - углеводородные газы на ГФУ; VIII - газы отдува; IX - регенерированный раствор МЭА; X - раствор МЭА на регенерацию; XI - водяной пар Установка вторичной перегонки бензина На установке вторичной перегонки бензина стабильные бензиновые фракции, требующие повышения октанового числа разделяются на фракции: н.к.-70ºС и 85-180ºС. Фракция н.к.-70 - является сырьём для установки гидроизомеризации, фракция 70-180ºС - сырьём для установки каталитического риформинга. Установка изомеризации легких бензиновых фракций Сущность процесса каталитическое превращение легких нормальных парафиновых углеводородов в соответствующие углеводороды изостроения c целью повышения октанового числа и выработки высокооктановых компонентов автомобильного бензина. Сырьем является прямогонная фракция н.к.-70ºС с блока вторичной перегонки бензина и пентан с ГФУ предельных газов. Катализатор процесса: ИП-62, в его состав входит 0,55% Pt, нанесенной на фторированный оксид Al2O3. Температура процесса - 320-380ºС. Давление 2,8-3МПа, соотношение подаваемого ВСГ и сырья 1,6÷2ч-1. В процессе изомеризации получают: Изомеризат - изопентан, изогексан и т.д. - высокооктановый компонент автобензина; Углеводородный газ - на ГФУ Рис.№3 Принципиальная технологическая схема установки изомеризации пентанов и гексанов; I - сырьё; II - ВСГ; III - изопентановая фракция; IV - бутовая фракция; V- изогексановая фракция; VI - гексановая фракция на изомеризацию; VII - жирный газ. Установки гидроочистки Каталитическая гидроочистка - эффективный процесс удаления из нефтяных фракций серы, азота и кислорода, содержащиеся в виде соответствующих органических соединений, что снижает содержание в продуктах гетероатомных и смолистых соединений. При гидроочистке происходит также гидрирование непредельных соединений. Процесс ведут при температуре 340÷400ºС, давлении 3÷5МПа, объемной скорости 2÷4ч-1, кратности циркуляции ВСГ 100÷1000 нм3/м3 сырья. Сырьем для установок гидроочистки являются: Фракция дизельного топлива; Бензиновые фракции; Керосиновые фракции; Прямогонная фракция дизельного топлива; Продуктами соответственно являются: Гидроочищенный бензин; Гидроочищенный компонент зимнего дизельного топлива; Гидроочищенное сырьё керосиновой фракции; Малосернистое (до 0,01-0,05%масс серы) арктическое дизельное топливо; Предельные углеводородные газы и сероводород; Масленые фракции; В процессе гидроочистки применяют Al-Ni-Mo катализатор. Установка каталитического риформинга (с блоком предварительной гидроочистки) Назначение процесса - получение высокоароматизированных бензиновых дистиллятов, которые используются в качестве высокооктанового компонента бензина. Гидроочистку ведут при давлении 3÷4 МПа, температуре 330÷400ºС, объемной скорости 2,5÷5 ч-1, расход Н2 равен 0,1÷0,15% масс., кратность ЦВСГ = 100÷500 нм3/м3 сырья. Катализатор Al-Ni-Mo. Гидрогенизат отправляют на блок каталитического риформинга. Риформинг ведут на установке каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора. Параметры процесса: температура 450ºС, при давлении 0,8МПа, с объемной скоростью 1÷2 ч-1, соотношение ВСГ сырье 500÷1500 нм3/м3 сырья. Катализатор процесса - К-104 - полиметаллический, в его состав, помимо платины входят другие металлы, усиливающие каталитические свойства. Сырьё процесса: гидроочищный бензин УЗК, фракция 70-180ºС вторичной перегонки бензина. Получаемые продукты: Риформат - высокооктановый компонент автобензина; Углеводородные газы - на ГФУ; Водородсодержащий газ - сырьё для гидрогенезационных процессов. Рис. №3. Принципиальная технологическая схема установки риформинга непрерывной регенерации катализатора: 1 - бункер закоксованного катализатора; 2 - бункер регенерированного катализатора; 3 - шлюз; 4 - дозатор; 5 - разгрузочное устройство; I - гидроочищенное сырье; II - ВСГ; III -риформат на стабилизацию Установка производства серы (процесс Клауса) Сероводород, полученный на блоках очистки углеводородных газов ДЭА гидроочистки, гидрокрекинга направляют на установку производства серы с целью получения элементарной серы как товарного продукта. Получение серы из сероводорода ведут методом Клауса путем частичного сжигания сероводорода и взаимодействия полученного диоксида серы с сероводородом. Процесс ведут в две ступени. Первая - термическая (800-1000ºС), вторая - каталитическая (300-350ºС, катализатор - Al2O3). Рис. №4. Принципиальная технологическая схема установки получения серы из сероводорода по методу Клауса: I - сероводород; II - воздух; III - сера; IV - водяной пар; V - газы дожила; VI - конденсат Газофракционирующие установки предельных и непредельных углеводородных газов.* Установки предназначены для разделения углеводородных газов на фракции углеводородных газов высокой чистоты. Очищенные от кислых компонентов углеводородные газы установки очистки газов ДЭА, а также газы с установок АВТ, изомеризации и риформинга подвергают разделению на ГФУ предельных газов. Продуктами являются сухой газ и сжиженный газ - пропан-бутан. Газы коксования разделяют на ГФУ непредельных газов на пропан-пропиленовую, бутан-бутиленовую фракции и сухой газ. Первые две являются ценным сырьём для нефтехимии Газы каталитического крекинга также разделяют на ГФУ непредельных газов на пропан-пропиленовую, бутан-бутиленовую фракции и сухой газ. Первые две являются сырьём для процесса алкилирования. Процесс ведут при температуре верха деэтанизатора (первой колонны) 0÷50ºС, давлении 4 МПа, во второй колонне давление 1,8 МПа, в третьей колонне - 1,8 МПа, температура верха 50, низа 110ºС. Скачать архив (454.5 Kb) Схожие материалы: |
| Всего комментариев: 0 | |