Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка

Технологических

Схем

Процессов

Переработки

Нефти и газа

Под редакцией

Б.И. БОНДАРЕНКО

Допущено Министерством образвания

Российской Федерации в качестве

учебного пособия для студентов втузов,

обучающихся по специальности 25.04 "Химическая

технология природных энергоносителей и

углеродных материалов"

СОДЕРЖАНИЕ

Предисловие 7

Условные обозначения на схемах технологических установок 9

ГЛАВА I.

ПОДГОТОВКА НЕФТЕЙ К НЕРЕРАБОТКЕ

(Б. Д. Киселев) 11

Установка стабилизации нефтей на промысле 11

Установка обессоливания и обезвоживания нефтей на НПЗ 13

ГЛАВА II.

ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ И ВТОРИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА

БЕНЗИНОВЫХ ДИСТИЛЛЯТОВ17

Установка атмосферной перегонки нефти (Р. Б. Гун, А. И. Львова,

Б. И. Бондаренко) 19

Установка атмосферно-вакуумной перегонки нефти (С. Г.Рогачев) 23

Установка вторичной перегонки бензинового дистиллята (Л. И. Львова) 28

Атмосферно-вакуумная установка с секцией вторичной перегонки бензина

(Р. Б. Гун) 30

Установка двухступенчатой вакуумной перегонки мазута (Б. И. Бондаренко) 33

Установка вакуумной перегонки для разделения масляных фракций гачей

и петролатумов (Б. И. Бондаренко) 35

ГЛАВА III. ТЕРМОДЕСТРУКТИВНЫЕ ПРОЦЕССЫ 36

Установки висбрекинга тяжелого сырья (Б. И. Бондаренко) 36

Установки деструктивной перегонки мазутов и гудронов (Б. И. Бондаренко) 41

Установка термического крекинга для производства термогазойля

(Т. Г. Гюльмисарян) 43

Установка замедленного коксования в необогреваемых камерах (Г. П. Клокова) 46

Установка непрерывного коксования в псевдоожиженном слое кокса

(термоконтактный крекинг) (Г. П. Клокова) 50

Установка пиролиза нефтяного сырья (Б. Д. Киселев) 52

ГЛАВА IV.

ТЕРМОКАТАЛИТИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ58

Каталитический крекинг (О. Ф. Глаголева) 58

Установка каталитического крекинга с прямоточным реактором 61

Установка каталитического крекинга 1-А/1-М 62

Каталитический риформинг и изомеризация64

Установка риформинга со стационарным слоем катализатора (О. Ф. Глаголева) 65

Установка риформинга с движущимся слоем платинового катализатора

(О.Ф. Глаголева) 67

Установка каталитической изомеризации пентанов и гексанов (Б. П. Туманян) 69

ГЛАВА V.

ГИДРОГЕНИЗАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ71

Гидроочистка и гидрообессеривание(Б. П. Туманян) 71

Установка гидроочистки дистиллята дизельного топлива (Б. П. Туманян) 72

Установка гидрокрекинга в стационарном слое катализатора (Б. П. Туманян) 73

Установка гидрокрекинга с псевдоожиженным слоем катализатора (Ал. А. Гуреев) 77

Установка гидродоочистки нефтяных масел (Б. И. Бондаренко) 79

Установка гидроочистки керосина с применением высокотемпературной сепарации

(Б. И. Бондаренко) 82

Гидроочистка тяжелых и вакуумных газойлей (Б. И. Бондаренко) 84

ГЛАВА VI.

РАЗДЕЛЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ91

Установка очистки углеводородных газов от сероводорода раствором этаноламина

(Б. Д. Киселев) 91

Абсорбционно-газофракционирующая установка (АГФУ) (Ал. А. Гуреев) 93

Установка сернокислотного алкилирования изобутана бутиленами (Г. В. Урбан) 95

Установка для производства водорода методом паровой каталитической

конверсии легких углеводородов (Ал. А. Гуреев) 99

ГЛАВА VII.

ГЛАВА VIII.

ГЛАВА IX.

ДЕПАРАФИНИЗАЦИЯ И ОБЕЗМАСЛИВАНИЕ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ 124

Низкотемпературные процессы (Л. П. Казакова, Т. И. Сочевко) 124

Установка депарафинизации с двухступенчатым фильтрованием 125

Установка депарафинизации и обезмасливания 126

Установка глубокой депарафинизации масляных рафинатов 128

Установка депарафинизации с применением кристаллизатора смешения 130

Отделение регенерации растворителей из растворов депарафинированного

масла, гача или петролатума 131

Депарафинизация с использованием карбамида (В. А. Матишев) 133

Установка карбамидной депарафинизации ИНХП АН АзССР и ВНИПИнефти 135

Установка карбамидной депарафинизации ГрозНИИ и Грозгипронефтехима 136

ГЛАВА X.

ГЛАВА XI.

ГЛАВА XII.

ПРОИЗВОДСТВО БИТУМА, ТЕХНИЧЕСКОГО УГЛЕ­РОДА И ДРУГИХ

ПРОДУКТОВ160

Битумная установка непрерывного действия колонного типа (Р. Б. Гун) 160

Битумная установка с реактором змеевикового типа (Р. Б. Гун) 162

Технологическая схема производства технического углерода термическим

разложением и гранулирования «мокрым» способом (Т. Г. Гюльмисарян) 164

Установка производства серы из технического сероводорода (Г. И. Глазов) 169

Установка производства серной кислоты из сероводорода (Г. И. Глазов) 172

ГЛАВА XIII.

ОЧИСТКА НЕФТЕПРОДУКТОВ РАСТВОРАМИ ЩЕ­ЛОЧИ

(Б. Д. Киселев) 175

Очистка углеводородных газов 175

Очистка жидких углеводородов 177

Очистка раствором щелочи с применением катализатора 180

ГЛАВА XIV.

НЕФТЕПРОДУКТОВ

(Г. И. Глазов) 181

Литература 186

Основная 186

Дополнительная 187

Приложение. Материальные балансы процессов. Качество сырья и продуктов

(Б. И. Бондаренко) 193

Гидрогенизационные процессы получения моторных топлив193

Гидрогенизационные процессы при получении нефтяных масел196

Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных остатков198

Процессы гидрообессеривания деасфальтизатов и мазутов199

ПРЕДИСЛОВИЕ

Современные требования, предъявляемые к ассор­тименту и уровню качества нефтепродуктов, оказали решающее влияние на технический прогресс в области производства нефтепродуктов, на создание более совершенных технологических установок и производственных комплексов. Дальнейшее углубление переработки нефти требует усиления внимания, в част­ности, к следующим процессам: каталитическому крекингу, гидроочистке и гидрокрекингу, коксова­нию остатков и отборного тяжелого дистиллятного сырья, депарафинизации и обезмасливанию по совре­менной схеме. Для получения нефтепродуктов повы­шенного качества дальнейшее развитие получают процессы каталитического риформинга прямогонных бензиновых фракций, изомеризации, разделения ке­росиновых дистиллятов с помощью цеолитов, процессы производства пластичных смазок, присадок к топливам и смазочным материалам.

Для современной нефтепереработки характерна многоступенчатость при производстве продуктов вы­сокого качества. Во многих случаях наряду с основными процессами проводят и подготовительные, а также завершающие. К подготовительным техноло­гическим процессам, например относятся: обессоливание нефтей перед их переработкой, выделение узких по пределам выкипания фракций из дистиллятов широкого фракционного состава; гидроочистка бен­зиновых фракций перед их каталитическим риформингом; гидрообессеривание газойлевого сырья, на­правляемого на каталитический крекинг; деасфальтизация гудронов; гидроочистка керосинового ди­стиллята перед его абсорбционным разделением и т. д.

На современных нефтеперерабатывающих заво­дах можно высокоэффективно перерабатывать нефтя­ное сырье различного состава и получать широкую гамму продуктов заданного качества» Постоянный рост числа схем и модифицирование установок нефте­перерабатывающих заводов требуют их систематизации. Особую важность подобная систематизация приобретает для студентов при выполнении курсовых и дипломных проектов.

Настоящий альбом принципиальных технологи­ческих схем является пособием для студентов вузов, обучающихся по специальности «Технология переработки нефти и газа», а также по смежным специальностям. Альбом, не подменяя соответствующих учеб­ников и монографий, позволяет исполнителям курсо­вых проектов глубже уяснить основы технологиче­ских процессов, лучше обосновать выбранные схемы и их аппаратурное оформление и более продуманно и успешно составить пояснительную записку. Все это будет способствовать повышению профессиональной подготовки будущих молодых специалистов.

В альбом включены технологические схемы про­цессов для получения дистиллятных моторных топлив, смазочных материалов, твердых углеводоро­дов — парафинов и церезинов, нефтяного кокса и битума, технического углерода (сажи), водорода на основе каталитической конверсии легких углеводоро­дов, некоторых видов нефтехимического сырья (эти­лен, жидкие парафины), серы и т. д. В альбом не вошли схемы установок нефтехимических производств вследствие многообразия технологических процессов в данной области, их специфики и зачастую комплекс­ности. Рассмотрены только несколько процессов данного профиля, в основном относящихся к подго­товке нефтяного сырья. Число процессов и способов проведения их весьма значительно. Авторы стре­мились собрать технологические схемы типичных и современных процессов; число вариантных схем ограничено.

В альбоме отражены наиболее важные характери­стики установок и представлены их принципиальные схемы в удобной для изучения форме. При изобра­жении значительное внимание уделено достаточно компактному расположению аппаратов и во избежа­ние чрезмерно сложной обвязки на схемах не пока­заны резервные насосы, обводные линии и клапаны (за исключением главных редукционных). Авторы придерживались принятых условных обозначений, и отклонения от них были лишь в тех случаях, когда схемы оказывались очень насыщенными, либо когда первоисточники содержали слишком упрощенную схему с кратким описанием, не раскрывающим требуемые подробности.

При исполнении принципиальной схемы на чер­теже студентам следует соблюдать требования, при­веденные в последних действующих методических указаниях по выполнению графической части курсо­вых и дипломных проектов.

Указанная в альбоме кроме основной дополни­тельная литература позволит читателю найти доста­точно подробные сведения о процессах, осуществляе­мых на нефтеперерабатывающих заводах.

Настоящий альбом является первым опытом боль­шого авторского коллектива и, вероятно, не лишен недостатков. Авторы будут признательны всем чита­телям и организациям, которые сочтут необходимым сообщить свои предложения и критические замеча­ния. И те, и другие будут внимательно рассмо­трены.

Авторы приносят благодарность профессору Р. Н. Гимаеву и В. С. Тараканову за ценные советы и замечания.

Авторы

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

НА СХЕМАХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

УСТАНОВОК

Аппарат воздушного охлаждения

Кожухотрубный водяной холодильник

Холодильник погружного типа или холодильник-конденсатор

Теплообменные аппараты разного назначения

Кипятильник с паровым пространством (рибойлер)

Подогреватель паровой кожухотрубный

Кипятильник термосифонного типа

Парогенератор неогневого типа

Сепараторы горизонтальные

Насосы центробежный и поршневой (паровой)

Компрессоры центробежный и поршневой

Уровни жидкости в низу колонны и на полуглухой тарелке

Глава I

Подготовка нефтей к переработке

Нефть, выходящая из промысловых скважин, несет с собой попутный газ, песок, ил, кристаллы солей и воду в виде насыщенного раствора хлоридов. Попутные и растворенные в нефти газы отделяются на промысле в системе трапов-газосепараторов за счет последовательного снижения давления от давле­ния в скважине до атмосферного. Газ, выходящий из сепараторов сверху, частично освобождается от увле­ченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газобензиновые заводы или зака­чивается в скважины для поддержания в них пласто­вого давления. После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы, количество которых иногда достигает 4 % (масс.).

В трапах-газосепараторах одновременно с отделе­нием газа происходит и отстой сырой нефти от меха­нических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты на промыслах часто называют отстойниками. Нефть из трапов-газосепараторов направляется в отстойные резервуары емкостью до 30—50 тыс. м³, из которых она поступает на промысловые электрообессоливающие установки (именуемые в дальнейшем ЭЛОУ).

На нефтеперерабатывающие заводы подается нефть, в которой содержание хлоридов, воды и меха­нических примесей согласно ГОСТ 9965—62 должно быть не более:

Хлориды, мг/л Вода, % (масс.) Механические примеси, % (масс.)

0,1 0,05

Однако эти требования, особенно для нефтей новых месторождений, не всегда выполнялись, по­этому с 1 января 1971 г. была разрешена поставка нефтей на заводы в соответствии с нормативами следующих четырех групп [1]:

	I	II	III	IV
Хлориды, мг/л, не более Вода, % (масс.), не более Механические примеси, % (масс.), не более	0,2 0,05	1,0 0,05	1,0 0,05	2,0 0,05

Как видно из этих данных, только нефти I группы удовлетворяют требованиям ГОСТ 9965—62, хотя требования к качеству нефтей, поступающих на перегонку, еще более жесткие.

С промысловых электрообессоливающих устано­вок нефть направляется на стабилизацию.

Бензиновых дистиллятов

Установки первичной переработки нефти состав­ляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания. Это разделение проводят на установках первичной перегонки нефти с применением процессов нагрева, дистилляции и ректификации, конденсации и охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков — под вакуумом. Атмосферные и вакуум­ные трубчатые установки (AT и ВТ) строят отдельно

друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ).

Атмосферные трубчатые установки (AT) подраз­деляют в зависимости от технологической схемы на следующие группы:

1) установки с однократным испарением нефти;

2) установки с двукратным испарением нефти;

3) установки с предварительным испарением в эвапораторе легких фракций и последующей ректификацией.

Третья группа установок является практически вариантом второй, поскольку в обоих случаях нефть подвергается двукратному испарению.

Вакуумные трубчатые установки (ВТ) подразде­ляют на две группы:

1) установки с однократным испарением мазута;.

2) установки с двукратным, испарением мазута (двухступенчатые).

Вследствие большого разнообразия перерабаты­ваемых нефтей и широкого ассортимента получаемых продуктов и их качества применять одну типовую схему не всегда целесообразно. Широко распростра­нены установки с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной атмосфер­ной колонной, работоспособные при значительном изменении содержания в нефтях бензиновых фракций и растворенных газов.

Диапазон мощностей заводских установок AT и АВТ широк — от 0,6 до 8 млн. т перерабатываемой нефти в год [1, 2]. Преимущества установок большой единичной мощности известны: при переходе к укруп­ненной установке взамен двух или нескольких уста­новок меньшей пропускной способности эксплуата­ционные расходы и первоначальные затраты на 1 т перерабатываемой нефти уменьшаются, а производи­тельность труда увеличивается. Накоплен опыт по увеличению мощности многих действующих устано­вок AT и АВТ за счет их реконструкции, в результате чего значительно улучшены их технико-экономиче­ские показатели. Так, при увеличении пропускной способности установки АТ-6 на 33 % (масс.) путем ее реконструкции производительность труда повыша­ется в 1,3 раза, а удельные капитальные вложения и эксплуатационные расходы снижаются соответст­венно на 25 и 6,5 %.

Комбинирование АВТ или AT с другими техноло­гическими установками также улучшает технико-экономические показатели и снижает себестоимость нефтепродуктов. Уменьшение удельных капитальных затрат и эксплуатационных расходов достигается, в частности, сокращением площади застройки и про­тяженности трубопроводов, числа промежуточных резервуаров и энергетических затрат, а также сни­жением общих затрат на приобретение и ремонт обо-.рудования. Примером может служить отечественная комбинированная установка ЛК-бу (см. гл. XIV), состоящая из следующих пяти секций: электрообессо-ливание нефти и ее атмосферная перегонка (двух­ступенчатая AT); каталитический риформинг с пред­варительной гидроочисткой сырья (бензиновой фрак­ции); гидроочистка керосиновой и дизельной фрак­ций; газофракционирование.

Процесс первичной переработки нефти наиболее часто комбинируют с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ—АТ, ЭЛОУ—АВТ, ЭЛОУ—АВТ — вторичная перегонка, АВТ — вто­ричная перегонка. Для удаления легких компонентов из дистилля­тов при прохождении ими отпарных колонн исполь­зуется открытый перегретый водяной пар. На некото­рых установках с этой целью применяют кипятиль­ники, обогреваемые более нагретым нефтепродуктом, чем отводимый из отпарной колонны дистиллят.

Расход водяного пара составляет: в атмосферную колонну 1,5—2,0 % (масс.) на нефть, в вакуумную колонну 1,0—1,5 % (масс.) на мазут, в отпарную колонну 2,0—2,5 % (масс.) на дистиллят.

В ректификационных секциях установок AT и АВТ широко применяют промежуточное циркуля­ционное орошение, которое располагают наверху секции (непосредственно под тарелкой вывода боко­вого дистиллята). Отводят циркулирующую флегму двумя тарелками ниже (не более). В вакуумных колоннах верхнее орошение обычно циркулирующее, и для уменьшения потерь нефтепродукта через верхколонны для него необходимы 3—4 тарелки.

Для создания вакуума применяют барометриче­ский конденсатор и двух- или трехступенчатые эжекторы (двухступенчатые используют при глубине вакуума 6,7 кПа, трехступенчатые — в пределах 6,7—13,3 кПа). Между ступенями монтируют кон­денсаторы для конденсации рабочего пара предыду­щей ступени, а также для охлаждения отсасываемых газов. В последние годы широкое использование вместо барометрического конденсатора нашли по­верхностные конденсаторы. Применение их не только способствует созданию более высокого вакуума в ко­лонне, но и избавляет завод от огромных количеств загрязненных сточных вод, особенно при переработке сернистых и высокосернистых нефтей.

В качестве холодильников и конденсаторов-холо­дильников широко применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО). Использование АВО приводит к уменьшению расхода воды, первоначальных затрат на сооружение объектов водоснабжения, канализа­ции, очистных сооружений и снижению эксплуата­ционных расходов.

Многие атмосферные колонны на современных AT и АВТ оснащены клапанными и S-образными тарелками; вакуумные — клапанными, решетча­тыми, ситчатыми. Ниже указаны число и тип тарелок на установках:

Колонна	Число тарелок	Тип тарелок
Установка АВТ
Атмосферная предварительного Атмосферная основная Вакуумная Отпарная		Клапанные (верх-двух-поточные, низ-четырёхпоточные) Клапанные Верх-клапанные, S-образные, низ-решетчатые, струйные Клапанные
Установка АТ-6
Атмосферная предварительного испарения Верх Низ Атмосферная основная Верх Низ Вторичной перегонки		S-образные решетчатые (или S-образные)     S-образные То же Решетчатые

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества («на потоке»), определяющие: содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топ­лива, масляных дистиллятов, температуру выкипа­ния 90 % (масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов каче­ства включаются в схемы автоматического регулиро­вания. Например, подача водяного пара в низ отпарной колонны автоматически корректируется по тем­пературе вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора темпера­туры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы.

Термодеструктивные процессы

Каталитический крекинг

Одно из ведущих мест среди вторичных процес­сов нефтепереработки принадлежит процессу ката­литического крекинга тяжелых дистиллятных фрак­ций на мелкодисперсных катализаторах. Целевым назначением процесса является получение высоко­октанового бензина. Газы, богатые бутан-бутиленовой и пропан-пропиленовой фракциями, находят широкое применение в качестве сырья для производ­ства высокооктанового компонента бензина — алкилата, а также в производстве синтетического кау­чука и в нефтехимии.

Легкий газойль каталитического крекинга ис­пользуют как компонент дизельного топлива. Тя­желый газойль с высоким содержанием полицикли­ческих ароматических соединений имеет широкое применение как сырье для получения дисперсного технического углерода, игольчатого кокса, а также в качестве компонента мазутов.

Основным сырьем крекинга являются вакуумные газойли широкого фракционного состава, например с температурами выкипания от 300 до 500°С. В по­следние годы стали применять утяжеленные вакуум­ные газойли с температурой конца кипения до 550 и даже 590^оС. Для расширения ресурсов сырья ис­пользуют и сырье вторичного происхождения, в ча­стности газойли коксования [1, 2].

Сырье каталитического крекинга должно обла­дать низкой коксуемостью (не более 0,5 % масс.), т. е. содержать немного полициклических аромати­ческих углеводородов и смолистых веществ, вызы­вающих быстрое закоксовьтвание катализатора. Кроме того, в сырье должно быть обеспечено низкое (не более 20—25 г т) содержание металлов, способ­ных дезактивировать (отравлять) катализатор. В на­стоящее время разрабатывают способы предваритель­ной деметаллизации сырья. Зольность сырья кре­кинга обычно находится в пределах 0,006—0,007% (масс.) [3, 4].

Использование сернистого сырья вызывает не­обходимость его гидроочистки. Последние проекты предусматривают оснащение установок каталити­ческого крекинга блоком гидроочистки, в котором соединения серы удаляются в виде сероводорода, а также происходит общее облагораживание сырья - очистка от соединений азота и кислорода. Содержа­ние серы в сырье после гидроочистки снижается до 0,1—0,3% (масс.).

На установках крекинга широко применяют высокоактивные цеолитсодержащие катализаторы, в которых от 10 до 25% (масс.) кристаллических алюмосиликатов в массе аморфной матрицы. Это поз­воляет значительно увеличить выход бензина и по­высить его октановое число до 82—84 (моторный ме­тод) или 92—94 (исследовательский метод), а также уменьшить время контакта. Катализатор должен иметь определенный гранулометрический состав, раз­витую поверхность, высокие пористость и механиче­скую прочность.

Ниже приведены характеристики цеолитсодержащих катализаторов аморфного и марки АШНЦ-3 (числитель — свежий, знаменатель — рав­новесный):

Показатели	Аморфный	АШНЦ-3
Насыпная плотность, г/м3 Индекс активности Индекс стабильности Прочность шарика, Н Удельная поверхность, м2/г Удельный объем пор, см3/г Средний радиус пор, мм	0,700/0,770 37/32 28/- 19/27 365/240 0,555/0,375 4,2/3,2	0,665/0,718 50/47 50/- 18/23 260/195 0,520/0,407 3,3/4,2

Под глубиной каталитического крекинга пони­мается общий выход продуктов (в % масс.), за исклю­чением либо тяжелого газойля, либо суммы легкого и тяжелого газойлей. Крекинг можно проводить с различной глубиной; в одних случаях процесс направлен на получение максимального выхода бен­зина (вариант I), в других — наряду с бензином получают максимальный выход средних дистилля­тов (вариант II) [51]:

Продукты	Вариант I	Вариант II
Сухой газ Пропан Пропилен Изобутан н-Бутан Бутилены Бензин (С5-221оС) Легкий газойль Тяжелый газойль кокс	3,0 1,5 4,1 5,1 0,9 7,5 59,6 7,2 3,5 7,6	1,8 0,6 2,3 2,8 0,5 3,4 38,3 39,3 3,5 7,5
Итого	100,0	100,0

Выходы продуктов каталитического крекинга и их качество весьма существенно зависят от природы сырья — содержания в нем ароматических, нафте­новых и парафиновых углеводородов [6]:

Показатели	Арома­тическое сырье	Нафтеновое сырье	Парафиновое сырье	Деасфальтизат	Гидроочищенный деасфальтизат
Плотность при 20оС, кг/м3 Содержание серы, % (масс.) 50% (об.) выкипает, оС Глубина крекинга, % (об.) Выход, % (об.) бензина ΣС3 ΣС4	934,0 1,8   54,2 7,5 14,8	829,7 1,0   65,0 8,5 17,0	855,0 0,5   68,0 11,0 18,5	970,52 3,5   58,5 7,9 14,2	930,9 0,3   61,0 7,9 13,7

Важным фактором является и температура про­цесса; с ее повышением выход продуктов крекинга меняется следующим образом:

Температура, °С Глубина превращения, % (масс.) Выход, % (масс.) водорода метана этилена этана пропилена пропана бутиленов изобутана н-бутана бензина легкого газойля тяжелого газойли кокса	77,15   0,02 0,31 0,42 0,34 2,72 1,28 3,52 5,17 1,24 57,32 15,51 7,65 4,81	78,35   0,05 0,71 0,59 0,56 4,81 1,14 6,78 3,86 1,11 56,11 15,85 5,85 2,58
Итого	100,0	100,0

Материальный баланс крекинга малосернистых дистиллятов на цеолитсодержащем катализаторе при­веден ниже [7]:

Показатели	Вакуумный дистиллят обычный	Вакуумный дистиллят утяжеленный
Режим процесса
Температура в зоне реакции, °С Массовая скорость подачи сырья, ч-1 Массовое отношение катализатор: сырье	20,5 7:1	22,0 8:1
Материальный баланс
Взято, % (масс.) Сырье	100,0	100,0
Итого	100,0	100,0
Получено, % (масс.) Газ до С4 включительно в том числе пропилен пропан бутилены изобутан н-бутан Автобснзин (С5— 195оС) Фракция 195—270оС Фракция 270—350оС Фракция >350°С Кокс (выжигаемый) Потери	17,4   4,52 0,92 5,28 3,82 0,85 45,8 6,9 12,6 11,8 4,5 1,0	14,1   3,73 0,65 4,71 2,59 0,54 44,5 6,5 13,7 14,7 5,5 1,0
Итого	100,0	100,0

Гидрогенизационные процессы

ВСТАВКА

Жирный газ, состоящий преимущественно из предельных углеводородов, поступает с установок первичной переработки нефти AT и АВТ, гидрокре­кинга, каталитического риформинга и некоторых других. Жирный газ, состоящий из непредельных углеводородов, поступает с установок каталитиче­ского и термического крекинга, пиролиза и коксова­ния. Состав сырья определяет режим процесса, причем это влияние состава сырья одинаково при фракционировании предельных и непредельных угле­водородов. Наибольшее влияние на работу фракци­онирующего абсорбера оказывает изменение кон­центрации углеводородов Q — Сз в жирном газе. Например, с повышением содержания углеводоро­дов Сз в сырье необходимо увеличить расход абсор­бента на 10—15 % (масс.). Кроме того, следует повысить расход водяного пара в подогревателе колонны для отпаривания большего количества про­пана и усиления режима охлаждения при конденса­ции паров с верха этой колонны, а также перевода питания колонны на лежащие выше тарелки.

Технологическая схема установки приведена на рис. VI-2. Компримированный в две ступени (на схеме не показано) до давления 1,2—2,0 МПа жирный газ поступает в среднюю часть фракциони­рующего абсорбера 3. Несколькими тарелками выше из резервуарного парка сырьевым насосом подается по одному из трех вводов (в зависимости от содер­жания пентановых углеводородов) нестабильный бензин. Обычно в абсорбере 3 имеется 40—50 таре­лок, распределенных примерно поровну между аб­сорбционной и десорбционной секциями. Из исполь­зуемых в абсорберах тарелок наиболее эффективными являются клапанные. Применение секционирова­ния тарелок, уменьшающего эффект поперечного перемешивания, и внедрение прямоточного взаи­модействия фаз позволяет в 2—3 раза повы сить производительность оборудования. Давление во фракционирующем абсорбере — от 1,2 до 2,0 МПа.

С верха абсорбера 3 уходит сухой газ с содержа­нием углеводородов Cg —Сд не более 10—15 % (об.). В сепараторе 4 от него отделяется конденсат, а сухой газ направляется в заводскую топливную сеть. Аб­сорбер оборудован системой циркуляционных оро­шений для съема тепла абсорбции. Тепло для отпа-ривания углеводородов Q — Cg подается в низ абсорбера с помощью «горячей струи». Для этого продукт с низа абсорбера забирается насосом 1, проходит один поток трубчатой печи 5 и вводится в абсорбер 3 под первую ректификационную та­релку.

Регенерированный абсорбент (ненасыщенный ста­бильный бензин) через теплообменник 6 и холодиль­ник 2 подается на верх абсорбера в один из трех вводов (в зависимости от содержания углеводородов Ci — Cg в жирном газе и во избежание уноса абсор­бента).

Деэтанизированный бензин, насыщенный фрак­циями С₃ — Сд, после подогрева в теплообменнике 6 подается по одному из трех вводов в стабилизацион­ную колонну 7 для отделения сжиженного газа — рефлюкса (углеводороды —пропан, бутан и пентан). Пары рефлюкса (головная фракция стабилизации) с верха колонны 7, сконденсировавшись в холо­дильнике 2, поступают в приемник 9.

Тепло для отпаривания легких углеводородов от стабильного бензина вводится в низ колонны «горя­чей струёй». Для этого бензин с низа этой колонны забирается насосом 1, и часть его нагревается в змее­виках трубчатой печи 5 (второй поток) и поступает под нижнюю ректификационную тарелку колонны 7 (другая часть стабильного бензина направляется на орошение абсорбера 3). Часть конденсата из приемника 9 подается насо­сом на орошение колонны 7, а избыток — в ректи­фикационную колонну 10 для выделения фракции Сз.

В этой колонне пропановая фракция отделяется от изобутен-бутан-пентановой. Пары ее после кон­денсации в аппарате воздушного охлаждения 8 поступают в приемник 9. Часть фракции Cg через холодильник 2 выводится в товарный парк, а основ­ное количество служит орошением, подаваемым на верх колонны 10. Тепло в низ этой колонны подво­дится с помощью подогревателя 11, в трубное про­странство которого подается водяной пар. Продукт из подогревателя направляется в колонну 12 для отделения изобутан-бутановой фракции от пента-новой. Низ колонны 12 также снабжен подогрева­телем-кипятильником 11, из которого через холо­дильник 2 в сырьевой парк отводится пентановая фракция.

Пары изобутан-бутеновой фракции, сконден­сировавшись в аппарате воздушного охлаждения 8 и конденсаторе 2, поступают в приемник 9, откуда часть конденсата идет на орошение колонны 12, а остальное количество — на питание колонны 13. В колонне 13 отделяется изобутановая фракция; пары ее конденсируются в аппаратах 8 и 7, стекают в приемник 9 и, охладившись в холодильнике 2, направляются в товарный парк. Бутановая фрак­ция откачивается из кипятильника 11 через холо­дильник 2.

Технологический режим АГФУ проектной мощ­ности 417 тыс. т/год и характеристика аппаратов:

Показатели	Абсорбер 3	Колонна 7	Колонна 10	Колонна 12
Давление, МПа Кратность орошения Температура, °С верха сечения питания низа Диаметр, мм Расстояние между тарелками, мм	1,35 -   -	0,93 2 : 1	1,73 3 : 1	0,59 3 : 1

Примечания:

1. Для получения индивидуальных фракций высокой степени чистоты (99,9 % об.) необходимо большое число ректификационных тарелок (до 200 и выше). Поэтому сооружают две колонны, работаю­щие по одноколонной схеме, причем подогреватель имеется только у первой колонны, а конденсатор-холодильник, сборник и ввод ороше­ния — у второй.

2. Увеличение давления во фракционирующем абсорбере с 1,0— 1,5 до 4,0 МПа и снижение температуры с 35—40 до минус 15—40 °С позволяет получить из сухого шза утановую фракцию и обеспечить более полное извлечение пропана (содержание пропана в сухом газе — не более 2—3 "/с об.).

3. Особенностью приведенной схемы АГФУ является совмещение стабилизации бензина с абсорбцией газа и то, что здесь абсорбентом служит стабильный бензин.

ТАБЛИЦА

Показатели очистки фенолом при получении высокоиндексных масел из туймазинской нефти [2, 4]:

Показатели	Очищаемое сырье
	маловязкий дистиллят	средневязкий дистиллят	вязкий дистиллят	деасфальтизат
Характеристика сырья
Плотность при 20°С, кг/м3 Вязкость при 100°С, мм2/с Коксуемость по Конрадсону, % (масс.) Содержание серы, % (масс.)	8,9* - 1,7	5,9 - 1,6	9,2 - 1,8	20,6 0,9 1,5
Параметры процесса
Расход фенола на сырье, % (масс.) Температура в колонне на сырье, °С верх низ
Характеристика рафината
Плотность при 20°С, кг/м3 Вязкость при 100°С, мм2/с Коксуемость по Конрадсону, % (масс.) Содержание серы, % (масс Индекс вязкости (готового масла) Выход рафината, % (масс.)	7,7* - 0,3	4,9 - 0,4	6,8 - 0,4	15,4 0,2 - Наши рекомендации Фракционная перегонка нефти Перегонка нефти под атмосферным давлением Первичная перегонка нефти на промышленных установках Фракционная перегонка и перегонка с дефлегматором Первичные (физические) методы переработки нефти (прямая перегонка нефти). Сырье. Получаемые продукты. Первичная перегонка нефти на промышленных установках Тема: Вакуумная перегонка нефти на аппарате АРН-2 Первичная перегонка нефти и вторичная перегонка Прямая перегонка нефти Фракционная перегонка и перегонка с дефлегматором ← Предыдущая страница | Следующая страница →