Проект установки ЭЛОУ производительностью 11,5 млн.тонн в год. Нефть – сользаводская №2.

 

Установка периодического действия предназначена для производства битумов путем окислительной обработки гудронов, тяжелых нефтеостатков после переработки сырой нефти и гудроноподобных нефтешламов кислородом воздуха в интервале температур 200-250 °C. Отличительными особенностями установки являются модульная компоновка с применением высокоэффективных сверхзвуковых струйных реакторов-смесителей в комбинации с трубчатыми охладителями, малый объем сырья, находящегося непосредственно в зоне окисления, расширенные возможности управления процессом, и, как следствие, расширенные возможности по используемой сырьевой базе по сравнению с традиционными компрессорными либо бескомпрессорными установками.

 

Гидрокрекинг

 

Получение дополнительных количеств светлых нефтепродуктов каталитическим разложением тяжелого сырья в присутствии водорода. В качестве сырья установок гидрокрекинга  используется широкая гамма нефтяных фракций – от бензина до тяжелых остатков (мазута и гудрона) включительно. Наиболее распространенный вид сырья – вакуумный дистиллят прямой перегонки нефти, который перерабатывается в чистом виде или в смеси с газойлями коксования, термического и каталитического крекинга.

 

Каталитический крекинг

 

Получение высокооктановых компонентов бензина. Крекинг осуществляется при 420-550ºС и является процессом качественного изменения сырья, т. е. процессом образования соединений, отличающихся от первоначальных по своим физико-химическим свойствам. В зависимости от сырья и условий процесса выход бензина при крекинге составляет 7—50 вес. % . Наряду с бензином образуются и другие продукты—газообразные, жидкие и твердые (кокс). В качестве сырья обычно применяют тяжелые дистилляты атмосферной или вакуумной перегонки нефти, а также деасфальтизаты и другие продукты.

 

 

Коксование

 

 

 Разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка - кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырье для коксования - в основном каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти 

 

Алкилирование

 

Процесс направлен на получения высокооктановых компонентов автомобильного бензина из непредельных углеводородных газов. В основе процесса лежит реакция соединения алкена и алкана с получением алкана с числом атомов углерода, равным сумме атомов углерода в исходном алкене и алкане. Поскольку наибольшим октановым числом обладают молекулы алканов с изо-строением, то молекулы исходного сырья тоже должны иметь изо-строение.

 

Производство серы

 

На нефтеперерабатывающих заводах серу получают из технического сероводорода. На отечественных НПЗ сероводород в основном выделяют с помощью 15 %-ного водного раствора моноэтаноламина из соответствующих потоков с установок гидроочистки и гидрокрекинга. Блоки регенерации сероводорода из насыщенных растворов моноэтаноламина монтируют на установках гидроочистки дизельного топлива, керосина или бензина, гидрокрекинга или непосредственно на установках производства серы, куда собирают растворы моноэтаноламина, содержащие сероводород, с большой группы установок.

 

4. Материальный баланс по топливному варианту с глубокой переработкой нефти

 

№	Процессы и продукты		% на сырье установки		% на нефть	количество сырья, тыс.тонн
1.	Обессоливание нефти
	Поступило:
	нефть сырая		101		101
	Получено:
	нефть обессоленная		100		100
	вода и соли		1		1
	Всего:		101		101
2.	Атмосферно-вакуумная перегонка
	Поступило:
	нефть обессоленная		100		100	11500
	Получено:
	фракция 105-140°с		6,8		6,8	782
	» 140-180°с		3,6		3,6	414
	» 180-230°с		6,4		6,4	736
	» 230-350°с		23,2		23,2	2668
	» 350-500°с		14,7		14,7	1690,5
	гудрон		44,6		44,6	5129
	потери		0,7		0,7	80,5
	Всего:		100		100	11500
3.	Каталитический риформинг
	Поступило:
	фракция 105-140°с		70		6,8	782
	» 140-180°с		19		1,8	207
	тяжелый бензин гидрокрекинга		7		0,63	70,4
	бензины-отгоны гидроочитки		4		0,43	49
	Всего:		100		9,66	1108,4
	Получено:
	катализат		83		8	918
	ВСГ		5		0,5	57,4
	в том числе водород		(1,1)		(0,1)	(11,4)
	головка стабилизации		5		0,5	57
	газ		6		0,6	69
	потери		1		0.06	7
	Всего:			100	9,66	1108,4
№	Процессы и продукты		% на сырье установки		% на нефть	количество сырья, тыс.тонн
4.	Гидроочистка керосина
	Поступило:
	фракция 140-180°с		36		1,8	207
	» 180-230°с		64		3,2	368
	ВСГ		1,2		0,06	0,3
	в том числе водород		(0,3)		(0,01)	(0,05)
	Всего:		101,2		5,06	575,3
	Получено:
	гидроочищенный керосин		97,2		4,86	552,5
	бензин-отгон		1,5		0,07	8
	сероводород		0,1		0,01	1,1
	газ		2		0,1	11,4
	потери		0,4		0,02	2,3
	Всего:		101,2		5,06	575,3
5.	Гидроочистка дизельных фракций
	Поступило:
	фракция 180-230°с		10		3,2	368
	» 230-350°с		72		23,2	2668
	легкий газойль коксования		18		6	690
	ВСГ		1,7		0,5	18,63
	в том числе водород		(0,4)		(0,1)	(11,4)
	Всего:		101,7		32,9	3745
	Получено:
	гидроочищенное ДТ		97,1		31,41	3575,4
	бензин-отгон		1,1		0,36	41
	сероводород		0,8		0,26	29,6
	газ		2,3		0,74	84
	потери		0,4		0,13	15
	Всего:		101,7		32,9	3745
6.	Карбамидная депарафинизация ДТ
	Поступило:
	гидроочищенное ДТ		100		31,41	3575,4
	Получено:
	ДТ зимнее		85		26,7	3039,3
	промежуточная фракция		9,1		2,9	330,1
	парафин жидкий		5		1,5	171
	потери		0,9		0,3	35
	Всего:		100		31,41	3575,4
№	Процессы и продукты		% на сырье установки		% на нефть	количество сырья, тыс.тонн
7.	Газофракционирование предельных газов
	Поступило:
	головка кат. риформинга		70,4		0,5	57
	головка гидрокрекинга		29,6		0,21	23,5
	Всего:		100		0,71	80,5
	Получено:
	пропан		21,6		0,15	17
	изобутан		16,1		0,12	13,6
	н-бутан		33		0,23	26
	изопентан		8,6		0,06	6,8
	н-пентан	11			0,08	9,1
	газовый бензин		1,8		0,01	1
	газ		6,5		0,05	6
	потери		1,4		0,01	1
	Всего:		100		0,71	80,5
8.	Изомеризация
	Поступило:
	пентан с ГФУ		100		0,08	9,1
	ВСГ		1,1		0,001	0,1
	в том числе водород		(0,2)		(0,0002)	(0,02)
	Всего:		101,1		0,08	9,2
	Получено:
	изопентан		69,8		0,055	6,3
	изогексан		26,3		0,022	2,5
	газ		4		0,003	0,3
	потери		1		0,001	0,1
	Всего:		101,1		0,08	9,2
9.	Производство битумов
	Поступило:
	гудрон		82		22,3	2564,5
	фракция 350-500°с		18		4,9	563,5
	поверхностно-активные вещества		3		0,8	25
	Всего:		103		28	3153
	Получено:
	битумы дорожные		72,7		20	2252
	» строительные		26,4		7	788,2
	отгон		1,3		0,3	33,8
	газы окисления		1,6		0,4	45
	потери		1		0,3	34
	Всего:		103		28	3153
10.	Гидрокрекинг
	Поступило:
	фракция 350-500°с		100		4,9	563,5
	водород с водородной установки		3		0,15	0,8
	Всего:		103		5,05	564,3
	Получено:
	бензин легкий		2,6		0,12	13,4
	» тяжелый		12,8		0,63	70,4
	легкий газойль		66,9		3,3	368,7
	фракция выше 350°с		7,9		0,39	43,5
	сероводород		2,3		0,11	12,3
	газ		5,2		0,25	28
	головка стабилизации		4,3		0,21	23,5
	потери		1		0,04	4,5
	Всего:		103		5,05	564,3
11.	Кат.крекинг. Блок гидроочистки
	Поступило:
	фракция 350-500°с		100		4,9	563,5
	водород с водородной установки		1,5		0,07	0,4
	Всего:		101,5		4,97	563,9
	Получено:
	гидроочищенный вакуум-дистелят		94,8		4,64	526,4
	бензин-отгон		1,4		0,07	8
	сероводород		2,3		0,11	12,5
	газ		2		0,1	11
	потери		1		0,05	6
	Всего:		101,5		4,97	563,9
	Блок кат.крекинга
	Поступило:
	гидроочищенный вакуум-дистелят		100		4,64	526,4
	Получено:
	газ и головка стабилизации		17,3		0,8	91
	бензин		43,2		2	227
	легкий газойль		12,6		0,6	68
	фракция 280-420°с		10		0,46	52
	фракция выше 420°с		10,4		0,48	54,4
	потери и кокс выжигаемый		6,5		0,3	34
	Всего:		100		4,64	526,4
12.	Коксование
	Поступило:
	гудрон		100		22,3	2564,5
	Получено:
	газ и головка стабилизации		8,6		1,9	218,5
	бензин		13		3	345
	легкий газойль		27		6	690
	тяжелый газойль		24,4		5,4	621
	кокс		24		5,3	609,5
	потери		3		0,7	80,5
	Всего:		100		22,3	2564,5
13.	Газофракционирование непредельных газов
	Поступило:
	газ и головка кат.крекинга		29,6		0,8	91
	газ и головка коксования		70,4		1,9	218,5
	Всего:		100		2,7	309,5
	Получено:
	пропан-пропиленовая фракция		24		0,65	74,5
	бутан-бутиленовая фракция		33		0,89	102
	газовый бензин		6,5		0,18	21
	газ		33,5		0,9	103
	потери		3		0,08	9
	Всего:		100		2,7	309,5
14.	Алкилирование бутан-бутиленовой фракции изобутаном
	Поступило:
	бутан-бутиленовая фракция		100		0,89	102
	в том числе изобутан		(40)		(0,36)	(41)
	Получено:
	легкий алкилат		77,1		0,68	78
	тяжелый алкилат		3,1		0,03	3
	пропан		1,9		0,02	3
	бутан-пентаны		14,9		0,13	15
	потери		3		0,03	3
	Всего:		100		0,89	102
15.	Производство серы
	Поступило:
	сероводород		100		0,49	55,5
	Получено:
	сера элементарная		97		0,48	54,5
	потери		3		0,01	1,1
	Всего:		100		0,49	55,5
16.	Производство водорода
	Поступило:
	сухой газ			32,7	0,13	0,68
	химическая очищенная вода			67,3	0,26	1,4
	Всего:			100	0,39	2,08
	Получено:
	водород техн. 96%			18,2	0,07	0,38
	в том числе водород 100%			(17,5)	(0,065)	(0,35)
	двуокись углерода			77,8	0,3	1,6
	потери			4	0,02	0,1
	Всего:			100	0,39	2,08

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.  Сводный материальный баланс НПЗ

 

 

Компоненты	% масс на нефть	тыс.тонн нефти
Поступило:
нефть обессоленная	100	11500
поверхностно- активные вещества	0,8	25
вода	0,26	1,4
Всего:	101,1	11526,4
Получено:
Автомобильный бензин, в том числе
катализат риморминга	8	918
алкилат легкий	0,68	78
бензин кат.крекинга	2	227
изопентан	0,115	13,1
изогексан	0,022	2,5
легкий бензин гидрокрекинга	0,12	13,4
газовые бензины	0,19	22
бензин коксования	3	345
бутан	0,23	26
керосин гидроочищенный	4,86	552,5
ДТ летнее,в том числе
легкий газойль гидрокрекинга	3,3	368,7
легкий газойль кат.крекинга	0,6	68
тяжелый алкилат	0,03	3
промежуточная фракция депарафинизации	2,9	330,1
ДТ зимнее	26,7	3039,3
Сжиженные газы, в том числе
пропан	0,15	17
изобутан	0,12	13,6
пропан-пропиленовая фракция	0,65	74,5
пропан и бутан-пентаны алкилирования	0,15	18
Жидкий парафин	1,5	171
Кокс нефтяной	5,3	609,5
Битумы дорожные и строительные	27	3040,2
Сырье для производства техн.углерода
фракция 280-420°С кат.крекинга	0,46	52
Котельное топливо,в том числе
тяжелый газойль коксования	5,4	621
фракция выше 420°С кат.крекинга	0,48	54,4
фракция выше 350°С гидрокрекинга	0,39	43,5
отгоны производства битумов	0,3	33,8
Сера элементарная	0,48	54,4
Топливный газ	2,7	313
Двуокись углерода	0,3	1,6
Отходы (кокс выжигаемый, газы окисления)	0,7	79
Потери безвозвратные	2,5	279
Всего:	101,3	11482,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.   Описание технологической схемы ЭЛОУ

 

Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычно составляет 500 мг/л, а воды – в пределах 1% (масс). На переработку же допускаются нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1 (масс). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение содержания солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию: примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.

 

Большая часть воды в поступающих на НПЗ нефтях находится в виде эмульсии, образованной капельками воды с преобладающим диметром 2-5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления на многих промыслах в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефтей. Расход деэмульгаторов для каждой нефти определяется экспериментально – колеблется от 0,002 до 0,005 % (масс.) на 1 т нефти.

 

Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-120°С), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т.е. улучшаются условия для слияния и оседания капель. Следует отметить, что при температурах более 120°С вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульгаторов увеличивается незначительно.

 

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии электрического поля капельки воды, находящиеся в неполярной жидкости, поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противоположно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притяжения возрастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку.  На практике используют переменный электрический ток частотой 50 Гц и напряжением 25-35 Кв. Процессу электрообезвоживания способствует деэмульгаторы и повышенная температура. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электродегидраторы - аппараты, в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание нефтей - работаю при повышенном давлении. На НПЗ эксплуатируются электродегидраторы трех типов:

- цилиндрические  вертикальные с круглыми горизонтальными  электродами и подачей нефти  в межэлектродное пространство; такие аппараты установлены на  электрообессоливающих установках  ЭЛОУ 10/2

- шаровые  с кольцевыми электродами и  подачей нефти между ними; они  нашли применение на установках  ЭЛОУ 10/6 (производительностью 2 млн. т  нефти в год)

 - горизонтальные с прямоугольными электродами и подачей нефти в низ аппарата под слой отстоявшейся воды.

 

 Характеристика электродегидраторов

Табл.4

Показатели	Вертикальный	Шаровой ЭДШ-600	Горизонтальные
			1ЭГ-160	2ЭГ-160
Диаметр, м	3	10,5	3,4	3,4
Объем, м3	30	600	160	160
Допустимая температура, °С	70-80	100	110	160
Расчетное давление, МПа	0,34	0,69	0,98	1,76
Производительность, т/ч	10-12	230-250	180-190	200-250
Напряжение между электродами, кВ	27-33	32-33	22-44	22-44
Напряженность электрического поля, кВ/см	2-3	2-3	1,0-1,5	1,0-1,5

 

 

Электрообессоливающие установки проектируют двухступенчатыми: в электродегидраторах I ступени удаляется  75-80 %(масс.) соленой воды и 95-98 % (масс.) солей, а в электродегидраторах II ступени – 60-65 %(масс.) ставшейся эмульсионной воды и примерно 92 %(масс.) оставшихся солей. Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества (т.е. содержания воды, солей и стойкости эмульсий) обрабатываемой нефти, от типа и производительности аппарата. Для современных электрообессоливающих установок проектируют только горизонтальные электродегидраторы, которые входят в состав комбинированных установок ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Преимуществами горизонтальных аппаратов являются: большая площадь электродов, следовательно, и большая удельная производительность (объем нефти на единицу сечения аппарата); меньшая вертикальная скорость движения нефти, а значит, и лучший отстой воды; возможность проведения  процесса при более высоких температурах и давлениях. Подача сырой нефти в низ аппарата обеспечивает ее дополнительную промывку и про хождение через два электрических поля: слабое - между зеркалом воды и нижним электродом и сильное - между электродами. Повышение напряжения между электродами сверх допустимого (22-44 кВт) нежелательно, так как это вызывает обратный эффект – диспергирование капелек воды и увеличение стойкости эмульсии.