Сбор и переработка нефти

     a= u1/u2= y1х2/y2х1.

     Согласно  законам Рауля и Дальтона

     y1=P1x1/p     и     y2=P2x2/p,

     где P1 и P2 — давление насыщенных паров  углеводородов, x1 и x2 — мольные доли углеводородов в жидкой фазе, p —  общее давление в системе. Отсюда

     a=P1x1/px1 : P2x2/px2= P1/P2.

     Таким образом, относительная летучесть  углеводородов в идеальном растворе равняется отношению давлений насыщенных паров чистых компонентов при температуре кипящей смеси, и чем ближе она к единице, тем сложнее разделить эти углеводороды перегонкой.

     Если  вводимый для увеличения разницы  в летучести разделяемых углеводородов третий компонент менее летуч, чем исходные углеводороды, то его называют растворителем и вводят сверху ректификационной колонны и выводят снизу вместе с остатком. Такая ректификация называется экстрактивной. Растворитель должен иметь достаточно высокую температуру кипения, чтобы компоненты, полученные с растворителем в виде одной фазы, можно было легко отделить от него при помощи перегонки. Он должен хорошо растворять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно большого отношения растворитель/смесь и не образовывалось двух жидких фаз (расслаивание) на тарелке. При экстрактивной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве растворителя  применяют фенол, крезолы, фурфурол, анилин и алкилфталаты.

     Если  добавляемое вещество более летуче, чем исходные компоненты, то его  вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта. Такую ректификацию называют азеотропной. В этом случае вводимое вещество образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Это вещество называют уводителем.

     Последний должен обеспечивать образование постоянно  кипящей смеси (азеотропа) с одним  или несколькими компонентами разгоняемой смеси. Уводитель образует азеотропную смесь вследствие молекулярных различий между компонентами смеси.

     При азеотропной ректификации моноциклических  ароматических углеводородов в качестве уводителей применяют метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества, образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси.

     Уводитель должен иметь температуру кипения  близкую к температуре кипения  отгоняемого вещества. Это позволяет  получить заметную разницу между температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Уводитель должен также легко выделяться из азеотропной смеси. Весьма часто разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать на основании лишь температурной разницы. Это объясняется большим отклонением системы от идеальной.

     Парциональное и общее давления над идеальным  раствором при данной температуре отличаются от величин, вычисленных по закону Рауля. Для оценки этого отклонения вводят поправочный коэффициент, который фактически является коэффициентом активности, т. е.

     p1=j1P1x1.

     Коэффициент активности j является функцией физико-химических свойств всех остальных компонентов смеси и их концентраций. Для некоторых смесей в присутствии разделяющего агента подлежащие ректификации компоненты из-за их различной растворимости по-разному отклоняются от законов идеальных растворов, поэтому их коэффициенты активности различны. Установлено также, что коэффициент активности каждого компонента увеличивается по мере увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для различных компонентов смеси в разной степени. Таким образом, для реальных смесей относительная летучесть равна отношению давления насыщенных паров и коэффициентов активности:

     a=j1P1/j2P2.

     Важное  значение в осуществлении экстрактивной  и азеотропной ректификаций имеет подготовка сырья, которое должно выкипать в весьма узких пределах, т. е. установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка предварительного разделения смеси посредством обычной ректификации.

3. Типы нефтеперерабатывающих заводов

     НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологи-ческих процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонт-но-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо- и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро- и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т. д.). Целевое назначение НПЗ — производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы — и товаров народного потребления).

     Современные нефтеперерабатывающие предприятия  характеризуются большой мощностью  как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопасности оборудования и технологии, квалификации обслуживающего персонала.

     Мощность НПЗзависит от многих факторов, прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий.

     Общеизвестно, что крупные предприятия экономически эффективнее, чем мелкие. На крупных НПЗ имеются благоприятные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатационных расходов. Но при чрезмерной концентрации нефтеперерабатывающих (и нефтехимических) предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, увеличивается продолжительность строительства и, что особенно недопустимо, ухудшается экологическая ситуация внутри и вокруг НПЗ.

     Отличительной особенностью НПЗ является получение  разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент  нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

     По  ассортименту выпускаемых нефтепродуктов нефтеперерабатывающие предприятия  принято классифицировать на следующие группы (профили):

     ·НПЗ  топливного профиля;

     ·НПЗ  топливно-масляного профиля;

     · НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты);

     · НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимическогопрофиля.

     Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих  предприятий наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива значительно превосходят как смазочные масла, так и продукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная переработка нефтяного сырья (т. е. топливно-масляно-нефтехимическая) экономически более эффективна по сравнению с узкоспециализированной переработкой, например чисто топливной.

     Наряду  с мощностью и ассортиментом  нефтепродуктов, важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти.

     Глубина переработки  нефти (ГПН) — показатель, характеризующий  эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, что НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

     В мировой нефтепереработке до сих  пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращен-ного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):

     ГПН = 100 – КТ – (Т + П) ,

     где Г и П — соответственно удельные затраты топлива на переработку и потери нефти на НПЗ в процентах на сырье.

     За  рубежом глубину переработки  нефти определяют преимущественно  как суммарный выход светлых  нефтепродуктов от нефти, т. е. имеется  в виду глубина топливной переработки нефти.

     Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде вышеприведенного уравнения, несколько условно, так как выход непревра-щенного остатка, в том числе котельного топлива, зависит не только от технологии нефтепереработки, но и, с одной стороны, от качества нефти и, с другой — как будет использоваться нефтяной остаток: как котельное топливо или как сырье для производства битума, как нефтяной пек, судовое или газотурбинное топлива и т. д. Так, даже при неглубокой переработке путем только атмосферной перегонки легкой марковской нефти, содержащей 95,7 % суммы светлых, ГПН составит более 90 %, в то время как при углубленной переработке до гудрона арланской нефти с содержанием суммы светлых 43 % этот показатель составит менее 70 %.

     Исходя  из этих соображений были предложения  характеризовать ГПН по величине отбора светлых нефтепродуктов только вторичными процессами (гидрокрекингом, каталитическим крекингом и т. д.) из фракций нефти, выкипающих при температуре выше 350 °С (т. е. из мазута).

     В соответствии с этой методикой переработка  нефти атмосферной перегонкой будет соответствовать нулевой глубине переработки.

     В современной нефтепереработке принято  НПЗ подразделять (без указания разграничивающих пределов ГПН) на два типа: с неглубокой и глубокой переработкой нефти. Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

     По  способу углубления переработки  нефти нефтеперерабатывающему заводу можно дать следующее определение: НПЗ — совокупность технологических процессов, в которых осуществляется последовательное (ступенчатое) извлечение, облагораживание и физико-химическая переработкадистиллятных фракций нефти и, соответственно, концентрирование остатков (до мазута, гудрона, тяжелого гудрона глубокова

     куумной перегонки, асфальта, кокса и т. д.). По этому признаку удобно классифицировать НПЗ на следующие четыре типа: 

       НПЗ неглубокой переработки (НГП);  

       НПЗ углубленной переработки  (УПН); 

       НПЗ глубокой переработки (ГПН);  

       НПЗ безостаточной переработки (БОП). Об эффективности использования перерабатываемой нефти на НПЗ

     различных типов можно судить по данным.

     Связь между типом НПЗ и эффективностью использования нефти