Риформинг

где А,С и П – содержание в нефти соответственно асфальтенов, смол и парафина, %масс.

подставляя данные из [2, табл 6] получаем:

1,12 + 9,5 – 2 * 2,2 = 6,22  > 0

Нефть считается благоприятной  для получения из нее битума хорошего качества.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти

Процесс переработки нефти  можно разделить на 3 основных этапа:  
  1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);  
  2. Переработка полученных фракций путем химических превращений, содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);  
  3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные  газы, различные виды сырья для  нефтехимических производств, а  также, в зависимости от технологической  схемы предприятия ― моторные и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических  процессов, на НПЗ может быть получено более чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

При составлении поточной схемы глубокой переработки нефти  необходимо обеспечить не только заданную глубину переработки, но и максимальный выход ценных продуктов, отвечающих европейским требованиям к качеству нефтепродуктов на данный период и  в будущем.

Для первичной перегонки 12 млн. тонн Медынской нефти в  год  в проекте предусматриваются  установки  ЭЛОУ и 2 АВТ-6. Такая комбинация установок позволяет оптимально по качеству и расходам перерабатывать тяжелые фракции (360°С-к.к.) на установках углубленной переработки:

- тяжелый гудрон с АВТ-6 (фр.>570°С)  служит сырьем для  процесса ART;

- мазут с АВТ после гидроочистки (ГО) направляется на установку каталитического крекинга по технологии «миллисеконд» (КК MSCC). Такое комбинирование установок позволит получать бензин КК с содержанием серы <50ppm, что соответствует нормам Евро-4. Для получения бензина КК стандарта Евро-5 следует проводить селективную гидроочистку бензина КК. На КК MSCC  направляется 360°С-570, получаемая на установке ГО ШМФ.

Наряду с бензином на установке  КК образуются углеводородные газы (в  основном непредельные) которые являются ценным сырьем получения ДИПЭ и МТБЭ, а также легкий газойль (высокое  содержание ароматики), тяжелый газойль, кокс.

Выбор вышеуказанных процессов  позволяет достичь глубины переработки  нефти не выше чем:

где 12000000 ― производительность АВТ ,т/г;

Из-за низкого октанового числа прямогонный бензин Медынской  нефти не может использоваться в  качестве моторного топлива, поэтому  проектом предусмотрены процессы получения  из него высокооктановых компонентов  бензина и сырья нефтехимии:

- для повышения октанового числа легких бензиновых фракций (н.к.-70°С) применяется процесс каталитической изомеризации. Повышение октанового числа достигается за счёт увеличения доли изопарафинов. Сырьем процесса также являются у/в С₅-С₆ комплекса получения ароматики и легкий бензин (н.к.-70°С). Из имеющихся запатентованных процессов изомеризации парафинов С₅-С₆ выбран низкотемпературный процесс Penex компании UOP, обеспечивающий наибольший выход диметилзамещенных изопарафинов (МОЧ=93-94[5,с.228]). Процесс предусматривает гидроочистку и осушку сырья [11,с.205];

- для переработки фракции  70-180°С применяется процесс каталитического  риформинга (КР). Основное его назначение ― получение из прямогонных бензинов высокооктановых компонентов или ароматических углеводородов. Так как имеется достаточное количество сырья КР

(~2млн.т/г фракции С₇-180°С) , то переработка будет осуществляться на двух установках: КР-1(топливного направления) и КР-2 (ароматического направления). Сырье КР-1 ― фракция 140-180°С прямогонного бензина,

КР-2 ― фракция 70-140°С прямогонного бензина и фракция 70-180°С гидрокрекинга. Такой выбор сырья для КР-1 позволяет получать риформат с содержанием бензола <1%масс.

Установка КР-2 является только частью комплекса получения ароматических  соединений, который также включает блок экстракции суммарной ароматики, колонны выделения бензола, толуола, ксилолов, блок изомеризации ксилолов (процесс «Изомар»), блок экстрактивной дистилляции ароматических углеводородов, блок адсорбционного извлечения параксилола (процесс «Парекс»); блок трансалкилирования и диспропорционирования толуола и ароматики С₉ (процесс «Таторей»). Данные установки в составе топливно-химического блока предусматривают получение бензола, толуола и ксилолов, которые являются сырьем химической промышленности.

Образующийся на установках риформинга водородсодержащий газ после адсорбционного концентрирования используется на установках изомеризации, гидроочистки и гидрокрекинга.

Дизельные фракции после  первичной перегонки поступают  на установку гидроочистки с целью  выработки экологически чистого  ДТ с содержанием серы не более 10 ppm, что делает его конкурентноспособным на европейском рынке. Для улучшения эксплуатационных свойств ДТ в зимний период предусмотрена депарафинизация фракции 200-310°С с получением сырья для производства жидких парафинов и зимнего дизельного топлива при одновременном производстве дизельных фракций 180-200°С и 310-360°С - компонентов товарного дизельного топлива или сырья пиролиза.

Для получения непредельного  газа, являющегося ценным сырьем нефтехимии, предусмотрена установка пиролиза. Для ее рентабельности мощность производства должна быть не менее 200000 т/г по этилену. Современные трубчатые печи обеспечивают выход этилена из любого сырья  на уровне 30% на сырье[6,с.9]. Сырьем установки  служат н-бутан, пропан, фракции н.к.-180°С с установок ГО нефтяных остатков и ДТ, рафинат комлекса получения ароматики.

Для разделения газов С₁-С₄ с установок АВТ, КР, ГО, изомеризации и газов КК MSCC  предусматриваются абсорбционная газофракционирующая установка АГФУ-2 предназначенная для разделения ненасыщенных газов и газофракционирующая установка ГФУ-1 предназначенная для разделения насыщенных газов. Газы С₁-С₂ направляются на очистку от Н₂S и затем в топливную сеть завода. Газы ∑С₄ с АГФУ-2 направляются на установку получения МТБЭ, а затем на установку фтористоводородного алкилирования, непрореагировавший н-бутан направляется на установку пиролиза. Газы ∑С₃ с АГФУ-2 направляются на установку получения ДИПЭ, после чего непрореагировавший пропан направляется на установку пиролиза.

Сероводород, образовавшийся при переработки нефти, направляется на установку получения серы.

В связи с тем ,что для переработки принята высокосернистая нефть требуется большое количество водорода для гидрогенизационных процессов, которым установки КР-1 и КР-2 не обеспечивают НПЗ в достаточном количестве. Поэтому предусматривается установка получения водорода методом паровой конверсии у/в газов. Получаемый ВСГ после адсорбционного концентрирования используется на установках НПЗ совместно с ВСГ установок риформинга. Необходимость блока концентрирования водорода вызвана тем, что получаемый ВСГ на установке каталитического риформинга не соответствует требованиям процесса гидроочистки по содержанию водорода. Выбрана технология PSA (короткоцикловая адсорбция со сбросом давления), которая позволяет получать наиболее чистый водород (по сравнению с мембранной и криогенной технологиями) [23]

Продукты установок изомеризации, алкилирования, КР-1, ДИПЭ, МТБЭ и бензин каткрекинга направляются на блок компаундирования бензина для смешения и получения товарного автомобильного бензина.

Фракции  >570° С отправим на установку АRТ. Газы с установки АRТ направляем на установку АГФУ, бензин из-за низкого октанового числа необходимо отправить на каталитический риформинг №1, легкий газойль является сырьем гидроочистки ДТ, тяжелый газойль необходимо подвергнуть гидроконверсии, т.к. он содержит большое количество серы, после чего он используется как котельное топливо.

Схема предусматривает получение 8% мас. на нефть сырья для химической помышленности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Выбор и обоснование технологической схемы установки риформинга

 

На современном этапе  развития технологии разработано несколько  принципиальных схем риформирования бензиновых фракций и у каждой из них есть свои достоинства и недостатки. По технологии работы установки каталитического риформинга непрерывный процесс длится до полутора лет без остановки установки на регенерацию, но при этом в системе необходимо поддерживать высокое давление (2,5¸3 МПа) для предотвращения быстрого закоксовывания катализатора. При таком ведении процесса  октановое число по исследовательскому методу составляет 94¸95 пунктов. По технологии с непрерывной регенерацией катализатора получают катализат с устойчивым октановым числом не ниже 102 пунктов, следовательно, больше получается октано-тонн причём при меньшем давлении (0,35¸0,8 МПа). Однако такое снижение давления приводит к быстрой дезактивации катализатора (происходит его закоксовывание), поэтому регенерацию проводят с периодичностью 1 раз за 15 суток работы катализатора. Кроме того, данная установка дороже по капитальным затратам.

Каждая из установок каталитического риформинга состоит из следующих блоков:

• блок подготовки сырья;
• реакторный блок;
• блок разделения продуктов.

 

Блок подготовки сырья.

В состав установки в обязательном порядке должен входить блок гидроочистки, потому что катализатор риформинга содержит платину, которая «боится» гетероатомных соединений. Целью предварительной гидроочистки сырья является удаление соединений, отравляющих платиново-рениевый катализатор риформинга. К этим соединениям относятся сернистые, азотистые и кислородсодержащие соединения, содержащие металлы и галогены, непредельные углеводороды и вода.

Сернистые соединения в прямогонных  бензинах представлены в основном меркаптанами, сульфидами, ди- и полисульфидами.

В реакторе блока предварительной  гидроочистки на алюмо-кобольт-молибденовом (алюмо-никель-молибденовом) катализаторе сернистые, азотистые и кислородсодержащие соединения гидрируются до углеводородов с выделением сероводорода, аммиака и воды. Вода, при чрезмерном содержании в гидрогенизате, снижает кислотную функцию катализатора риформинга, способствует гидролизу и утере катализатором промоторов хлора. Удаление воды производится путем фракционирования гидрогенизата.

Азотистые соединения (аммиак, пиридин и т.п.) подавляют кислотную  функцию катализатора риформинга.

 Олефиновые углеводороды при высоких температурах быстрее углеводородов других классов образуют кокс, который осаждается в печах и на катализаторе. При гидроочистке олефины легко гидрируются, превращаясь в соответствующие парафиновые углеводороды. В прямогонных бензинах содержится небольшое количество органических соединений, имеющих в своем составе галлоиды (обычно хлор) и некоторые металлы (мышьяк, свинец, медь и пр.). Металлоорганические соединения, примесь металлов и их соединений, если попадают на катализатор риформинга, накапливаются и вызывают необратимые изменения металической платины, приводя к полной потере активности.

Прямогонная бензиновая фракция  с АВТ первоначально поступает на блок гидроочистки через сырьевую ёмкость, откуда насосом прокачивается через теплообменник, в котором частично нагревается за счет отдачи тепла отходящим нестабильным гидрогенизатом из реактора гидроочистки. После нагревания сырьевой смеси в теплообменнике она поступает в печь, где перегревается до требуемых температур для протекания целевых реакций. Нестабильный гидрогенизат, отдав тепло сырью, охлаждается и поступает в сепаратор для выделения водородсодержащего газа (ВСГ), который впоследствии подвергается очистке от сероводорода и рециркулирует вновь в сырьё. Нестабильный гидрогенизат, нагреваясь отходящим кубовым продуктом колонны блока гидроочистки, поступает на отделение газов и образовавшейся легкой бензиновой фракции (до 65°С), поскольку она является балластом в процессе риформинга, т.е. не подвергается целевым превращениям. В куб колонны подается горячая струя, полученная в рибойлере.                                                       

Реакторный блок.

Процесс каталитического  риформинга основывается на реакциях дегидроциклизации парафиновых углеводородов, дегидрирования и дегидроизомеризации нафтеновых, изомеризации алканов на платино-рениевом катализаторе под давлением водорода и при температуре.

В продукте риформинга увеличивается содержание ароматических углеводородов, за счет чего увеличивается октановое число бензина.

Кроме основных реакций ароматизации, в условиях процесса протекают побочные реакции: деструктивной гидрогенизации (гидрокрекинг), гидрирования сернистых  соединений и другие реакции.

Реакции дегидроциклизации парафиновых углеводородов играют весьма важную роль при проведении риформинга в жестких условиях — при получении бензинов с октановым числом 95 и выше.