И фракции 230-350оС

Показатели качества	ДТ марки Л	Фракция 230-350оС
Цетановое число, не менее	45	59
Фракционный состав:
50% перегоняется при температуре, оС, не выше	280	278
96% перегоняется при температуре (конец перегонки), оС, не выше	360	328
Кинематическая вязкость при 20оС, мм2/с	3,0-6,0	6,36
Температура застывания, оС, не выше, для умеренной климатической зоны:	-10	-13
Температура помутнения, оС, не выше, для умеренной климатической зоны:	-5	-8
Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС, не ниже:		120
для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин	62
для дизелей общего назначения	40
Общее содержание серы, % мас., не более, в топливе:		0,70
вида I	0,20
вида II	0,50
Содержание меркаптановой серы, % мас., не более	0,01	–
Содержание фактических смол, мг/100 см3 топлива, не более	40	–
Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива, не более	5	6,60

Схема НПЗ, предназначенная для переработки нефти приведена на рис. 2.1

3. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ УСТАНОВОК НПЗ

И ИХ ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА,

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОЦЕССА,

СЫРЬЕ И ПОЛУЧАЕМЫЕ ПРОДУКТЫ.

Ниже даны характеристики установок, применяемых на НПЗ.

Установка ЭЛОУ-АВТ. Установка предназначена для очистки нефти от влаги и солей (блок ЭЛОУ), и для первичной разгонки нефти на фракции (блоки атмосферной и вакуумной трубчаток, стабилизации и вторичной разгонки бензина), использующиеся как сырье для процессов дальнейшей переработки.

Таблица 3.1.

Материальный баланс блока ЭЛОУ

Статьи баланса	% мас.	Тыс. т/год
Взято:
Нефть сырая	101,5	8120
Итого	101,5	8120
Получено:
Нефть обезвоженная	100,0	8000
Вода	1,0	80
Потери	0,5	40
Итого	101,5	8120

Таблица 3.2.

Материальный баланс установки АВТ

Статьи баланса	Потенциальное содержание, % мас.	Отбор от потенциала в долях от единицы	Фактический отбор, % мас.	Расход, тыс. т / год
Взято:
Нефть	100,0	–	–	8000,0
Итого	100,0	–	–	8000,0
Получено:
газ	0,9	1,00	0,90	72,0
фракция НК-85оС	4,2	0,99	4,16	332,6
фракция 85-120оС	3,3	0,99	3,27	261,4
фракция 120-180оС	7,9	0,98	7,74	619,4
фракция 180-240оС	8,1	0,96	7,78	622,1
фракция 240-280оС	6,1	0,95	5,80	463,6
фракция 280-350оС	12,3	0,95	11,69	934,8
фракция 350-500оС	24,0	0,93	22,32	1785,6
гудрон	33,2	1,06	35,36	2828,6
Потери	–	–	1,00	80,0
Итого	100,0	–	100,00	8000,0

Поскольку Усть-балыкская нефть содержит 0,9 % растворенных газов (см. табл. 1.2), 18,4 % бензиновых фракций, выкипающих до 200^оС, 42,8 % светлых, выкипающих до 350^оС и 1,53% серы (табл. 1.1), то для переработки такой высокопотенциальной нефти наиболее рациональной схемой атмосферного блока является двухколонная схема с двукратным испарением и двукратной ректификацией. Установка состоит из 5 – и блоков:

1. ЭЛОУ – обессоливания и обезвоживания;

2. Атмосферной перегонки;

3. Вакуумной перегонки мазута.

4. Блок стабилизации бензиновых фракций.

5. Блок вторичной разгонки бензиновых фракций.

Каталитическая изомеризация. Процесс каталитической изомеризации предназначен для получения изобутана, изопентана, а также для повышения октанового числа низкокипящих бензинов. На проектируемом нами заводе процесс используется для последней цели. Некоторые компоненты высокооктановых бензинов, в частности катализат риформинга, не могут быть использованы непосредственно в качестве товарного бензина из-за недостаточной концентрации легких (пусковых фракций). Требуемый фракционный состав обеспечивает добавление легких бензиновых фракций, которые должны быть близки по величине октанового числа данным бензинам. Это легкие изопарафины (С₅-С₈). В ходе процесса изомеризации легкие н-парафины каталитически превращаются в соответствующие изопарафины. Путем изомеризации удается повысить октановое число на 10-15 пунктов.

Сырьем процесса в данном проекте служат нормальный пентан и фракция НК-85^оС.

Наибольшее распространение в нефтепереработке получили низко- и высокотемпературные процессы изомеризации нормальных парафинов [5]. Высокотемпературный процесс проводится при 360-420^оС, объемной скорости сырья 1,6 – 2,0 ч^-1, давлении 2,8-3,0 МПа, мольном отношении водород : сырье, равном (2-3) : 1 [5]. Катализаторы такого процесса алюмоплатиновые, фторированные. Примером отечественного катализатора этого процесса служит ИП-62 с содержанием платины, равным 0,5 %.

Продуктами установки являются сухой предельный газ, использующийся на заводе как топливо и сырье для производства водорода, а также изопентаны и изогексаны, являющиеся компонентами автомобильного бензина.

Каталитический риформинг. Процесс каталитического риформинга используется для увеличения октанового числа прямогонных бензинов и получения низкомолекулярных ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксилолы). В нашем проекте процесс направлен на производство высокооктановых компонентов бензинов. Повышение октанового числа происходит за счет протекания реакций ароматизации различных углеводородов. Также в процессе риформинга получают водородный газ, который используют в гидрогенизационных процессах.

Сырьем процесса служат прямогонные фракции 85-120^оС и 120-180^оС. К ним иногда добавляют гидроочищенные бензины термических процессов (на нашем заводе нет), а также бензины гидроочистки.

Катализаторы процесса бывают монометаллическими и биметаллическими. К монометаллическим относится платиновый катализатор, содержащий 0,3-0,8 % платины, отложенной на галоидированной окиси алюминия (0,3-0,8 платины на Al₂O₃ с добавкой хлора (0,6-1,6 % масс.)).

В состав катализатора могут входить другие металлы: рений, иридий, германий, олово, свинец и др.

Биметаллические катализаторы - платиново-рениевый, платиново-оловянный, платиново-рениево-германиевый - обладают более высокой активностью в реакциях ароматизации парафинов, обладают большей стабильностью, дешевле и имеют больший срок службы. Их высокая стабильность объясняется снижением коксообразования. Рений способствует гидрированию ненасыщенных соединений, которые являются источником кокса.

Наиболее распространенными являются установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора и биметаллическими алюмоплатиновыми катализаторами. Предлагается использовать на заводе установку типа Л-35-11/1000 [4]. На ней перерабатывается фракция 85-180^оС, при этом достигается октановое число, равное 95 пунктам по исследовательскому методу. Температура процесса 480-530^оС; давление - 3-3,5 МПа; объемная скорость подачи сырья 1,5 -3,0 ч^-1; кратность циркуляции водородсодержащего газа 800-1800 нм³/м³ сырья (по проекту 1200 нм³/м³ сырья).

Гидроочистка. Назначение процесса гидроочистки - удаление органические соединений, включающих серу, кислород, азот и металлы, а также снижение содержания непредельных углеводородов, смолисто-асфальтовых веществ, металлоорганических соединений.

Условия процесса: температура 350-420^оС; давление 3-15 МПа; объемная скорость подачи сырья 1-10 ч^-1; кратность циркуляции ВСГ 100-1000 нм³/м³ сырья.

Максимально легко гидрируются кислород- и серосодержащие соединения, сложно азотсодержащие соединения.

Помимо реакций взаимодействия водорода с гетероорганическими соединениями при гидроочистке проходят реакции гидрирования непредельных углеводородов, гидрокрекинг, коксообразование.

Катализаторами процесса являются оксиды или сульфиды металлов (Со, Ni, Мо, W, Сr) на оксиде алюминия. Основные две группы алюмокобальтмолибденовые и алюмоникельмолибденовые катализаторы. Вторая группа характеризуется более высокой активностью в реакциях гидрирования азоторганических соединений и ароматических углеводородов.

На проектируемом НПЗ гидроочистке подвергается фракция и 240-350^оС (дизельного топлива). Фракция 120-240^оС (реактивного топлива) содержит мало серы и для ее обработки гидроочистки не требуется.

Фракция 230-350^оС содержит 0,7 % мас. серы (табл. 1.8). В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Примем, что суммарное содержание серы в сырье установки составляет 1,00 % мас. Содержание серы в экологически чистом дизельном топливе составляет 0,05 % мас. Содержание серы в бензине-отгоне принимаем равным 0,1 % мас. согласно [6].

Выход продуктов согласно [2]:

гидроочищенное дизельное топливо	97,1
бензин-отгон	1,1

Остальное количество продуктов установки составляют потери, топливный газ и сероводород.

Выход сероводорода в % мас. на сырье определяем по формуле

Н₂S = ,

где S_о содержание серы в исходном сырье, % мас.;

S_i – содержание серы в конечных продуктах процесса, % мас.;

x_i – выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;

34 – молекулярная масса сероводорода;

32 – атомная масса серы.

H₂S = (1,00 – 0,05*0,971 – 0,1*0,011)*34/32 = 0,95.

Материальный баланс установки гидроочистки реактивного топлива приведен в табл. 3.4. Количество легкого газойля коксования определено из материального баланса установки замедленного коксования (см. табл. 4.1).

Таблица 3.4.