Риформинг

Содержание

Введение 3

1.Характеристика нефти по СТБ ГОСТ 51858-2003 и выбор варианта ее переработки 7

2. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой  переработки нефти……………………………………………………………………………15

3. Выбор и обоснование технологической схемы установки риформинга 19

4.Расчет материального  баланса отдельных установок  и топливно-химического блока  и НПЗ в целом 25

5. Расчёт реакторного  блока 43

6. Расчёт сепараторов 49

7. Расчёт колонны  стабилизации риформата 52

8. Расчёт и  подбор компрессора ЦВСГ 54

9. Расчет мощности привода сырьевого насоса 55

10. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ  СРЕДЫ НА УСТАНОВКЕ 58

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 60

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 61

Введение

В настоящее время 90% мирового потребления энергии приходится на нефть (40%), газ (25%) и уголь (25%). Несмотря на значительную зависимость от ископаемых видов топлива, есть основания полагать, что весьма скоро одним из основных источников энергии будет водород. Поэтому на фоне современного экономического и экологического давления нефтеперерабатывающая  промышленность должна занять более  активную позицию и относиться к  решению проблем как к возможности  повысить свою конкурентоспособность  и пробиться в лидеры развития энергетики [1].

Поэтому в ближайшем будущем, в частности, перед белорусской  нефтепереработкой стоят следующие  задачи:

- углубление переработки  нефти;

- изменение структуры  качества товарных нефтепродуктов  с целью обеспечения их соответствия  международным нормам;

- достижение независимости  от импорта технологий, присадок, катализаторов, необходимых для  производства товаров современного  качества.

В том числе решение  экологических проблем, к которым  относятся как уже упомянутое улучшение качества моторных топлив и других нефтепродуктов с целью  повышения их экологической безопасности, так и проведение природоохранных  мероприятий непосредственно на технологических установках НПЗ [2].

В современной нефтепереработке используются четыре основных углубляющих  процесса: каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование. Поэтому необходимо внедрять на нефтеперерабатывающих предприятиях данные установки и совершенствовать уже имеющиеся. Например, постоянно  развиваются катализаторы каталитического  крекинга, которые на данном этапе  своего развития относятся к наноструктурированным композиционным материалам, включающим нанокристаллы цеолита НРЗЭY. Для получения различных целевых продуктов процесса могут использоваться разные катализаторы. Также уже разработаны добавки для дожигания монооксида углерода, которые не содержат платину, но по своей активности не уступают, на стадии завершения находится разработка металлостойкого катализатора, сохраняющего активность при накоплении в своем составе от 10000 до 15000 ppm ванадия и никеля и предназначенного для переработки мазута и тяжелого вакуумного сырья. Также ведутся разработки технологии каталитического крекинга, которая получила названия «глубокий каталитический крекинг» и представляет собой нефтехимический вариант каталитического крекинга. Целевыми продуктами данного процесса будут являться до 42% масс. легких алкенов и около 32% высокооктанового бензина (октановое число по исследовательскому методу 94-95) [2]. Процесс гидрокрекинга позволяет перерабатывать дистиллятное и остаточное сырье в продукты самого высокого качества.

На современном этапе  повышаются требования к качеству и  составу выпускаемых моторных топлив. Для перехода на выпуск автомобильного топлива, соответствующего высоким  европейским и мировым стандартам, необходимо наращивать выпуск высокооктановых  компонентов бензина с низким содержанием ароматических углеводородов, серы, бензола. По современным технологическим  критериям для производства «облагороженных» бензинов необходимо увеличивать мощности процессов изомеризации, алкилирования, получения оксигинатов. Это позволит существенно снизить в общем составе бензинового фонда долю компонентов процесса каталитического риформинга как основного источника ароматических углеводородов в выпускаемых бензинах. Структура бензинового фонда различных стран представлена в таблице 1 [3].

Таблица 1. Структура бензинового  фонда стран и регионов

Состав компонентов бензина, производимого на ОАО «Нафтан» является приблизительным и может меняться в зависимости от требуемого качества бензина. Доля риформата в некоторых случаях может достигать 100%.

Таким образом, для обеспечения  требуемых показателей необходимо принятие следующих мер:

1) для повышения октанового  числа:

- совершенствование каталитического  крекинга (повышение октанового  числа бензина каталитического  крекинга);

- вовлечение в товарные  бензины оксигенатов, разработка новых процессов производства оксигенатов МТАЭ, ЭТБЭ, разработка процесса алкилирования фракций С₄ и С₅ каталитического крекинга метанолом;

- развитие процессов димеризации бутенов с последующим гидрированием (фактически получение изооктана);

- вовлечение в бензины  антидетонационных присадок, прежде  всего на основе ароматических  аминов;

2) для снижения содержания  ароматических углеводородов:

- гидрирование ароматических  углеводородов в процессе гидроочистки  бензинов;

- уменьшение доли фракций  риформинга в товарных бензинах;

- совершенствование процесса  каталитического риформинга. Разработан процесс каталитического риформинга, получивший название «Экоформинг», выход бензина в данном процессе достигает 90-92% масс., октановое число по исследовательскому методу 93-95, содержание ароматических углеводородов 35-40% масс. В схеме этого процесса компоненты традиционно полученного риформинг-бензина подвергаются дополнительным превращениям в реакциях селективного гидрирования и гидрокрекинга. Похожими показателями обладает второй новый процесс – «Пентаформинг».

3) для снижения содержания  бензола возможно выделение бензолсодержащей фракции 70-90°С ректификацией. Одновременно должна решаться проблема ее утилизации путем:

- гидрирования бензола  в циклогексан;

- получения чистого бензола  для нефтехимии;

- алкилирования фракции с возвратом алкитлита в товарный бензин (ограничивается общим требованием снижения содержания ароматических углеводородов);

4) для снижения содержания  серы целесообразно развитие  процессов гидроочистки бензинов;

5) проблема содержания  олефинов решается одновременно  с обессериванием в процессе гидроочистки [3].

К качеству дизельного топлива  на современном этапе также предъявляются  более жесткие требования. С 1 января 2005 года вступил в действие новый  Европейский стандарт EN 590, предусматривающий ограничение содержания серы в дизельном топливе не более 50 ppm, а также цетанового числа не менее 51. Поэтому зачастую необходима компенсация нехватки высокоцетановых фракций специальными присадками – промоторами воспламенения. Процесс гидрокрекинга позволяет получить дизельное топливо высокого качества, значение цетанового чила обычно превышает 50 единиц, невелико содержание серы (до 0,01% масс.), низкая температура застывания, топлива характеризуются высокой стабильностью и стойкостью к окислению [4].

Топлива современного уровня качества могут быть выработаны только при условии использования соответствующих  присадок:

- антидетонаторов;

- промотеров воспламенения;

- депрессорно-диспергирующих (для обеспечения низкотемпературных свойств дизельных топлив и мазутов;

- противоизносных (для  сохранения необходимых смазочных  смойств малосернистых дизельных топлив).

В основном присадки закупаются за рубежом. При сравнительно небольших  объемах импорта это допустимо, но в будущем, когда практически  все топлива будут вырабатываться в соответствии с нормами Евро, зависимость от импорта будет  угрожать самостоятельности всей топливной  отрасли [2].

Таким образом основная задача нефтяного комплекса – структурная перестройка перерабатывающей отрасли с целью выработки высококачественных нефтепродуктов отвечающих современным и перспективным требованиям.

Целью данного курсового  проекта является проектирование топливно-химического  блока НПЗ мощностью 12 млн. тонн нефти  в год, обеспечив глубину переработки  нефти не менее 85%  и получая  не менее 7%масс. на нефть сырья для химической промышленности и производство нефтяных битумов. К расчету принять установку каталитического риформинга.

1.Характеристика  нефти по СТБ ГОСТ 51858-2003 и выбор  варианта ее переработки

Выбор технологической схемы  первичной и последующей переработки  нефти в большой степени зависит  от её качества. Данные о Медынской нефти взяты в справочной литературе[2]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 – Показатели качества Медынской нефти

Таблица 1.2 – Потенциальное  содержание фракций в Медынской нефти

По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды. Согласно « СТБ ГОСТ Р 51858-2003 Нефть. Общие технические условия» Медынская нефть будет иметь:

•  В зависимости от массовой доли серы 1,07 % масс.  – класс 2 (сернистая);

• По плотности при 20 °С  - 847,8 кг/м3  – тип 1-лёгкая;

•  По степени подготовки: воды – 0,46 % масс., хлористых солей – 57 мг/дм3 – группа 1;

•  По массовой доле сероводорода – 17 ppm и легких меркаптанов – 30 ppm – вид 1.

Тогда  Медынскую нефть  обозначают "2.1.1.1 СТБ ГОСТ Р 51858-2003"

1.2.Характеристика  фракций нефти и вариантов  их применения

Характеристики  фракций  нефти составим по данным справочника [2] и приведем в виде таблиц.

1.2.1 Характеристика  газов

Содержание индивидуальных углеводородов во фракции С₄ представлено в таблице 2.1.1

  Таблица 2.1.1 – Состав газов (до С₄), растворенных в нефти, и низкокипящих углеводородов (до С₅)

Таблица 2.1.2  – Состав и выход газов на  нефть

Медынская нефть в основном содержит тяжелые газы, т.е. пропан и бутаны.

Суммарное содержание метана и этана в рефлюксе: 13,14% (табл. 2.1.1).

Переработка газов может  осуществляться по следующим направлениям:

1) Разделение газа на  метан-этановую фракцию и пропан – бутановую фракцию. При этом метан-этановую фракцию направлять на установку парового риформинга, а пропан – бутановую фракцию применять в качестве бытового товарного топлива.

2) Направление газа на  установки ГФУ или АГФУ для  разделения на метан-этановую фракцию и индивидуальных углеводородов: пропан, бутан и изобутан. Данный вариант наиболее приемлем, так как расширяются возможности по использованию индивидуальных компонентов и увеличении сырья для нефтехимического синтеза. Пропан, возможно, отправлять на установки пиролиза с последующей полимеризацией, в результате которой возможно получение полипропилена, полимербензина или использовать для получения ДИПЭ. Бутан также возможно направлять на установки пиролиза, основными продуктами которых будут бутилены и бутадиен. Данные газы впоследствии необходимо направлять на установки ГФУ и разделять на индивидуальные компоненты. При этом бутадиен используется как сырье для производства синтетического каучука, бутилены – как сырье для установок каталитической изомеризации для производства изобутилена. Изобутилен применяется для производства полиизобутилена – один из широко применяемых пластификаторов, либо для производства МТБЭ. Изобутан применяют в качестве основного сырья процесса алкилирования олефинами (сернокислотное или фтористоводородное), в результате чего получается высокооктановый компонент товарного бензина.

1.2.2 Характеристика  бензиновых фракций и их применение

В таблице 2.2 представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые возможно получать на современных установках АВТ. На современных установках каталитического  риформинга применяются высокоактивные катализаторы при пониженном давлении в реакторах, что обеспечивает высокий выход ароматических углеводородов (55- 65 % на катализат) при работе на сырье широкого фракционного состава, выкипающем в пределах 70 – 180 ^оС.

Таблица 1.2.2  – Характеристика бензиновых фракций Медынской  нефти

Фракцию н.к. – 70ºС  целесообразно направлять на изомеризацию, поскольку она на 100 % состоит из парафиновых углеводородов, имеющих молекулярный состав С₅ и С₆.

Фракцию 70 – 120 ^оС можно применять в процессе каталитического риформинга для получения бензол – толуольной фракции и с последующим ее фракционированием на индивидуальные составляющие компоненты.

Фракцию 70 – 140 ^оС направляют на риформинг с целью получения смеси бензола, толуола и суммарных ксилолов. Далее полученную суммарную фракцию направляют на фракционирование. Выделенную в результате ректификации суммарную ксилольную фракцию возможно использовать для получения о -, м -, и п – ксилола, либо направлять на каталитическую изомеризацию с целью получения только п – ксилола.

Фракцию 140 – 180 ^оС желательно отправлять на каталитический риформинг для получения ароматических углеводородов åС₉ и åС₁₀, с последующим направлением их на установку “Таторей” для получения п – ксилола – незаменимого реагента, применяемого при производстве терефталевой кислоты, служащей источником для получения полимеров, в частности “ЛАВСАН”, либо использовать в качестве высокооктанового компонента товарного топлива, либо применять как экстрагент для извлечения псевдокумола.

3. нужды республики в этом виде топлива. Характеристика керосинового дистиллята

Характеристика керосинового дистиллята представлена в таблице 1.2.3 с учетом нормируемых показателей  качества товарных топлив [5].

Таблица 1.2.3 – Характеристика легкого керосинового дистиллята (фракция 120 – 240 ^оС) медынской нефти

В соответствии с источником [8] данную фракцию можно применять  для приготовления реактивных топлив следующих марок: ТС – 1, Т – 2, РТ. Так как максимально допустимое содержание серы составляет 0.25 % мас., минимальное 0.05 % мас., а в данном случае содержание серы в керосиновом дистилляте медынской нефти составляет 0.13 % мас. Данную фракцию для наиболее полного удаления серы необходимо подвергнуть гидроочистке.

1.2.3 Характеристика  дизельных фракций и их применение

В таблице 1.2.3 представлена характеристика дизельной фракции, которую нужно вырабатывать на установке АВТ из Медынской нефти.

Таблица 1.2.3 – Характеристика дизельных фракций

В результате сравнения представленных показателей с показателями стандарта  на дизельное топливо [8] необходимо сделать следующий вывод: все  вышеприведенные фракции имеют  повышенное цетановое число (>45), однако ограничены показателями кинематической вязкости и температурой застывания. Из данных фракций возможно приготовление дизельных топлив марки ДЛ. Для снижения температуры застывания, необходимо рассмотренные фракции (либо суммарную дизельную фракцию 180 – 360 ^оС) направлять на установки гидроизомеризации. Так как допустимое содержание общей серы в различных марках топлив ≤ 0.0010 % мас., то для получения кологически чистого топлива необходимо рассмотренные фракции направлять на гидроочистку. 

1.2.4 Характеристика  вакуумных  (масляных) дистиллятов.

В таблице 1.2.4 представлена характеристика масляных дистиллятов, которые нужно вырабатывать на установке АВТ из Медынской нефти.

Таблица 1.2.4 – Потенциальное  содержание и характеристика дистиллятных и остаточных базовых масел

Узкие масляные фракции из – за повышенного в них содержания высокоиндексных масляных компонентов возможно применять для получения базовых масел, но для увеличения глубины переработки нефти и выхода светлых целесообразнее применять широкую масляную фракцию (360 – 570 ^оС) в качестве сырья для установок гидрокрекинга и каталитического крекинга.

1.2.5 Характеристика  остатков и их применение.

Характеристика остатков представлена  в таблице 1.2.5

Таблица 2.5.1 – Характеристика остатков

На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки – мазут (>360^oC) и остаток вакуумной перегонки – гудрон (>570^oC).

Мазут поступает в дальнейшем в блок вакуумной перегонки для  получения вакуумных дистиллятов. Гудрон можно применять в качестве компонентов котельных топлив и  сырья для установок АRT, висбрекинга и замедленного коксования. Кроме того, гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации и производства битумов.

Определим пригодность Медынской  нефти для получения из нее  битума по содержанию в ней смол и асфальтенов, что выражается соотношением:   А+С-2П>0[3],