2.2 Основные этапы нефтепереработки
Технологические процессы, при помощи которых осуществляется переработка нефти на НПЗ, условно можно разделить на первичные и вторичные.
К первичным относится первичная переработка нефти: обессоливание и обезвоживание, атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка; вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций.
Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.
В сырой нефти содержатся соли, которые вызывают быструю коррозию технологической аппаратуры. Чтобы удалить соли нефть смешивают с водой, в которой эти соли растворяются. Далее нефть подается на ЭЛОУ - электрообессоливающий аппарат. Процедура обессоливания ведется в электродегидраторах. В условиях тока высокого напряжения (свыше 25 кВ), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вследствие чего вода скапливается внизу аппарата и выводится. Все это происходит при температуре от 100 до 120°С.
Нефть, из которой удалены соли, с ЭЛОУ подается на аппарат атмосферно-вакуумной перегонки, который называют АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Процесс АВТ разделен на два блока - атмосферную и вакуумную перегонку.
Задача атмосферной перегонки заключается в отборе светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельной, которые выкипают до 360°С. Объем их потенциального выхода достигает 45-60% на нефть. Остатком атмосферной перегонки является мазут.
Нагретая в печи нефть разделяется на отдельные фракции в ректификационной колонне, внутри которой находятся контактные приспособления (тарелки). Сквозь эти тарелки пары поднимаются вверх, а жидкость стекает вниз. Вследствие такого процесса вверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций превращаются в конденсат в других частях колонны и выводятся, тем временем мазут не меняет своего состояния и в жидком виде откачивается с низа колонны.
Задачей вакуумной перегонки является отбор от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, а также широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. По окончанию вакуумной перегонки остается гудрон. Масляные фракции нужно отбирать под вакуумом потому, что при температуре около 400°С углеводороды подвергаются термическому разложению (крекингу), а окончание кипения вакуумного газойля составляет 520°С. По этой причине перегонка проводится в условиях остаточного давления 40-60 мм рт. ст., вследствие чего снижается максимальная температура в аппарате до 360-380°С.
В получаемой на атмосферном блоке бензиновой фракции содержатся газы (главным образом пропан и бутан) в объёме, который превышает требования по качеству, и не может быть использован ни в качестве компонента автомобильного бензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Помимо этого, нефтепереработка, направленная на увеличение октанового числа бензина и изготовления ароматических углеводородов предполагает использование в качестве сырья узкие бензиновые фракции. Таким образом, необходимо включать в процесс переработки нефти отгон от бензиновой фракции сжиженных газов. Продукты первичной переработки нефти необходимо охладить в теплообменниках, где они отдают тепло на переработку холодному сырью, в результате чего экономится технологическое топливо. Высокотехнологичные аппараты первичной переработки чаще всего являются комбинированными и могут осуществлять вышеперечисленные процессы в разной конфигурации.
Вторичные способы переработки нефти включают такие процедуры, которые направлены на увеличение количества производимых моторных топлив. В ходе таких процессов осуществляется химическая модификация молекул углеводородов, находящихся в составе нефти, чаще всего, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.
Вторичные процессы условно можно разделить на следующие группы:
1) термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пирполиз);
2) термокаталитические процессы (каталитический крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрегинг, селектоформинг);
3) процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация);
4) процессы производства масел и парафинов (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка);
5) процессы производства битумов, пластических смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;
6) процессы производства ароматических углеводородов (экстракция, гидроалкелирование, диспропорционирование)
Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов.
2.3 Технологический процесс получения бензина
Как рассмотрено выше, существует несколько способов получения бензина на НПЗ. Сюда относятся : прямая перегонка, крекинг(термический и каталитический), риформинг(термический и каталитический), полимеризация, изомеризация и алкилирование. Рассмотрим два способа производства более подробно.
Самый первый из существующих способов добычи бензина , это периодическая перегонка.
На начальных этапах развития нефтехимической промышленности сырая нефть подвергалась так называемой периодической перегонке в вертикальном цилиндрическом перегонном аппарате. Процессы дистилляции были неэффективны, потому что отсутствовали ректификационные колонны и не получалось чистого разделения продуктов перегонки.
Развитие процесса периодической перегонки привело к использованию общей ректификационной колонны, из которой с различных уровней отбирались дистилляты с разной температурой кипения. Эта система используется и сегодня. Поступающая нефть нагревается в змеевике примерно до 320?С, и разогретые продукты подаются на промежуточные уровни в ректификационной колонне. Такая колонна может иметь от 30 до 60 расположенных с определенным интервалом поддонов и желобов, каждый из которых имеет ванну с жидкостью. Через эту жидкость проходят поднимающиеся пары, которые омываются стекающим вниз конденсатом. При надлежащем регулировании скорости обратного стекания (т.е. количества дистиллятов, откачиваемых назад в колонну для повторного фракционирования) возможно получение бензина наверху колонны, керосина и светлых горючих дистиллятов точно определенных интервалов кипения на последовательно снижающихся уровнях. Обычно для того, чтобы улучшить дальнейшее разделение, остаток от перегонки из ректификационной колонны подвергают вакуумной дистилляции. Несмотря на то, что данный способ получения бензина был первым и иногда применяется и сейчас, стоит сказать , что это неэффективный способ переработки. При данном виде переработки получается низкий выход бензина( около 50% от начального объема нефти) с низким октановым числом(около 60).
Таким образом, в настоящее время широко используют другой, усовершенствованный процесс получения бензина - риформинг.
Этот метод представляет собой получение линейных углеводородов. Дело в том, что полученные углеводороды имеют более высокое октановое число и потому образуют более качественное по химическому составу топливо. На данный момент известно два вида риформинга . Это способ термической и каталитической обработки.
При термическом риформинге, как и при каталитическом крекинге, основная цель состоит в превращении низкооктановых бензиновых компонентов в высокооктановые. Процесс обычно применяется к парафиновым фракциям прямой перегонки, кипящим в пределах 95-205 ?С. Более легкие фракции редко подходят для таких превращений.
При каталитическом риформинге преобразование исходного продукта происходит при одновременном воздействии как высокой температуры, так и катализаторов.
Более старый и менее эффективный термический риформинг используется кое-где до сих пор, но в развитых странах почти все установки термического риформинга заменены на установки каталитического риформинга.
Если бензин является предпочтительным продуктом, то почти весь риформинг осуществляется на платиновых катализаторах, нанесенных на алюминийоксидный или алюмосиликатный носитель.
Большинство установок риформинга - это установки с неподвижным слоем. Но под действием давления около 50 атм (при получении бензина с умеренным октановым числом) активность платинового катализатора сохраняется примерно в течение месяца. Установки, в которых используется один реактор, приходится останавливать на несколько суток для регенерации катализатора. В других установках используется несколько реакторов с одним добавочным, где проводится необходимая регенерация.
Некоторые реакторы с неподвижным слоем заменяются на реакторы с непрерывной регенерацией катализатора. В этих условиях катализатор перемещается через реактор и непрерывно регенерируется.
Реакции, в результате которых при каталитическом риформинге повышается октановое число, включают:
1) дегидрирование нафтенов и их превращение в соответствующие ароматические соединения;
2) превращение линейных парафиновых углеводородов в их разветвленные изомеры;
3) гидрокрекинг тяжелых парафиновых углеводородов в легкие высокооктановые фракции;
4) образование ароматических углеводородов из тяжелых парафиновых путем отщепления водорода.
Большинство богатых водородом газов, выделяющихся в этих установках, используются при гидрокрекинге и т.п.
2.4 Мероприятия по сокращению потерь при нефтепереработке
Одним из основных факторов повышения эффективности работы предприятий добычи, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов, а также обеспечения защиты окружающей среды от загрязнения является сокращение потерь нефти и нефтепродуктов при хранении и проведении технологических операций. Потери можно разделить на количественные, качественно-количественные и качественные.
Количественные потери происходят в результате утечек, переливов, неполного слива транспортных емкостей и резервуаров. Эти потери становятся возможными при негерметичности стенок и днищ резервуаров, неисправности запорной арматуры, несоблюдении технологии проведения операций и неисправности контрольно-измерительного оборудования. К потерям следует отнести и неполный слив нефтепродуктов, особенно вязких, происходящих из-за конструктивных дефектов транспортных емкостей (недостаточный уклон днища емкости к сливному патрубку), налипания нефтепродуктов и образования пленки на стенках емкости, для стекания которой необходимо дополнительное время.
Качественно-количественные потери происходят при испарении нефти- и нефтепродуктов. В результате испарения из нефти теряются легкие углеводороды, являющиеся ценным сырьем для нефтеперерабатывающей промышленности. Потери легких фракций снижают качество нефтепродуктов. В наибольшей степени это относится к бензинам, в меньшей степени - к реактивным топливам. Масла, мазуты и смазки практически не испаряются и соответственно по этой причине нe теряют качества.
Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения, обводнения, окисления нефтепродуктов. Ухудшение качества нефтепродукта в результате смешения происходит при последовательной перекачке по одному трубопроводу различных по свойствам нефтепродуктов, а также при заполнении емкостей, содержащих остатки нефтепродукта другого сорта. При этом возможен перевод части нефтепродукта в более низкий сорт, т. е. уменьшение его количества. Одним из основных факторов, влияющих на качество нефтепродуктов, наряду с физико-химическими свойствами, являются время и условия хранения. Для нефтепродуктов, быстро изменяющих качество, рекомендованы минимальные сроки хранения. Увеличены рекомендуемые сроки хранения нефтепродуктов в средней и северной зонах, в полуподземных и подземных резервуарах, что обусловлено более низкими температурами хранения.
Методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения можно разделить на пять групп:
Первая группа - сокращение объема газового пространства резервуара. Из анализа уравнения потерь следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери, и при V1 = V2 = 0 в резервуаре теоретически потери от испарения должны отсутствовать. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери от «больших дыханий» и «обратного выдоха» на 70-75% при коэффициенте годовой оборачиваемости до 60 раз в год и на 80-85% при коэффициенте годовой оборачиваемости свыше 60 раз в год, а от «малых дыханий» - на 70% по сравнению с обычными резервуарами со щитовой кровлей.
Вторая группа - хранение под избыточным давлением. Согласно уравнению потерь, если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «малых дыханий» и частично от «больших дыханий». Однако, большие избыточные давления усложняют конструкцию и делают дороже стоимость резервуаров. На оптимальную величину избыточного давления сильно влияет оборачиваемость резервуара, физикохимические свойства нефтепродукта и метеорологические условия.