Rafinérie je průmyslový podnik, který rafinuje ropu.

Rafinérie ropy - průmyslový podnik na zpracování ropy a ropných produktů

Rozbalte obsah

Sbalit obsah

Rafinérie ropy (Oil Rafinery) je definice

Je to ropná rafinérie průmyslový podnik

Je to ropná rafinérie průmyslový podnik, jehož hlavní funkcí je zpracování ropy na benzín, letecký petrolej, topný olej, motorovou naftu, mazací oleje, maziva, bitumen, ropný koks, petrochemické suroviny. Výrobní cyklus rafinérie se obvykle skládá z přípravy surovin, primární destilace ropy a sekundárního zpracování ropných frakcí: katalytické krakování, katalytické reformování, koksování, visbreaking, hydrokrakování, hydrorafinace a míchání složek hotových ropných produktů.

Hlavními typy rafinérských produktů jsou dnes benzín, nafta, petrolej, topný olej.

Ropné rafinérie (rafinérie) jsou souborem jednotek na zpracování ropy, jakož i pomocných a údržbářských služeb, které zajišťují normální fungování podniku a výrobu ropných produktů. Rafinérie vyrábějí ropné produkty a suroviny pro petrochemii a v posledních letech i spotřební zboží. Hlavní charakteristiky rafinérie jsou: kapacita rafinace, sortiment a hloubka rafinace.

Procesní výkon. Moderní ropné rafinérie se vyznačují vysokou kapacitou jak podniku jako celku (počítáno v milionech tun ročně), tak i technologických procesů. Kapacita rafinérie závisí na mnoha faktorech, především na potřebě ropných produktů v ekonomické oblasti jejich spotřeby, dostupnosti surovin a energetických zdrojů, vzdálenosti přepravy a blízkosti sousedních podobných podniků. Kromě závodů zpracovávajících 5-15 milionů tun ropy ročně existují obří závody zpracovávající 20-25 milionů tun ročně a malé závody zpracovávající 3-5 milionů tun ročně.

Sortiment vyráběných ropných produktů. Sortiment vyráběných ropných produktů zpravidla zahrnuje asi sto položek. Podle vyráběných produktů se rafinérie obvykle zařazují do těchto skupin: rafinerie palivového profilu, rafinerie topného oleje, palivově-petrochemické rafinérie (petrochemické závody), palivové-ropné-petrochemické rafinérie. Nejrozšířenější jsou rafinérie palivového profilu, protože největší procento spotřeby tvoří motorová paliva. Komplexní zpracování ropných surovin (tj. palivo-olej-petrochemie) je efektivnější než vysoce specializované zpracování, například čistě palivové.

Charakteristika ropných rafinérií

Rafinérie ropy se vyznačují variantou rafinace ropy a její hloubkou. Druhá skupina ukazatelů ve fázi návrhu rafinérie určuje výběr určitých technologií pro získání odpovídajících tržních produktů Možnosti rafinace ropy: palivo, topný olej a palivo-petrochemie, ropa a plyn.

Profily rafinérií

Dnes se hranice mezi profily stírají, podniky se stávají univerzálnějšími. Například dostupnost katalytického krakování v rafinériích umožňuje zavést výrobu polypropylenu z propylenu, který se získává ve významných množstvích při krakování jako vedlejší produkt.

V ruském průmyslu rafinace ropy se rozlišují tři profily ropných rafinérií v závislosti na schématu rafinace ropy: palivo, topný olej, palivo-petrochemický.

Rafinérie palivového profilu

Hlavním produktem rafinerií palivového profilu jsou různé druhy paliv a uhlíkových materiálů: motorové palivo, topný olej, hořlavé plyny, bitumen, ropný koks atd.

Sada zařízení zahrnuje: nezbytně - destilaci ropy, reformování, hydrorafinaci; dále - vakuová destilace, katalytické krakování, izomerizace, hydrokrakování, koksování atd.

Příklady rafinerií: Moskevská rafinérie, Achinská rafinérie atd.

Sada zařízení zahrnuje: nezbytně - destilaci ropy, reformování, hydrorafinaci; dále - vakuová destilace, katalytické krakování, izomerizace, hydrokrakování, koksování atd. V rafinérii palivového profilu jsou hlavními produkty různé druhy paliv a uhlíkatých materiálů: motorové palivo, topný olej, hořlavé plyny, bitumen, ropný koks, atd. Odsolený olej z ELOU je dodáván do Atmospheric Vacuum Destillation Unit, která se v ruských rafinériích označuje zkratkou AVT - Atmospheric Vacuum Tubular. Tento název je dán tím, že ohřev surovin před jejich dělením na frakce se provádí ve svitcích trubkových pecí kvůli teplu spalování paliva a teplu spalin.

AVT se dělí na dva bloky – atmosférickou a vakuovou destilaci.

1. Atmosférická destilace

Atmosférická destilace je určena pro výběr lehkých ropných frakcí - benzinu, petroleje a nafty, vroucích do 360°C, jejichž potenciální výtěžnost je u ropy 45-60%. Zbytek atmosférické destilace je topný olej.

Proces spočívá v oddělení oleje ohřátého v peci na samostatné frakce v destilační koloně - válcové vertikální aparatuře, uvnitř které jsou umístěna kontaktní zařízení (desky), kterými se pára pohybuje nahoru a kapalina dolů. Destilační kolony různých velikostí a konfigurací se používají téměř ve všech závodech na rafinaci ropy, počet pater v nich kolísá od 20 do 60. Teplo je přiváděno do spodní části kolony a teplo je odváděno z horní části kolony. a proto teplota v přístroji postupně klesá zdola nahoru. Výsledkem je, že benzínová frakce je odstraněna z hlavy kolony ve formě par a páry petrolejové a naftové frakce kondenzují v odpovídajících částech kolony a jsou odstraněny, topný olej zůstává kapalný a je čerpán ze spodní části sloupce.

2. Vakuová destilace

Vakuová destilace je určena k extrakci ropných destilátů z topného oleje v rafineriích palivového profilu nebo široké ropné frakce (vakuový plynový olej) v rafineriích palivového profilu. Zbytek vakuové destilace je dehet.

Nutnost výběru ropných frakcí ve vakuu je způsobena tím, že při teplotách nad 380 °C začíná tepelný rozklad uhlovodíků (krakování) a konec vakuového varu plynového oleje je 520 °C nebo více. Proto se destilace provádí při zbytkovém tlaku 40-60 mm Hg. Art., který umožňuje snížit maximální teplotu v aparatuře na 360-380 °C. Vakuum v koloně se vytváří pomocí vhodného zařízení, klíčovými zařízeními jsou parní nebo kapalné ejektory.

3. Stabilizace a sekundární destilace benzinu

Benzínová frakce získaná na atmosférické jednotce obsahuje plyny (zejména propan a butan) v množství překračujícím kvalitativní požadavky a nelze ji použít ani jako složku automobilového benzínu, ani jako komerční primární benzín. Rafinérské procesy zaměřené na zvýšení oktanového čísla benzinu a výrobu aromatických uhlovodíků navíc využívají jako suroviny úzké benzinové frakce. To je důvod pro zařazení tohoto procesu do technologického schématu rafinace ropy, kdy se z benzinové frakce oddestilují zkapalněné plyny, které se v příslušném počtu kolon destilují na 2-5 úzkých frakcí. , díky čemuž se šetří procesní palivo, ve vodních a vzduchových chladičích a jsou odstraněny z výroby. Obdobné schéma výměny tepla se používá v jiných rafinérských jednotkách Moderní primární zpracovatelské jednotky jsou často kombinovány a mohou zahrnovat výše uvedené procesy v různých konfiguracích. Kapacita těchto zařízení je od 3 do 6 milionů tun ropy ročně.V závodech se staví několik primárních zpracovatelských jednotek, aby nedocházelo k úplnému odstavení závodu při odstavení jednoho z bloků do opravy.

Rafinérie palivového a olejového profilu

V rafinerii palivového a olejového profilu se kromě různých druhů paliv a uhlíkových materiálů vyrábějí maziva: ropné oleje, maziva, pevné parafíny atd.

Soubor zařízení zahrnuje: zařízení na výrobu paliv a zařízení na výrobu olejů a maziv.

Příklady: ropná rafinérie Omsk, Yaroslavnefteorgsintez, Lukoil-Nizhegorodnefteorgsintez atd.

Rafinérie Volgograd, Rjazaň a Ferghana pracují podle schématu toku (ropná verze). Rozdíl oproti variantě paliva spočívá v tom, že nedochází k procesu tepelného krakování dehtu a topný olej je posílán do olejového bloku, kde je z něj odstraňován v průběhu po sobě jdoucích procesů (v případě destilátů: vakuová destilace, selektivní čištění , odparafínování, hydrorafinace (v případě zbytku předchází procesu selektivního čištění odasfaltování )) přijímají destilát a zbytkové základové oleje, dále parafín a ceresin (při jejich odolejování).

Palivový a petrochemický profil rafinérie

V palivové a petrochemické rafinérii se kromě různých druhů paliv a uhlíkových materiálů vyrábějí petrochemické produkty: polymery, činidla atd.

Soubor zařízení zahrnuje: zařízení na výrobu paliv a zařízení na výrobu petrochemických produktů (pyrolýza, výroba polyethylenu, polypropylenu, polystyrenu, reforming zaměřený na výrobu jednotlivých aromatických uhlovodíků atd.).

Příklady: Salavatnefteorgsintez; Ufaneftekhim.

Petrochemická nebo komplexní rafinace ropy zajišťuje vedle paliv a olejů výrobu surovin pro petrochemii: aromatické uhlovodíky, parafíny, suroviny pro pyrolýzu atd., jakož i výrobu produktů petrochemické syntézy. Nizhnekamsknefteorgsintez, Salavatnefteorgsintez, Orsknefteorgsintez, Angarskaya NHC, Yaroslavnefteorgsintez. Charakteristickým rysem této možnosti rafinace oleje je, že zde nedochází k tepelnému krakování (ve srovnání s variantou paliva), ale probíhá zde proces pyrolýzy. Surovinou pro tento proces jsou benzín a motorová nafta. Získávají se nenasycené uhlovodíky: alkeny a alkadieny (ethylen, propylen, isobutylen, buteny, isoamylen, amylen, cyklopentadien), které jsou následně podrobeny extrakci a dehydrogenaci (cílovými produkty jsou divinyl a isopren), dále aromatické uhlovodíky (benzen, toluen ethylbenzen, xyleny).

Příprava surovin pro proces katalytického krakování v rafinérii

Účelem přípravy suroviny pro proces katalytického krakování je odstranění heteroatomových sloučenin, především síry a dusíku, a zvýšení obsahu parafin-naftenických uhlovodíků. Modernizace surovin umožňuje zvýšit surovinovou základnu procesu a zajistit zvýšený výtěžek benzínu s nízkým obsahem síry při minimální výtěžnosti koksu.

Nejúspornějšími procesy jsou hydrorafinace a hydrokonverze vakuového plynového oleje. Hydrorafinace vakuového plynového oleje umožňuje snížit pouze obsah heteroatomových sloučenin v něm. Proto se tento proces používá pro lehké plynové oleje vroucí v rozmezí 360-500 °C a obsahující asi 50 % parafin-naftenických uhlovodíků. Při hydrokonverzi se používají dva typy katalyzátorů, které za prvé umožňují odstraňovat sloučeniny síry a dusíku ze surovin s bodem varu do 600°C a za druhé provádět hydrogenaci aromatických uhlovodíků. Výsledkem je hydrogenačně rafinovaný vakuový plynový olej (HVGO) s obsahem síry ne vyšším než 0,2 % hm. a vysoký obsah parafin-naftenických uhlovodíků (60-70 %), jejichž katalytické krakování poskytuje vysoký výtěžek benzinu a minimální výtěžek koksu.

Ve velkých rafinériích s kapacitou ropy více než 12 mil. t/rok jsou procesy odasfaltování dehtu propanem nebo lehkým benzínem, termické adsorpční odasfaltování topného oleje a hydrokonverze topného oleje v třífázovém systému (katalyzátor – topný olej – vodík) se také používají k přípravě suroviny pro katalytické krakování. Pro rafinérie s kapacitou menší než 12 milionů tun/rok jsou tyto procesy nerentabilní.

produkty katalytického krakování. V procesu katalytického krakování vznikají následující produkty (tabulka 3.4): suchý plyn, propan-propylenové a butan-butylenové frakce, stabilní benzín, lehký plynový olej a spodní produkt (těžký plynový olej).

V hlavním frakcionátoru se vyrábí lehké a těžké plynové oleje. Zbývající produkty jsou izolovány v sekci plynové frakcionace s následným čištěním od sloučenin síry, např. v sekcích Merox. Výstupy a kvalitativní ukazatele získaných produktů jsou uvedeny v tabulkách.

Uhlovodíkové plyny katalytického krakování obsahují minimálně 75-80 % mastných plynů – od propanu a propylenu po pentan a amylen. Navíc obsahují 25-40 % izomerních (rozvětvených) uhlovodíků. Jsou proto cennou surovinou pro řadu procesů petrochemické syntézy Suchý plyn po separaci a čištění od sirovodíku monoethanolaminem (MEA) v sekci plynové frakcionace je posílán do rafinérské palivové sítě Odstraňování merkaptanů z benzínu, propanu propylenové a butan-butylenové frakce se vyskytují v sekcích 4000 a 5000 v přítomnosti katalyzátoru, alkálie a kyslíku při 40-50 °C. V důsledku reakce: silná korozivní aktivita se mění na disulfidy - téměř neutrální sloučeniny. Jak je z reakce patrné, celkový obsah síry v produktech se nemění.

Propan-propylenovou frakci lze použít k výrobě polypropylenu a isopropylalkoholu, ale pro rafinerii Mozyr je atraktivnější výroba diisopropyletheru (DIPE), který je na jejím základě vysoce oktanovou složkou kyslíku pro motorové benziny. butan-butylenová frakce bude také využita k výrobě cenné vysokooktanové složky benzinu – alkylátu. Je produktem isobutanové alkylační jednotky s butyleny. Kromě toho lze butan-butylenovou frakci použít pro syntézu methyl-terc-butyletheru (MTBE), polymerních materiálů a butylalkoholů Benzín je cílovým produktem procesu MSCC a používá se jako složka pro přípravu všech značek komerčního benzínu. Má (tabulka 3.6) poměrně vysokou hustotu - od 742 do 745 kg / m3 a oktanové číslo - od 92 do 94 bodů (podle metody výzkumu). Posledně jmenovaný je způsoben značným obsahem alkenů (10-18 % hm.) a arenů (20-30 % hm.). Kromě toho jsou alkany, alkeny a areny obsažené v jeho složení alespoň z 65 % složeny z izomerních uhlovodíků s vysokým oktanovým číslem. Benzín z katalytického krakování se tedy výrazně liší chemickým složením od podobných produktů jiných procesů rafinace ropy. Charakteristika stabilního benzínu je uvedena v tabulce 3.6.

Jako složky kotlového paliva se běžně používá lehký plynový olej a kalový produkt, jehož výtěžky a kvality jsou uvedeny v tabulce 3.7. Jsou 50-80 % hm. složený z aromatických uhlovodíků.

Nízké cetanové číslo lehkého plynového oleje obecně vylučuje jeho použití jako součást motorové nafty. Je-li to však nutné, může být katalytické krakování provedeno mírným způsobem (snížené teploty a frekvence cirkulace katalyzátoru v reaktoru). V tomto případě cetanové číslo lehkého plynového oleje stoupá a dosahuje 30-35 bodů.

Spodní produkt (těžký plynový olej, zbytky po krakování) se při teplotách nad 350 °C vyvaří. Vysoký obsah polycyklických aromatických uhlovodíků v něm a v lehkém plynovém oleji z nich může udělat zdroj pro získávání jednotlivých pevných arenů (naftalenu a fenanthrenu), ale i surovin pro výrobu sazí (sazí). K tomu se frakce 280-420°C, izolovaná z katalytického krakování plynových olejů, podrobí selektivnímu čištění, po kterém následuje výroba dearomatizovaného rafinátu a aromatického koncentrátu. Ten je surovinou pro výrobu sazí.

Sirovodík produkovaný v komplexu MSCC je dodáván do jednotky na výrobu elementární síry v roztoku nasyceného monoethanolaminu (MEA). Výstup sirovodíku je 40-50 % obsahu síry v surovině.

V procesu katalytického krakování uhlovodíkových surovin vzniká vedlejší produkt - koks, který se v regenerátoru spaluje v proudu vzduchu a mění se na spaliny. Výtěžnost koksu závisí na parametrech technologického režimu a kvalitě surovin a je 4,1-4,6 % hm. na surovinách.

Destilace ropy v ropné rafinérii

Po odstranění solí a vody je olej připravený v ELOU dodáván do primárních destilačních jednotek k rozdělení na destilační frakce, topný olej a dehet. Získané frakce a zbytek zpravidla nesplňují požadavky GOST pro komerční n / a, proto se pro jejich zlepšení a prohloubení rafinace ropy používají produkty získané v jednotkách AT a AVT jako surové materiály pro sekundární (destruktivní) procesy.

Technologie primární destilace ropy má řadu zásadních vlastností vyplývajících z povahy surovin a požadavků na výsledné produkty. Ropa jako surovina pro destilaci má následující vlastnosti:

Má nepřetržitý tok

Nízká tepelná stabilita těžkých frakcí a zbytků obsahujících značné množství komplexních málo těkavých pryskyřično-asfaltových a sirných, dusíkatých a organokovových sloučenin, které prudce zhoršují provozní vlastnosti n/a a brání jejich následnému zpracování. Protože teplota tepelné stability těžkých frakcí přibližně odpovídá teplotní hranici separace oleje mezi motorovou naftou a topným olejem podle křivky ITC, primární destilace oleje na topný olej se obvykle provádí za atmosférického tlaku a destilace topného oleje ve vakuu. Také tato volba je dána nejen tepelnou stabilitou těžkých ropných frakcí, ale také technickými a ekonomickými ukazateli separačního procesu jako celku. V některých případech je teplotní limit dělení oleje určen požadavky na kvalitu zbytku; asi polovina frakce motorové nafty se odebírá s topným olejem k výrobě paliva pro kotle.

V posledních letech se s cílem rozšířit zdroje motorové nafty a také suroviny pro katalytické krakování - nejdůležitější a zvládnutý proces prohlubující rafinaci ropy - na jednotkách AT a AVT, stále hlubší výběr naftové frakce a se provádí vakuový plynový olej a pro získání kotlového paliva o dané viskozitě se provádí visbreaking těžkého zbytku vakuové destilace. Otázka zdůvodnění a volby teplotní hranice dělení ropy tedy závisí na možnostech technologických schémat zpracování topného oleje a možnostech zpracování ropy obecně. Obvykle se destilace ropy a topného oleje provádí za atmosférického tlaku a ve vakuu při maximální (bez krakování) teplotě ohřevu suroviny se stripováním lehkých frakcí parou. Složité složení destilačních zbytků vyžaduje také organizaci jasného oddělení destilátových frakcí z nich, včetně vysoce účinné separace fází při jediném odpaření surovin. K tomu jsou instalovány přepážkové prvky, které umožňují zabránit strhávání kapek proudem páry.

Rýže. Schématická schémata atmosférické kolony pro destilaci oleje (a) a vakuové kolony pro destilaci topného oleje (b):

1 - výkonová část; 2 - separační sekce; 3- komplexní kolona; 4-stranné odizolovací sekce; 5-spodní odizolovací sekce;

Olej ohřátý v peci vstupuje do vstupní sekce 1 komplexní kolony 3, kde se jednou odpaří a v separační sekci 2 se oddělí pára destilační frakce od topného oleje. Páry, stoupající z plnicí sekce směrem k refluxu, jsou separovány rektifikací na cílové frakce a lehce vroucí frakce jsou separovány z topného oleje v důsledku stripování párou ve spodní stripovací sekci 5. Odhánění nízkovroucích frakcí bočních pásů se provádí v bočních vytěsňovacích sekcích (sloupcích) 4 vodní párou nebo "hluchým" ohřevem. Zavlažování v komplexní koloně 3 je vytvořeno kondenzací par v horní části kolony a v jejích mezilehlých sekcích. Obdobně je organizován proces separace topného oleje ve vakuové koloně Efektivní separace fází v plnicí části komplexní kolony je dosažena instalací speciálních separátorů kapalin a proplachováním proudu par proudící kapalinou. K tomu je provozní režim kolony zvolen tak, že hlen Fn proudí ze spodní separační sekce komplexní kolony do spodní stripovací sekce, jehož množství je způsobeno určitým přebytkem jednorázového odpařování. Pokud vezmeme rychlost průtoku přebytku jednotlivého odpařování rovnou Fn = (0,05-0,07) F, pak by měl být podíl destilace surovin o Fn větší než výběr frakce destilátu. Destilační kolony používané v průmyslu umožňují zajistit požadovaný stupeň oddělení destilátových frakcí při optimální spotřebě tepla potřebné pro tak energeticky náročné procesy, jako je primární destilace ropy a topného oleje.

Klasifikace jednotek primární destilace ropy v rafinériích

Technologická schémata jednotek primární destilace ropy se obvykle vybírají pro konkrétní možnost rafinace ropy:

palivo,

Palivo a olej.

V případě mělké rafinace ropy podle varianty paliva se její destilace provádí na jednotkách AT (atmosférické trubky); pro hloubkové zpracování - u jednotek AVT (atmosféricko-vakuové trubice) varianty paliva a pro zpracování podle varianty oleje - u jednotek AVT varianty olej. V závislosti na variantě rafinace ropy se získává různý rozsah paliva a frakcí oleje a u jednotek AT s mělkou variantou paliva se získávají složky motorových paliv a zbytkový topný olej (kotlové palivo). Podle varianty hlubinného paliva se na atmosférické jednotce získávají frakce benzínu, petroleje a nafty a topný olej je dále zpracováván na jednotkách vakuové destilace s uvolněním široké destilační frakce a dehtu s následným jejich krakováním. a AVT velké jednotkové kapacity je vhodné použít kombinované technologické schéma primární destilační jednotky, které zajišťuje současnou nebo oddělenou výrobu širokých a úzkých ropných frakcí z ropy spolu s frakcemi paliva. Základní technologická schémata těchto instalací jsou znázorněna na obr. Rafinace ropy se podle tohoto schématu provádí ve třech stupních: atmosférická destilace pro získání palivových frakcí a topného oleje, vakuová destilace topného oleje pro získání úzkých ropných frakcí a dehtu a vakuová destilace směsi topného oleje a dehtu, popř. k získání široké ropné frakce a těžkého zbytku používaného pro výrobu dehtu.

Rýže. Obr. 2. Schémata jednotek primární destilace oleje podle varianty paliva pro mělkou rafinaci AT (a), varianty paliva pro hlubokou rafinaci ABT (b) a varianty topný olej (c): Obr.

1 - atmosférický sloupec; 2-odizolovací sekce; 3- vakuová kolona;

I-olej; II-lehký benzín; III-uhlovodíkový plyn; IV-těžký

benzín; V-vodní pára; VI-kerosen; VII-lehká motorová nafta; VIII-těžká motorová nafta; IX - topný olej; X-nekondenzovatelné plyny a vodní pára do vakuového systému; XI - široká ropná frakce; XII - dehet; XIII - destilát lehkého oleje; XIV - střední olejový destilát; XV - těžký ropný destilát.

Použití dvou stupňů vakuové destilace se současnou nebo oddělenou výrobou širokých a úzkých ropných frakcí dává jednotkám AVT značnou technologickou flexibilitu. 3.

Rýže. 3. Kombinované schéma instalace AVT:

1 - elektrický dehydratátor; 2 - stabilizační kolona; 3-atmosférická kolona;

4 - sekce odizolování; 5-vakuová kolona 1. stupně; 6-vakuová kolona II stupeň;

1-olej; II - lehký stabilní benzín; III-zkapalněný plyn; IV-uhlovodíkový plyn; V- těžký benzín; VI-vodní pára; VII-kerosen; VIII - lehká motorová nafta; IX-těžká motorová nafta; X-light vakuový plynový olej; XI - nekondenzovatelné plyny a vodní páry do vakuového systému; XII - destilát lehkého oleje; XIII - střední olejový destilát; XIV - destilát těžkého oleje; XV - dehet (pro odasfaltování); XVI - široká ropná frakce; XVII-vážený dehet (asfalt).

Produkty primární destilace ropy v rafinériích

V závislosti na složení ropy, variantě jejího zpracování a speciálních požadavcích na palivo a ropné frakce může být složení produktů jednotek primární destilace ropy různé. Takže při zpracování typických východních olejů se získávají následující frakce (s podmíněnými mezemi varu podle převažujícího obsahu cílových složek): benzín j.n. - 140 (180) 0С, petrolej 140 (180)-240 °С, nafta 240-350 0С, vakuový destilát (plynový olej) 350-490 °С (500 °С) nebo úzké vakuové olejové pásy 350-400, 400- 450 a 450-500 0C, těžký zbytek > 500 °C - dehet Výtěžnost palivových a olejových frakcí závisí především na složení oleje, tj. na potenciálním obsahu cílových frakcí v olejích. Jako příklad v tabulce. V tabulce 8.1 jsou uvedeny údaje o výtěžnosti palivových a olejových frakcí z olejů Romashkino a Samotlor, které se liší potenciálním obsahem palivových frakcí - obsah frakcí do 350 °C v těchto olejích je cca 46 a 50 % (květen), (tab. 8.1) Uvažujme způsoby použití produktů primární destilace ropy a topného oleje Uhlovodíkový plyn se skládá převážně z propanu a butanu. Propanbutanová frakce se používá jako surovina pro zařízení na frakcionaci plynu k izolaci jednotlivých uhlovodíků z ní a k výrobě domácího paliva. V závislosti na technologickém režimu a přístrojovém vybavení primární destilace ropy lze propanbutanovou novou frakci získat ve zkapalněném nebo plynném stavu. -180 °C se používá jako surovina pro sekundární destilaci benzínu (sekundární rektifikaci), petrolej frakce 120-240 0C po vyčištění nebo zušlechtění se používá jako letecký benzín; frakce 150-300 0C - jako složka petroleje nebo motorové nafty. Jako motorová nafta se používá frakce motorové nafty 180-350 °C po vyčištění; je možné získat složky lehké (zimní) a těžké (letní) motorové nafty vhodného frakčního složení, například 180-240 a 240-350 °C. Frakce 200-220 °C parafinových olejů se používá jako surovina pro výrobu kapalných parafinů - základ pro výrobu syntetických detergentů. používá se ve směsi s vakuovým plynovým olejem jako surovina pro jednotku katalytického krakování Topný olej je zbytek z primární destilace ropy; lehký topný olej (> 330 °C) lze použít jako kotlové palivo, těžký topný olej (> 360 °C) - jako surovinu pro následné zpracování na olejové frakce až dehet. V současnosti lze topný olej použít i jako surovinu pro jednotky katalytického krakování nebo hydrokrakování (dříve se používal jako surovina pro jednotky tepelného krakování) Široká olejová frakce (vakuový plynový olej) 350-500 °C nebo 350-550 °C se používá jako surovina pro katalytické krakování a hydrokrakovací jednotky. K výrobě se používají úzké ropné frakce 350-400, 400-450 a 450-500 0С, po příslušném čištění od sloučenin síry, polycyklických aromatických a normálních parafinových uhlovodíků Dehet - zbytek vakuové destilace topného oleje - se dále zpracovává za účelem získání zbytkových olejů, koksu a (nebo) bitumenu a také kotlového paliva snížením viskozity na jednotkách pro snížení viskozity.

Kombinovaná jednotka primární rafinace ropy v rafinérii

Ve většině případů se atmosférická destilace oleje a vakuová destilace topného oleje provádějí na stejné jednotce AVT, která je často kombinována s CDU, a někdy s jednotkou sekundární destilace benzínu. Typické kapacity domácích jednotek primární rafinace ropy jsou 2, 3, 4, 6 milionů tun/rok. k. - 62, 62-140, 140-180, 180-220 (240), 220 (240) -280, 280-350, 350-500 °C (zbytek je dehet). Surovina vstupující do závodu obsahuje 100–300 mg/l solí a až 2 % (máj.) vody. Obsah nízkovroucích uhlovodíkových plynů v ropě dosahuje 2,5 % (květen) na ropu. Zařízení přijalo dvoustupňové schéma elektrického odsolování, které umožňuje snížit obsah soli na 3-5 mg/l a obsah vody na 0,1 % (mae.). Technologické schéma zařízení zajišťuje dvojité odpařování oleje. Frakce z hlavy z první destilační kolony a hlavní destilační kolony se v důsledku blízkého frakčního složení produktů z nich získaných spojují a společně posílají ke stabilizaci. Benzín frakce n. k. - 180 °C po stabilizaci je odeslána k sekundární destilaci k izolaci frakcí n. k. - 62, 62-140 a 140-180 ° С. Alkalizační blok je určen pro alkalické čištění frakcí n. k. - 62 (složka benzínu) a 140-220 ° С (složka paliva TS-1). Frakce 140-220 °C je promyta vodou a následně sušena v elektrických separátorech Surová ropa (obr. 8.17) je čerpána čerpadly ve dvou proudech přes výměníky tepla, kde je zahřátá na 160 °C z důvodu rekuperace tepla horké ropné produkty a je zasílán ve dvou paralelních proudech do elektrických dehydrátorů 3 Alkalický roztok a deemulgátor se přivádějí do sání čerpadel surového materiálu. Ve vysokonapěťovém elektrickém poli se emulze rozpadne a voda se oddělí od oleje. Elektrické dehydrátory jsou určeny pro provoz při 145-160 °C a tlaku 1,4-1,6 MPa. Odsolený a dehydratovaný olej se dodatečně zahřívá ve dvou proudech ve výměnících tepla na 210-250 °C a posílá se do první destilační kolony 6. Z hlavy kolony je hlavová část v parní fázi vypouštěna do vzduchem chlazených kondenzátorů a po chlazení ve vodním chladiči na 30-35 °C vstupuje do kontejneru 4. Tepelný režim ve sloupci b je udržován „horkým“ paprskem vycházejícím z pece 75 o teplotě 340 °C.

Obr.5 Schematické schéma kombinované instalace CDU-AVT

s kapacitou 6 milionů tun/rok kyselého oleje:

1 - čerpadla; 2 - výměníky tepla; 3-elektroddehydrátory; 4- kontejnery; 5-kondenzátory-chladničky; 6 - první destilační kolona; 7-hlavní destilační kolona; 8 - stripovací kolony; 9 - frakcionační absorbér; 10- stabilizátor; 11, 12 - frakcionační kolony pro sekundární destilaci benzínu; 13 - vakuová kolona; 14 - vakuové zařízení; 15 pecí;

I-surová ropa; II - odsolený olej; III-V-složky lehkých ropných produktů; VI, VII - úzké benzinové frakce (n.c. - 62 °C, respektive 85-120 °C); VIII - produkty rozkladu; IX - destiláty z vakuové kolony; X-akutní vodní pára; XI-tar; XII - benzenová frakce (62-85 °С); XIII - těžká frakce benzínu (nad 120 ° C); XIV - suchý plyn; XV - mastný plyn

Zbytek první destilační kolony 6 - polotučný olej - se ohřeje v peci atmosférické jednotky zařízení na 360 °C a vstupuje do hlavní destilační kolony 7, na jejímž vrcholu je udržován tlak 0,15 MPa . V tomto sloupci se používá horní akutní a dvě cirkulační irigace. Z horní části kolony vystupují páry frakce 85-180°C a vodní pára, které jsou odváděny do kondenzátorů-chladniček. Do nádrže se přivádí kondenzát o teplotě 30-35 0C. Frakce 180-220 °C (III), 220-280 °C (IV) a 280-350 °C (V) se odvádějí z hlavní destilační kolony 7 ve formě bočních pásů přes odpovídající stripovací kolony 8. Frakce 85- 180 °C a 180 -220 °C, alkalizováno. Frakce 220-280 °C a 280-350 °C po ochlazení na 60 °C se odvádějí do tanků. Topný olej (spodní produkt hlavní destilační kolony) se přivádí do pece 75 vakuového bloku zařízení, kde se zahřeje na 410 °C a při této teplotě přechází do vakuové kolony 13. Horní strana frakce získaná ve vakuové koloně do 350 °C je přiváděna do hlavní destilační kolony 7 Frakce 350-500 0С se odebírá z vakuové kolony ve formě bočního proudu. Tato kolona obvykle používá jeden přechodný cirkulační reflux. Dehet ze spodní části vakuové kolony je čerpán přes výměníky tepla a chladiče a je zasílán do mezizásobníků s teplotou 90 ° C. Závod využívá především vzduchové chladiče, které pomáhají snižovat spotřebu vody.

Jednotka poskytuje možnost provozu bez vakuové destilační jednotky. V tomto případě je topný olej ze dna destilační kolony 7 čerpán přes výměníky tepla a chladničky, kde je ochlazen na 90 °C, a odeslán do tankoviště. - 180 °C po zahřátí na 170 °C vstupuje do absorbéru 9. Po oddělení suchých plynů v absorbéru (XIV) je spodní proud směrován do stabilizátoru 10. V absorbéru a stabilizátoru je udržován tlak 1,2 MPa. Ve stabilizátoru 10 je spodní produkt absorbéru rozdělen na dva proudy: horní (do 85 °C) a spodní (nad 85 °C). V koloně 77 je horní proud rozdělen na úzké frakce VI (n.c. - 62 °C) a XII (62-85 °C). Spodní proud ze stabilizátoru se vede do kolony 72, kde se rozdělí na frakce VII (85-120 °C) a XIII (120-180 °C). Tepelný režim absorbéru je řízen přísunem hlenu, který je čerpán pecí a v plynné fázi se vrací na dno absorbéru.Jednotka může pracovat s vypnutou sekundární destilační jednotkou. V tomto případě je stabilní benzin ze spodní části stabilizátoru 10 přiváděn do tepelného výměníku, odkud jde proud přes chladničku do alkalizace a poté do tankoviště.K odstranění stop vody, frakce 140-250 °C se suší v elektrických separátorech. Na 1 tunu zpracované ropy se spotřebuje 3,5-4m3 vody, 1,1 kg vodní páry, 27-33 kg paliva. Zařízení racionálně využívá tepelnou energii sekundárních zdrojů. Využitím tepla z horkých proudů se vyrábí asi 35 t/h vysokotlaké páry. Instalace byla zpočátku navržena bez jednotky ELOU, za provozu byla touto jednotkou vybavena. V řadě rafinérií přesáhla produktivita závodu v důsledku dodatečného vybavení přídavnými přístroji a zařízení návrhovou hodnotu - 6 milionů tun / rok a dosáhla 7-8 milionů tun / rok. Produkty získané při primární destilaci ropy nejsou obchodovatelné a jsou odesílány k rafinaci (hydrorafinace, odparafinování) nebo k dalšímu zpracování destruktivními sekundárními procesy. Tyto procesy poskytují cenné palivové komponenty a monomery pro petrochemickou syntézu, prohlubování rafinace ropy, stejně jako širší škálu rafinérských produktů.Sekundární destruktivní procesy zahrnují izomerizaci, reformování, tepelné a katalytické krakování, hydrokrakování, koksování a oxidaci dehtu na bitumen. Podle olejové verze se odpovídající úzké frakce vakuového plynového oleje a dehtu zasílají do následných procesů čištění a přípravy komerčních olejů.

Primární destilace ropy, která je hlavním rafinérským procesem pro palivové, ropné a petrochemické profily, poskytuje všem jednotkám závodu suroviny. Kvalita separace ropy - úplnost výběru frakcí z možností a přehlednost separace - určují technologické parametry a výsledky všech navazujících procesů a v konečném důsledku celkovou materiálovou bilanci závodu a kvalitu komerčních ropných produktů .

Krakování ropy v rafineriích

Craking (anglicky cracking, splitting) - vysokoteplotní zpracování ropy a jejích frakcí s cílem získat zpravidla produkty s nižší molekulovou hmotností - motorová paliva, mazací oleje atd., jakož i suroviny pro chemické a petrochemický průmysl. Praskání probíhá štěpením vazeb C-C a tvorbou volných radikálů nebo karbaniontů. Současně s přetržením vazeb C-C dochází k dehydrogenaci, izomeraci, polymeraci a kondenzaci meziproduktů i výchozích látek. V důsledku posledních dvou procesů, tzv. krakovaný zbytek (frakce s bodem varu nad 350 °C) a ropný koks.

První průmyslové zařízení na světě pro kontinuální tepelné krakování oleje bylo vytvořeno a patentováno inženýrem V. G. Shukhovem a jeho asistentem S. P. Gavrilovem v roce 1891 (patent Ruské říše č. 12926 z 27. listopadu 1891). Bylo provedeno experimentální nastavení. Vědecká a inženýrská řešení V. G. Shukhova zopakoval W. Barton při stavbě prvního průmyslového závodu v USA v letech 1915-1918. První domácí průmyslové krakovací jednotky postavil V. G. Shukhov v roce 1934 v sovětském krakovacím závodě v Baku.

Krakování se provádí zahřátím olejové suroviny nebo jejím současným vystavením vysoké teplotě a katalyzátorům.

V prvním případě se proces používá k výrobě frakcí benzínu (nízkooktanové složky automobilových paliv) a plynového oleje (složky lodních topných olejů, plynových turbín a paliv pro pece), vysoce aromatické ropné suroviny při výrobě sazí ( saze), stejně jako alfa-olefiny (tepelné krakování); kotle, stejně jako automobilová a motorová nafta (visbreaking); ropný koks, jakož i uhlovodíkové plyny, benziny a frakce petrolejového plynu; ethylen, propylen, stejně jako aromatické uhlovodíky (pyrolýza ropných surovin).

Ve druhém případě se proces používá k získání základních složek vysokooktanových benzínů, plynových olejů, uhlovodíkových plynů (katalytické krakování); benzinové frakce, trysková a motorová nafta, ropné oleje, jakož i suroviny pro pyrolýzu ropných frakcí a katalytické reformování (hydrokrakování).

Používají se i jiné druhy pyrolytického štěpení surovin, např. proces získávání ethylenu a acetylenu působením elektrického výboje v metanu (elektrokrakování), prováděný při 1000-1300 °C a 0,14 MPa pro 0,01-0,1 s.

Krakování se používá ke zvýšení oktanového čísla benzínu (zvýšení hmotnostního zlomku C8H18).

Při katalytickém krakování dochází také k procesům izomerace alkanů.

Sekundární rafinace ropy se provádí tepelným nebo chemickým katalytickým štěpením produktů primární destilace ropy pro získání většího množství benzinových frakcí, ale i surovin pro následnou výrobu aromatických uhlovodíků - benzen, toluen a další. Jednou z nejběžnějších technologií tohoto cyklu je cracking.

V roce 1891 inženýři V. G. Shukhov a S. P. Gavrilov navrhli první průmyslové zařízení na světě pro nepřetržitou implementaci procesu tepelného krakování: kontinuální trubkový reaktor, kde potrubí provádí nucený oběh topného oleje nebo jiné suroviny těžkého oleje, a v mezikruží prostor je zásobován ohřátými spalinami. Výtěžnost lehkých složek při procesu krakování, ze kterých lze následně připravit benzín, petrolej, motorovou naftu, se pohybuje v rozmezí 40-45 až 55-60 %. Proces krakování umožňuje vyrábět z topného oleje komponenty pro výrobu mazacích olejů.

Katalytické krakování bylo objeveno ve 30. letech 20. století. Katalyzátor vybírá ze suroviny a sorbuje na sebe především ty molekuly, které jsou schopny poměrně snadno dehydrogenovat (uvolňovat vodík). Výsledné nenasycené uhlovodíky se zvýšenou adsorpční kapacitou přicházejí do kontaktu s aktivními centry katalyzátoru. Dochází k polymeraci uhlovodíků, objevují se pryskyřice a koks. Uvolněný vodík se aktivně podílí na reakcích hydrokrakování, izomerace atd. Produkt krakování je obohacen o lehké vysoce kvalitní uhlovodíky a získává se tak široká frakce benzínu a motorové nafty, srovnatelná s produkty lehké ropy. Výsledkem jsou uhlovodíkové plyny (20 %), benzinová frakce (50 %), naftová frakce (20 %), těžký plynový olej a koks.

Katalytické krakování v rafineriích

Katalytické krakování je proces katalytické destruktivní přeměny těžkých destilátových ropných frakcí na motorová paliva a suroviny pro petrochemii, výrobu sazí a koksu. Proces probíhá v přítomnosti aluminosilikátových katalyzátorů při teplotě 450-530 °C a tlaku 0,07-0,3 MPa.

Mechanismus většiny katalytických krakovacích reakcí je uspokojivě vysvětlen na základě teorie řetězové karbokationty. V podmínkách katalytického krakování mohou karbokationty existovat pouze ve formě iontových párů karbokation - záporně nabitý aktivní střed povrchu.

Chemické základy procesu. Podstatou procesů probíhajících během katalytického krakování jsou následující reakce:

1) štěpení vysokomolekulárních uhlovodíků (vlastní krakování);

2) izomerizace;

3) dehydrogenace cykloalkanů na areny.

Ničením těžkých ropných surovin vzniká dodatečné množství lehkých motorových paliv, z nichž nejdůležitější je benzín. Realizace všech tří typů reakcí vede ke zvýšení oktanového čísla benzínu: při stejné struktuře se oktanová čísla uhlovodíků zvyšují s poklesem molekulové hmotnosti; oktanová čísla isoalkanů jsou vyšší než u normálních alkanů a oktanová čísla arenů jsou vyšší než u cykloalkanů a alkanů.

Alkanové přeměny. V podmínkách katalytického krakování alkany podléhají izomeraci a rozkladu na alkany a alkeny s nižší molekulovou hmotností.

První fáze řetězového procesu – řetězová iniciace – může nastat dvěma způsoby.

V první metodě podstoupí některé molekuly alkanů

nejprve tepelné krakování. Výsledné alkeny oddělují protony od katalyzátoru a mění se na karbokationty.

Podle druhého způsobu je tvorba karbokationtu možná přímo z alkanu odštěpením hydridového iontu působením protického centra nebo aprotického katalyzátoru:

Vzhledem k tomu, že odtržení hydridového iontu z terciárního atomu uhlíku vyžaduje méně energie než ze sekundárního a primárního, isoalkany praskají mnohem rychleji než normální alkany Řetězcové reakce šíření zahrnují všechny reakce karbokationtů, které jsou za daných podmínek možné. Pokud by například primární karbokation С7N15 vznikl v první fázi procesu, pak by nejpravděpodobnějším směrem jeho transformace byla izomerizace na stabilnější sekundární a terciární struktury. Teplo uvolněné během izomerizace může být vynaloženo na štěpení nového iontu. Proces transformace karbokationtu C7H15 tedy spočívá v sérioparalelním střídání izomerizačních a p-rozpadových reakcí. Protože rozklad alkylkarbokationtů za vzniku primárních a sekundárních iontů Ci-C3 je mnohem obtížnější než při tvorbě terciárních iontů s velkým počtem atomů uhlíku, rychlost katalytického krakování alkanů se zvyšuje s prodlužováním řetězce. Například při krakování za stejných podmínek je stupeň konverze С5Н12 1%; C7H16 -3 %; С12Н24 - 18 %; C16H34 -42 %. Snadnost (nízká endotermnost) rozkladu iontů s eliminací terciárních karbokationtů vede k akumulaci izostruktur v produktech rozkladu alkanů obsahujících 7 a více atomů uhlíku. Uvolněné nízkomolekulární karbokationty po izomeraci oddělí hydridový iont z molekuly výchozího uhlovodíku a celý cyklus reakcí se opakuje. K ukončení řetězce dochází, když se karbokationt setká s aniontem katalyzátoru.

Rychlost katalytického krakování alkanů je o 1-2 řády vyšší než rychlost jejich tepelného krakování.

Transformace cykloalkanů. Rychlost katalytického krakování cykloalkanů se blíží rychlosti krakování alkanů se stejným počtem atomů uhlíku. Hlavní reakce cykloalkanů jsou: otevření kruhu za vzniku alkenů a dienů; dehydrogenace vedoucí k tvorbě arenů; izomerace kruhů a postranních řetězců.

Stádium iniciace - vznik karbokationtů - u nasycených uhlovodíků cyklické a acyklické struktury probíhá stejně.

Vzniklé karbokationty oddělují hydridový iont od molekul cykloalkanů. Odštěpení hydridového iontu z terciárního atomu uhlíku probíhá snadněji než ze sekundárního, proto se hloubka krakování zvyšuje s nárůstem počtu substituentů v kruhu.

Neostruktury (1,1-dimethylcyklohexan) odštěpují hydridový iont ze sekundárního uhlíku, takže stupeň konverze je blízký stupni nesubstituovaného cyklohexanu.

K rozkladu cyklohexylového iontu může dojít dvěma způsoby: štěpením vazeb C-C a štěpením vazeb C-H.

V důsledku reakce s přetržením vazeb C-C vznikají alkeny a alkadieny.

Alkenylový iont snadno izomeruje na allyl. Nejpravděpodobnější reakce allylového iontu jsou abstrakce hydridového iontu z mateřské molekuly nebo přenos protonu na molekulu alkenu nebo katalyzátoru.

Cykloalkeny podléhají katalytickému krakování mnohem rychleji než cykloalkany.

Rozklad cyklohexylkarbokationtu se štěpením vazeb CH je energeticky výhodnější, protože areny vznikají prostřednictvím intermediárních cykloalkenových struktur.

Výtěžek arenů dosahuje 25 % nebo více produktů konverze cyklohexanů a krakovací plyny cykloalkanů obsahují zvýšené množství vodíku ve srovnání s krakovacími plyny alkanu.

Pozorována je také izomerace cyklohexanů na cyklopentany a naopak. Reakce probíhá přes protonovaný cyklopropanový kruh.

Cyklopentany jsou stabilnější za podmínek katalytického krakování než cyklohexany. Proto je rovnováha silně posunuta doprava. Za těchto podmínek však cyklohexany podléhají dehydrogenaci na areny. Odstraněním produktu z reakční koule se rovnováha posune doleva. Selektivita konverze cyklohexanu na benzen nebo methylcyklopentan nakonec závisí na katalyzátoru.

V přítomnosti dlouhých postranních řetězců v molekule cykloalkanu je možná izomerizace postranního řetězce a dealkylace.

Bicyklické cykloalkany aromatizují ve větší míře než monocyklické. Během katalytického krakování dekalinu (500 °C) je tedy výtěžek arenů přibližně 33 % na přeměněný dekalin. Při krakování tetralinu za stejných podmínek vzniká ještě více aromatických sloučenin (87,8 %).

Alkenové přeměny. Rychlost katalytického krakování alkenů je o 2-3 řády vyšší než rychlost krakování odpovídajících alkanů, což se vysvětluje snadnou tvorbou karbokationtů z alkenů:

Při navázání protonu na molekulu alkenu vzniká stejný iont, jako při odštěpení hydridového iontu od alkanu, což určuje obecnost jejich reakcí při katalytickém krakování – jde o izomerizaci a p-rozpad. Alkeny se zároveň vyznačují také specifickými reakcemi redistribuce vodíku a cyklizace.

Podstatou reakce redistribuce vodíku je, že v přítomnosti kyselých katalyzátorů některé z alkenů ztrácejí vodík a mění se na polynenasycené sloučeniny, zatímco další část alkenů je tímto vodíkem hydrogenována a mění se na alkany.

Alkeny adsorbované na katalyzátoru postupně ztrácejí vodík. Vysoce nenasycené uhlovodíky polymerují, cyklizují a postupně se ochuzují o vodík a mění se v koks. Cyklizace alkenů může vést ke vzniku cyklopentanů, cyklopentenů a arenů. Pětičlenné kruhy izomerizují na šestičlenné kruhy a také aromatizují.

Proměny arény. Nesubstituované areny jsou stabilní za podmínek katalytického krakování. Methyl-substituované areny reagují rychlostí blízkou rychlosti alkanů. Alkylové deriváty arenů obsahující dva nebo více atomů uhlíku v řetězci praskají přibližně stejnou rychlostí jako alkeny. Hlavní reakcí alkylderivátů arenů je dealkylace. To je způsobeno větší afinitou aromatického kruhu k protonu než k alkylovému iontu.

Reakční rychlost se zvyšuje s rostoucí délkou řetězce alkylového substituentu, stejně jako v řadě: C6H5 - Cnerv< < С6Н5 - Свтор < С6Н5 - Стрет, что обусловлено большой устойчивостью образующихся карбкатионоб.

V případě methylem substituovaných arenů je eliminace karbokationtu energeticky bráněna, proto probíhají převážně reakce disproporcionace a izomerizace v poloze substituentů.

Polycyklické areny jsou silně sorbovány na katalyzátoru a podléhají postupné destrukci a redistribuci vodíku za vzniku koksu.

Koks vytvořený na povrchu katalyzátoru je tedy směsí vysoce nenasycených polymerních pryskyřičných alkenů a polycyklických arenů. Blokuje aktivní centra katalyzátoru a snižuje jeho aktivitu. Pro odstranění koksu se katalyzátor periodicky podrobuje regeneraci oxidací.

Procesní katalyzátory a alternativní reakční mechanismus. Moderní krakovací katalyzátory jsou komplexní systémy sestávající z 10-25 % zeolitu Y ve formě vzácných zemin nebo ve formě bez kationtů, rovnoměrně distribuované v amorfní formě; hlinitokřemičitanu a formovány do mikrokuliček nebo kuliček.

Struktura zeolitu je tvořena tetraedry SiO4 a AlO4. Atomy hliníku nesou jediný negativní náboj, který je kompenzován kovovými kationty umístěnými v dutinách krystalové mřížky. Zeolity s jednomocnými kationty jsou neaktivní, protože takové kationty zcela kompenzují náboj A104 čtyřstěnu. Nahrazení jednomocného kationtu dvojmocným nebo trojmocným kationtem vede k dekompenzaci náboje a vytváří vysokou intenzitu elektrostatického pole postačující pro vznik karbokationtů v důsledku vytěsnění elektronových párů Vlastní aktivitu má amorfní hlinitokřemičitan, ve kterém je distribuován zeolit. Katalyticky aktivními místy hlinitokřemičitanů jsou Bronstedovy a Lewisovy kyseliny. Bronstedova kyselina může být proton vytvořený z vody chemisorbovaný koordinačně nenasyceným atomem hliníku (a), proton hydroxylové skupiny vázaný na atom hliníku (b) nebo křemík. Největší význam mají protonová donorová centra, protože zcela dehydratovaný hlinitokřemičitan je prakticky neaktivní. V hlinitokřemičitanových katalyzátorech obsahujících zeolit ​​se zdá, že úlohou kationtu kovu je zvýšit mobilitu protonů a stabilitu míst Bronstedovy kyseliny a rovněž vytvořit další počet míst kyseliny protonací molekul vody. rychlost reakcí na katalyzátoru obsahujícím zeolit ​​je o 2–3 řády vyšší než na amorfním. Katalyzátory s obsahem zeolitu mají zároveň vyšší tepelnou a mechanickou stabilitu než čisté zeolity.Kvalitativní stránka karbační teorie získala všeobecné uznání. Na jeho základě však není možné předpovědět kvantitativní výtěžnost produktů ani při krakování jednotlivých sloučenin. Je třeba poznamenat, že existence karbokationtů na povrchu aluminosilikátového katalyzátoru nebyla experimentálně prokázána. Je možné, že mezičásticemi při katalytickém krakování nejsou karbokationty (p-komplexy), pro jejichž vznik je nutné úplné přerušení heterolytické vazby, ale povrchové komplexní sloučeniny uhlovodíků s aktivními místy katalyzátoru.Takovými sloučeninami mohou být p-komplexy , jehož tvorba vyžaduje méně energie než pro tvorbu p-komplexů.Makrokinetika procesu.Katalytické krakování jako každý heterogenní katalytický proces probíhá v několika fázích: surovina vstupuje na povrch katalyzátoru (vnější difúze), proniká do póry katalyzátoru (vnitřní difúze), chemisorbuje na aktivních místech katalyzátoru a vstupuje do chemických reakcí. Dále dochází k desorpci krakovacích produktů a nezreagovaných surovin z povrchu, jejich difúzi z pórů katalyzátoru a odstraňování krakovacích produktů z reakční zóny.Nejpomalejší stupeň určuje rychlost procesu. Pokud proces probíhá v oblasti difúze, pak jeho rychlost závisí jen málo na teplotě. Pro zvýšení rychlosti je nutné použít katalyzátor s hrubými póry nebo vysoce mletý, například prachovitý, který zvětší povrch katalyzátoru Pokud je nejpomalejším stupněm chemická reakce, pak závisí rychlost procesu hlavně na teplotě. Zvyšovat rychlost je však možné zvýšením teploty pouze do určité meze, po které reakce přechází do oblasti difúze.Pro krakování ropných frakcí je prakticky nemožné popsat všechny chemické reakce. Obvykle se proto omezují na zvážení schémat, která zohledňují hlavní směry a výsledný efekt praskání. Ve většině případů je kinetika krakování ropných frakcí na katalyzátoru obsahujícím zeolit ​​reprezentována rovnicí prvního řádu Přesnějšího popisu kinetiky katalytického krakování ropných frakcí je dosaženo pomocí rovnic, které berou v úvahu deaktivaci katalyzátoru během reakce. Rychlost procesu a výtěžnost produktů krakování se výrazně liší v závislosti na kvalitě suroviny, vlastnostech katalyzátoru a úplnosti jeho regenerace, technologickém režimu a konstrukčních vlastnostech reakčního zařízení Katalytické krakování v průmyslu. Katalytické krakování na hlinitokřemičitanových katalyzátorech je jedním z nejvíce mnohotonážních procesů v průmyslu rafinace ropy. Účelem procesu je získání vysokooktanového benzínu z vakuových destilátů různých olejů, varu v rozmezí 300-500 °C. Katalytické krakování na katalyzátorech obsahujících zeolit ​​se provádí při 450-530 °C pod tlakem blízko atmosférickému (0,07-0,3 MPa). Kromě vysokooktanového benzínu produkují jednotky katalytického krakování také uhlovodíkový plyn, lehké a těžké plynové oleje. Množství a kvalita produktů závisí na vlastnostech zpracovávané suroviny, katalyzátoru a způsobu procesu.Uhlovodíkový plyn obsahuje 75-90 % frakce C3-C4. Používá se po separaci v procesech alkylace, polymerace, k výrobě ethylenu, propylenu, butadienu, isoprenu, polyisobutylenu, povrchově aktivních látek a dalších petrochemických produktů. Benzinová frakce (cca do 195 °C) se používá jako základní složka automobilových benzinů. Obsahuje areny 25-40, alkeny 15-30, cykloalkany 2-10 a alkany, hlavně izostruktura, 35-60 % (hmot.). Oktanové číslo frakce je 78-85 (podle motorické metody) Složky vroucí nad 195°C jsou rozděleny do frakcí. Při provozu podle volby paliva: 195-350 ° С - lehký plynový olej a > 350 ° С - těžký plynový olej; při práci podle petrochemické varianty: 195-270 °C, 270-420 °C a zbytek > 420 °C. Lehký plynový olej (195-350 °C) se používá jako složka motorové nafty a jako ředidlo při výrobě topných olejů. Cetanové číslo lehkého katalytického plynového oleje získaného z parafinických surovin je 45-56, z naftenoaromatického - 25-35. Frakce 195-270°C se používá jako flotační činidlo, frakce 270-420°C se používá jako surovina pro výrobu sazí. Zbytkové produkty (>350°C nebo >420°C) se používají jako složky kotlového paliva nebo suroviny pro procesy tepelného krakování a koksování.

Hydrorafinace ropy v rafinerii

Hydrorafinace se provádí na hydrogenačních katalyzátorech za použití sloučenin hliníku, kobaltu a molybdenu. Jeden z nejdůležitějších procesů při rafinaci ropy.

Úkolem procesu je čištění benzinu, petrolejových a naftových frakcí, jakož i vakuového plynového oleje od síry, dusíku obsahujících, dehtových sloučenin a kyslíku. Hydrorafinační zařízení mohou být napájena recyklovanými destiláty z krakovacích nebo koksoven, v tomto případě také probíhá proces hydrogenace olefinů. Kapacita zařízení existujících v Ruské federaci se pohybuje od 600 do 3000 tisíc tun ročně. Vodík potřebný pro hydrorafinační reakce pochází z katalytických reformátorů nebo se vyrábí ve speciálních závodech.

Surovina se mísí s plynem obsahujícím vodík o koncentraci 85-95 % objemových, pocházejícím z cirkulačních kompresorů, které udržují tlak v systému. Výsledná směs se zahřeje v peci na 280-340 °C v závislosti na surovině, poté vstupuje do reaktoru. Reakce probíhá na katalyzátorech obsahujících nikl, kobalt nebo molybden pod tlakem do 50 atm. Za takových podmínek dochází k destrukci sloučenin obsahujících síru a dusík za vzniku sirovodíku a amoniaku a také k nasycení olefinů. V procesu vlivem tepelného rozkladu vzniká nevýznamné (1,5-2%) množství nízkooktanového benzínu a při hydrorafinaci vakuového plynového oleje vzniká i 6-8% naftové frakce. Ve vyčištěné naftové frakci lze obsah síry snížit z 1,0 % na 0,005 % a níže. Procesní plyny se podrobují čištění za účelem extrahování sirovodíku, který se dodává k výrobě elementární síry nebo kyseliny sírové.

Hydrorafinace ropných produktů

Hydrorafinace je proces chemické přeměny látek působením vodíku za vysokého tlaku a teploty.

Hydrorafinace ropných frakcí je zaměřena na snížení obsahu sirných sloučenin v komerčních ropných produktech.

Vedlejšími účinky jsou nasycení nenasycených uhlovodíků, pokles obsahu pryskyřic, sloučenin obsahujících kyslík a také hydrokrakování molekul uhlovodíků. Nejběžnější proces rafinace ropy.

Následující ropné frakce jsou podrobeny hydrorafinaci:

1. Benzínové frakce (přímé a katalytické krakování);

2. Petrolejové frakce;

3. Motorová nafta;

4. Vakuový plynový olej;

5. Zlomky olejů.

Hydrorafinace benzinových frakcí

Jedná se o hydrogenační rafinaci primárních benzinových frakcí a katalytické krakování benzinových frakcí.

1. Hydrorafinace primárních benzinových frakcí.

Je zaměřen na získávání hydrogenačně rafinovaných benzinových frakcí - surovin pro reformování. Proces hydrorafinace benzinových frakcí je založen na reakcích hydrogenolýzy a částečné destrukce molekul v plynném médiu obsahujícím vodík, v důsledku čehož dochází k přeměně organických sloučenin síry, dusíku, kyslíku, chloru, kovů obsažených v surovině. na sirovodík, čpavek, vodu, chlorovodík a odpovídající uhlovodíky Kvalita paliva před a po hydrorafinaci:

Kvalita paliva před a po hydrorafinaci:

Parametry procesu: Tlak 1,8-2 MPa; Teplota 350-420 °C; Obsah vodíku ve WSG - 75 %; Rychlost cirkulace vodíku 180-300 m³/m³; Katalyzátor - nikl - molybden.

Typická procesní materiálová bilance:

Parametry procesu: Tlak 1,5-2,2 MPa; Teplota 300-400 °C; Obsah vodíku ve WSG - 75 %; Rychlost cirkulace vodíku 180-250 m³/m³; Katalyzátor - kobalt - molybden

Hydrorafinace motorové nafty. Hydrorafinace motorové nafty je zaměřena na snížení obsahu síry a polyaromatických uhlovodíků. Sloučeniny síry hoří za vzniku oxidu siřičitého, který s vodou vytváří kyselinu siřičitou, hlavní zdroj kyselých dešťů. Polyaromatic snižuje cetanové číslo. Vakuová hydrorafinace plynového oleje je zaměřena na snížení obsahu síry a polyaromatických uhlovodíků. Hydrogenačně rafinovaný plynový olej je surovinou pro katalytické krakování. Sloučeniny síry otravují krakovací katalyzátor a také zhoršují kvalitu cílového produktu katalytického krakování benzinu (viz Hydrorafinace benzinových frakcí).

Clausův proces (oxidační přeměna sirovodíku na elementární síru) při rafinaci ropy v rafineriích

Clausův proces je proces katalytické oxidační přeměny sirovodíku. Zdroj sirovodíku je přírodní a průmyslový. Přírodní zdroje jsou ropná a plynová pole, vulkanická činnost, rozklad biomasy atd. Průmyslové zdroje - zpracování ropy a plynu (hydrorafinační a hydrokrakovací procesy), metalurgie atd.

Sirovodík, získaný z hydrogenačních procesů pro zpracování kyselých a kyselých olejů, plynových kondenzátů a aminových úpraven ropy a zemních plynů, se obvykle používá v rafineriích k výrobě elementární síry, někdy k výrobě kyseliny sírové.

Způsoby využití sirovodíku a výroby síry

Kvůli zpřísnění ekologických předpisů lze k likvidaci kyselého plynu získaného regenerací použít následující metody:

Vstřikování do zásobníku (likvidace);

Zpracování na síru podle Clausovy metody s výrobou obchodovatelné síry v souladu s GOST 127.1 93 ÷ 127.5 93;

Oxidace H2S v kapalné fázi s výrobou nekomerční nebo komerční síry.

Podzemní vstřikování plynu

Podzemní skladování kyselého plynu jako způsob likvidace našlo široké uplatnění v Severní Americe a je zaváděno v západní Evropě a na Středním východě. Vstřikování za účelem likvidace kyselého plynu jako odpadního produktu se provádí v nádrži, která má dostatečnou absorpční kapacitu - například v neproduktivní nádrži, ve vyčerpaném ložisku plynu nebo ropy a také v některých nádržích na uhličitan nebo sůl.

Procesy podzemního skladování kyselého plynu byly aktivně vyvinuty v Kanadě a USA na konci 80. let, kdy byly ceny komerční síry nízké (respektive získávání malého množství komerční síry na polích bylo nerentabilní) a požadavky na ochranu životního prostředí a kontrola byly vždy vyšší. přísné ve vztahu k oblastem světa produkujícím ropu a zemní plyn. Pro výběr vhodného zásobníku pro likvidaci kyselého plynu jsou prováděny geologické studie včetně modelování. Typicky je zde možnost najít rezervoár pro uchování kyselého plynu, o čemž svědčí velké množství dokončených projektů v ropném a plynárenském průmyslu v Severní Americe – na cca 50 polích v Kanadě a 40 polích v USA. Ve většině případů je injektážní jamka umístěna ve vzdálenosti 0,1-4,0 km od instalace (v některých případech až 14-20 km), absorbující vrstva je umístěna v hloubce 0,6-2,7 km.

Například z úpravny plynu Shute Creek (plynové pole LaBarge, USA) je injektováno 1,8 2,5 milionů m3/den kyselého plynu (H2S 70 %); vstřikovací jednotka byla uvedena do provozu v roce 2005 jako náhrada za jednotku rekuperace síry (Clausovy procesy pro přeměnu H2S na síru a SCOT pro koncové plyny). Vstřikování kyselého plynu tak může být úspěšně použito v malých i velkých přidružených a úpravnách zemního plynu.

Způsob vstřikování kyselého plynu do zásobníku má mnoho technických vlastností. V procesu vývoje této metody v zahraničí byly nashromážděny značné zkušenosti, které lze využít při realizaci obdobných projektů v Ruské federaci a sousedních zemích. V Kanadě se v mnoha oborech proces provádí v klimatických podmínkách odpovídajících podmínkám Sibiře. Provozní a ekologické organizace v zahraničí monitorují možné úniky H2S a CO2 z podzemních zásobníků plynu. Dosud nebyly pozorovány žádné problematické případy a ekonomická a environmentální účinnost opatření vstřikování kyselého plynu je uznávána jako dobrá.

H2S + 0,502 → S + H2O.

Zjednodušená chemie procesu je následující:

2H2S + 4Fe3+ -> 2S+4H+ + 4Fe2+;

4H+ + 02 + 4Fe2+ → 2N20 + 4Fe3+;

H2S + 0,502 → S + H2O.

Ionty železa v roztoku jsou ve formě chelátového komplexu.

Příkladem úspěšné implementace chelátové metody může být technologie LO CAT od společnosti Merichem. Produktem získaným při regeneraci absorbéru je podle společnosti pevná síra („sírový koláč“) obsahující 60 % hlavní látky (v USA lze použít jako hnojivo). Pro získání čistšího produktu - technické síry podle GOST 127.1 93 - by technologické schéma mělo být doplněno o pračky, filtry a taviče, což snižuje náklady na chemikálie, ale zvyšuje kapitálové a provozní náklady.

Dalším příkladem komerčního procesu oxidace v kapalné fázi je Shell's SulFerox, který je obecně schematicky podobný procesu LO CAT a liší se složením reaktantů. Obrázek 2 ukazuje schematický diagram procesu LO CAT, Obrázek 3 ukazuje proces SulFerox.

Rafinace ropy v Rusku v rafinérii

Rafinace ropy v Rusku se provádí ve 28 velkých ropných rafinériích (rafinériích) a také ve více než 200 minirafineriích, z nichž méně než polovina funguje legálně. Celková kapacita rafinérských kapacit v Rusku je 279 mil. t. Největší kapacity na zpracování ropy se nacházejí ve federálních okresech Volha, Sibiř a Střední. V roce 2004 bylo konstatováno, že tyto tři okresy tvoří více než 70 % celkové kapacity ruské rafinace ropy.Hlavní výrobní závody se nacházejí především v blízkosti oblastí spotřeby ropných produktů: v evropské části země – v Rjazaň, Jaroslavl, Nižnij Novgorod, Leningradské oblasti, Krasnodarské území, na jihu Sibiře a Dálného východu - ve městech Omsk, Angarsk, Achinsk, Chabarovsk, Komsomolsk na Amuru. Kromě toho byly vybudovány rafinerie v Baškirsku, Samarském regionu a Permském území – regionech, které byly kdysi největšími centry těžby ropy. Následně, když se těžba ropy přesunula na západní Sibiř, kapacity na rafinaci ropy na Uralu a v oblasti Volhy se staly nadbytečnými. V současné době je trh s ropou a ropnými produkty v Rusku ovládán několika ropnými společnostmi s vertikálně integrovanou strukturou, které produkují a rafinují ropu , dále prodej ropných produktů, a to jak ve velkém, tak prostřednictvím vlastní dodavatelské a marketingové sítě. Situace na trhu s ropnými produkty zcela závisí na strategii ropných společností, která se formuje pod vlivem cen ropy, komoditní struktury a geografie poptávky Vertikálně integrované společnosti vlastní více než 70 % rafinérských kapacit země. Na začátku roku 2010 měly Rosněfť a LUKOIL největší instalované kapacity, jsou také lídry, pokud jde o objemy rafinace ropy, 49,6 milionů tun, respektive 44,3 milionů tun. Celkem se jedná o téměř 40 % surovin zpracovaných v Rusku.

Historie rafinace ropy v Rusku v rafinériích

Většina ropných rafinérií v Rusku se objevila ve dvou desetiletích po Velké vlastenecké válce. Od roku 1945 do roku 1965 bylo uvedeno do provozu 16 rafinérií.

Při výběru lokalit pro umístění ropných rafinérií jsme se řídili především zásadou blízkosti oblastí, kde se ropné produkty spotřebovávají. Rafinérie v regionech Rjazaň, Jaroslavl a Gorkij byly zaměřeny na Centrální ekonomický region; v Leningradské oblasti - do Leningradského průmyslového centra; na území Krasnodar - do hustě obydlené oblasti Severního Kavkazu, v oblasti Omsk a Angarsk - na potřeby Sibiře. Došlo však i k nárůstu produkce ropných produktů v místech těžby ropy. Do konce 60. let 20. století byla Uralsko-volžská oblast hlavní oblastí produkující ropu v zemi a nové rafinerie byly vybudovány v regionech Baškirsko, Kujbyšev a Perm. Tyto rafinerie pokrývaly nedostatek ropných produktů na Sibiři a dalších regionech Ruska a také ve svazových republikách bývalého SSSR.

V letech 1966-1991 bylo v SSSR postaveno 7 nových rafinerií, z toho 6 mimo RSFSR (v Lisičansku, Mozyru, Mazheikiai, Chardzhou, Chimkentu a Pavlodaru). Jedinou novou ropnou rafinérií postavenou po roce 1966 na území RSFSR byla Achinská ropná rafinérie, která byla uvedena do provozu v roce 1982. V roce 1979 byla navíc zorganizována rafinace ropy v Nižněkamsku (Nižněkamskneftechim), aby byla uspokojena poptávka po surovinách pro petrochemickou výrobu.V 90. letech došlo k prudkému poklesu produkce v rafinaci ropy. V důsledku prudkého snížení domácí spotřeby ropy s celkovou primární zpracovatelskou kapacitou 296 mil. tun ročně bylo v roce 2000 skutečně zpracováno 168,7 mil. tun, to znamená, že vytížení ropných rafinérií kleslo na 49,8 %. Ve většině rafinérií byla nadále zachována zaostalá struktura rafinace ropy s nízkým podílem destruktivních prohlubovacích procesů a sekundárních procesů zaměřených na zlepšení kvality produktů. To vše vedlo k nízké hloubce rafinace ropy a nízké kvalitě vyráběných ropných produktů. Hloubka rafinace ropy v roce 1999 činila v Rusku v průměru 67,4 % a pouze v rafinérii Omsk dosáhla 81,5 %, čímž se přiblížila západoevropským standardům.

V následujících letech se v rafinaci ropy objevil povzbudivý trend. Během období 2002–2007 byl pozorován stálý nárůst objemu rafinace ropy s průměrným ročním nárůstem asi 3 % v letech 2002–2004 a 5,5 % v letech 2005–2007. V roce 2005 bylo průměrné zatížení provozních rafinérií pro primární rafinaci 80 %, rafinérský objem vzrostl ze 179 v roce 2000 na 220 milionů tun v roce 2006. Výrazně vzrostly investice do rafinace ropy. V roce 2006 činily 40 miliard rublů, což je o 12 % více než v roce 2005. Zvýšila se také hloubka rafinace ropy.

Řada rafinérií prováděla výstavbu komplexů pro hlubinnou rafinaci ropy. V roce 2004 byl uveden do provozu vakuový hydrokrakovací komplex plynového oleje v rafinerii Perm (LUKOIL), Ryazan Rafinery (TNK-BP).

Koncem října 2010 uvedla Tatneft Group do provozu primární jednotku na rafinaci ropy s kapacitou 7 milionů tun ročně - součást komplexu ropných rafinérií a petrochemických závodů "TANECO" ve výstavbě v Nižněkamsku. Areál je zaměřen na hlubinné zpracování těžkého kyselého oleje, ze kterého je plánována výroba vysoce kvalitních ropných produktů včetně benzínu a motorové nafty normy Euro-5. Hloubka zpracování bude 97 %. Koncem roku 2010 začala Rafinerie ropy v Nižném Novgorodu vyrábět automobilový benzin Euro-4. V lednu 2011 začala rafinerie Saratov vyrábět motorovou naftu Euro-4.

Celkem v letech 2008-2010 ropné společnosti investovaly do modernizace rafinérií 177 miliard rublů. V tomto období bylo v rafineriích vertikálně integrovaných ropných společností postaveno šest nových a zrekonstruovaných deset provozních jednotek na výrobu kvalitních motorových paliv.

V polovině roku 2011 bylo zjištěno, že ve většině velkých ropných rafinérií v Rusku probíhá modernizace.

8. července 2011 Putin uspořádal schůzku o stavu rafinace ropy a trhu s ropnými produkty v Ruské federaci. Putin uvedl, že je nutné zvýšit hloubku rafinace ropy tak, aby plně pokryla potřeby domácího trhu s ropnými produkty. Podle Putina je nutné se vypořádat se zvyšováním objemu rafinace ropy, konkrétně druhotného zpracování, a to i prostřednictvím takových technologických procesů, jako je izomerizace, reformování a krakování. Navrhl zahájit postupnou konvergenci cel na ropu a produkty z tmavé ropy. Původně se podle Putina navrhuje snížit vývozní clo na ropu na 60 % a stanovit sazbu vývozního cla na ropné produkty na 66 % sazby vývozního cla na ropu a od roku 2015 dosáhnout stejných sazeb na topný olej a ropa. Putin řekl, že proces modernizace rafinace ropy by měl být pod co nejpečlivější kontrolou jak samotnými společnostmi, tak státní kontrolou a všechny společnosti by měly předkládat konkrétní programy na rekonstrukci a rozvoj rafinérií.

V roce 2011 byly uzavřeny tripartitní modernizační dohody (ropných společností, vlády a Federální antimonopolní služby), které stanoví, že do roku 2015 Rusko vyrobí asi 180 milionů tun lehkých ropných produktů. Dohody uváděly, že při modernizaci rafinérie na období do roku 2020 ropné společnosti zrekonstruují a postaví v rafinérii 124 sekundárních technologických jednotek. Ministerstvo energetiky Ruska zajišťuje neustálou kontrolu a v rámci své kompetence sleduje realizaci programů modernizace kapacit na zpracování ropy a zprovoznění nových rafinérských kapacit za účelem plnění Putinových pokynů z 8. července 2011 a 28. prosince 2011.

Na konci srpna 2011 Putin podepsal vládní dekret č. 716, kterým se stanoví nový postup pro výpočet vývozních cel na ropné produkty. Rezoluce byla přijata jako součást zavedení takzvaného schématu „60-66“, jehož cílem je stimulovat rozvoj průmyslu a zvýšit hloubku rafinace ropy. Podle tohoto schématu byla od 1. října 2011 zvýšena cla na vývoz produktů z tmavé ropy (topný olej, benzen, toluen, xyleny, vazelína, parafín a mazací oleje), jakož i na motorovou naftu ze 46,7 % daň z ropy na 66 %. Zároveň bylo sníženo vývozní clo na ropu v rámci režimu 60-66, aby byly ropným společnostem kompenzovány náklady, které by jim vznikly v souvislosti se zvýšením cel na ropné produkty. Dříve se sazba vypočítávala pomocí vzorce „cena ropy na základě sledování za předchozí měsíc plus 65 % rozdílu mezi touto cenou a 182 USD za 1 tunu (25 USD za 1 barel – cena brána jako hlavní)“, nyní Ve vzorci se objeví 60 % cenového rozdílu. Dle vyhlášky č. 716 se od 1. ledna 2015 zvýší clo na tmavé ropné produkty na 100 % daně na ropu, clo na světlý olej se nemění.

Program modernizace rafinérie pro rok 2011 byl plně realizován ropnými společnostmi. Rosněfť zrekonstruovala pět jednotek na rafinaci ropy: jednu hydrokrakovací jednotku, jednu hydrorafinační jednotku nafty v rafinérii Kujbyšev a tři jednotky katalytického reformování v rafinériích Kujbyšev, Syzran a Komsomolsk. V roce 2011 byla navíc v předstihu uvedena do provozu izomerizační jednotka v rafinérii OAO Slavněfť-YaNOS s kapacitou 718 000 tun ročně. Podle výsledků roku 2011 byl plán výroby paliva, který byl základem modernizačních smluv, dokonce ze strany společností přeplněn. Motorové nafty se tak vyrobilo o 1,8 milionu tun více, než bylo oznámeno. Anatolij Golomolzin, zástupce vedoucího FAS, řekl: „Ve skutečnosti se ruské společnosti poprvé po mnoha letech začaly vážně zabývat rafinací ropy. Investovat do modernizace vůbec nepovažovali za nutné a preferovali jednodušší cesty. Vyráběli například topný olej a vyváželi ho. Ale poté, co byla vyrovnána vývozní cla na tmavé a světlé ropné produkty, stalo se nerentabilní jezdit na topný olej. Nyní je z ekonomického hlediska zajímavější vyrábět produkty s hlubším stupněm zpracování. Současný systém spotřebních daní navíc povzbuzuje ropné společnosti k výrobě vysoce kvalitních lehkých ropných produktů.

K jaru 2012 probíhaly práce na rekonstrukci a výstavbě 40 bloků, jejichž uvedení do provozu je plánováno na období 2013-2015; výstavba sekundárních technologických bloků, které měly být uvedeny do provozu v letech 2016-2020, byla převážně ve fázi plánování nebo základního návrhu.

V polovině roku 2012 bylo konstatováno, že modernizace rafinérie probíhá v rámci stanoveného programu.

Na konci roku 2012 ruský ropný rafinérský průmysl vytvořil rekord v objemu rafinace ropy za posledních 20 let a poprvé za posledních pět nebo šest let se vyhnul podzimní krizi na trhu s benzínem.

Zdroje článku „Ropná rafinérie (Oil Rafinery) je“

en.wikipedia.org – bezplatná encyklopedie

ngfr.ru - vše o ropě a plynu

youtube.ru - hosting videa

newchemistry.ru - vývojové diagramy ropných rafinérií

ecotoc.ru - environmentální technologie

atexnik.ru - vzdělávací a informační portál

newsruss.ru - Ruský průmysl zpracování ropy

Napsáno 6. července 2016

Podle webu Státního dopravního inspektorátu se počet aut v Rusku za poslední rok zvýšil o více než 1,5 % a dosáhl 56,6 mil. Každý den tankujeme do aut benzín a naftu, ale málokdo ví, jaké obtížná cesta, kterou olej prochází, než vstoupí na čerpací stanici. Jeli jsme do největší ropné rafinerie v zemi – rafinérie Gazprom Neft-Omsk. Tam nám bylo podrobně řečeno, co se děje s ropou a jak se objevuje vysoce kvalitní benzín Euro-5, který splňuje evropské ekologické normy.

Dnes si povíme, jak se ropa zpracovává.

Podle průzkumů veřejného mínění jsou si obyvatelé Omsku jisti, že rafinerie je něco, co je jednoznačně spojeno s městem. Stejně jako hokejový klub Avangard.

Omská ropná rafinérie je jedním z nejvýkonnějších průmyslových odvětví v zemi. Objem rafinace ropy dosahuje 21 milionů tun ročně.

Závod zaměstnává 2826 lidí. Řeknete si, že to je pro největší ruskou rafinerii málo. Má to však svůj důvod: výroba v rafinérii Omsk je technologicky nejvyspělejší, jak je to jen možné, a údržbu a kontrolu procesů vyžaduje profesionálové.

V roce 2008 začala rozsáhlá modernizace ONPZ. První etapa byla dokončena v roce 2015. Průběžné výsledky jsou působivé: závod zcela přešel na výrobu motorových paliv ekologické třídy Euro-5 a dopad na životní prostředí se snížil o 36 %. A to i přesto, že objem rafinace ropy vzrostl o více než třetinu.

Před samotným začátkem prohlídky jsme si představili určitý obrázek. Hlavou mi probleskovaly obrazy obrovských dílen, kde se ropa přelévá z jedné obrovské nádrže do druhé. A to vše se odehrává v hustých oblacích páry, z nichž výjimečně vykukují zachmuřené tváře dělníků. Čekali jsme také, že ucítíme specifickou vůni benzínu a někdo si už v duchu zkoušel plynovou masku.

Ve skutečnosti procesy rafinace ropy na obrovské ONPZ vypadají úplně jinak. Vzduch je čistý, bez nepříjemných pachů. V okolí jsme skoro žádné lidi neviděli. Všechny tajemné proměny se skrývají uvnitř nádrží, potrubí a ropovodů. Každá instalace má servisní místo se specialisty, kteří sledují procesy.

Vstup na území rafinerie je přísně regulován - nikdo vás nepustí přes kontrolní stanoviště bez speciálního povolení. V továrně jsme strávili jen pár hodin. I přes relativně krátkou dobu návštěvy dostali bezpečnostní instruktáž. Na území závodu platí nejpřísnější pravidla ochrany práce, mezi nimiž je povinná přítomnost kombinéz.

Každý výrobní řetězec je sledován „mozkem“ Omské rafinérie – společným dispečinkem.

Všichni chápeme, že jak samotná ropa, tak produkty vyráběné Omskou ropnou rafinérií jsou hořlavé a výbušné. Proto jsou všechny procesy v závodě prováděny s nejpřísnějším dodržováním norem a pravidel průmyslové a ekologické bezpečnosti. Jako příklad - společný dispečink, jehož hlavním účelem je ochrana personálu v případě nouze.

Jeho dveře vypadají spíše jako vchod do bankovního trezoru a všechny stěny jsou monolitické, 1,5 metru silné. Úroveň tlaku je ve velínu vyšší než venku. To se děje tak, aby se v případě odtlakování zařízení nedostaly dovnitř škodlivé plyny.

Pracují zde nejkvalifikovanější zaměstnanci závodu, kteří řídí veškeré technologické procesy rafinérie. Monitory zobrazují informace o stavu zařízení v různých oblastech závodu a pomocí četných videokamer jsou instalace monitorovány v reálném čase.

Elitu mezi technology tvoří ti, kteří spouštějí továrny. Když je instalace již odladěna, je nutné pouze udržovat její provoz. To samozřejmě také vyžaduje vysokou kvalifikaci, ale ze široké škály procesů probíhajících na území každé rafinérie je údržba běžícího závodu nejjednodušší. Nejobtížnější je odladit a spustit nový: riziko mimořádných situací je v tomto období vysoké.

Oleg Belyavsky má na starosti závod. Zná všechny procesy probíhající v podniku, „od“ a „do“. Oleg Germanovich začal pracovat v Omské ropné rafinerii v roce 1994 jako vedoucí jedné z rozestavěných jednotek. Během dlouhých let své profesionální kariéry jich Belyavsky spustil desítky – nejen v Rusku, ale i v zahraničí. V roce 2011 se stal ředitelem.

Vedle velínu je gigantický závod na primární zpracování surovin AVT-10. Jeho kapacita je 23,5 tisíce tun za den. Zpracovává se zde ropa, která se v závislosti na bodu varu a hustotě dělí na frakce: benzín, petrolej, mazací oleje, parafín a topný olej.

Mnoho procesů v závodě je zaměřeno nejen na výrobu produktu z ropy, ale především na jeho oddělení s nejvyšší kvalitou. K tomuto účelu slouží například jednotka AT-9, na jejímž základě funguje od roku 2015 elektrická jednotka na odsolování oleje a výměníky tepla. Díky tomu se z příchozích surovin získává maximální možné množství ropných produktů.

Po primárním zpracování se získá meziprodukt. Každá část „separovaného“ oleje je podrobena několika dalším typům čištění a zpracování a teprve poté je odeslána do komerční výroby a odeslána spotřebitelům.

Téměř hlavní fází recyklace je katalytické krakování. Jedná se o úpravu vakuového plynového oleje pomocí katalyzátorů při velmi vysokých teplotách. Výstupem jsou vysoce kvalitní, „čisté“ složky motorového paliva: vysokooktanový benzín, lehký plynový olej a nenasycené mastné plyny.

Omská ropná rafinérie je jedinou rafinérií v zemi, která vyrábí krakovací katalyzátory. Bez tohoto komponentu je výroba benzinu ekologické třídy Euro-5 nemožná. V současné době většina tuzemských závodů nakupuje tento produkt v zahraničí a pouze Omská ropná rafinérie používá vlastní katalyzátor a dodává jej i některým dalším podnikům.
Pro zvýšení výroby katalyzátorů a jejich dodávky do celého ruského ropného rafinérského průmyslu se zde staví nová továrna na katalyzátory - do roku 2020 ji plánují dokončit. Ruské ministerstvo energetiky udělilo projektu národní status.

Vzorky omských katalyzátorů byly testovány v nezávislé laboratoři v Řecku. Výsledky výzkumu potvrdily, že patří k nejlepším na světě. Jakmile bude továrna na katalyzátory spuštěna, Rusko se stane absolutně nezávislým na dovozu.

Vývoj katalyzátorů je složitý molekulární proces. Dělá to Institut problémů zpracování uhlovodíků Ruské akademie věd, který také sídlí v Omsku. Tvorba "prášku" (totiž katalyzátor má takovou konzistenci) probíhá ve vědecké laboratoři za použití unikátních technologických zdrojů.

Každé ze zařízení má název, který je ve své složitosti děsivý. Přívlastek „unikátní“ zde není pro krásu: většina přístrojů používaných v laboratoři jsou jednotlivé kopie.

Vezměme si příklad. Jedná se o vysoce výkonný kapalinový chromatograf, který se používá ke studiu složitých organických směsí včetně benzinu. S jeho pomocí laborant co nejpřesněji určí, z jakých složek se skládá motorové palivo.

Dalším příkladem, pokud jste ještě schopni vnímat taková jména, je elektronový paramagnetický rezonanční spektrometr. Podrobně zkoumá koncentraci určitých složek již v katalyzátoru.

Dobrou zprávou je, že mnoho výzkumníků a laboratorních asistentů jsou mladí lidé.

Nejdůležitější osobou v celém složitém systému vývoje katalyzátorů je Vladimir Pavlovič Doronin. Oficiálně je Vladimir Pavlovich předním výzkumníkem, ve skutečnosti je hlavním „motorem“ všech procesů výroby katalyzátorů. Americké společnosti pilně pronásledovaly Vladimira Pavloviče a nabízely za jeho práci báječné peníze („20 full-frame fotoaparátů“, podle Doronina), ale vědec se rozhodl zůstat v Rusku.

Komponenty, ze kterých je syntetizován katalyzátor.

Tak vypadá „bílé zlato“ Omské ropné rafinérie – před vámi je stejný katalyzátor.

V roce 2010 byla v závodě spuštěna izomerizační jednotka Isomalk-2. Vyrábí izomerizát - vysokooktanovou složku komerčního benzínu s minimálním obsahem síry a aromatických uhlovodíků. To umožňuje získat benziny s vysokým oktanovým číslem páté ekologické třídy.

Izomerizační rostlinný park. Tyto „bílé koule“ uchovávají plyn a lehké benziny.

Zpočátku je oktanové číslo surovin nízké (to znamená, že se palivo hůře zapaluje). Izomerizace je jedním ze sekundárních stupňů rafinace ropy. Je zaměřen na zvýšení oktanového čísla. Nejprve se hydrogenuje pentanohexanová frakce (přírodní benzín). Mimochodem, nezaměňovat s vodou, „hydro“ v tomto případě znamená „vodík“. V procesu hydrorafinace se ze suroviny odstraňují sloučeniny obsahující síru a dusík. Ve skutečnosti síra, která je vytažena ve fázi jakékoli hydrorafinace, se následně nedostane do atmosféry a nevyleje se na naši hlavu jako „kyselý déšť“. Úspěšně také zachránil miliony motorů před korozí.

Hydrorafinace zlepšuje kvalitu frakce a činí její složení vhodným pro izomeraci pomocí platinových katalyzátorů. Proces izomerizace mění uhlíkový skelet – atomy ve sloučenině jsou uspořádány jinak, ale nedochází ke změně složení a molekulové hmotnosti. Výstupem je vysokooktanová složka.

Izomerizace probíhá ve dvou reaktorech s platinovými katalyzátory ruské výroby. Celý proces byl vyvinut u nás, což je dnes vzácnost: mnoho izomerizačních jednotek, které se používají v ruských závodech, bylo přivezeno ze zahraničí. Postupně, díky zkušenostem ONPZ, dochází k substituci importu. Zařízení zpracuje 800 tisíc tun ročně a je považováno za největší v Evropě. Nyní se Indie aktivně zajímá o získání této technologie.

Dále na trase je miliontá reformní jednotka. „Milion“, protože roční kapacita zařízení odpovídá 1 milionu tun surovin ročně. Zařízení bylo rekonstruováno v roce 2005. Vyrábí se zde vysokooktanová přeformátovaná složka s oktanovým číslem 103-104. Jedná se o jednu z hlavních složek vysoce kvalitního vysokooktanového benzínu.

To vše jsou součásti obrovského komplexu pro hloubkové zpracování topného oleje "KT-1.1", který lze bezpečně nazvat závodem v závodě. Kombinuje řadu technologických postupů. Za jeden rok komplex umožnil dramaticky zvýšit hloubku rafinace ropy. Zde se zpracovává topný olej a vyrábí se vakuový plynový olej. Pomocí katalytického krakování se také vyrábí benzín s oktanovým číslem 92. Podle výsledků z roku 2015 byla hloubka rafinace ropy v rafinérii Omsk 91,7 %, to znamená, že rafinerie je lídrem v Rusku v roce z hlediska efektivity využití surovin.

Závod dbá nejen na technologické postupy, ale také na jejich vliv na životní prostředí města a jeho obyvatel. Na ONPZ existuje několik typů environmentální kontroly. Například studny, pomocí kterých se sleduje stav zemních půd. V okolí závodu je sedm stanovišť nezávislé laboratoře – denně provádějí analýzy 13 indikátorů.

Podle výsledků nezávislého monitorování je vzduch v Gazpromněfti-ONPZ čistý.

Omská ropná rafinérie je podnik, který má již dnes velký význam pro celé odvětví. A za pět let, až budou dokončeny všechny modernizační práce, bude pokroková nejen v rámci země, ale po celém světě. Bude zajímavé tuto moderní výrobu navštívit a výsledek vidět na vlastní oči. Pokud se taková příležitost naskytne, nenechte si ji ujít.

Klikněte na tlačítko a přihlaste se k odběru How It's Made!

Pokud máte produkci nebo službu, o které chcete našim čtenářům říci, napište Aslanovi ( [e-mail chráněný] ) a uděláme nejlepší reportáž, kterou uvidí nejen čtenáři komunity, ale i stránky Jak se to dělá

Přihlaste se také k odběru našich skupin v facebook, vkontakte,spolužáci a dovnitř google+plus, kde budou zveřejněny to nejzajímavější z komunity plus materiály, které zde nejsou a video o tom, jak to v našem světě chodí.

Klikněte na ikonu a přihlaste se!

Moskevská rafinérie (JSC "Gazpromneft-MNPZ") – ropná rafinérie Gazpromu Neft – je jednou z největších rafinérií v zemi, pokud jde o rafinaci ropy.

O MNPZ

Moskevská ropná rafinérie již řadu let sebevědomě hájí svou pozici lídra ve výrobě motorové nafty, vysokooktanového benzínu a silničního asfaltu. Závod má přirozeně významný vliv na celkovou ekonomickou situaci v regionu, protože je největším daňovým poplatníkem v moskevské oblasti. Organizace je právem považována za jednu z nejúspěšnějších a nejslibnějších v hlavním městě díky tomu, že plně zajišťuje třetinu trhu s pohonnými hmotami vlastními produkty.

V současné době zahrnuje sortiment výrobků vyráběných závodem 30 položek, mezi nimi:

• motorový benzín;
• nafta;
• Tryskové palivo;
• letecké palivo;
• domácí zkapalněný plyn;
• silniční bitumen;
• oleje a topný olej;
• hořlavé plyny;
• ropný koks a další.

Materiální a technické zabezpečení podniku svědčí o seriózním přístupu managementu k výrobnímu procesu. Každá fáze rafinace ropy je doprovázena využitím modernizovaných zařízení a inovativních technologií. Zaměstnanci ústavu mají k dispozici moderní zařízení na destilaci ropy a benzinu, reformování a katalytické krakování, hydrorafinaci benzinových frakcí, spalovací a kombinovaná zařízení.

Nepřetržitý výzkum zaměřený na zlepšení efektivity výrobních procesů probíhá současně v 6 laboratořích moskevské rafinérie:

• Testování a výzkum ropy;
• Výzkum různých paliv a bitumenu;
• Studie plynů a síry;
• Kontrola komoditních produktů rafinace ropy;
• Chemický výzkum odpadních vod a atmosférického vzduchu;
• Monitorování pracovních postupů.

Od roku 2011 společnost Gazprom Neft provádí komplexní modernizaci moskevské ropné rafinérie s celkovými náklady více než 250 miliard rublů. Závod se důsledně zbavuje zastaralých výrobních zařízení a aktivně zavádí moderní průmyslové komplexy.Díky realizovaným projektům již společnost snížila svůj dopad na životní prostředí o 50 %. Účelem modernizace je dosažení nejlepších standardů efektivní výroby a ekologické bezpečnosti.

Oficiální stránka

Podrobnější informace o činnosti Moskevské ropné rafinérie naleznete na jejích oficiálních stránkách.

Zde se také můžete seznámit s historií podniku, legislativním rámcem jeho fungování, prohlédnout si zprávy o provedené práci, přečíst si aktuality.

Kromě toho ve speciální sekci „Kariéra“ můžete vidět seznam volných pracovních míst a seznámit se s ustanoveními stávajících programů pro přilákání mladých odborníků.

Kontakty MNPZ: adresa, telefon, oficiální stránky

Rafinerie

(Ropná rafinerie)

Rafinérie je průmyslová rafinérie ropy

Rafinérie ropy - průmyslový podnik na zpracování ropy a ropných produktů

Rafinérie palivového profilu Rafinérie palivového a olejového profilu Palivový a petrochemický profil rafinérie Příprava surovin pro proces katalytického krakování v rafinérii Krakování ropy v rafineriích Katalytické v rafinérii Hydrorafinace ropných produktů Podzemní vstřikování plynu Schéma Clausova procesu

Ropná rafinérie je definice

ropná rafinérie (rafinérie)(Rafinérie ropy) je průmyslový společnost, jehož hlavní funkcí je rafinace ropy, letectví, motorová nafta, mazací oleje, maziva, bitumen, ropný koks, petrochemické suroviny. Výrobní cyklus rafinerie obvykle sestává z přípravy surovin, primární destilace černého zlata a sekundárního zpracování ropných frakcí: katalytické praskání, katalytické reformování, koksování, visbreaking, hydrokrakování, hydrorafinace a mísení složek hotových ropných produktů.

Hlavními typy rafinérských produktů jsou dnes benzín, nafta, petrolej, topný olej.

Závody na zpracování ropy (rafinérie) jsou kombinací jednotek na zpracování ropy, jakož i pomocných a údržbových služeb, které zajišťují normální fungování podniky a výroba ropných produktů. Rafinérie vyrábí také ropné produkty pro petrochemii a v posledních letech i spotřební zboží. Hlavní charakteristiky rafinérie jsou: kapacita rafinace, výkon a hloubka čištění ropy.

Procesní výkon. Moderní ropné rafinérie se vyznačují vysokou kapacitou jak podniku jako celku (počítáno v milionech tun ročně), tak i technologických procesů. Kapacita rafinérie závisí na mnoha faktorech, především na potřebě ropných produktů v ekonomické oblasti jejich spotřeby, dostupnosti surovin a energetických zdrojů, vzdálenosti přepravy a blízkosti sousedních podobných podniků. Spolu se závody zpracovávajícími 5-15 milionů tun černé zlato za rok existují obří závody zpracovávající 20-25 milionů tun ročně a malé závody zpracovávající 3-5 milionů tun ročně.

Rozsah vyráběly ropné produkty. Rozsah vyrobené ropné produkty má zpravidla asi sto položek. Podle vyráběných produktů se rafinérie obvykle zařazují do těchto skupin: rafinerie palivového profilu, rafinerie topného oleje, palivově-petrochemické rafinérie (petrochemické závody), palivové-ropné-petrochemické rafinérie. Nejrozšířenější jsou rafinérie palivového profilu, protože největší spotřebu mají motorová paliva. Komplexní zpracování ropných surovin (tj. palivo-olej-petrochemie) je efektivnější než vysoce specializované zpracování, například čistě palivové.

Charakteristika ropných rafinérií

Závody na rafinaci ropy se vyznačují možností rafinace ropy a její hloubkou. Druhá skupina ukazatelů ve fázi návrhu rafinérie určuje výběr určitých technologií pro získání odpovídajících obchodovatelných produktů Možnosti rafinace ropy: palivo, topný olej a palivo-petrochemická Hloubka rafinace ropy - výtěžnost ropných produktů na olej, v % hmotnostních mínus topný olej a plyn.

Profily rafinérií

Dnes se hranice mezi profily stírají, podniky se stávají univerzálnějšími. Například dostupnost katalytického krakování v rafinériích umožňuje zavést výrobu polypropylenu z propylenu, který se získává ve významných množstvích při krakování jako vedlejší produkt. produkt.

V ruském průmyslu rafinace ropy se rozlišují tři profily ropných rafinérií v závislosti na schématu rafinace ropy: palivo, topný olej, palivo-petrochemický.

Je to ropná rafinérie

Rafinérie palivového profilu

Hlavním produktem rafinerií palivového profilu jsou různé druhy paliv a uhlíkových materiálů: motorové palivo, topný olej, hořlavé plyny, bitumen, ropný koks atd.

Sada zařízení zahrnuje: povinné — destilace černého zlata, reformování, hydrorafinace; dále - vakuová destilace, katalytické krakování, izomerizace, hydrokrakování, koksování atd.

Příklady rafinerií: Moskevská rafinérie, Achinská rafinérie atd.

Je to ropná rafinérie

Sada zařízení zahrnuje: povinné — destilace černého zlata, reformování, hydrorafinace; dále - vakuová destilace, katalytické krakování, izomerizace, hydrokrakování, koksování atd. V rafinérii palivového profilu jsou hlavními produkty různé druhy paliv a uhlíkatých materiálů: motorové palivo, topný olej, hořlavé plyny, bitumen, ropný koks, atd. Odsolený z ELOU jde do atmosféricko-vakuové destilace černého zlata, která se v ruských rafinériích označuje zkratkou AVT - atmosféricko-vakuová trubková. Tento název je dán tím, že ohřev surovin před jejich dělením na frakce se provádí ve svitcích trubkových pecí kvůli teplu spalování paliva a teplu spalin.

AVT se dělí na dva bloky – atmosférickou a vakuovou destilaci.

1. Atmosférická destilace

Atmosférická destilace je určena pro výběr lehkých ropných frakcí - benzinu, petroleje a nafty, vroucích do 360°C, jejichž potenciální výtěžnost je u ropy 45-60%. Zbytek atmosférické destilace - topný olej.

Je to ropná rafinérie

Destilace ropy v ropné rafinérii

Po odstranění solí a vody je olej připravený v ELOU dodáván do primárních destilačních jednotek k rozdělení na destilační frakce, topný olej a dehet. Získané frakce a zbytek zpravidla nesplňují požadavky GOST pro komerční n / a, proto se pro jejich zlepšení a prohloubení rafinace ropy používají produkty získané v jednotkách AT a AVT jako surové materiály pro sekundární (destruktivní) procesy.

Technologie primární destilace černého zlata má řadu zásadních vlastností vyplývajících z povahy surovin a požadavků na výsledné produkty. Ropa jako surovina pro destilaci má následující vlastnosti:

Má nepřetržitý tok

Nízká tepelná stabilita těžkých frakcí a zbytků obsahujících značné množství komplexních málo těkavých pryskyřično-asfaltových a sirných, dusíkatých a organokovových sloučenin, které prudce zhoršují provozní vlastnosti n/a a brání jejich následnému zpracování. Protože teplota tepelné stability těžkých frakcí přibližně odpovídá teplotní hranici dělení černého zlata mezi motorovou naftu a topný olej podle křivky ITC, primární destilace černého zlata na topný olej se obvykle provádí za atmosférického tlaku a destilace topného oleje ve vakuu. Také tato volba je dána nejen tepelnou stabilitou těžkých frakcí černého zlata, ale také technickými a ekonomickými ukazateli separačního procesu jako celku. V některých případech je teplotní dělení černého zlata určeno požadavky na kvalitu zbytku, např. při destilaci černého zlata k získání kotlového paliva je teplota okrajštěpení prochází asi 300 0C, tzn. asi polovina frakce motorové nafty se odebírá s topným olejem k výrobě paliva pro kotle.

V posledních letech rozšiřovat zdroje motorové nafty a také suroviny pro katalytické krakování - nejdůležitější a zvládnutý proces prohlubující rafinaci ropy - na jednotkách AT a AVT, stále hlubší výběr naftové frakce a vakuového plynového oleje a pro získání kotlového paliva o dané viskozitě se používá proces visbreakingu těžký zbytek vakuové destilace. Otázka zdůvodnění a volby teplotní hranice dělení černého zlata tedy závisí na možnostech technologických schémat zpracování topného oleje a možnostech rafinace ropy obecně. Obvykle se destilace černého zlata a topného oleje provádí za atmosférického tlaku a ve vakuu při maximální (bez krakování) teplotě ohřevu suroviny se stripováním lehkých frakcí parou. Složité složení destilačních zbytků také vyžaduje, aby společnost z nich jasně oddělovala destilační frakce, včetně vysoce účinné separace fází při jediném odpaření surovin. K tomu jsou instalovány přepážkové prvky, které umožňují zabránit strhávání kapek proudem páry.

Rýže. Schématická schémata atmosférické kolony pro destilaci černého zlata (a) a vakuové kolony pro destilaci topného oleje (b):

1 - výkonová část; 2 - separační sekce; 3 - komplexní sloupec; 4 – boční odizolovací sekce; 5-spodní část odizolování;

Olej ohřátý v peci vstupuje do vstupní sekce 1 komplexní kolony 3, kde se jednou odpaří a v separační sekci 2 se oddělí pára destilační frakce od topného oleje. Páry, stoupající z plnicí sekce směrem k refluxu, jsou separovány rektifikací na cílové frakce a lehce vroucí frakce jsou separovány z topného oleje v důsledku stripování párou ve spodní stripovací sekci 5. Odhánění nízkovroucích frakcí bočních pásů se provádí v bočních vytěsňovacích sekcích (sloupcích) 4 vodní párou nebo "hluchým" ohřevem. Zavlažování v komplexní koloně 3 je vytvořeno kondenzací par v horní části kolony a v jejích mezilehlých sekcích. Obdobně je organizován proces separace topného oleje ve vakuové koloně Efektivní separace fází v plnicí části komplexní kolony je dosažena instalací speciálních separátorů kapalin a proplachováním proudu par proudící kapalinou. K tomu je provozní režim kolony zvolen tak, že hlen Fn proudí ze spodní separační sekce komplexní kolony do spodní stripovací sekce, jehož množství je způsobeno určitým přebytkem jednorázového odpařování. Pokud vezmeme náklady na přebytečné jednotlivé odpařování rovné Fn = (0,05-0,07) F, pak by měl být podíl destilace suroviny o Fn vyšší než výběr frakce destilátu. firmy oplach blatníku a separace fází po jediném odpaření, frakce těžkého destilátu obsahuje malé množství dehtového asfaltenu, síry a organokovových sloučenin. průmysl destilační kolony poskytují požadovaný stupeň separace destilátových frakcí při optimální náklady teplo potřebné pro tak energeticky náročné procesy, jako je primární destilace černého zlata a topného oleje.

Klasifikace jednotek primární destilace ropy v rafinériích

Technologická schémata primárních destilačních jednotek černého zlata se obvykle vybírají pro konkrétní možnost rafinace ropy:

palivo,

Palivo a olej.

Při mělké rafinaci ropy podle varianty paliva se její destilace provádí na jednotkách AT (atmosférické trubice); pro hloubkové zpracování - v závodech AVT (atmosférické vakuové trubice) palivové verze a pro zpracování podle olejové verze - v závodech AVT v olejové verzi. V závislosti na možnosti rafinace se získávají různé frakce paliva a oleje a u jednotek AT s možností mělkého paliva se získávají složky motorového paliva a získává se zbytkový topný olej (palivo do kotle). Podle varianty hlubinného paliva se na atmosférické jednotce získávají frakce benzínu, petroleje a nafty a topný olej je dále zpracováván na jednotkách vakuové destilace s oddělením široké destilační frakce a dehtu s následným jejich krakováním. velké jednotkové kapacity je vhodné použít kombinované technologické schéma primární destilace černého zlata, které zajišťuje současnou nebo oddělenou výrobu černého zlata spolu s palivovými frakcemi širokých a úzkých ropných frakcí. Základní technologická schémata těchto instalací jsou znázorněna na obr. Rafinace ropy se podle tohoto schématu provádí ve třech stupních: atmosférická destilace pro získání palivových frakcí a topného oleje, vakuová destilace topného oleje pro získání úzkých ropných frakcí a dehtu a vakuová destilace směsi topného oleje a dehtu, popř. k získání široké ropné frakce a těžkého zbytku používaného k výrobě dehtu .

Rýže. Obr. 2. Schémata zařízení pro primární destilaci černého zlata podle varianty paliva pro mělké zpracování AT (a), varianty paliva pro hloubkové zpracování AVT (b) a varianty topný olej (c): Obr.

1 - atmosférický sloupec; 2-odizolovací sekce; 3 - vakuová kolona;

I — olej; II – lehký benzín; III - uhlovodíkový plyn; IV – těžký

benzín; V – vodní pára; VI — petrolej; VII – lehká motorová nafta; VIII – těžká motorová nafta; IX - topný olej; X – nekondenzovatelné plyny a vodní pára do systému vytvářejícího vakuum; XI - široká olejová frakce; XII - dehet; XIII - světle mastná destilát; XIV - střední olej; XV - těžký ropný destilát.

Použití dvou stupňů vakuové destilace se současnou nebo oddělenou výrobou širokých a úzkých ropných frakcí dává instalacím AVT významnou technologickou flexibilitu. 3.

Rýže. 3. Kombinované schéma instalace AVT:

1 - elektrický dehydratátor; 2 - stabilizační kolona; 3 – atmosférický sloupec;

4 - sekce odizolování; 5 – vakuová kolona prvního stupně; 6 – stupeň II vakuové kolony;

1-olej; II - lehký stabilní benzín; III – zkapalněný plyn; IV - uhlovodíkový plyn; V - těžký benzín; VI – vodní pára; VII-; VIII - lehká motorová nafta; IX – těžká motorová nafta; X – lehký vakuový plynový olej; XI - nekondenzovatelné plyny a vodní páry do vakuotvorného systému; XII - destilát lehkého oleje; XIII - střední olejový destilát; XIV - destilát těžkého oleje; XV - dehet (pro odasfaltování); XVI - široká ropná frakce; XVII — vážený dehet (asfalt).

Je to ropná rafinérie

Produkty primární destilace ropy v rafinériích

V závislosti na složení černého zlata, variantě jeho zpracování a speciálních požadavcích na palivové a ropné frakce může být složení produktů primární destilace černého zlata různé. Takže při zpracování typických východních olejů se získávají následující frakce (s podmíněnými mezemi varu podle převažujícího obsahu cílových složek): benzín j.n. — 140 (180) 0С, petrolej 140 (180)—240 °С, nafta 240—350 0С, vakuový destilát (plynový olej) 350—490 °С (500 °С) nebo úzké vakuové olejové pásy 350—400, 400— 450 a 450–500 0С, těžký zbytek > 500 °С je dehet Výtěžnost palivových a ropných frakcí závisí především na složení černého zlata, tedy na potenciálním obsahu cílových frakcí v olejích. Jako příklad v tabulce. V tabulce 8.1 jsou uvedeny údaje o výtěžnosti palivových a olejových frakcí z olejů Romashkino a Samotlor, které se liší potenciálním obsahem palivových frakcí - obsah frakcí do 350 °C v těchto olejích je cca 46 a 50 % (květen), (tabulka 8.1) Uvažujme způsoby použití produktů primární destilace černého zlata a topného oleje Uhlovodíkový plyn se skládá převážně z propanu a butanu. Propanbutanová frakce se používá jako surovina pro zařízení na frakcionaci plynu k izolaci jednotlivých uhlovodíků z ní a k výrobě domácího paliva. V závislosti na technologickém režimu a přístrojovém vybavení primární destilace černého zlata lze získat propan-butanovou novou frakci ve zkapalněném nebo plynném stavu. -180 °C se používá jako surovina pro sekundární destilaci benzinu (sekundární rektifikaci), petrolej frakce 120-240 0C po vyčištění nebo zušlechtění se používá jako letecký palivo; frakce 150-300 0C - jako složka petroleje nebo motorové nafty. Jako motorová nafta se používá frakce motorové nafty 180-350 °C po vyčištění; lze získat složky lehké (zimní) a těžké (letní) motorové nafty odpovídajícího frakčního složení, např. 180–240 a 240–350 °C. Frakce parafinových olejů 200–220 °C se používá jako surovina pro výrobu kapalných parafinů, základ pro výrobu syntetických detergentů. používá se ve směsi s vakuovým plynovým olejem jako surovina pro jednotku katalytického krakování. - zbytek z primární destilace černého zlata; lehký topný olej (> 330 °C) lze použít jako kotlové palivo, těžký topný olej (> 360 °C) - jako surovinu pro následné zpracování na olejové frakce až dehet. V současné době lze topný olej použít také jako surovinu pro jednotky katalytického krakování nebo hydrokrakování (dříve používané jako surovina pro jednotky tepelného krakování) Široká frakce oleje (vakuový plynový olej) 350–500 °C nebo 350–550 °C se používá jako surovina pro katalytické krakování a hydrokrakovací jednotky. Úzké ropné frakce 350-400, 400-450 a 450-500 0C, po příslušném čištění od sloučenin síry, polycyklických aromatických a normálních parafinových uhlovodíků, se používají k výrobě maziv Dehet - zbytek vakuové destilace topného oleje - se dále zpracovává za účelem získání zbytkových olejů, koksu a (nebo) bitumenu a také kotlového paliva snížením viskozity na jednotkách pro snížení viskozity.

Kombinovaná jednotka primární rafinace ropy v rafinérii

Ve většině případů se atmosférická destilace černého zlata a vakuová destilace topného oleje provádějí na stejné jednotce AVT, která je často kombinována s CDU, a někdy s jednotkou sekundární destilace benzínu. Typické kapacity tuzemských závodů na primární zpracování černého zlata 2, 3, 4, 6 milionů tun/rok. Níže je uveden popis práce kombinovaná jednotka CDU-AVT se sekcí pro sekundární destilaci benzinové frakce Jednotka je určena pro zpracování nestabilního černého zlata typu Romashkino a selekci frakcí k. - 62, 62-140, 140-180, 180-220 (240), 220 (240) -280, 280-350, 350-500 °C (zbytek je dehet). Surovina vstupující do závodu obsahuje 100–300 mg/l solí a až 2 % (máj.) vody. Obsah nízkovroucích uhlovodíkových plynů v černém zlatě dosahuje u ropy 2,5 % (květen). Zařízení přijalo dvoustupňové schéma elektrického odsolování, které umožňuje snížit obsah soli na 3–5 mg/l a obsah vody na 0,1 % (mae.). Technologické schéma instalace zajišťuje dvojité odpařování černého zlata. Frakce z hlavy z první destilační kolony a hlavní destilační kolony se v důsledku blízkého frakčního složení produktů z nich získaných spojují a společně posílají ke stabilizaci. Benzín frakce n. k. - 180 °C po stabilizaci se posílá do sekundární destilace k izolaci frakcí n. k. - 62, 62-140 a 140-180 °C. Alkalizační blok je určen pro alkalické čištění frakcí n. k. - 62 (složka benzínu) a 140-220 °C (složka paliva TS-1). Frakce 140–220 °C se promyje vodou a následně suší v elektrických separátorech Ropa (obr. 8.17) je čerpána čerpadly ve dvou proudech přes výměníky tepla, kde je ohřívána na 160 °C z důvodu rekuperace tepla horké ropné produkty a je zasílán ve dvou paralelních proudech do elektrických dehydrátorů 3 Alkalický roztok a deemulgátor se přivádějí do sání čerpadel surového materiálu. Ve vysokonapěťovém elektrickém poli se emulze rozpadne a voda se oddělí od černého zlata. Elektrické sušičky jsou určeny pro práce při 145–160 °C a tlaku 1,4–1,6 MPa. Odsolený a dehydratovaný olej se dodatečně zahřívá ve dvou proudech ve výměnících tepla na 210–250 °C a posílá se do první destilační kolony 6. Z hlavy kolony je hlavová část v parní fázi vypouštěna do vzduchem chlazených kondenzátorů a po chlazení ve vodním chladiči na 30–35 °C vstupuje do kontejneru 4. Tepelný režim ve sloupci b je udržován „horkým“ paprskem vycházejícím z pece 75 o teplotě 340 °C.

Obr.5 Schematické schéma kombinované instalace CDU-AVT

s kapacitou 6 milionů tun/rok sirného černého zlata:

1 - čerpadla; 2 - výměníky tepla; 3 – elektrodehydrátory; 4 - kontejnery; 5—kondenzátory-chladničky; 6 - první destilační kolona; 7—hlavní destilační kolona; 8 - stripovací kolony; 9 - frakcionační absorbér; 10 - stabilizátor; 11, 12 - frakcionační kolony pro sekundární destilaci benzínu; 13 - vakuová kolona; 14 - vakuové zařízení; 15 — pece;

I – ropa; II – odsolený olej; III—V—složky lehkých ropných produktů; VI, VII - úzké benzinové frakce (n.c. - 62 °C a 85 - 120 °C, v tomto pořadí); VIII - produkty rozkladu; IX – vakuové kolonové destiláty; X – akutní vodní pára; XI — dehet; XII - benzenová frakce (62-85 °C); XIII - těžká frakce benzínu (nad 120 ° C); XIV - suchý plyn; XV - Mokrý plyn

Zbytek první destilační kolony 6 - polochuděný olej - se zahřeje v peci atmosférické jednotky zařízení na 360 °C a vstupuje do hlavní destilační kolony 7, na jejímž vrcholu je udržován tlak 0,15 MPa . V tomto sloupci se používá horní akutní a dvě cirkulační irigace. Z horní části kolony vystupují páry frakce 85–180°C a vodní pára, které jsou odváděny do kondenzátorů-chladniček. Do nádrže se přivádí kondenzát o teplotě 30-35 0C. Frakce 180-220 °C (III), 220-280 °C (IV) a 280-350 °C (V) se odvádějí z hlavní destilační kolony 7 ve formě bočních pásů přes odpovídající stripovací kolony 8. Frakce 85- 180 °C a 180 -220 °C, alkalizováno. Frakce 220-280 °C a 280-350 °C po ochlazení na 60 °C se odvádějí do tanků. Topný olej (spodní produkt hlavní destilační kolony) se přivádí do pece 75 vakuového bloku zařízení, kde se zahřeje na 410 °C a při této teplotě přechází do vakuové kolony 13. Horní strana frakce získaná ve vakuové koloně až do 350 °C se přivádí do hlavní destilační kolony 7 Frakce 350-500 °C se odebírá z vakuové kolony ve formě bočního proudu. Tato kolona obvykle používá jeden přechodný cirkulační reflux. Dehet ze spodní části vakuové kolony je čerpán přes výměníky tepla a chladiče a je posílán do mezizásobníků při 90 ° C. Závod používá hlavně vzduchové chladiče, které pomáhají snižovat výdaje voda.

Jednotka poskytuje možnost provozu bez vakuové destilační jednotky. V tomto případě je topný olej ze dna destilační kolony 7 čerpán přes výměníky tepla a chladničky, kde je ochlazen na 90 °C, a odeslán do tankoviště. - 180 °C po zahřátí na 170 °C vstupuje do absorbéru 9. Po oddělení suchých plynů v absorbéru (XIV) je spodní proud směrován do stabilizátoru 10. V absorbéru a stabilizátoru je udržován tlak 1,2 MPa. Ve stabilizátoru 10 je spodní produkt absorbéru rozdělen na dva proudy: horní (do 85 °C) a spodní (nad 85 °C). Ve sloupci 77 je horní tok rozdělen na úzké frakce VI (n.c. - 62°C) a XII (62–85°C). Spodní tok ze stabilizátoru je směrován do kolony 72, kde je rozdělen na frakce VII (85–120 °C) a XIII (120–180 °C). Tepelný režim absorbéru je řízen přísunem hlenu, který je čerpán pecí a v plynné fázi se vrací na dno absorbéru.Jednotka může pracovat s vypnutou sekundární destilační jednotkou. V tomto případě je stabilní benzin ze dna stabilizátoru 10 přiváděn do tepelného výměníku, odkud jde proud přes chladničku do alkalizace a následně do tankoviště.K odstranění stop vody slouží frakce 140–250 °C se suší v elektrických separátorech. Na 1 tunu zpracovaného černého zlata se spotřebuje 3,5-4 m3 vody, 1,1 kg vodní páry, 27-33 kg paliva. Zařízení racionálně využívá tepelnou energii sekundárních zdrojů. Využitím tepla z horkých proudů se vyrábí asi 35 t/h vysokotlaké páry. Instalace byla zpočátku navržena bez jednotky ELOU, za provozu byla touto jednotkou vybavena. U řady ropných rafinérií přesáhla kapacita závodu v důsledku dodatečného vybavení a zařízení návrhovou hodnotu - 6 milionů tun / rok a dosáhla 7-8 milionů tun / rok. data tab. Produkty získané při primární destilaci černého zlata nejsou obchodovatelné a jsou odesílány k rafinaci (hydrorafinace, odparafinování) nebo k dalšímu zpracování destruktivními sekundárními procesy. Tyto procesy zajišťují výrobu cenných palivových komponent a monomerů pro petrochemickou syntézu, prohlubování rafinace ropy a také širší škálu rafinérských produktů.Sekundární destruktivní procesy zahrnují izomerizaci, reformování, tepelné a katalytické krakování, hydrokrakování, koksování a oxidaci dehtu na bitumen. Podle olejové verze se odpovídající úzké frakce vakuového plynového oleje a dehtu zasílají do následných procesů čištění a přípravy produktových olejů.

Primární destilace ropy, která je hlavním rafinérským procesem pro palivové, ropné a petrochemické profily, poskytuje všem jednotkám závodu suroviny. Kvalita separace černého zlata - úplnost výběru frakcí od potenciálu a přehlednosti separace - určují technologické parametry a výsledky všech navazujících procesů a v konečném důsledku i celkovou materiálovou bilanci závodu a kvalitu komerční ropné produkty.

Krakování ropy v rafineriích

Craking (angl. Craking, splitting) - vysokoteplotní rafinace ropy a jejích frakcí za účelem získání zpravidla produktů s nižší molekulovou hmotností - motorová paliva, mazací oleje apod., jakož i suroviny pro chemický a petrochemický průmysl průmysl. Praskání probíhá štěpením vazeb C-C a tvorbou volných radikálů nebo karbaniontů. Zároveň s mezera dochází k dehydrogenaci, izomeraci, polymeraci a kondenzaci meziproduktů i výchozích látek. V důsledku posledních dvou procesů, tzv. krakovaný zbytek (frakce s bodem varu nad 350 °C) a ropný koks.

První průmyslové zařízení na světě pro kontinuální tepelné krakování černého zlata bylo vytvořeno a patentováno inženýrem V. G. Shukhovem a jeho asistentem S. P. Gavrilovem v roce 1891 (Č. Spojeného Ruska 12926 z 27. listopadu 1891). Bylo provedeno experimentální nastavení. Vědecká a inženýrská řešení V. G. Shukhova zopakoval W. Barton při stavbě prvního průmyslového závodu v USA v letech 1915-1918. První domácí průmyslové krakovací jednotky postavil V. G. Shukhov v roce 1934 v sovětském krakovacím závodě v Baku.

Krakování se provádí zahřátím olejové suroviny nebo jejím současným vystavením vysoké teplotě a katalyzátorům.

V prvním případě se proces používá k výrobě frakcí benzínu (nízkooktanové složky automobilových paliv) a plynového oleje (složky lodních topných olejů, plynových turbín a paliv pro pece), vysoce aromatické ropné suroviny při výrobě sazí ( saze), stejně jako alfa-olefiny (tepelné krakování); kotle, stejně jako automobilová a motorová nafta (visbreaking); ropný koks, jakož i uhlovodíkové plyny, benziny a frakce petrolejového plynu; ethylen, propylen, stejně jako aromatické uhlovodíky (pyrolýza ropných surovin).

Ve druhém případě se proces používá k získání základních složek vysokooktanových benzínů, plynových olejů, uhlovodíkových plynů (katalytické krakování); benzinové frakce, trysková a motorová nafta, ropné oleje, jakož i suroviny pro pyrolýzu ropných frakcí a katalytické reformování (hydrokrakování).

Používají se i jiné druhy pyrolytického štěpení surovin, např. proces získávání ethylenu a acetylenu působením elektrického výboje v metanu (elektrokrakování), prováděný při 1000-1300 °C a 0,14 MPa pro 0,01-0,1 s.

Krakování se používá ke zvýšení oktanového čísla benzínu (zvýšení hmotnostního zlomku C8H18).

Při katalytickém krakování dochází také k procesům izomerace alkanů.

Sekundární rafinace ropy se provádí tepelným nebo chemickým katalytickým štěpením produktů primární destilace ropy pro získání většího množství benzinových frakcí, ale i surovin pro následnou výrobu aromatických uhlovodíků - benzen, toluen a další. Jednou z nejběžnějších technologií tohoto cyklu je cracking.

V roce 1891 inženýři V. G. Shukhov a S. P. Gavrilov navrhli první průmyslové zařízení na světě pro nepřetržitou implementaci procesu tepelného krakování: kontinuální trubkový reaktor, kde potrubí provádí nucený oběh topného oleje nebo jiné suroviny těžkého oleje, a v mezikruží prostor je zásobován ohřátými spalinami. Výtěžnost lehkých složek při procesu krakování, ze kterých lze následně připravit benzín, petrolej, motorovou naftu, se pohybuje v rozmezí 40-45 až 55-60 %. Proces krakování umožňuje vyrábět z topného oleje komponenty pro výrobu mazacích olejů.

Katalytické krakování bylo objeveno ve 30. letech 20. století. vybírá ze surovin a sorbuje na sebe především ty molekuly, které jsou schopny poměrně snadno dehydrogenovat (uvolňovat vodík). Výsledné nenasycené uhlovodíky se zvýšenou adsorpční kapacitou přicházejí do kontaktu s aktivními centry katalyzátoru. Dochází k polymeraci uhlovodíků, objevují se pryskyřice a koks. Uvolněný vodík se aktivně podílí na reakcích hydrokrakování, izomerizace atd. krakování je obohaceno o lehké vysoce kvalitní uhlovodíky a výsledkem je široká frakce benzínu a motorové nafty, příbuzné lehkým ropným produktům. Výsledkem jsou uhlovodíkové plyny (20 %), benzinová frakce (50 %), naftová frakce (20 %), těžký plynový olej a koks.

Je to ropná rafinérie

Katalytické krakování v rafineriích

Katalytické krakování je proces katalytické destruktivní přeměny těžkých destilátových ropných frakcí na motorová paliva a suroviny pro petrochemii, výrobu sazí a koksu. Proces probíhá za přítomnosti hlinitokřemičitanových katalyzátorů při teplotě 450–530 °C a tlaku 0,07–0,3 MPa.

Mechanismus většiny katalytických krakovacích reakcí je uspokojivě vysvětlen na základě teorie řetězové karbokationty. Za podmínek katalytického krakování mohou karbokationty existovat pouze ve formě iontových párů karbokationtů, záporně nabitého aktivního středu povrchu.

Chemické základy procesu. Podstatou procesů probíhajících během katalytického krakování jsou následující reakce:

1) štěpení vysokomolekulárních uhlovodíků (vlastní krakování);

2) izomerizace;

3) dehydrogenace cykloalkanů na areny.

Ničením těžkých ropných surovin vzniká dodatečné množství lehkých motorových paliv, z nichž nejdůležitější je benzín. Realizace všech tří typů reakcí vede ke zvýšení oktanového čísla benzínu: při stejné struktuře se oktanová čísla uhlovodíků zvyšují s poklesem molekulové hmotnosti; oktanová čísla isoalkanů jsou vyšší než u normálních alkanů a oktanová čísla arenů jsou vyšší než u cykloalkanů a alkanů.

Alkanové přeměny. V podmínkách katalytického krakování alkany podléhají izomeraci a rozkladu na alkany a alkeny s nižší molekulovou hmotností.

První fáze řetězového procesu, iniciace řetězce, může nastat dvěma způsoby.

V první metodě podstoupí některé molekuly alkanů

Za prvé, tepelné krakování. Výsledné alkeny oddělují protony od katalyzátoru a mění se na karbokationty.

Podle druhého způsobu je tvorba karbokationtu možná přímo z alkanu odštěpením hydridového iontu působením protického centra nebo aprotického katalyzátoru:

Vzhledem k tomu, že odtržení hydridového iontu od terciárního atomu uhlíku vyžaduje méně energie než od sekundárního a primárního, isoalkany praskají mnohem rychleji než normální alkany Řetězcové reakce šíření zahrnují všechny možné v data reakční podmínky pro karbokationty. Pokud by například primární karbokation С7N15 vznikl v první fázi procesu, pak by nejpravděpodobnějším směrem jeho transformace byla izomerizace na stabilnější sekundární a terciární struktury. Teplo uvolněné během izomerizace může být vynaloženo na štěpení nového iontu. Proces transformace karbokationtu C7H15 tedy spočívá v sérioparalelním střídání izomerizačních a p-rozpadových reakcí. Protože rozklad alkylkarbokationtů za vzniku primárních a sekundárních iontů Ci-C3 je mnohem obtížnější než při tvorbě terciárních iontů s velkým počtem atomů uhlíku, rychlost katalytického krakování alkanů se zvyšuje s prodlužováním řetězce. Například při krakování za stejných podmínek je stupeň konverze С5Н12 1%; C7H16 -3 %; C12H24 - 18 %; C16H34 -42 %. Snadnost (nízká endotermnost) rozkladu iontů s eliminací terciárních karbokationtů vede k akumulaci izostruktur v produktech rozkladu alkanů obsahujících 7 a více atomů uhlíku. Uvolněné nízkomolekulární karbokationty po izomeraci oddělí hydridový iont z molekuly výchozího uhlovodíku a celý cyklus reakcí se opakuje. K ukončení řetězce dochází, když se karbokationt setká s aniontem katalyzátoru.

Rychlost katalytického krakování alkanů je o 1–2 řády vyšší než rychlost jejich tepelného krakování.

Transformace cykloalkanů. Rychlost katalytického krakování cykloalkanů se blíží rychlosti krakování alkanů se stejným počtem atomů uhlíku. Hlavní reakce cykloalkanů jsou: otevření kruhu za vzniku alkenů a dienů; dehydrogenace vedoucí k tvorbě arenů; izomerace kruhů a postranních řetězců.

Stádium iniciace - vznik karbokationtů - u nasycených uhlovodíků cyklické a acyklické struktury probíhá stejně.

Vzniklé karbokationty oddělují hydridový iont od molekul cykloalkanů. Odštěpení hydridového iontu z terciárního atomu uhlíku probíhá snadněji než ze sekundárního, proto se hloubka krakování zvyšuje s nárůstem počtu substituentů v kruhu.

Neostruktury (1,1-dimethylcyklohexan) odštěpují hydridový iont ze sekundárního uhlíku, takže stupeň konverze je blízký stupni nesubstituovaného cyklohexanu.

K rozkladu cyklohexylového iontu může dojít dvěma způsoby: s mezera C-C-vazby a se štěpením vazeb C-H.

V důsledku reakce s přetržením vazeb C-C vznikají alkeny a alkadieny.

Alkenylový iont snadno izomeruje na allyl. Nejpravděpodobnější reakce allylového iontu jsou abstrakce hydridového iontu z mateřské molekuly nebo přenos protonu na molekulu alkenu nebo katalyzátoru.

Cykloalkeny podléhají katalytickému krakování mnohem rychleji než cykloalkany.

Rozklad cyklohexylkarbokationtu se štěpením vazeb C–H je energeticky výhodnější, protože areny vznikají prostřednictvím intermediárních cykloalkenových struktur.

Výtěžek arenů dosahuje 25 % nebo více produktů konverze cyklohexanů a krakovací plyny cykloalkanů obsahují zvýšené množství vodíku ve srovnání s krakovacími plyny alkanu.

Pozorována je také izomerace cyklohexanů na cyklopentany a naopak. Reakce probíhá přes protonovaný cyklopropanový kruh.

Cyklopentany jsou stabilnější za podmínek katalytického krakování než cyklohexany. Proto je rovnováha silně posunuta doprava. Za těchto podmínek však cyklohexany podléhají dehydrogenaci na areny. Odstraněním zboží ze sféry reakce se rovnováha posune doleva. Selektivita konverze cyklohexanu na benzen nebo methylcyklopentan nakonec závisí na katalyzátoru.

V přítomnosti dlouhých postranních řetězců v molekule cykloalkanu je možná izomerizace postranního řetězce a dealkylace.

Bicyklické cykloalkany aromatizují ve větší míře než monocyklické. Během katalytického krakování dekalinu (500 °C) je tedy výtěžek arenů přibližně 33 % na přeměněný dekalin. Při krakování tetralinu za stejných podmínek vzniká ještě více aromatických sloučenin (87,8 %).

Alkenové přeměny. Rychlost katalytického krakování alkenů je o 2–3 řády vyšší než rychlost krakování odpovídajících alkanů, což se vysvětluje snadností tvorby karbokationtů z alkenů:

Při navázání protonu na molekulu alkenu vzniká stejný iont, jako při odštěpení hydridového iontu od alkanu, což určuje obecnost jejich reakcí při katalytickém krakování – jde o izomerizaci a p-rozpad. Alkeny se zároveň vyznačují také specifickými reakcemi redistribuce vodíku a cyklizace.

Podstatou reakce redistribuce vodíku je, že v přítomnosti kyselých katalyzátorů některé z alkenů ztrácejí vodík a mění se na polynenasycené sloučeniny, zatímco další část alkenů je tímto vodíkem hydrogenována a mění se na alkany.

Alkeny adsorbované na katalyzátoru postupně ztrácejí vodík. Vysoce nenasycené uhlovodíky polymerují, cyklizují a postupně se ochuzují o vodík a mění se v koks. Cyklizace alkenů může vést ke vzniku cyklopentanů, cyklopentenů a arenů. Pětičlenné kruhy izomerizují na šestičlenné kruhy a také aromatizují.

Proměny arény. Nesubstituované areny jsou stabilní za podmínek katalytického krakování. Methyl-substituované areny reagují rychlostí blízkou rychlosti alkanů. Alkylové deriváty arenů obsahující dva nebo více atomů uhlíku v řetězci praskají přibližně stejnou rychlostí jako alkeny. Hlavní reakcí alkylderivátů arenů je dealkylace. To je způsobeno větší afinitou aromatického kruhu k protonu než k alkylovému iontu.

Reakční rychlost se zvyšuje s rostoucí délkou řetězce alkylového substituentu, stejně jako v řadě: C6H5 - Cnerv

V případě methylem substituovaných arenů je eliminace karbokationtu energeticky bráněna, proto probíhají převážně reakce disproporcionace a izomerizace v poloze substituentů.

Polycyklické areny jsou silně sorbovány na katalyzátoru a podléhají postupné destrukci a redistribuci vodíku za vzniku koksu.

Koks vytvořený na povrchu katalyzátoru je tedy směsí vysoce nenasycených polymerních pryskyřičných alkenů a polycyklických arenů. Blokuje aktivní centra katalyzátoru a snižuje jeho aktivitu. Pro odstranění koksu se katalyzátor periodicky podrobuje regeneraci oxidací.

Procesní katalyzátory a alternativní reakční mechanismus. Moderní krakovací katalyzátory jsou komplexní systémy sestávající z 10–25 % Y zeolitu ve formě vzácné zeminy nebo dekationizované formě, rovnoměrně distribuované v amorfní formě; hlinitokřemičitanu a formovány do mikrokuliček nebo kuliček.

Struktura zeolitu je tvořena tetraedry SiO4 a AlO4. Atomy hliníku nesou jediný negativní náboj, který je kompenzován kovovými kationty umístěnými v dutinách krystalové mřížky. Zeolity s jednomocnými kationty jsou neaktivní, protože takové kationty zcela kompenzují náboj A104 čtyřstěnu. Nahrazení jednomocného kationtu dvojmocným nebo trojmocným kationtem vede k dekompenzaci náboje a vytváří vysokou intenzitu elektrostatického pole postačující pro vznik karbokationtů v důsledku vytěsnění elektronových párů Vlastní aktivitu má amorfní hlinitokřemičitan, ve kterém je distribuován zeolit. Katalyticky aktivními místy hlinitokřemičitanů jsou Bronstedovy a Lewisovy kyseliny. Bronstedova kyselina může být proton vytvořený z vody chemisorbovaný koordinačně nenasyceným atomem hliník(a), proton hydroxylové skupiny vázaný k atomu hliník(b) nebo křemík.Největší význam mají protonová donorová centra, protože zcela dehydratovaný hlinitokřemičitan je prakticky neaktivní. V hlinitokřemičitanových katalyzátorech obsahujících zeolit ​​je role kationtu kov očividně spočívá ve zvýšení mobility protonu a stability míst Bronstedovy kyseliny, jakož i ve vytvoření dodatečného počtu kyselých míst protonací molekul vody. Výsledkem je, že rychlost reakcí na zeolitu -obsahující katalyzátor je o 2–3 řády vyšší než na amorfním. Katalyzátory s obsahem zeolitu mají zároveň vyšší tepelnou a mechanickou stabilitu než čisté zeolity.Kvalitativní stránka karbační teorie získala všeobecné uznání. Na jeho základě však není možné předpovědět kvantitativní výtěžnost produktů ani při krakování jednotlivých sloučenin. Je třeba poznamenat, že existence karbokationtů na povrchu aluminosilikátového katalyzátoru nebyla experimentálně prokázána. Je možné, že mezičásticemi při katalytickém krakování nejsou karbokationty (p-komplexy), pro jejichž vznik je nutné úplné přerušení heterolytické vazby, ale povrchové komplexní sloučeniny uhlovodíků s aktivními místy katalyzátoru.Takovými sloučeninami mohou být p-komplexy , jehož tvorba vyžaduje méně energie než pro tvorbu p-komplexů.Makrokinetika procesu.Katalytické krakování jako každý heterogenní katalytický proces probíhá v několika fázích: surovina vstupuje na povrch katalyzátoru (vnější difúze), proniká do póry katalyzátoru (vnitřní difúze), chemisorbuje na aktivních místech katalyzátoru a vstupuje do chemických reakcí. Dále desorpce krakovacích produktů a nezreagovaných surovin z povrchu, jeho difúze z pórů katalyzátoru a odstraňování krakovacích produktů z reakční zóna.od teploty. Pro zvýšení rychlosti je nutné použít katalyzátor s hrubými póry nebo vysoce mletý, například prachovitý, který zvětší povrch katalyzátoru Pokud je nejpomalejším stupněm chemická reakce, pak závisí rychlost procesu hlavně na teplotě. Zvyšovat rychlost je však možné zvýšením teploty pouze do určité meze, po které reakce přechází do oblasti difúze.Pro krakování ropných frakcí je prakticky nemožné popsat všechny chemické reakce. Obvykle se proto omezují na zvážení schémat, která zohledňují hlavní směry a výsledný efekt praskání. Kinetika krakování ropných frakcí na katalyzátoru obsahujícím zeolit ​​je ve většině případů reprezentována rovnicí prvního řádu. Přesnějšího popisu kinetiky katalytického krakování ropných frakcí je dosaženo pomocí rovnic, které berou v úvahu deaktivaci katalyzátoru během reakce. Rychlost procesu a výtěžnost produktů krakování se výrazně liší v závislosti na kvalitě suroviny, vlastnostech katalyzátoru a úplnosti jeho regenerace, technologickém režimu a konstrukčních vlastnostech reakčního zařízení Katalytické krakování v průmyslu. Katalytické krakování na hlinitokřemičitanových katalyzátorech je jedním z nejvíce mnohotonážních procesů v průmyslu rafinace ropy. Účelem procesu je získání vysokooktanového benzínu z vakuových destilátů různých olejů, varu v rozmezí 300–500 °C. Katalytické krakování na katalyzátorech obsahujících zeolit ​​se provádí při 450–530 °C pod tlakem blízko atmosférickému (0,07–0,3 MPa). Kromě vysokooktanového benzínu produkují jednotky katalytického krakování také uhlovodíkový plyn, lehké a těžké plynové oleje. Množství a kvalita produktů závisí na vlastnostech zpracovávané suroviny, katalyzátoru a způsobu procesu.Uhlovodíkový plyn obsahuje 75–90 % frakce C3–C4. Používá se po separaci v procesech alkylace, polymerace, k výrobě ethylenu, propylenu, butadienu, isoprenu, polyisobutylenu, povrchově aktivních látek a dalších petrochemických produktů. Benzinová frakce (cca do 195 °C) se používá jako základní složka automobilových benzinů. Obsahuje 25-40 arenů, 15-30 alkenů, 2-10 cykloalkanů a alkanů, převážně izostruktura, 35-60 % (hmot.). Oktanové číslo frakce je 78-85 (podle motorové metody) Složky, které vrou nad 195°C, se dělí na frakce. Při provozu podle varianty paliva: 195–350 °C - lehký plynový olej a >350 °C - těžký plynový olej; při práci podle petrochemické varianty: 195–270 °С, 270–420 °С a zbytek > 420 °С. Lehký plynový olej (195–350°C) se používá jako složka motorové nafty a jako ředidlo při výrobě topných olejů. Cetanové číslo lehkého katalytického plynového oleje získaného z parafinové suroviny je 45-56, z naftenoaromatického - 25-35. Frakce 195–270°C se používá jako flotační činidlo, frakce 270–420°C se používá jako surovina pro výrobu sazí. Zbytkové produkty (>350°C nebo >420°C) se používají jako složky kotlového paliva nebo suroviny pro procesy tepelného krakování a koksování.

Je to ropná rafinérie

Hydrorafinace ropy v rafinerii

Hydrorafinace se provádí na hydrogenačních katalyzátorech za použití sloučenin hliníku, kobaltu a molybdenu. Jeden z nejdůležitějších procesů při rafinaci ropy.

Úkolem procesu je čištění benzinu, petrolejových a naftových frakcí, jakož i vakuového plynového oleje od síry, dusíku obsahujících, dehtových sloučenin a kyslíku. Hydrorafinační zařízení mohou být napájena recyklovanými destiláty z krakovacích nebo koksoven, v tomto případě také probíhá proces hydrogenace olefinů. Síla existující v RF instalací je od 600 do 3000 tisíc tun ročně. Vodík potřebný pro hydrorafinační reakce pochází z katalytických reformátorů nebo se vyrábí ve speciálních závodech.

Surovina se mísí s plynem obsahujícím vodík o koncentraci 85-95 % objemových, pocházejícím z cirkulačních kompresorů, které udržují tlak v systému. Výsledná směs se zahřeje v peci na 280–340 °C v závislosti na surovině a poté vstupuje do reaktoru. Reakce probíhá na katalyzátorech obsahujících Ni, kobalt nebo molybden pod tlakem do 50 atm. Za takových podmínek dochází k destrukci sloučenin obsahujících síru a dusík za vzniku sirovodíku a amoniaku a také k nasycení olefinů. V procesu vlivem tepelného rozkladu vzniká nevýznamné (1,5-2%) množství nízkooktanového benzínu a při hydrorafinaci vakuového plynového oleje vzniká i 6-8% naftové frakce. Ve vyčištěné naftové frakci lze obsah síry snížit z 1,0 % na 0,005 % a níže. Procesní plyny se podrobují čištění za účelem extrahování sirovodíku, který se dodává k výrobě elementární síry nebo kyseliny sírové.

Je to ropná rafinérie

Hydrorafinace ropných produktů

Hydrorafinace je proces chemické přeměny látek působením vodíku za vysokého tlaku a teploty.

Hydrorafinace ropných frakcí je zaměřena na snížení obsahu sirných sloučenin v komerčních ropných produktech.

Vedlejšími účinky jsou nasycení nenasycených uhlovodíků, pokles obsahu pryskyřic, sloučenin obsahujících kyslík a také hydrokrakování molekul uhlovodíků. Nejběžnější proces rafinace ropy.

Následující frakce černého zlata jsou podrobeny hydrorafinaci:

1. Benzínové frakce (přímé a katalytické krakování);

2. Petrolejové frakce;

3. Motorová nafta;

4. Vakuový plynový olej;

5. Zlomky olejů.

Hydrorafinace benzinových frakcí

Jedná se o hydrogenační rafinaci primárních benzinových frakcí a katalytické krakování benzinových frakcí.

1. Hydrorafinace primárních benzinových frakcí.

Je zaměřen na získávání hydrogenačně rafinovaných benzinových frakcí - surovin pro reformování. Proces hydrorafinace benzinových frakcí je založen na reakcích hydrogenolýzy a částečné destrukci molekul v plynném médiu obsahujícím vodík, v důsledku čehož jsou organické sloučeniny síry, dusíku, kyslíku, chloru, kovů obsažené v surovině přeměněn na sirovodík, amoniak, vodu, chlorovodík a odpovídající uhlovodíky

Kvalita paliva před a po hydrorafinaci:

Parametry procesu: Tlak 1,8-2 MPa; Teplota 350-420 °C; Obsah vodíku ve WSG - 75 %; Rychlost cirkulace vodíku 180-300 m3/m3; katalyzátor - Ni- molybden.

Parametry procesu: Tlak 1,5-2,2 MPa; Teplota 300-400 °C; Obsah vodíku ve WSG - 75 %; Rychlost cirkulace vodíku 180-250 m3/m3; Katalyzátor - kobalt - molybden

Hydrorafinace motorové nafty. Hydrorafinace motorové nafty je zaměřena na snížení obsahu síry a polyaromatických uhlovodíků. Sloučeniny síry hoří za vzniku oxidu siřičitého, který s vodou vytváří kyselinu siřičitou, hlavní zdroj kyselých dešťů. Polyaromatic snižuje cetanové číslo. Vakuová hydrorafinace plynového oleje je zaměřena na snížení obsahu síry a polyaromatických uhlovodíků. Hydrogenačně rafinovaný plynový olej je surovinou pro katalytické krakování. Sloučeniny síry otravují krakovací katalyzátor a také zhoršují kvalitu cílového produktu katalytického krakování benzinu (viz Hydrorafinace benzinových frakcí).

Kvalita paliva před a po hydrorafinaci:

Parametry procesu: Tlak 8-9 MPa; teplota 370-410 °C; Obsah vodíku ve WSG - 99 %; Rychlost cirkulace vodíku >500 m3/m3; Katalyzátorem je nikl-molybden.

Typická procesní materiálová bilance:

Hydrorafinace ropných olejů

Hydrorafinace ropných olejů je nezbytná pro vyčeření olejů a dodání jim chemické odolnosti, antikorozní ochrany a šetrnosti k životnímu prostředí. Hydrorafinace také zlepšuje viskozitní index motorových olejů. V mnoha ohledech je hydrogenační rafinace ropných olejů podobná hydrogenační rafinaci vakuových plynových olejů.

Je to ropná rafinérie

Clausův proces (oxidační přeměna sirovodíku na elementární síru) při rafinaci ropy v rafineriích

Clausův proces je proces katalytické oxidační přeměny sirovodíku. Zdroj sirovodíku je přírodní a průmyslový. Přírodními zdroji jsou ložiska černého zlata a plynu, vulkanická činnost, rozklad biomasy atd. Průmyslové zdroje – rafinace ropy a plynu (hydrorafinační a hydrokrakovací procesy) atd.

Sirovodík, získaný z hydrogenačních procesů pro zpracování kyselých a kyselých olejů, plynových kondenzátů a aminových úpraven ropy a zemních plynů, se obvykle používá v rafinériích k výrobě elementární síry, někdy k výrobě kyseliny sírové.

Způsoby využití sirovodíku a výroby síry

Kvůli zpřísnění ekologických předpisů lze k likvidaci kyselého plynu získaného regenerací použít následující metody:

Vstřikování do zásobníku (likvidace);

Oxidace H2S v kapalné fázi s výrobou nekomerční nebo komerční síry.

Podzemní vstřikování plynu

Podzemní skladování kyselého plynu jako způsob likvidace našlo široké uplatnění v Severní Americe a je zaváděno v západní Evropě a na Středním východě. Vstřikování kyselého plynu jako odpadního produktu se provádí v nádrži, která má dostatečnou absorpční kapacitu - například v neproduktivní nádrži, ve vyčerpaném ložisku plynu nebo ropy a také v některých nádržích na uhličitan nebo sůl.

Procesy podzemního skladování kyselého plynu byly aktivně vyvinuty v Kanadě a USA na konci 80. let, kdy byly ceny komerční síry nízké (respektive získávání malého množství komerční síry na polích bylo nerentabilní), a požadavky na ochranu životního prostředí byly vždy přísnější ve vztahu k oblastem produkujícím ropu a zemní plyn. svět. Pro výběr vhodného zásobníku pro likvidaci kyselého plynu jsou prováděny geologické studie včetně modelování. Zpravidla je možné si vybrat vklad pro konzervaci kyselého plynu, o čemž svědčí velký počet dokončených projektů v ropném a plynárenském průmyslu v Severní Americe – na cca 50 polích v Kanada a 40 vkladů v USA. Ve většině případů je injektážní jamka umístěna ve vzdálenosti 0,1-4,0 km od instalace (v některých případech až 14-20 km), absorbující vrstva je umístěna v hloubce 0,6-2,7 km.

Například z úpravny plynu Shute Creek (plyn LaBarge, USA) je injektováno 1,8 2,5 mil. m3/den kyselého plynu (H2S 70 %); vstřikovací jednotka byla uvedena do provozu v roce 2005 jako náhrada za jednotku rekuperace síry (Clausovy procesy pro přeměnu H2S na síru a SCOT pro koncové plyny). Vstřikování kyselého plynu tak může být úspěšně aplikováno v malých i velkých přidružených zařízeních na úpravu zemního plynu.

Způsob vstřikování kyselého plynu do zásobníku má mnoho technických vlastností. V procesu vývoje této metody v zahraničí byly nashromážděny značné zkušenosti, které lze využít při realizaci podobných projektů v RF a blízkém zahraničí. V Kanada v mnoha oborech se proces provádí v klimatických podmínkách odpovídajících podmínkám Sibiře. Provozní a ekologické organizace v zahraničí monitorují možné úniky H2S a CO2 z podzemních zásobníků plynu. Dosud nebyly pozorovány žádné problematické případy a ekonomická a environmentální účinnost opatření vstřikování kyselého plynu je uznávána jako dobrá.

Clausův proces je nejčastější. Jedná se o proces katalytické oxidační přeměny sirovodíku.

Dvoustupňový způsob průmyslové výroby síry ze sirovodíku:

Stupeň I: tepelná oxidace sirovodíku na oxid siřičitý.

H2S + 3/2O2 → SO2 + H2O + (0,53 - 0,57) MJ/mol

Stupeň II: katalytická přeměna sirovodíku a oxidu siřičitého.

2H2S + SO2 → 3/nSn + 2H2O + (0,087 - 0,154) MJ/mol

Schéma Clausova procesu

Oxidační procesy v Clausově procesu

Nejpoužívanější chelátovou metodou jsou oxidační procesy založené na nevratné přeměně absorbovaného sirovodíku na síru. Jeho podstata spočívá v použití roztoku obsahujícího iont kov proměnná valence, která slouží k přenosu kyslíku v reakci:

H2S + 0,502 → S + H2O.

Zjednodušená chemie procesu je následující:

2H2S + 4Fe3+ -> 2S+4H+ + 4Fe2+;

4H+ + 02 + 4Fe2+ -> 2N20 + 4Fe3+;

H2S + 0,502 → S + H2O.

Ionty železa v roztoku jsou ve formě chelátového komplexu.

Příkladem úspěšné implementace chelátové metody může být technologie LO CAT organizací Merichem. Produktem získaným při regeneraci absorbéru je podle společnosti pevná látka („sírový koláč“) obsahující 60 % hlavní látky (v USA lze použít jako hnojivo). Pro získání čistšího produktu - technické síry podle GOST 127.1 93 - musí být technologické schéma doplněno o pračky, filtry a taviče, což snižuje náklady na chemikálie, ale zvyšuje kapitálové a provozní náklady.

Dalším příkladem komerčního procesu oxidace v kapalné fázi je Shell's SulFerox, který je široce podobný procesu LO. KOČKA a liší se složením činidla. Obrázek 2 ukazuje schematický diagram procesu LO KOČKA, Obrázek 3 - Proces SulFerox.

Je to ropná rafinérie

Rafinace ropy v Rusku v rafinérii

Rafinace ropy v Ruské federaci se provádí ve 28 velkých ropných rafinériích (rafinériích) a také ve více než 200 minirafinériích, z nichž méně než polovina funguje legálně. Celková kapacita rafinerií v Ruské federaci je 279 mil. t. Největší kapacity na rafinaci ropy se nacházejí v okresech Volha, Sibiř a Střední federální okruh. V roce 2004 bylo konstatováno, že tyto tři okresy tvoří více než 70 % všech ruských kapacit na zpracování ropy.Hlavní výrobní závody se nacházejí především v blízkosti oblastí spotřeby ropných produktů: v evropské části země – v Rjazani , Jaroslavl, Nižnij Novgorod, Leningradské regiony, Krasnodarské území, na jihu Sibiře a Dálného východu - ve městech Omsk, Angarsk, Achinsk, Chabarovsk, Komsomolsk na Amuru. Kromě toho byly vybudovány rafinerie v Baškirii, Samarském regionu a Permském území, regionech, které byly kdysi největšími centry těžby ropy. Následně, když se těžba zemské ropy přesunula na západní Sibiř, kapacity na rafinaci ropy na Uralu a v Povolží se staly nadbytečnými. V současné době je trh s černým zlatem a ropnými produkty v Ruské federaci ovládán několika ropnými společnostmi s vertikálně integrovanou strukturou která vyrábí a rafinuje ropu, stejně jako prodej ropných produktů, a to jak ve velkém, tak prostřednictvím vlastní dodavatelské a marketingové sítě. Situace na trhu s ropnými produkty zcela závisí na strategii ropných společností, která se tvoří pod vlivem ceny o ropě, komoditní struktuře a geografii poptávky Vertikálně integrované společnosti vlastní více než 70 % rafinérských kapacit zemí. Na začátku roku 2010 měly firmy „“ a „“ největší instalované kapacity, jsou také lídry v oblasti rafinace ropy, 49,6 milionu tun, respektive 44,3 milionu tun. Celkem se jedná o téměř 40 % surovin zpracovaných v Ruské federaci.

Historie rafinace ropy v Rusku v rafinériích

Většina ropných rafinérií (rafinerií) Ruské federace se objevila ve dvou desetiletích po Velké vlastenecké válce. Od roku 1945 do roku 1965 bylo uvedeno do provozu 16 rafinérií.

Při výběru lokalit pro umístění ropných rafinérií jsme se řídili především zásadou blízkosti oblastí, kde se ropné produkty spotřebovávají. Rafinérie v regionech Rjazaň, Jaroslavl a Gorkij byly zaměřeny na Centrální ekonomický region; v Leningradské oblasti - do Leningradského průmyslového centra; na území Krasnodar - do hustě obydlené oblasti Severního Kavkazu, v oblasti Omsk a Angarsk - na potřeby Sibiře. Místy však došlo i k nárůstu produkce ropných produktů produkce ropy. Do konce 60. let 20. století hlavní ropa produkující region zemí byla Uralsko-volžská oblast a nové rafinerie byly postaveny v Baškirsku, Kujbyševské a Permské oblasti. Tyto rafinerie pokrývaly ropné produkty na Sibiři a dalších regionech Ruské federace, jakož i ve svazových republikách bývalého SSSR.

V letech 1966-1991 bylo v SSSR postaveno 7 nových rafinérií, z toho 6 mimo RSFSR (v Lisičansku, Mozyru, Mažeikiaji, Chardzhou, Chimkentu a Pavlodaru). Jedinou novou ropnou rafinérií postavenou po roce 1966 na území RSFSR byla Achinská ropná rafinérie, která byla uvedena do provozu v roce 1982. V roce 1979 byla navíc v Nižněkamsku (Nižněkamskneftechim) zorganizována ropná rafinérie pro uspokojení poptávky po surovinách pro petrochemickou výrobu.V 90. letech došlo k prudkému poklesu objemu výroby v rafinaci ropy. V důsledku prudkého snížení domácí spotřeby černého zlata s celkovou kapacitou primárního zpracování 296 mil. tun ročně bylo v roce 2000 skutečně zpracováno 168,7 mil. tun, to znamená, že vytíženost ropných rafinérií klesla na 49,8 %. Ve většině rafinérií byla nadále zachována zaostalá struktura rafinace ropy s nízkým podílem destruktivních prohlubovacích procesů a sekundárních procesů zaměřených na zlepšení kvality produktů. To vše vedlo k nízké hloubce rafinace ropy a nízké kvalitě vyráběných ropných produktů. Hloubka rafinace ropy v roce 1999 dosahovala v Ruské federaci v průměru 67,4 % a pouze v rafinérii Omsk dosáhla 81,5 %, čímž se přiblížila západoevropským standardům.

V následujících letech se v rafinaci ropy objevil povzbudivý trend. V letech 2002-2007 byl pozorován trvalý nárůst objemu rafinace ropy s průměrným ročním nárůstem asi 3 % v letech 2002-2004 a 5,5 % v letech 2005-2007. V roce 2005 bylo průměrné zatížení provozních rafinérií pro primární rafinaci 80 %, rafinérský objem vzrostl ze 179 v roce 2000 na 220 milionů tun v roce 2006. Výrazně vzrostla v rafinaci ropy. V roce 2006 činily 40 miliard rublů, což je o 12 % více než v roce 2005. Zvýšila se také hloubka rafinace ropy.

V řadě rafinérií byla realizována výstavba komplexů hlubinné rafinace ropy. V roce 2004 byl v permské rafinérii uveden do provozu vakuový hydrokrakovací komplex plynového oleje („ Lukoil“), v roce 2005 byla v Yaroslavnefteorgsintez („Slavneft“) spuštěna jednotka katalytického reformování s kapacitou 600 tisíc tun ročně, což je komplex pro mírné hydrokrakování vakuového plynového oleje a katalytické krakování v rafinerii Ryazan Oil Rafinery (TNK-BP). ).

Koncem října 2010 uvedla skupina Tatneft do provozu primární jednotku na rafinaci ropy s kapacitou 7 milionů tun ročně, která je součástí komplexu ropných rafinérií a petrochemických závodů TANECO ve výstavbě v Nižněkamsku. Areál je zaměřen na hlubinné zpracování těžkého vysoce sirného černého zlata, ze kterého je plánována výroba vysoce kvalitních ropných produktů včetně benzínu a motorové nafty normy Euro-5. Hloubka zpracování bude 97 %. Koncem roku 2010 byla zahájena činnost Nižnij Novgorodská ropná rafinérie (NPZ). uvolnění motorový benzin normy Euro-4. V lednu 2011 zahájila rafinerie Saratov výrobu motorové nafty Euro-4.

Celkem v letech 2008-2010 ropné společnosti investovaly do modernizace rafinérií 177 miliard rublů. Pro tohle doba v rafinériích (rafinériích) vertikálně integrovaných ropných společností bylo postaveno šest nových a zrekonstruovaných deset stávajících zařízení na výrobu vysoce kvalitních motorových paliv.

V polovině roku 2011 bylo zjištěno, že většina velkých ropných rafinérií (OR) v Ruské federaci tak činí.

Dne 8. července 2011 Putin uspořádal schůzku „O stavu rafinace ropy a trh ropné produkty v Rusku. Putin uvedl, že je nutné zvýšit hloubku rafinace ropy tak, aby plně pokryla potřeby domácího trhu s ropnými produkty. Podle Putina je třeba se vyrovnat se zvyšováním objemu rafinace ropy, a je to právě druhotné zpracování, mj. technologické procesy jako izomerizace, reformování, krakování. Navrhl zahájit postupnou konvergenci cel na ropu a produkty z tmavé ropy. Původně se podle Putina navrhuje snížit vývoz povinnost na ropu na úroveň 60 % a stanovit míru vývozu povinnosti u ropných produktů na úrovni 66 % sazby vývozního cla u ropy a od roku 2015 dosáhnout stejných sazeb u topného oleje a surového černého zlata. Putin řekl, že proces modernizace rafinace ropy by měl být podán nejopatrněji řízení a samotným společnostem a pod, a všechny organizace musí předložit konkrétní programy na rekonstrukci a rozvoj rafinérií.

V roce 2011, t povinnost nové modernizační dohody (ropných společností, vlády povinnosti a FAS), které stanoví, že do roku 2015 bude Ruská federace vyrábět asi 180 milionů tun lehkých ropných produktů. V dohodách bylo uvedeno, že při modernizaci rafinérie u Doba Do roku 2020 ropné společnosti provedou rekonstrukci a výstavbu 124 jednotek sekundárních procesů v rafinériích. Ministerstvo energetiky Ruské federace zajišťuje trvalé Řízení a v rámci své působnosti sleduje realizaci programů modernizace kapacit na zpracování ropy a zprovoznění nových kapacit sekundárních rafinérií ropy za účelem plnění Putinových pokynů z 8. července 2011 a 28. prosince 2011.

Na konci srpna 2011 Putin podepsal vládní dekret č. 716, kterým se stanoví nový postup pro výpočet vývozních cel na ropné produkty. Rezoluce byla přijata jako součást zavedení tzv. schématu „60-66“, jehož cílem je stimulovat rozvoj Průmyslová odvětví a zvýšit hloubku rafinace ropy. Podle tohoto schématu byla od 1. října 2011 zvýšena cla na produkty z tmavé ropy (topný olej, benzen, toluen, xyleny, vazelína, parafín a mazací oleje) a také na motorovou naftu ze 46,7 % cla. u ropy na 66 %. Zároveň byl snížen vývoz ropy v rámci režimu 60-66, aby byly kompenzovány ropným společnostem, které budou mít v souvislosti se zvýšením cel na ropné produkty. Dříve se sazba vypočítávala pomocí vzorce " CenaČerné zlato na základě sledování za předchozí měsíc plus 65 % Rozdílu mezi touto cenou a 182 USD za 1 tunu (25 USD za 1 – bráno jako hlavní)“, nyní 60 % Rozdíly Cena. Dle vyhlášky č. 716 se od 1. ledna 2015 clo z tmavých ropných produktů zvyšuje na 100 % cla z ropy, clo z lehké ropy se nemění.

Ropné společnosti plně zavedly program bezcelní modernizace pro závody na rafinaci ropy. organizace" Rosněfť» bylo rekonstruováno pět sekundárních rafinérských jednotek: jedna hydrokrakovací jednotka, jedna jednotka hydrorafinace motorové nafty v rafinérii Kujbyšev a tři jednotky katalytického reformování v rafinériích Kujbyšev, Syzran a Komsomolsk. Kromě této povinnosti byla v roce 2011 uvedena do provozu izomerizační jednotka v rafinérii OAO Slavněfť-YaNOS s kapacitou 718 000 tun ročně. Na konci roku 2011 byl plán na uvolnění paliva, což bylo základem modernizačních dohod, firmy dokonce přeplnily. Motorové nafty se tedy vyrobilo o 1,8 milionu tun více, než bylo oznámeno. Zástupce vedoucího FAS Anatolij Golomolzin uvedl: „Ve skutečnosti se ruské firmy poprvé po mnoha letech začaly vážně zabývat rafinací ropy. Investovat do modernizace vůbec nepovažovali za nutné a preferovali jednodušší cesty. Vyráběli například topný olej a vyváželi ho. Ale poté, co byla exportní cla na tmavé a světlé ropné produkty vyrovnána, se stalo nerentabilní řídit Mazut. Nyní je z ekonomického hlediska zajímavější vyrábět produkty s hlubším stupněm zpracování. Současný systém spotřebních daní navíc povzbuzuje ropné společnosti k výrobě vysoce kvalitních lehkých ropných produktů.

K jaru 2012 probíhaly práce na rekonstrukci a výstavbě 40 bloků, jejichž uvedení do provozu je plánováno na roky 2013-2015; výstavba sekundárních procesů, jejichž uvedení do provozu je plánováno na roky 2016–2020, byla převážně ve fázi plánování nebo základního návrhu.

V polovině roku 2012 bylo konstatováno, že Modernizace Rafinérie běží v rámci zavedeného programu.

Koncem roku 2012 dosáhl ropný rafinérský průmysl Ruské federace rekord v objemech rafinace ropy za posledních 20 let a poprvé za posledních pět nebo šest let se vyhnul podzimní krizi Trh benzín.

Zdroje článku „Ropná rafinérie (Oil Rafinery) je“

en.wikipedia.org – bezplatná encyklopedie

ngfr.ru - vše o ropě a plynu

video hosting celních daní

newchemistry.ru - vývojové diagramy ropných rafinérií

ecotoc.ru - environmentální technologie

atexnik.ru - vzdělávací a informační portál

Wikipedie

Pro nejlepší prezentaci našich stránek používáme cookies. Pokračováním v používání této stránky s tím souhlasíte. OK

OIL RAFINERY, RIFINERY (a. ropná rafinerie; n. Erdolraffinerie, Erdolverarbeitungswerk; f. raffinerie de petrole; a. rafinerie de petroleo), - průmyslový podnik, který vyrábí z ropy kapalná paliva, oleje, bitumen, koks, parafín, ceresin. aromatické uhlovodíky, organické kyseliny, síra nebo kyselina sírová, rozpouštědla a petrochemické suroviny. Rafinérie provádí odsolování, dehydrataci a stabilizaci ropy, primární (atmosférickou a vakuovou) destilaci ropy, selektivní rafinaci, odparafinování a následnou úpravu olejů, odasfaltování dehtu, katalytické reformování, hydrorafinaci, hydrokrakování, zpožděné koksování, katalytické krakování, isobutan alkylace olefiny, izomerace a plynová frakcionace.

První ropná rafinérie v Rusku byla postavena na řece Ukhta v roce 1745. Ropnou rafinérii s dávkovými destilačními zařízeními postavili jako první na světě poddaní bratři Dubininové na severním Kavkaze u Mozdoku v roce 1823. První rafinerie byla postavena v roce 1849 v Titesville (Pennsylvánie). V roce 1869 bylo v Baku 23 ropných rafinérií. S pomocí trysky VG Shukhova se v roce 1880 začalo používat topný olej jako palivo pro parní kotle. Na základě vakuové destilace topného oleje se začaly získávat mazací oleje. Od roku 1891 se používají kontinuální trubkové rafinérie. V roce 1913 Rusko zpracovalo 9 milionů tun ropy, hlavně v Baku a Grozném, stejně jako v Jaroslavli, Ferganě a Balachně. V letech 1918-40 byly postaveny ropné rafinérie v Ufě, Išimbaji, Syzranu a Kujbyševu. V roce 1937 bylo v SSSR zpracováno 26,4 milionů tun ropy.

Součástí rafinérie jsou: odběrná místa ropy, ropné nádrže, čerpací stanice, technologické ropné instalace, parky meziproduktů, technologické potrubí, komoditní parky, pomocná zařízení, služby zásobování vodou a energií.

Rafinérie využívají technologie rafinace ropy: palivo s mělkou rafinací ropy, palivo s hlubokou rafinací ropy, palivo a ropa, palivo a petrochemie. Podle prvních dvou se vyrábí benzín, letecký a osvětlovací petrolej, motorová nafta a paliva pro plynové turbíny, paliva pro vytápění a kotle (světelný výkon podle prvního schématu není větší než 40-45%, palivo kotle do 50-55% , podle druhého - až 72-75% se kotlové palivo vyrábí pouze pro vlastní potřebu rafinérie). Podle schématu topný olej se kromě paliv získávají mazací oleje, parafíny a ceresiny, na bázi asfaltů a extraktů se vyrábí bitumen a koks. Rafinérie má dle palivového a petrochemického schématu speciální petrochemickou výrobu (viz Petrochemický komplex).

Technologie rafinerie zahrnuje: elektroodsolování k odstranění přebytečné vody a solí z ropy, primární destilaci k získání paliva a ropných frakcí, sekundární destilaci benzinu k získání úzkých benzinových frakcí a vysokooktanového benzinu, katalytické reformování k získání aromatických uhlovodíků a vysokooktanových složky automobilových benzinů, extrakce aromatických uhlovodíků (benzen, toluen, xylen), hydrogenační rafinace z heteroatomových sloučenin petrolejových a naftových frakcí, vakuové destiláty, oleje, primární a sekundární benziny, zpožděné koksování těžkých zbytků na ropný koks, katalytické krakování frakcí těžkého plynového oleje pro získání vysokooktanových složek benzinu a surovin pro výrobu sazí, plynových frakcí obsahujících olefiny, hydrokrakování těžkých surovin při zvýšeném tlaku vodíku za účelem získání dalších množství produktů lehkého oleje. Pro výrobu vysokooktanových komponentů automobilových a leteckých benzinů z lehkých uhlovodíkových frakcí (butan-butylen, propan-propylen, isobutan) se isobutan alkyluje olefiny. Izomerace nižších parafinických uhlovodíků (butan, pentan, hexan, lehké benzinové frakce) se provádí pro získání vysokooktanových složek automobilových benzinů a surovin pro výrobu syntetického kaučuku, plynová frakcionace rafinérských plynů - pro výrobu lehkých uhlovodíkových frakcí vysoká čistota. Výroba olejů spočívá v čištění selektivními rozpouštědly (dehtové odasfaltování, rozpouštědlové ošetření odasfaltovaného oleje a vakuového destilátu), odparafínování selektivních rafinátů a hydrogenaci nebo kontaktní doúpravu odvoskovaných olejů. Výroba parafinů zahrnuje separaci kapalných parafinů z naftových frakcí odvoskováním močoviny nebo adsorpcí na molekulových sítech, výrobu pevných parafinů odolejováním kalu nebo vazelíny, vedlejších produktů olejového odparafinování nebo z destilátů vysoce parafinických olejů lisováním a pocení a následné zpracování kyselinou sírovou, adsorpčními nebo hydrogenačními metodami. K získání bitumenu se provádí hluboká vakuová destilace topného oleje a vysokoteplotní oxidace zbytku vzduchem.

Hlavní metody používané v rafinériích jsou rektifikace, krakování, reformování, hydrorafinace, hydrokrakování, odasfaltování, selektivní extrakce, odparafinování, adsorpce.

V SSSR je kapacita jednotlivých jednotek v rafinériích (mil. tun/rok): primární destilace ropy 0,6-6; hydrorafinační paliva 0,9-2; katalytické krakování 0,25-2; katalytické reformování 0,3-1; koksování 0,6; produkce bitumenu 0,125-0,75; odasfaltování 0,25; kontaktní čištění olejů 0,33; selektivní čištění 0,265-0,6; deparafinizace olejů 0,25; frakcionace plynu 0,4.

Celková kapacita rafinérií ve vyspělých kapitalistických zemích je asi 3 miliardy tun ročně, z toho 34,5 % v západním Rusku, 25,5 % ve Spojených státech a 9,4 % v Japonsku. 38 % všech rafinérií se nachází v USA. Americké rafinérie v roce 1983 vyrobily (mil. tun): 273,5 benzínu, 49,4 petroleje a leteckého paliva, 124,6 motorové nafty, 10,9 olejů, 36,4 bitumenu, 16,6 koksu.