НПЗ - це промислове підприємство, що переробляє нафту.

Нафтопереробний завод - промислове підприємство з переробки нафти та нафтопродуктів

Розгорнути зміст

Згорнути зміст

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) - це визначення

Нафтопереробний завод – цепромислове підприємство

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – цепромислове підприємство, основною функцією якого є переробка нафти в бензин, авіаційний гас, мазут, дизельне паливо, мастила, мастила, бітуми, нафтовий кокс, сировина для нафтохімії. Виробничий цикл НПЗ зазвичай складається з підготовки сировини, первинної перегонки нафти та вторинної переробки нафтових фракцій: каталітичного крекінгу, каталітичного риформінгу, коксування, вісбрекінгу, гідрокрекінгу, гідроочищення та змішування компонентів готових нафтопродуктів.

Основні види продукції НПЗ на сьогоднішній день – цебензин, дизельне паливо, гас, мазут.

Нафтопереробні заводи (НПЗ) є сукупністю нафтотехнологічних установок, і навіть допоміжних і обслуговуючих служб, які забезпечують нормальне функціонування підприємства міста і виробництва нафтопродуктів. На НПЗ виробляють нафтопродукти та сировину для нафтохімії, а останніми роками також товари народного споживання. Основними характеристиками НПЗ є: потужність переробки, асортимент продукції та глибина нафтопереробки.

Потужність переробки. Сучасні нафтопереробні підприємства характеризуються великою потужністю як підприємства загалом (обчислюваної мільйонами тонн на рік), і технологічних процесів. Потужність НПЗ залежить від багатьох факторів, насамперед від потреби у нафтопродуктах економічного району їх споживання, наявності ресурсів сировини та енергії, дальності транспортних перевезень та близькості сусідніх аналогічних підприємств. Поряд із заводами, що переробляють 5-15 млн. тонн нафти на рік, є заводи-гіганти, що переробляють 20-25 млн. тонн на рік, і невеликі заводи, що переробляють 3-5 млн. тонн на рік.

Асортимент нафтопродуктів, що випускаються. Асортимент нафтопродуктів, що випускаються, як правило, налічує близько сотні найменувань. Відповідно до продуктів НПЗ, що випускаються, прийнято класифікувати на такі групи: НПЗ паливного профілю, НПЗ паливно-олійного профілю, НПЗ паливно-нафтохімічного профілю (нафтохімкомбінати), НПЗ паливно-олійно-нафтохімічного профілю. Найбільшого поширення мають НПЗ паливного профілю, оскільки моторні палива припадає найбільший відсоток споживання. Комплексна переробка нафтової сировини (тобто паливно-олійно-нафтохімічна) порівняно з вузькоспеціалізованою переробкою, наприклад, чисто паливною, більш ефективна.

Характеристика нафтопереробних заводів

Нафтопереробні заводи характеризуються варіантом нафтопереробки та її глибині. На етапі проектування НПЗ, друга група показників визначає вибір тих чи інших технологій для отримання відповідної товарної продукції. Варіанти нафтопереробки: паливний, паливно-олійний та паливно-нафтохімічний. мазуту та газу.

Профілі нафтопереробних заводів

На сьогодні межі між профілями стираються, підприємства стають більш універсальними. Наприклад, наявність каталітичного крекінгу на НПЗ дозволяє налагодити виробництво поліпропілену з пропілену, який у значних кількостях при крекінгу, як побічний продукт.

У російській нафтопереробній промисловості виділяють три профілі нафтопереробних заводів, залежно від схеми переробки нафти: паливний, паливно-олійний, паливно-нафтохімічний.

Паливний профіль НПЗ

На НПЗ паливного профілю основною продукцією є різні види палива та вуглецевих матеріалів: моторне паливо, мазути, горючі гази, бітуми, нафтовий кокс тощо.

Набір установок включає: обов'язково - перегонку нафти, риформінг, гідроочищення; додатково - вакуумну дистиляцію, каталітичний крекінг, ізомеризацію, гідрокрекінг, коксування і т.д.

Приклади НПЗ: МНПЗ, Ачинський НПЗ тощо.

Набір установок включає: обов'язково - перегонку нафти, риформінг, гідроочищення; додатково - вакуумну дистиляцію, каталітичний крекінг, ізомеризацію, гідрокрекінг, коксування і т.д. На НПЗ паливного профілю основною продукцією є різні види палива та вуглецевих матеріалів: моторне паливо, мазути, горючі гази, бітуми, нафтовий кокс тощо Нафта з ЕЛОУ надходить на встановлення атмосферно-вакуумної перегонки нафти, яка на російських НПЗ позначається абревіатурою АВТ - атмосферно-вакуумна трубчатка. Така назва обумовлена ​​тим, що нагрівання сировини перед поділом його на фракції здійснюється в змійовиках трубчастих печей за рахунок тепла спалювання палива та тепла димових газів.

АВТ розділена на два блоки - атмосферної та вакуумної перегонки.

1. Атмосферна перегонка

Атмосферна перегонка призначена для відбору світлих нафтових фракцій - бензинової, гасової та дизельних, що википають до 360 ° С, потенційний вихід яких становить 45-60% на нафту. Залишок атмосферної перегонки – мазут.

Процес полягає в поділі нагрітої в печі нафти на окремі фракції в колоні ректифікації - циліндричному вертикальному апараті, всередині якого розташовані контактні пристрої (тарілки), через які пари рухаються вгору, а рідина - вниз. Ректифікаційні колони різних розмірів та конфігурацій застосовуються практично на всіх установках нафтопереробного виробництва, кількість тарілок у них варіюється від 20 до 60. Передбачається підведення тепла в нижню частину колони та відведення тепла з верхньої частини колони, у зв'язку з чим температура в апараті поступово знижується від низу до верху. В результаті зверху колони відводиться бензинова фракція у вигляді пари, а пари гасової та дизельних фракцій конденсуються у відповідних частинах колони і виводяться, мазут залишається рідким і відкачується з низу колони.

2. Вакуумна перегонка

Вакуумна перегонка призначена для відбору від мазуту масляних дистилятів на НПЗ паливно-масляного профілю або широкої масляної фракції (вакуумного газойлю) на НПЗ паливного профілю. Залишком вакуумної перегонки є гудрон.

Необхідність відбору масляних фракцій під вакуумом обумовлена ​​тим, що при температурі понад 380 ° С починається термічне розкладання вуглеводнів (крекінг), а кінець кипіння вакуумного газойлю - 520 ° С і більше. Тому перегонку ведуть при залишковому тиску 40-60 мм рт. ст., що дозволяє знизити максимальну температуру в апараті до 360-380 ° С. Розрядження в колоні створюється за допомогою відповідного обладнання, ключовими апаратами є парові або рідинні ежектори.

3. Стабілізація та вторинна перегонка бензину

Одержувана на атмосферному блоці бензинова фракція містить гази (в основному пропан і бутан) в обсязі, що перевищує вимоги щодо якості, і не може використовуватися ні як компонент автобензину, ні як товарний прямогонний бензин. Крім того, процеси нафтопереробки, спрямовані на підвищення октанового числа бензину та виробництва ароматичних вуглеводнів як сировину використовують вузькі бензинові фракції. Цим обумовлено включення до технологічної схеми переробки нафти даного процесу, при якому від бензинової фракції відганяються зріджені гази, і здійснюється її розгін на 2-5 вузьких фракцій на відповідній кількості колон. Продукти первинної переробки нафти охолоджуються в теплообмінниках, в яких віддають холодної сировини, за рахунок чого здійснюється економія технологічного палива, у водяних та повітряних холодильниках та виводяться з виробництва. Аналогічна схема теплообміну використовується і на інших установках НПЗ. Сучасні установки первинної переробки найчастіше є комбінованими і можуть включати вищеперелічені процеси в різній конфігурації. Потужність таких установок складає від 3 до 6 млн. тонн по сирій нафті на рік.

Паливно-олійний профіль НПЗ

На НПЗ паливно-масляного профілю крім різних видів палив та вуглецевих матеріалів виробляються мастильні матеріали: нафтові олії, мастила, тверді парафіни тощо.

Набір установок включає: установки для виробництва палив та установки для виробництва масел і мастил.

Приклади: Омський нафтопереробний завод, Ярославнафтооргсинтез, Лукойл-Нижегороднафтооргсинтез і т.д.

За потоковою схемою (олійний варіант) працюють Волгоградський, Рязанський, Ферганський НПЗ. Відмінністю від паливного варіанта є те, що відсутній процес термічного крекінгу гудрону, а мазут направляється на маслоблок, де з нього в ході послідовних процесів (у разі дистилятів: вакуумне перегонування, селективне очищення, депарафінізація, гідроочищення (у разі залишку процесу селективної очистки передує )) отримують дистилятні та залишкові базові масла, а також парафін і церезин (у ході їх знемаслювання).

Паливно-нафтохімічний профіль НПЗ

На НПЗ паливно-нафтохімічного профілю крім різних видів палива та вуглецевих матеріалів виробляється нафтохімічна продукція: полімери, реагенти тощо.

Набір установок включає: установки для виробництва палив та установки для виробництва нафтохімічної продукції (піроліз, виробництво поліетилену, поліпропілену, полістиролу, риформінг спрямований на виробництво індивідуальних ароматичних вуглеводнів тощо).

Приклади: Салаватнафтооргсинтез; Уфанефтехім.

Нафтохімічна або комплексна переробка нафти передбачає, поряд з паливами та оліями, виробництво сировини для нафтохімії: ароматичні вуглеводні, парафіни, сировина для піролізу та ін., а також випуск продукції нафтохімічного синтезу. ська НХК, Ярославнафтооргсинтез. Особливістю цього варіанта переробки нафти у тому, що немає процесу термічного крекінгу (проти паливним варіантом), а є процес піроліз. Сировиною для цього процесу є бензин та дизельне паливо. Виходять ненасичені вуглеводні: алкени та алкадієни (етилен, пропілен, ізобутилен, бутелени, ізоамілен, амілен, цеклопентадієн), які потім піддаються екстракції та дегідрування (цільові продукти – дивініл та ізопрен), а також ароматичні вуглеводні зол ).

Підготовка сировини для процесу каталітичного крекінгу на НПЗ

Метою підготовки сировини для процесу каталітичного крекінгу є видалення гетероатомних сполук, насамперед сірчистих та азотистих, та підвищення вмісту парафінонафтенових вуглеводнів. Упорядкування сировини дозволяє збільшити сировинну базу процесу та забезпечити підвищений вихід бензину з низьким вмістом сірки при мінімальному виході коксу.

Найбільш економічними є процеси гідроочищення та гідроконверсії вакуумного газойлю. Гідроочищення вакуумного газойлю дозволяє зменшити у ньому лише вміст гетероатомних сполук. Тому цей процес застосовують для легких газойлів, що википають в межах 360-500°З містять близько 50% парафіно-нафтенових вуглеводнів. При гідроконверсії застосовуються два види каталізатора, які, по-перше, дозволяють видаляти з сировини з кінцем кипіння до 600°С сірчисті та азотисті сполуки і, по-друге, проводити гідрування ароматичних вуглеводнів. В результаті виходить гідроочищений вакуумний газойль (ГВГО) із вмістом сірки не більше 0,2% мас. та підвищеним вмістом парафіно-нафтенових вуглеводнів (60-70%), каталітичний крекінг якого дає високий вихід бензину та мінімальний – коксу.

На великих НПЗ потужністю по нафті понад 12 млн.т/рік застосовуються також для підготовки сировини каталітичного крекінгу процеси деасфальтизації гудрону пропаном або легким бензином, термоадсорбційна деасфальтизація мазуту та гідроконверсія мазуту у трифазній системі (каталізатор – мазут – водень). Для НПЗ, продуктивність яких менше 12 млн.т/рік, ці процеси є нерентабельними.

Продукти каталітичного крекінгу. У процесі каталітичного крекінгу утворюються такі продукти (табл. 3.4): сухий газ, пропанпропіленова та бутанбутиленова фракції, стабільний бензин, легкий газойль та кубовий продукт (важкий газойль).

Легкий і важкий газойль отримують у головній колоні, що фракціонує. Інші продукти виділяють у секції газофракціонування з подальшим очищенням від сірчистих сполук, наприклад, у секціях "Мерокс". Виходи та якісні показники одержуваних продуктів наведені в таблицях

Вуглеводневі гази каталітичного крекінгу містять не менше 75-80% жирних газів – від пропану та пропілену до пентану та амілену. Крім того, у них присутні 25-40% ізомерних (розгалужених) вуглеводнів. Тому вони є цінною сировиною для ряду процесів нафтохімічного синтезу. , луги та кисню при 40-50°С. В результаті реакції: сильною корозійною активністю, перетворюються на дисульфіди – практично нейтральні сполуки. Як видно з реакції, загальний вміст сірки у продуктах не змінюється.

Пропанпропіленова фракція може використовуватися для отримання поліпропілену та ізопропілового спирту, проте для Мозирського НПЗ привабливіше виробництво на її основі діізопропілового ефіру (ДІПЕ) – високооктанового кисневмісного компонента для автомобільних бензинів. Бутан-бутиленова фракція також буде використана для отримання цінного високооктанового компонента. Він є продуктом установки алкілування ізобутану бутиленами. Крім цього, бутан-бутиленова фракція може направлятися на синтез метилтретбутилового ефіру (МТБЕ), полімерних матеріалів та бутилових спиртів. Бензин є цільовим продуктом процесу MSCC і застосовується як компонент для приготування всіх марок товарних бензинів. Він має (таблиця 3.6) досить високі щільність – від 742 до 745 кг/м3 та октанове число – від 92 до 94 пунктів (за дослідним методом). Останнє зумовлено значним вмістом алкенів (10-18% мас.) та аренів (20-30% мас.). Крім того, алкани, алкени та арени, що входять до його складу, не менш ніж на 65 % складаються з вуглеводнів ізомерної будови, що володіють підвищеними значеннями октанових чисел. Таким чином, бензин каталітичного крекінгу суттєво відрізняється за хімічним складом від аналогічних продуктів інших процесів нафтопереробки. Характеристика стабільного бензину наведено у таблиці 3.6.

Легкий газойль і кубовий продукт, виходи та якість яких наведені в таблиці 3.7, зазвичай використовуються як компоненти котельного палива. Вони на 50-80% мас. складаються з ароматичних вуглеводнів.

Низька цетанова кількість легкого газойлю, як правило, не дозволяє застосувати його як складову дизельного палива. Однак при необхідності каталітичний крекінг можна проводити в м'якому режимі (знижені температури та кратність циркуляції каталізатора в реакторі). У цьому випадку цетанове число легкого газойлю підвищується, досягаючи 30-35 пунктів.

Кубовий продукт (важкий газойль, крекінгостаток) википає при температурі вище 350°С. Високий вміст поліциклічних ароматичних вуглеводнів у ньому та у легкому газойлі можуть зробити їх джерелом отримання індивідуальних твердих аренів (нафталіну та фенантрену), а також сировини для виробництва технічного вуглецю (сажі). Для цього фракцію 280-420°С, виділену з газойлів каталітичного крекінгу, піддають селективному очищенню з подальшим отриманням рафінату деароматизованого і ароматичного концентрату. Останній і є сировиною для технічного вуглецю.

Сірководень, що одержується на комплексі MSCC, виводиться на встановлення виробництва елементарної сірки в розчині насиченого моноетаноламіну (МЕА). Вихід сірководню становить 40-50% вмісту сірки в сировину.

У процесі каталітичного крекінгу вуглеводневої сировини утворюється побічний продукт – кокс, який спалюється в регенераторі в потоці повітря, перетворюючись на димові гази. Вихід коксу залежить від параметрів технологічного режиму та якості сировини і становить 4,1-4,6% мас. на сировину.

Перегонка нафти на нафтопереробному заводі

Підготовлена ​​на ЕЛОУ нафта після видалення солей та води надходить на установки первинної перегонки для поділу на дистилятні фракції, мазут та гудрон. Отримані фракції та залишок, як правило, не відповідають вимогам ГОСТ на товарні н/п, тому для їх облагородження, а також поглиблення переробки нафти продукти, отримані на установках АТ та АВТ, використовуються як сировина вторинних (деструктивних) процесів.

Технологія первинної перегонки нафти має низку важливих особливостей, зумовлених природою сировини й вимогами до одержуваним товарам. Нафта як сировина для перегонки має такі властивості:

Має безперервний характер википання,

Невисоку термічну стабільність важких фракцій і залишків, що містять значну кількість складних малолетких смолистоасфальтенових і сіро-, азот-і металоорганічних сполук, що різко погіршують експлуатаційні властивості н/п і ускладнюють подальшу їх переробку. Оскільки температура термічної стабільності важких фракцій приблизно відповідає температурній межі розподілу нафти між дизельним паливом і мазутом по кривій ІТК, первинну перегонку нафти до мазуту проводять зазвичай при атмосферному тиску, а перегонку мазуту у вакуумі. Також цей вибір зумовлений не лише термічною стабільністю важких фракцій нафти, а й техніко-економічними показниками процесу розподілу в цілому. У деяких випадках температурна межа розподілу нафти визначається вимогами якості залишку, так, наприклад, при перегонці нафти з отриманням котельного палива температурна межа розподілу проходить близько 300 0С, тобто. приблизно половина фракції дизельного палива відбирається з мазутом для одержання котельного палива.

В останні роки для розширення ресурсів дизельного палива, а також сировини каталітичного крекінгу – найбільш важливого та освоєного процесу, що поглиблює переробку нафти – на установках АТ та АВТ здійснюється дедалі глибший відбір дизельної фракції та вакуумного газойлю відповідно, а для отримання котельного палива заданої в'язкості використовується процес вісбрекінгу важкого залишку вакуумної перегонки Таким чином, питання обґрунтування та вибору температурної межі поділу нафти залежить від варіантів технологічних схем переробки мазуту та варіантів переробки нафти в цілому. Зазвичай перегонку нафти та мазуту ведуть відповідно при атмосферному тиску та у вакуумі при максимальній (без крекінгу) температурі нагрівання сировини з відпарюванням легких фракцій водяною парою. Складний склад залишків перегонки вимагає також організації чіткого відокремлення від них дистилятних фракцій, у тому числі високоефективної сепарації фаз при одноразовому випаровуванні сировини. Для цього встановлюють відбійні елементи, що дозволяє уникнути винесення крапель паровим потоком.

Мал. Принципові схеми атмосферної колони для перегонки нафти (а) та вакуумної колони для перегонки мазуту (б):

1 – секція харчування; 2 – сепараційна секція; 3-складна колона; 4-бокові відпарні секції; 5-нижня відпарна секція;

Нафта, нагріта в печі, надходить у секцію живлення 1 складної колони 3, де відбувається одноразове її випаровування з відділенням сепараційної секції 2 парів дистилятної фракції від мазуту. Пари, піднімаючись з секції харчування назустріч флегмі зрошення, поділяються ректифікацією на цільові фракції, а з мазуту за рахунок відпарювання водяною парою в нижній секції відпарної 5 виділяються легкокиплячі фракції. Відпарювання легкокиплячих фракцій бічних погонів роблять у бічних відпарних секціях (колоннах) 4 водяною парою або «глухим» підігрівом. Зрошення в складній колоні 3 створюється конденсацією пари у верху колони і проміжних її перерізах. Аналогічним чином організується і процес поділу мазуту у вакуумній колоні. Для цього режим роботи колони підбирають таким чином, щоб з нижньої сепараційної секції складної колони в відпарну нижню секцію стікала флегма Fn, кількість якої обумовлено певним надлишком одноразового випаровування. Якщо прийняти витрату надлишку одноразового випаровування рівним Fn = (0,05-0,07) F, то частка відгону сировини повинна бути на величину Fn більша від відбору дистилятної фракції. кількість смолистоасфальтенових, сірчистих і металоорганічних сполук. Ректифікаційні колони, що використовуються в промисловості, дозволяють забезпечити необхідний ступінь поділу дистилятних фракцій при оптимальних витратах тепла, необхідного для таких енергоємних процесів, як первинна перегонка нафти і мазуту.

Класифікація установок первинної перегонки нафти на НПЗ

Технологічні схеми установок первинної перегонки нафти зазвичай вибираються для певного варіанта переробки нафти:

Паливного,

Паливно-олійного.

При неглибокій переробці нафти за паливним варіантом перегонка здійснюється на установках АТ (атмосферних трубчатках); при глибокій переробці – на установках АВТ (атмосферно-вакуумних трубчатках) паливного варіанту та при переробці за масляним варіантом – на установках АВТ масляного варіанту. Залежно від варіанта переробки нафти одержують різний асортимент паливних і масляних фракцій, а на установках АТ при неглибокому паливному варіанті одержують компоненти моторного палива та в залишку мазут (котельне паливо). За глибоким паливним варіантом на атмосферному блоці отримують бензинові, гасові та дизельні фракції, а мазут піддають подальшій переробці на блоках вакуумної перегонки з виділенням широкої дистилятної фракції і гудрону з подальшим їх крекуванням. При паливно-масляному варіанті переробки та АВТ великої одиничної потужності доцільно використання комбінованої технологічної схеми встановлення первинної перегонки нафти, що забезпечує одночасне або роздільне отримання з нафти поряд з паливними фракціями широкої та вузьких масляних фракцій. Принципові технологічні схеми таких установок наведено на рис. За даною схемою переробка нафти здійснюється в три ступені: атмосферна перегонка з отриманням паливних фракцій і мазуту, вакуумна перегонка мазуту з отриманням вузьких масляних фракцій і гудрону і вакуумна перегонка суміші мазуту і гудрону, або з отриманням широкої масляної фракції гудрону.

Мал. 2. Принципові схеми установок первинної перегонки нафти за паливним варіантом неглибокої переробки АТ (а), паливним варіантом глибокої переробки АВТ (б) та паливно-масляним варіантом (в):

1 – атмосферна колона; 2-відпарна секція; 3-вакуумна колона;

I-нафта; II-легкий бензин; III-вуглеводневий газ; IV-важкий

бензин; V-водяна пара; VI-гас; VII-легке дизельне паливо; VIII-важке дизельне паливо; IX-мазут; X-неконденсовані гази і водяна пара у вакуум-створювальну систему; XI - широка масляна фракція; XII - гудрон; XIII – легкий масляний дистилят; XIV-середній масляний дистилят; XV-важкий масляний дистилят.

Застосування двох щаблів вакуумної перегонки з одночасним або роздільним отриманням широкої та вузьких масляних фракцій надає установкам АВТ значну технологічну гнучкість. 3.

Мал. 3. Комбінована схема установки АВТ:

1 – електродегідратор; 2 – колона стабілізації; 3-атмосферна колона;

4 – відпарна секція; 5-вакуумна колона I ступеня; 6-вакуумна колона II ступеня;

1-нафта; II – легкий стабільний бензин; III-скраплений газ; IV-вуглеводневий газ; V-важкий бензин; VI-водяна пара; VII-гас; VIII-легке дизельне паливо; IX-важке дизельне паливо; X-легкий вакуумний газойль; XI - неконденсовані гази і водяна пара у вакуумстворюючу систему; XII – легкий масляний дистилят; XIII-середній масляний дистилят; XIV-важкий масляний дистилят; XV-гудрон (на деасфальтизацію); XVI-широка масляна фракція; XVII-обтяжений гудрон (асфальт).

Продукти первинної перегонки нафти на НПЗ

Залежно від складу нафти, варіанта її переробки та особливих вимог до паливних та масляних фракцій склад продуктів установок первинної перегонки нафти може бути різним. Так, при переробці типових східних нафт отримують такі фракції (з умовними межами википання за переважним вмістом цільових компонентів): бензинові н.к. - 140 (180) 0С, гасові 140 (180)-240 °С, дизельні 240-350 0С, вакуумний дистилят (газойль) 350-490 °С (500 °С) або вузькі вакуумні масляні погони 350-400 і 450-500 0С, важкий залишок > 500 °С - гудрон. Вихід паливних та масляних фракцій залежить насамперед від складу нафти, тобто від потенційного вмісту цільових фракцій у нафтах. Як приклад у табл. 8.1 наведено дані щодо виходу паливних та масляних фракцій з ромашкінської та самотлорської нафт, що відрізняються потенційним вмістом паливних фракцій - вміст фракцій до 350 °С у цих нафтах становить близько 46 і 50 % (травні) відповідно (табл. 8.1). Розглянемо напрямки використання продуктів первинної перегонки нафти та мазуту. Вуглеводневий газ складається в основному з пропану та бутану. Пропан-бутанова фракція використовується як сировина газофракціонуючої установки для виділення з неї індивідуальних вуглеводнів, одержання побутового палива. Залежно від технологічного режиму та апаратурного оформлення первинної перегонки нафти пропан-бута-нова фракція може виходити в зрідженому або газоподібному стані. Бензинова фракція н.к. -180 °С використовується як сировина установки вторинної перегонки бензинів (вторинної ректифікації).Гасова фракція 120-240 0С після очищення або облагородження використовується як реактивне паливо; фракція 150-300 0С - як освітлювальний гас або компонент дизельного палива. Фракція дизельного палива 180-350 ° С після очищення використовується як дизельне паливо; можливе отримання компонентів легкого (зимового) та важкого (літнього) дизельного палива відповідного фракційного складу, наприклад, 180-240 і 240-350 °С. Фракція 200-220 °С парафінистих нафт використовується як сировина для рідких парафінів - основи для отримання синтетичних миючих засобів. використовується в суміші з вакуумним газойлем як сировина установки каталітичного крекінгу. Мазут - залишок первинної перегонки нафти; полегшений мазут (> 330 °С) може використовуватися як котельне паливо, обтяжений мазут (> 360 °С) - як сировина для подальшої переробки на масляні фракції до гудрону. В даний час мазут може використовуватися також як сировина установок каталітичного крекінгу або гідрокрекінгу (раніше застосовувався як сировина установок термічного крекінгу). Вузькі масляні фракції 350-400, 400-450 і 450-500 0С після відповідного очищення від сірчистих сполук, поліциклічних ароматичних і нормальних парафінових вуглеводнів використовуються для виробництва мастил. , коксу та (або) бітуму, а також котельного палива шляхом зниження в'язкості на установках вісбрекінгу.

Комбінована установка первинної переробки нафти на НПЗ

У більшості випадків атмосферна перегонка нафти та вакуумна перегонка мазуту проводяться на одній установці АВТ, яка часто комбінується з ЕЛОУ, а іноді і блоком вторинної перегонки бензину. Типові потужності вітчизняних установок первинної переробки нафти 2, 3, 4, 6 млн т/год. Нижче наводиться опис роботи комбінованої установки ЕЛОУ-АВТ з секцією вторинної перегонки бензинової фракції. к. - 62, 62-140, 140-180, 180-220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500 ° С (залишок-гудрон). Вихідна сировина, що надходить на установку, містить 100-300 мг/л солей і до 2% (травні) води. Вміст низькокиплячих вуглеводневих газів у нафті сягає 2,5 % (травні) на нафту. На установці прийнято двоступінчасту схему електрознесолення, що дозволяє знизити вміст солей до 3-5 мг/л і води до 0,1 % (травні). Технологічна схема установки передбачає дворазове випаровування нафти. Головні фракції з першої колони ректифікації і основної колони ректифікації внаслідок близького фракційного складу одержуваних з них продуктів об'єднуються і спільно направляються на стабілізацію. Бензинова фракція н. к. - 180 °З після стабілізації прямує на вторинну перегонку для виділення фракцій н. к. - 62, 62-140 та 140-180 °С. Блок залужування призначається для лужного очищення фракцій н. к. - 62 (компонент автобензину) та 140-220 °С (компонент палива ТС-1). Фракція 140-220 °С промивається водою, а потім осушується в електророзділювачах. На прийом сировинних насосів подається лужний розчин і деемульгатор. В електричному полі високої напруги емульсія руйнується, і вода відокремлюється від нафти. Електродегідратори розраховані на роботу при 145-160 ° С і тиск 1,4-1,6 МПа. Знесолена і зневоднена нафта двома потоками додатково нагрівається в теплообмінниках до 210-250 °С і направляється в першу колону ректифікації 6. З верху колони головний погон у паровій фазі відводиться в конденсатори-холодильники повітряного охолодження і після доохолодження у водяному холодильнику З надходить у ємність 4. Тепловий режим в колоні б підтримується гарячим струменем, що надходить з печі 75 з температурою 340 0С.

Рис.5 Принципова схема комбінованої установки ЕЛОУ-АВТ

продуктивністю 6 млн т/рік сірчистої нафти:

1 – насоси; 2-теплообмінники; 3-електродегідратори; 4 - ємності; 5-конденсатори-холодильники; 6 перша ректифікаційна колона; 7-основна колона ректифікації; 8 відпарні колони; 9 - фракціонуючий абсорбер; 10 - стабілізатор; 11, 12 - фракціонують колони вторинної перегонки бензину; 13-вакуумна колона; 14 - вакуумстворююче пристрій; 15-печі;

I-сира нафта; II-знесолена нафта; III-V-компоненти світлих нафтопродуктів; VI, VII - вузькі бензинові фракції (н.к. - 62 ° С і 85 - 120 ° С відповідно); VIII – продукти розкладання; IX-дистиляти вакуумної колони; X-гостра водяна пара; XI-гудрон; XII-бензольна фракція (62-85 ° С); XIII - важка фракція бензину (понад 120 °С); XIV-сухий газ; XV-жирний газ

Залишок першої колони ректифікації 6- напіввідбензинена нафта - нагрівається в печі атмосферного блоку установки до 360 °С і надходить в основну ректифікаційну колону 7, вгорі якої підтримується тиск 0,15 МПа. У цій колоні застосовуються верхнє гостре та два циркуляційні зрошення. З верху колони виходять пари фракції 85- 180°З водяна пара, які направляються в конденсатори-холодильники. Конденсат при 30-35 0С подається у ємність. З основної колони ректифікації 7 у вигляді бічних погонів через відповідні відпарні колони 8 виводять фракції 180-220 °С (III), 220-280 °С (IV) і 280-350 0C (V).Фракції 85-180°С і 180 -220 °З залужують. Фракції 220-280 ° С та 280-350 0С після охолодження до 60 ° С направляють у резервуари. Мазут (нижній продукт основної колони ректифікації) подається в піч 75 вакуумного блоку установки, де нагрівається до 410 °С, і з цією температурою проходить у вакуумну колону 13.Отримувана у вакуумній колоні верхня бічна фракція до 350 °С подається в основну ректифікаційну .З вакуумної колони у вигляді бокового погону відводиться фракція 350-500 0С. У цій колоні зазвичай застосовується одне проміжне циркуляційне зрошення. Гудрон з низу вакуумної колони прокачується через теплообмінники та холодильники і при 90 ° С направляється в проміжні резервуари. На установці застосовуються в основному апарати повітряного охолодження, що сприяє скороченню витрати води.

На установці передбачено можливість роботи без блоку вакуумної перегонки. У цьому випадку мазут з низу колони ректифікації 7 прокачується через теплообмінники і холодильники, де охолоджується до 90 °С, і направляється в резервуарний парк.Широка бензинова фракція н.к. - 180 °С після нагрівання до 170 °С надходить в абсорбер 9. Після відділення в абсорбері сухих газів (XIV) нижній потік направляється в стабілізатор 10. В абсорбері та стабілізаторі підтримується тиск 1,2 МПа. У стабілізаторі 10 нижній продукт абсорбера поділяється на два потоки: верхній (до 85 ° С) та нижній (вище 85 ° С). У колоні 77 верхній потік поділяється на вузькі фракції VI (н.к. - 62 ° С) та XII (62-85 ° С). Нижній потік зі стабілізатора прямує до колони 72, в якій поділяється на фракцію VII (85-120 °С) та XIII (120-180 °С). Тепловий режим абсорбера регулюється подачею флегми, яка прокачується через піч і в паровій фазі повертається вниз абсорбера. Установка може працювати з вимкненим блоком вторинної перегонки. У цьому випадку стабільний бензин з низу стабілізатора 10 направляється в теплообмінник, звідки потік через холодильник надходить на залужування і далі в резервуарний парк. На 1т нафти, що переробляється, витрачається 3,5-4м3 води, 1,1 кг водяної пари, 27-33 кг палива. На встановленні раціонально використовується теплова енергія вторинних джерел. За рахунок утилізації тепла гарячих потоків проводиться близько 35 т/год. пари високого тиску. Спочатку установка була запроектована без блоку ЕЛОУ, в процесі експлуатації вона була дообладнана цим вузлом. На ряді нафтопереробних заводів продуктивність установки в результаті дообладнання додатковими апаратами та спорудами перевищила проектну - 6 млн т/рік і досяг 7-8 млн т/рік. Матеріальний баланс установки продуктивністю 6 млн т/рік (для нафти типу ромашкінської) характеризується даними табл. Отримані при первинній перегонці нафти продукти є товарними і направляються на облагороджування (гідроочищення, депарафінізація) чи подальшу переробку шляхом деструктивних вторинних процесів. Ці процеси забезпечують одержання цінних компонентів палива та мономерів для нафтохімічного синтезу, поглиблення переробки нафти, а також ширшого асортименту продукції НПЗ. За олійним варіантом відповідні вузькі фракції вакуумного газойлю і гудрон направляються на послідовні процеси очищення та приготування товарних олій.

Таким чином, як головний процес НПЗ як паливного, масляного, так і нафтохімічного профілю, первинна перегонка нафти забезпечує сировиною всі установки заводу. Від якості поділу нафти – повноти відбору фракцій від потенціалу та чіткості поділу – залежать технологічні параметри та результати роботи всіх наступних процесів та зрештою загальний матеріальний баланс заводу та якість товарних нафтопродуктів.

Крекінг нафти на НПЗ

Крекінг (англ. cracking, розщеплення) - високотемпературна переробка нафти та її фракцій з метою отримання, як правило, продуктів меншої молекулярної маси - моторних палив, мастил тощо, а також сировини для хімічної та нафтохімічної промисловості. Крекінг протікає з розривом зв'язків С-С та утворенням вільних радикалів чи карбаніонів. Одночасно з розривом зв'язків С-С відбувається дегідрування, ізомеризація, полімеризація та конденсація як проміжних, так і вихідних речовин. В результаті останніх двох процесів утворюються т.з. крекінг-залишок (фракція з температурою кипіння більше 350 ° C) та нафтовий кокс.

Перша у світі промислова установка безперервного термічного крекінгу нафти була створена та запатентована інженером В. Г. Шуховим та його помічником С. П. Гавриловим у 1891 році (патент Російської імперії № 12926 від 27 листопада 1891 року). Було зроблено експериментальну установку. Наукові та інженерні рішення В. Г. Шухова повторено У. Бартоном при спорудженні першої промислової установки в США в 1915-1918 роках. Перші вітчизняні промислові установки крекінгу побудовані В. Г. Шуховим в 1934 на заводі «Радянський крекінгу» в Баку.

Крекінг проводять нагріванням нафтової сировини або одночасним впливом на неї високої температури та каталізаторів.

У першому випадку процес застосовують для отримання бензинів (низькооктанові компоненти автомобільних палив) та газойлевих (компоненти флотських мазутів, газотурбінних та пічних палив) фракцій, високоароматизованої нафтової сировини у виробництві технічного вуглецю (сажі), а також альфа-олефінів (термічний крекінг); котелень, а також автомобільних та дизельних палив (вісбрекінг); нафтового коксу, а також вуглеводневих газів, бензинів та гасово-газойлевих фракцій; етилену, пропілену, а також ароматичних вуглеводнів (піроліз нафтової сировини).

У другому випадку процес використовують для одержання базових компонентів високооктанових бензинів, газойлів, вуглеводневих газів (каталітичний крекінг); бензинових фракцій, реактивних та дизельних палив, нафтових масел, а також сировини для процесів піролізу нафтових фракцій та каталітичного риформінгу (гідрокрекінг).

Використовують також ін. види піролітичного розщеплення сировини, наприклад, процес отримання етилену та ацетилену дією електричного розряду в метані (електрокрекінг), що здійснюється при 1000-1300 °C і 0,14 МПа протягом 0,01-0,1 с.

Крекінг використовують підвищення октанового числа бензину (збільшення масової частки C8H18).

У ході каталітичного крекінгу протікають також процеси ізомеризації алканів.

Вторинна переробка нафти проводиться шляхом термічного або хімічного каталітичного розщеплення продуктів первинної нафтоперегонки для отримання більшої кількості бензинових фракцій, а також сировини для отримання ароматичних вуглеводнів - бензолу, толуолу та інших. Одна з найпоширеніших технологій цього циклу – крекінг (англ. cracking – розщеплення).

В 1891 інженери В. Г. Шухов і С. П. Гаврилов запропонували першу в світі промислову установку для безперервної реалізації термічного крекінг-процесу: трубчастий реактор безперервної дії, де по трубах здійснюється примусова циркуляція мазуту або іншої важкої нафтової сировини, а в міжтрубну простір подаються нагріті паливні гази. Вихід світлих складових при крекінг-процесі, з яких можна приготувати бензин, гас, дизельне паливо становить від 40-45 до 55-60 %. Крекінг-процес дозволяє виробляти з мазуту компоненти для виробництва мастил.

Каталітичний крекінг було відкрито 30-ті роки ХХ століття. Каталізатор відбирає із сировини і сорбує на собі насамперед ті молекули, які здатні досить легко дегідруватися (віддавати водень). Ненасичені вуглеводні, що утворюються при цьому, володіючи підвищеною адсорбційною здатністю, вступають у зв'язок з активними центрами каталізатора. Відбувається полімеризація вуглеводнів, з'являються смоли та кокс. Водень, що вивільняється, бере активну участь в реакціях гідрокрекінгу, ізомеризації та ін. У результаті виходять вуглеводневі гази (20%), бензинова фракція (50%), дизельна фракція (20%), важкий газойль та кокс.

Каталітичний крекінг на НПЗ

Каталітичний крекінг - процес каталітичного деструктивного перетворення важких дистилятних нафтових фракцій на моторні палива та сировину для нафтохімії, виробництва технічного вуглецю та коксу. Процес протікає в присутності алюмосилікатних каталізаторів при температурі 450-530 ° С та тиску 0,07-0,3 МПа.

Механізм більшості реакцій каталітичного крекінгу задовільно пояснюється в рамках ланцюгової карбкатіонної теорії. В умовах каталітичного крекінгу карбкатіони можуть існувати тільки у вигляді іонних пар карбкатіон - негативно заряджений активний центр поверхні.

Хімічні засади процесу. Сутність процесів, що протікають при каталітичному крекінгу, полягає в наступних реакціях:

1) розщеплення високомолекулярних вуглеводнів (власне крекінг);

2) ізомеризація;

3) дегідрування циклоалканів в арени.

Деструкція важкої нафтової сировини викликає утворення додаткової кількості світлих моторних палив, найбільше з яких має бензин. Реалізація всіх трьох типів реакцій призводить до підвищення октанового числа бензину: за однакової структури октанові числа вуглеводнів зростають із зменшенням молекулярної маси; октанові числа ізоалканів вище, ніж алканів нормальної будови, а аренів - вище, ніж циклоалканів та алканів.

Перетворення алканів. Алкани в умовах каталітичного крекінгу піддаються ізомеризації та розпаду на алкани та алкени меншої молекулярної маси.

Перша стадія ланцюгового процесу – зародження ланцюга – може відбуватися двома способами.

При першому способі частина молекул алканів піддається

спочатку термічного крекінгу. Алкени, що утворюються, відривають протони від каталізатора і перетворюються на карбкатіони.

За другим способом утворення карбкатіоіа можливе безпосередньо з алкану шляхом відщеплення гідрид-іону під дією протонного центру або апротонного каталізатора:

Зважаючи на те, що відрив гідрид-іону від третинного вуглецевого атома вимагає менших витрат енергії, ніж від вторинного та первинного, ізоалкани крекуються значно швидше, ніж алкани нормальної будови. Реакції розвитку ланцюга включають усі можливі в цих умовах реакції карбкатіонів. Наприклад, якщо на першій стадії процесу утворився первинний карбкатіон С7Н15, то найімовірнішим напрямом його перетворення буде ізомеризація на більш стійкі вторинну та третинну структури. Теплота, що виділяється при ізомеризації, може бути витрачена розщеплення нового іона. Таким чином, процес перетворення карбкатіону С7Н15 полягає в послідовно-паралельному чергуванні реакцій ізомеризації та р-розпаду. Так як розпад алкільних карбкатіонів з утворенням первинних і вторинних іонів Ci-Сз відбувається значно важче, ніж з утворенням третинних іонів з великим числом атомів вуглецю, швидкість каталітичного крекінгу алканів зростає з подовженням ланцюга. Наприклад, при крекінгу в однакових умовах ступінь перетворення С5Н12 становить 1%; C7H16 -3%; С12Н24-18%; C16H34 -42%. Легкість (низька ендотермічність) розпаду іонів з відщепленням третинних карбкатіонів призводить до накопичення ізоструктур продуктах розпаду алканів, що містять 7 і більше атомів вуглецю. Низькомолекулярні карбкатіони, що виділяються, після ізомеризації відривають гідрид-іон від молекули вихідного вуглеводню, і весь цикл реакцій повторюється. Обрив ланцюга відбувається під час зустрічі карбкатіона з аніоном каталізатора.

Швидкість каталітичного крекінгу алканів на 1-2 порядки вища за швидкість їх термічного крекінгу.

Перетворення циклоалканів. Швидкість каталітичного крекінгу циклоалканів близька до швидкості крекінгу алканів з рівним числом атомів вуглецю. Основними реакціями циклоалканів є: розкриття кільця з утворенням алкенів та дієнів; дегідрування, що веде до утворення арен; ізомеризація циклів та бічних ланцюгів.

Стадія ініціювання – виникнення карбкатіонів – для насичених вуглеводнів циклічної та ациклічної будови протікає однаково.

Каркарбкатіони, що утворилися, відривають гідрид-іон від молекул циклоалканів. Відщеплення гідрид-іону від третинного вуглецевого атома протікає легше, ніж від вторинного, отже, глибина крекінгу зростає зі збільшенням числа замісників у кільці.

Неоструктури (1,1-диметилциклогексан) відщеплюють гідрид-іон від вторинного вуглецю, тому ступінь перетворення близька до незаміщеного циклогексану.

Розпад циклогексильного іона може відбуватися двома шляхами: з розривом С-З-зв'язків та з розщепленням С-Н-зв'язків.

В результаті реакції з розривом С-С-зв'язків утворюються алкени та алкадієни.

Алкенільний іон легко ізомеризується в аллільний. Найбільш ймовірними реакціями алільного іону є відрив гідрид-іону від вихідної молекули або передача протона молекулі алкену або каталізатору.

Циклоалкени піддаються каталітичному крекінгу значно швидше, ніж циклоалкани.

Розпад циклогексильного карбкатіону з розщепленням С-Н-зв'язків енергетично вигідніший, оскільки через проміжні циклоалкенові структури утворюються арени.

Вихід аренів досягає 25% і більше від продуктів перетворення циклогексанів, а гази крекінгу циклоалканів містять підвищену порівняно з газами крекінгу алканів кількість водню.

Спостерігається також ізомеризація циклогексанів у циклопентани та назад. Реакція протікає через протоноване циклопропанове кільце.

Циклопентани в умовах каталітичного крекінгу більш стійкі, ніж цнклогексани. Тому рівновага сильно зрушена праворуч. Однак циклогексани в цих умовах дегідруються в арени. Видалення продукту зі сфери реакції зміщує рівновагу вліво. Вибірковість перетворення циклогексану на бензол або метилциклопентан в кінцевому рахунку залежить від каталізатора.

За наявності довгих бічних ланцюгів у молекулі циклоалкану можливі ізомеризація бічного ланцюга та деалкілування.

Бііклічні циклоалкани ароматизуються більшою мірою, ніж моноциклічні. Так, при каталітичному крекінгу декаліну (500°С) вихід аренів становить приблизно 33% на перетворений декалін. Ще більше ароматичних сполук (87,8%) утворюється при крекінгу тетраліну в тих самих умовах.

Перетворення алкенів. Швидкість каталітичного крекінгу алкенів на 2-3 порядки вища за швидкість крекінгу відповідних алканів, що пояснюється легкістю утворення з алкенів карбкатіонів:

При приєднанні протона до молекули алкену утворюється такий самий іон, як і при відщепленні гідрид-іону від алкану, що визначає спільність їх реакцій при каталітичному крекінгу - це ізомеризація та р-розпад. Водночас алкенам властиві також специфічні реакції перерозподілу водню та циклізації.

Сутність реакції перерозподілу водню полягає в тому, що в присутності кислотних каталізаторів частина алкенів втрачає водень і перетворюється на поліненасичені сполуки, одночасно інша частина алкенів гідрується цим воднем, переходячи в алкани.

Алкени, адсорбовані на каталізаторі, поступово втрачають водень. Сильноненасичені вуглеводні полімеризуються, циклізуються і, поступово збіднюючись воднем, перетворюються на кокс. Циклізація алкенів може призвести до утворення циклопентанів, циклопентенів та аренів. П'ятичленові цикли ізомеризуються в шестичленних і також ароматизуються.

Перетворення аренів. Незаміщені арени за умов каталітичного крекінгу стійкі. Метилзаміщені арени реагують зі швидкістю, близькою до алканів. Алкілпохідні аренів, що містять два і більше атомів вуглецю в ланцюзі, крекуються приблизно з такою ж швидкістю, що й алкени. Основною реакцією алкілпохідних аренів є деалкілування. Це більшою спорідненістю ароматичного кільця до протону, ніж до алкільного іону.

Швидкість реакції зростає із збільшенням довжини ланцюга алкільного заступника, а також у ряді: С6Н5 - Cneрв< < С6Н5 - Свтор < С6Н5 - Стрет, что обусловлено большой устойчивостью образующихся карбкатионоб.

У разі метилзаміщених аренів відщеплення карбкатіону енергетично утруднене, тому переважно протікають реакції диспропорціонування та ізомеризації за положенням заступників.

Поліциклічні арени міцно сорбуються на каталізаторі та піддаються поступовій деструкції та перерозподілу водню з утворенням коксу.

Отже, кокс, що утворюється на поверхні каталізатора, є сумішшю сильноненасичених полімерних смолоподібних алкенів та поліциклічних аренів. Він блокує активні центри каталізатора та знижує його активність. Для видалення коксу каталізатор періодично регенерують шляхом окислення.

Каталізатори процесу та альтернативний механізм реакції. Сучасні каталізатори крекінгу являють собою складні системи, що складаються з 10-25% цеоліту Y у рідкоземельній або декатіонованій формі, рівномірно розподіленого в аморфному; алюмосилікаті, та сформовані у вигляді мікросфер або кульок.

Структура цеоліту утворена тетраедрами SiO4 та АlO4. Атоми алюмінію несуть одиночний негативний заряд, який компенсується катіонами металу, що знаходяться в порожнинах кристалічної решітки. Цеоліти з одновалентними катіонами неактивні, оскільки такі катіони повністю компенсують заряд тетраедра АЮ4. Заміна одновалентного катіону на дво- або тривалентний призводить до декомпенсації зарядів і створює високу напруженість електростатичного поля, достатню для утворення карбкатіонів в результаті зміщення електронної пари. Аморфний алюмосилікат, в якому розподілено цеоліт, має власну активність. Каталітично активними центрами алюмосилікатів є кислоти Бренстеда, так і Льюїса. Як кислота Бренстеда може виступати протон, що утворюється з води, хемосорбованої координаційно ненасиченим атомом алюмінію (а), протон гідроксильної групи, пов'язаної з атомом алюмінію (б) або кремнію. Найбільше значення мають протонодонорні центри, оскільки повністю дегідратований алюмосилікат. У цеолітсодержащих алюмосилікатних каталізаторах роль катіону металу, мабуть, полягає у збільшенні рухливості протона і стабільності кислотних центрів Бренстеда, а також створенні додаткової кількості кислотних центрів протонізацією молекул води. аморфний. У той же час цеолітсодержащіе каталізатори мають більш високу термічну і механічну стабільність, ніж чисті цеоліти. Якісна сторона карбкатіонної теорії отримала загальне визнання. Однак на її основі не вдається передбачити кількісний вихід продуктів навіть при крекінгу індивідуальних сполук. Слід зазначити, що існування карбкатіонів поверхні алюмосиликатного каталізатора не доведено експериментально. Можливо, що проміжними частинками при каталітичному крекінгу є не карбкатіони (п-комплекси), для утворення яких необхідний повний гетеролітичний розрив зв'язків, а поверхневі комплексні сполуки вуглеводнів з активними центрами каталізатора. Такими сполуками можуть бути п-комплекси, для утворення яких потрібно менше енергії, ніж для утворення п-комплексів.Макрокінетика процесу.Каталітичний крекінг, як будь-який гетерогенний каталітичний процес, протікає в кілька стадій: сировина надходить до поверхні каталізатора (зовнішня дифузія), проникає в пори каталізатора (внутрішня дифузія), хемосорбується на активних центрах каталізатора і входить у хімічні реакції. Далі, відбувається десорбція продуктів крекінгу і непрореагував сировини з поверхні, дифузія його з пір каталізатора і видалення продуктів крекінгу із зони реакції. Швидкість процесу визначає найбільш повільна стадія. Якщо процес протікає в дифузійній ділянці, швидкість його мало залежить від температури. Для збільшення швидкості необхідно застосовувати крупнопористий або сильноподрібнений, наприклад пилоподібний, каталізатор, що дозволить збільшити поверхню каталізатора. Якщо найбільш повільною стадією є хімічна реакція, швидкість процесу залежить головним чином від температури. Однак збільшувати швидкість підвищенням температури можна лише до певної межі, після якої реакція переходить у дифузійну область. Для крекінгу нафтових фракцій практично неможливо описати всі хімічні реакції. Тому зазвичай обмежуються розглядом схем, що враховують основні напрямки та результуючий ефект крекінгу. Кінетику крекінгу нафтових фракцій на цеолитсодержащем каталізаторі в більшості випадків представляють рівнянням першого порядка.Точніший опис кінетики каталітичного крекінгу нафтових фракцій досягається при використанні рівнянь, що враховують дезактивацію каталізатора в ході реакції. Швидкість процесу та вихід продуктів крекінгу істотно змінюються залежно від якості сировини, властивостей каталізатора та повноти його регенерації, технологічного режиму та конструктивних особливостей реакційних апаратів. Каталітичний крекінг у промисловості. Каталітичний крекінг на алюмосилікатних каталізаторах - один із найбільш багатотоннажних процесів у нафтопереробній промисловості. Цільовим призначенням процесу є отримання високооктанового бензину з вакуумних дистилятів різних нафт, що википають в межах 300-500 °С. Крім високооктанового бензину на установках каталітичного крекінгу отримують також вуглеводневий газ, легкий і важкий газойлі. Кількість і якість продуктів залежать від характеристики сировини, що переробляється, каталізатора, а також режиму процесу. Вуглеводневий газ містить 75-90% фракції С3-С4. Його використовують після поділу в процесах алкілування, полімеризації для виробництва етилену, пропілену, бутадієну, ізопрену, поліізобутилену, ПАР та інших нафтохімічних продуктів. Бензинову фракцію (к. к. 195 °З) застосовують як базовий компонент автомобільного бензину. Вона містить аренів 25-40, алкенів 15-30, циклоалканів 2-10 і алканів, переважно ізобудування, 35-60% (мас). Октанове число фракції становить 78-85 (за моторним методом). Компоненти, що википають вище 195 ° С, поділяються на фракції. Працюючи за паливним варіантом: 195-350 °З - легкий газойль і >350 °З - важкий газойль; при роботі за нафтохімічним варіантом: 195-270 ° С, 270-420 ° С та залишок > 420 ° С. Легкий газойль (195-350 °С) використовують як компонент дизельного палива і як розріджувач при отриманні мазутів. Цетанове число легкого каталітичного газойлю, отриманого з парафінової сировини, 45-56, нафтено-ароматичного -25-35. Фракцію 195-270 ° С застосовують як флотореагент, фракцію 270-420 ° С - як сировину для виробництва технічного вуглецю. Залишкові продукти (>350°С або >420°С) використовують як компоненти котельного палива або сировини для процесів термічного крекінгу та коксування.

Гідроочищення нафти на нафтопереробному заводі

Гідроочищення здійснюють на гідруючих каталізаторах з використанням алюмінієвих, кобальтових та молібденових сполук. Один із найважливіших процесів у нафтопереробці.

Завдання процесу - очищення бензинових, гасових та дизельних фракцій, а також вакуумного газойлю від сірчистих, азотовмісних, смолистих сполук та кисню. На установки гідроочищення можуть подаватися дистиляти вторинного походження з установок крекінгу або коксування, у такому випадку йде процес гідрування олефінів. Потужність існуючих у РФ установок становить від 600 до 3000 тис. т на рік. Водень, необхідний для реакцій гідроочищення, надходить з установок каталітичного риформінгу або виробляється на спеціальних установках.

Сировина змішується з водородсодержащим газом концентрацією 85-95% об., що надходить з циркуляційних компресорів, що підтримують тиск у системі. Отримана суміш нагрівається у печі до 280-340 °C, залежно від сировини, потім надходить у реактор. Реакція йде на каталізаторах, що містять нікель, кобальт чи молібден під тиском до 50 атм. У таких умовах відбувається руйнування сірчистих і азотовмісних сполук з утворенням сірководню та аміаку, а також насичення олефінів. У процесі за рахунок термічного розкладання утворюється незначна (1,5-2%) кількість низькооктанового бензину, а при гідроочищенні вакуумного газойлю також утворюється 6-8% дизельної фракції. У очищеній дизельній фракції вміст сірки може знизитися з 1,0 % до 0,005 % і нижче. Гази процесу піддаються очищенню з метою вилучення сірководню, який надходить на виробництво елементарної сірки або сірчаної кислоти.

Гідроочищення нафтопродуктів

Гідроочищення - процес хімічного перетворення речовин під впливом водню при високому тиску та температурі.

Гідроочищення нафтових фракцій спрямовано зниження вмісту сірчистих сполук у товарних нафтопродуктах.

Побічно відбувається насичення ненасичених вуглеводнів, зниження вмісту смол, кисневмісних сполук, а також гідрокрекінг молекул вуглеводнів. Найбільш поширений процес нафтопереробки.

Гідроочищення піддаються наступні фракції нафти:

1. Бензинові фракції (прямогінні та каталітичного крекінгу);

2. Гасові фракції;

3. Дизельне паливо;

4. Вакуумний газойль;

5. Фракції олій.

Гідроочищення бензинових фракцій

Розрізняють гідроочищення прямогонних бензинових фракцій та фракцій бензину каталітичного крекінгу.

1. Гідроочищення бензину прямогонних бензинових фракцій.

Направлений на отримання гідроочищених бензинових фракцій – сировини для риформінгу. Процес гідроочищення бензинових фракцій заснований на реакціях гідрогенолізу і часткової деструкції молекул в середовищі водневмісного газу, в результаті чого органічні сполуки сірки, азоту, кисню, хлору, металів, що містяться в сировині, перетворюються на сірководень, аміак, воду, хлороводень і відповідні до та після гідроочищення:

Якість палива до та після гідроочищення:

Параметри процесу: Тиск 18-2 МПа; Температура 350-420 ° С; Вміст водню в ВСГ - 75%; Кратність циркуляції водню 180-300 м³/м³; Каталізатор – нікель – молібденовий.

Типовий матеріальний баланс процесу:

Параметри процесу: Тиск 15-22 МПа; Температура 300-400 ° С; Вміст водню в ВСГ - 75%; Кратність циркуляції водню 180-250 м³/м³; Каталізатор -кобальт - молібденовий

Гідроочищення дизельного палива. Гідроочищення дизельного палива спрямоване на зниження вмісту сірки та поліароматичних вуглеводорів. Сірчисті сполуки згоряння утворюють сірчистий газ, який з водою утворює сірчисту кислоту - основне джерело кислотних дощів. Поліароматика знижує цетанове число. Гідроочищення вакуумного газойлю спрямоване на зниження вмісту сірки та поліароматичних вуглеводнів. Гідроочищений газойль є сировиною для каталітичного крекінгу. Сірчисті сполуки отруюють каталізатор крекінгу, а також погіршують якість цільового продукту бензину каталітичного крекінгу (див. Гідроочищення бензинових фракцій).

Процес Клауса (Окислювальна конверсія сірководню в елементну сірку) при переробці нафти на НПЗ

Процес Клауса – цепроцес каталітичної окисної конверсії сірководню. Джерело сірководню - природні та промислові. Природними джерелами є родовища нафти та газу, вулканічна діяльність, розкладання біомаси тощо. Промислові джерела - переробка нафти та газу (процеси гідроочищення та гідрокрекінгу), металургія тощо.

Сірководень, що отримується з гідрогенізаційних процесів переробки сірчистих і високосірчистих нафт, газоконденсатів і установок амінного очищення нафтових і природних газів, зазвичай використовують на НПЗ для виробництва сірки, іноді для виробництва сірчаної кислоти.

Способи утилізації сірководню та отримання сірки

У зв'язку з посиленням екологічних норм, для утилізації кислого газу, отриманого в результаті регенерації, можуть використовуватися такі способи:

Закачування в пласт (поховання);

Переробка в сірку методом Клауса з отриманням товарної сірки за ГОСТ 127.1 93 ÷ 127.5 93;

Рідкофазне окислення H2S з одержанням сірки нетоварної чи товарної сірки.

Підземне закачування газу

Підземне поховання кислого газу як спосіб утилізації знайшов широке застосування у Північній Америці, що впроваджується у Західній Європі та на Близькому Сході. Закачування з метою поховання кислого газу як відходу виробництва проводять у пласт, який має достатню поглинальну здатність – наприклад, непродуктивний пласт, виснажену газову або нафтову поклад, а також деякі карбонатні або сольові поклади.

Процеси підземного поховання кислого газу отримали активний розвиток у Канаді та USA наприкінці 80-х років, коли ціни на товарну сірку були низькими (відповідно, отримання невеликої кількості товарної сірки на промислах було нерентабельним), а екологічні вимоги та контроль завжди були жорсткішими щодо до нафто- та газодобувних регіонів світу. Для вибору відповідного пласта для захоронення кислого газу проводять геологічні дослідження, включаючи моделювання. Як правило, є можливість підібрати поклад для консервації кислого газу, про що свідчить велика кількість реалізованих проектів у нафтогазовій галузі в Північній Америці – приблизно на 50 родовищах у Канаді та 40 родовищах у USA. Найчастіше нагнітальна свердловина розташовується з відривом від 0,1 4,0 км від установки (в окремих випадках до 14 20 км), поглинаючий пласт – глибині від 0,6 2,7 км.

Наприклад, із встановлення підготовки газу Shute Creek (газове родовище LaBarge, США) закачують 1,8 2,5 млн.м3/сут кислого газу (H2S 70%); установку закачування ввели в дію в 2005 р. як заміну установки одержання сірки (процеси Клауса для переробки H2S в сірку та SCOT для хвостових газів). Таким чином, закачування кислого газу може успішно застосовуватися як на малопотужних, так і на великих установках підготовки попутного та природного газу.

Спосіб закачування кислого газу пласт має багато технічних особливостей. У процесі розвитку цього за кордоном накопичений значний досвід, який може бути використаний при реалізації подібних проектів в РФ і ближньому зарубіжжі. У Канаді на багатьох промислах процес здійснюється у кліматичних умовах, що відповідають умовам Сибіру. Експлуатуючими та екологічними організаціями за кордоном проводиться моніторинг можливих витоків H2S та CO2 із підземних поховань газу. Досі не спостерігалося проблемних випадків, економічна та екологічна ефективність заходів із закачування кислого газу визнається хорошою.

Н2S+0,5О2→S+Н2О.

Спрощений хімізм процесу наступний:

2Н2S + 4Fe3+→ 2S+4Н+ + 4Fe2+;

4H+ + О2 + 4Fe2+→ 2Н2О + 4Fe3+;

Н2S+0,5О2→S+Н2О.

Іони заліза у розчині перебувають у вигляді хелатного комплексу.

Прикладом успішної реалізації хелатного способу може бути технологія LO CAT фірми Merichem. За даними фірми, отриманим при регенерації поглинача продуктом є тверда сірка («сірчана коржик»), що містить 60% основної речовини (в USA може застосовуватися як добрива). Для отримання більш чистого продукту – сірки технічної за ГОСТ 127.1 93 – технологічна схема має бути доповнена промивними апаратами, фільтрами та плавильниками, що скорочує витрати на хімреагенти, але збільшує капітальні та експлуатаційні витрати.

Іншим прикладом промислового процесу рідкофазного окислення є SulFerox компанії Shell, в цілому схематично аналогічний процесу LO CAT і відрізняється реагентом. На малюнку 2 показана принципова схема процесу LO CAT, малюнку 3 – процесу SulFerox.

Нафтопереробка у Росії на НПЗ

Переробка нафти у Росії ведеться на 28 великих нафтопереробних заводах (НПЗ), і навіть більш ніж 200 міні-НПЗ, менше половини яких працює з легальних підставах. Сумарна потужність переробних потужностей на території Росії – 279 млн тонн. Найбільші потужності з нафтопереробки розташовані у Приволзькому, Сибірському та Центральному федеральних округах. У 2004 році зазначалося, що на три ці округи припадає більше 70% загальноросійських нафтопереробних потужностей. Сході – у містах Омськ, Ангарськ, Ачинськ, Хабаровськ, Комсомольськ-на-Амурі. Крім того, НПЗ побудовані в Башкирії, Самарській області та Пермському краї - регіонах, які свого часу були найбільшими центрами нафтовидобутку. Згодом, коли нафтовидобуток перемістився в Західний Сибір, потужності з переробки нафти на Уралі та в Поволжі стали надлишковими. В даний час на ринку нафти і нафтопродуктів у Росії домінуюче становище займають кілька нафтових компаній з вертикально-інтегрованою структурою, які здійснюють видобуток та переробку нафти, а також реалізацію нафтопродуктів, як великим оптом, так і через власну постачальницько-збутову мережу. Ситуація на ринку нафтопродуктів повністю залежить від стратегії нафтових компаній, що формується під впливом цін на нафту, товарної структури та географії попиту. У власності вертикально-інтегрованих компаній знаходяться понад 70% переробних потужностей країни. Найбільші встановлені потужності на початок 2010 року мали компанії «Роснефть» і «ЛУКОЙЛ», вони ж є лідерами за обсягами переробки нафти, 49,6 млн тонн і 44,3 млн тонн відповідно. У сумі це майже 40% переробленої у Росії сировини.

Історія переробки нафти у Росії на НПЗ

Більшість нафтопереробних заводів Росії з'явилися у два десятиліття після Великої Вітчизняної війни. З 1945 до 1965 року було введено в експлуатацію 16 НПЗ.

При виборі майданчиків розміщення НПЗ керувалися передусім принципом близькості до районів споживання нафтопродуктів. НПЗ у Рязанській, Ярославській та Горьківській областях були орієнтовані на Центральний економічний район; у Ленінградській області – на Ленінградський промузел; у Краснодарському краї – на густозаселений Північно-Кавказький район, в Омській області та Ангарську – на потреби Сибіру. Проте йшлося й нарощування виробництва нафтопродуктів у місцях видобутку нафти. До кінця 1960-х років головним нафтовидобувним районом країни було Урало-Поволжя, і нові НПЗ були побудовані в Башкирії, Куйбишевській та Пермській областях. Ці НПЗ покривали дефіцит нафтопродуктів у Сибіру та інших районах Росії, соціальній та союзних республіках колишнього СРСР.

За 1966-1991 роках в СРСР було збудовано 7 нових НПЗ, з них 6 - поза РРФСР (у Лисичанську, Мозирі, Мажейкяї, Чарджоу, Чимкенті та Павлодарі). Єдиним новим нафтопереробним підприємством, збудованим після 1966 року на території РРФСР, став Ачинський НПЗ, введений в експлуатацію у 1982 році. Крім того, в 1979 році була організована переробка нафти в Нижньокамську («Нижньокамськнафтохім») для забезпечення потреби в сировині нафтохімічного виробництва. У 1990-х роках відбулося різке скорочення обсягу виробництва в нафтопереробці. Через різке скорочення внутрішнього споживання нафти при сумарних потужностях первинної її переробки 296 млн т на рік у 2000 році фактично перероблено 168,7 млн ​​т, тобто завантаження нафтопереробних заводів впало до 49,8%. На більшості НПЗ продовжувала зберігатися відстала структура нафтопереробки з низькою часткою деструктивних процесів, що поглиблюють, а також вторинних процесів, спрямованих на підвищення якості продукції. Все це зумовило низьку глибину переробки нафти і низьку якість нафтопродуктів, що випускаються. Глибина переробки нафти 1999 року становила загалом Росії 67,4 %, і лише Омському НПЗ вона досягла 81,5 %, наблизившись до західноєвропейським стандартам.

У наступні роки в нафтопереробці намітилася обнадійлива тенденція. За період 2002-2007 років спостерігалося стійке зростання обсягів переробки нафти з середньорічним приростом близько 3% у 2002-2004 роках та 5,5% у 2005-2007 роках. Середнє завантаження НПЗ, що діють, з первинної переробки в 2005 році склало 80%, обсяг переробки збільшився зі 179 в 2000 році до 220 млн тонн в 2006 році. Істотно збільшилися інвестиції у нафтопереробку. У 2006 році вони склали 40 млрд рублів, що на 12% більше, ніж у 2005 році. Зросла й глибина переробки нафти.

На низці НПЗ було проведено будівництво комплексів глибокої переробки нафти. У 2004 році вступив в дію комплекс гідрокрекінгу вакуумного газойлю на Пермському НПЗ («ЛУКОЙЛ»), у 2005 році запущено встановлення каталітичного риформінгу потужністю 600 тис. тонн на рік на Ярославнафтооргсинтезі («Славнефть»), комплекс м'якого гідрокрейнгу Рязанському НПЗ (ТНК-BP).

Наприкінці жовтня 2010 року Група «Татнафта» ввела в дію встановлення первинної переробки нафти потужністю 7 млн ​​тонн на рік - частина комплексу нафтопереробних і нафтохімічних заводів «ТАНЕКО», що будується в Нижньокамську. Комплекс орієнтований на глибоку переробку важкої високосірчистої нафти, з якої планується виробляти високоякісні нафтопродукти, у тому числі бензин та дизельне паливо стандарту Євро-5. Глибина переробки становитиме 97%. Наприкінці 2010 року Нижегородський нафтопереробний завод розпочав випуск автомобільного бензину стандарту Євро-4. У січні 2011 року Саратовський НПЗ розпочав виробництво дизпалива стандарту Євро-4.

Загалом у 2008-2010 роках у модернізацію НПЗ нафтовими компаніями було інвестовано 177 млрд рублів. За цей період було збудовано шість нових та реконструйовано десять діючих установок з виробництва якісних моторних палив на нафтопереробних заводах вертикально-інтегрованих нафтових компаній.

У середині 2011 року зазначалося, що модернізація ведеться більшості великих нафтопереробних заводів Росії.

8 липня 2011 року Путін провів нараду «Про стан нафтопереробки та ринку нафтопродуктів у Російській Федерації». Путін заявив, що потрібно збільшити глибину переробки нафти, щоб це повністю покривало потреби внутрішнього ринку нафтопродуктів. На думку Путіна, треба впритул зайнятися збільшенням обсягів нафтопереробки, причому саме вторинної переробки, у тому числі з таких технологічних процесів, як ізомеризація, риформінг, крекінг. Він запропонував розпочати поступове зближення рівнів мит на сиру нафту та темні нафтопродукти. Спочатку, сказав Путін, пропонується знизити експортне мито на нафту до рівня 60% і встановити ставку експортного мита на нафтопродукти на рівні 66% від ставки експортного мита на сиру нафту, а з 2015 року - вийти на рівні ставки з мазуту та сирої нафти. Путін заявив, що процес модернізації нафтопереробки потрібно взяти під ретельний контроль і самим компаніям, і під державний контроль, причому всі компанії повинні представити конкретні програми реконструкції та розвитку НПЗ.

У 2011 році було укладено тристоронні модернізаційні угоди (нафтокомпаній, уряди та ФАС), які зазначають, що до 2015 року в Росії вироблятиметься близько 180 млн тонн світлих нафтопродуктів. У угодах було заявлено, що під час модернізації НПЗ на період до 2020 року нафтовими компаніями буде реалізовано реконструкцію та будівництво 124 установок вторинних процесів на НПЗ. Міненерго Росії забезпечує постійний контроль і в рамках своєї компетенції проводить моніторинг виконання програм модернізації нафтопереробних потужностей та введення нових потужностей вторинної переробки нафти з метою виконання доручення Путіна від 8 липня 2011 року та 28 грудня 2011 року.

Наприкінці серпня 2011 року Путін підписав постанову уряду № 716, яка встановлює новий порядок розрахунку вивізних мит на нафтопродукти. Постанова була ухвалена в рамках запровадження так званої схеми «60-66», покликаної стимулювати розвиток галузі та збільшувати глибину нафтопереробки. Згідно з цією схемою, з 1 жовтня 2011 року було підвищено мито на експорт темних нафтопродуктів (мазут, бензол, толуол, ксилоли, вазелін, парафін та мастила), а також на дизельне паливо з 46,7 % від мита на нафту до 66 % . При цьому експортне мито на сиру нафту за схемою 60-66 було знижено, щоб компенсувати нафтовим компаніям витрати, які виникнуть у них у зв'язку з підвищенням мит на нафтопродукти. Раніше ставка розраховувалася за формулою "ціна нафти на основі моніторингу за попередній місяць плюс 65% від різниці між цією ціною і $182 за 1 тонну ($25 за 1 барель - ціна, прийнята за основну)", тепер у формулі фігурують 60% від різниці цін . Відповідно до постанови № 716, з 1 січня 2015 року мито на темні нафтопродукти збільшиться до 100 % від мита на сиру нафту, мито на світлі не зміниться.

Програму модернізації нафтопереробних заводів на 2011 рік було повністю виконано нафтовими компаніями. Компанією «Роснефть» було реконструйовано п'ять установок з вторинної переробки нафти: одна установка гідрокрекінгу, одна установка гідроочищення дизельного палива на Куйбишевському НПЗ та три установки каталітичного риформінгу на Куйбишевському, Сизранському та Комсомольському НПЗ. Крім того, раніше терміну 2011 року введено в експлуатацію встановлення ізомеризації на НПЗ ВАТ «Славнафта-ЯНОС» потужністю 718 тис. тонн на рік. За підсумками 2011 року план з випуску палива, покладений в основу модернізаційних угод, компанії навіть перевиконали. Так, дизельного палива виробили на 1,8 млн. тонн більше, ніж було заявлено. Заступник голови ФАС Анатолій Голомолзін заявив: «По суті, вперше за багато років російські компанії почали серйозно займатися нафтопереробкою. Вони взагалі не вважали за потрібне вкладатися в модернізацію і надавали перевагу більш легким шляхам. Наприклад, випускали мазут та експортували його. Але після того, як вивізні мита на темні та світлі нафтопродукти зрівняли, гнати мазут стало невигідно. Тепер з економічного погляду цікавіше випускати продукти з глибшим ступенем переробки. Більш того, чинна зараз система акцизів стимулює нафтовиків випускати якісніші світлі нафтопродукти».

Станом на весну 2012 року велися роботи з реконструкції та будівництва 40 установок, введення в експлуатацію яких планується здійснити у період 2013-2015 років; будівництво установок вторинних процесів, введення в експлуатацію яких заплановано на 2016-2020 роки, здебільшого знаходилося на стадії планування чи базового проектування.

У середині 2012 року наголошувалося, що модернізація НПЗ триває у рамках встановленої програми.

За підсумками 2012 року нафтопереробна промисловість Росії поставила рекорд з обсягів переробки нафти за останні 20 років і вперше за останні п'ять-шість років уникла осінньої кризи на ринку бензину.

Джерела статті "Нафтопереробний завод (Oil Refinery) - це"

ru.wikipedia.org - вільна енциклопедія

ngfr.ru - все про нафту та газ

youtube.ru - відеохостинг

newchemistry.ru - потокові схеми нафтопереробних заводів

ecotoc.ru - екологічні технології

atexnik.ru - освітньо-інформаційний портал

newsruss.ru - нафтопереробна промисловість Росії

Wrote in July 6th, 2016

За даними сайту Державтоінспекції, кількість автомобілів у Росії за останній рік зросла більш ніж на 1,5% і склала 56,6 млн. Щодня ми заправляємо машини бензином та дизельним паливом, але мало хто знає, який складний шлях проходить нафта, перш ніж потрапляє на АЗС. Ми вирушили на найбільший нафтопереробний завод країни – «Газпромнефть-Омський НПЗ». Там нам докладно розповіли про те, що відбувається з нафтою і як з'являється якісний бензин Євро-5, що відповідає європейським екологічним стандартам.

Сьогодні ми розповімо про те, як переробляють нафту.

Згідно з соціологічними опитуваннями, омічі впевнені, що НПЗ - те, що чітко асоціюється з містом. Так само, як хокейний клуб «Авангард».

Омський нафтопереробний завод - одне з найпотужніших виробництв країни. Обсяг переробки нафти сягає 21 млн. тонн на рік.

На заводі працює 2826 осіб. Ви скажете, що для найбільшого НПЗ Росії це замало. Але на це є причина: виробництво на ОНПЗ є максимально технологічним і професіонали потрібні для обслуговування та контролю процесів.

Масштабна модернізація ОНПЗ розпочалася у 2008 році. Перший етап завершився в 2015 році. Проміжні підсумки вражають: завод повністю перейшов на виробництво моторних палив екологічного класу «Євро-5», а вплив на довкілля знизився на 36%. Це при тому, що обсяг переробки нафти зріс більш як на третину.

Перед початком екскурсії ми уявляли собі певну картину. У думках миготіли кадри величезних цехів, де нафту переливають з одного величезного резервуару в інший. І все це відбувається в клубах густої пари, з якої в поодиноких випадках виглядають похмурі обличчя робітників. Ще ми очікували відчути специфічний запах бензину, і хтось подумки вже приміряв протигаз.

Насправді процеси нафтопереробки на величезному ОНПЗ виглядають зовсім інакше. Повітря чисте, без різких запахів. Людей на теренах ми практично не бачили. Усі таємничі перетворення приховані всередині резервуарів, труб та нафтопроводів. Кожна установка має точку обслуговування з фахівцями, які стежать за процесами.

Вхід на територію НПЗ суворо регулюється – без спецперепустки за КПП ніхто не пропустить. Ми провели на заводі лише кілька годин. Незважаючи на порівняно короткий час відвідування, пройшли інструктаж з техніки безпеки. На території заводу діють найсуворіші правила охорони праці, серед яких обов'язкова наявність спецодягу.

За кожним виробничим ланцюжком стежить «мозок» Омського НПЗ – об'єднана операторна.

Всі ми розуміємо, що і сама нафта, і продукція Омським НПЗ, що випускається, пально- і вибухонебезпечна. Тому всі процеси на заводі проходять із найсуворішим дотриманням норм та правил промислової та екологічної безпеки. Як приклад – об'єднана операторна, головне призначення якої – захистити персонал у разі аварійної ситуації.

Її двері більше схожі на вхід до банківського сейфу, а всі стіни монолітні, товщиною 1,5 метра. В операторній рівень тиску вищий, ніж зовні. Це зроблено для того, щоб у разі розгерметизації обладнання шкідливі гази не потрапили всередину.

Тут працюють найкваліфікованіші співробітники заводу, які контролюють усі технологічні процеси НПЗ. На моніторах виводиться інформація про стан приладів у різних зонах заводу, а за допомогою численних відеокамер здійснюється контроль установок у режимі реального часу.

Елітою серед технологів вважаються ті, хто здійснює запуск заводів. Коли установка вже налагоджена, необхідно лише підтримувати її роботу. Зрозуміло, це теж вимагає високої кваліфікації, але з усього широкого спектру процесів, що відбуваються на території будь-якого НПЗ, підтримка працюючої установки – найпростіша. Найскладніше – налагодити та запустити нову: ризик позаштатних ситуацій великий саме в цей період.

Керує заводом Олег Білявський. Усі процеси, які відбуваються для підприємства, він знає «від» і «до». Олег Германович починав працювати на Омському НПЗ в 1994 році, як начальник однієї з установок, що будуються. За довгі роки професійної кар'єри Бєлявський запустив їх десятки - не лише в Росії, а й за кордоном. Директором він став 2011 року.

Поряд з операторною знаходиться велетенський велика установка з первинної переробки сировини АВТ-10. Її потужність 23,5 тис. тонн на добу. Тут відбувається обробка нафти, яку ділять на фракції залежно від температури кипіння та щільності: бензин, гас, мастила, парафін та мазут.

Безліч процесів на заводі спрямовані на те, щоб з нафти не просто зробити продукт, а насамперед максимально якісно її розділити. Наприклад, для цієї мети працює установка АТ-9, на базі якої з 2015 року функціонує блок електрознесолення нафти та теплообмінники. Завдяки цьому з сировини отримують максимально можливу кількість нафтопродуктів.

Після первинної обробки одержують проміжний продукт. Кожна частина «розділеної» нафти піддається ще декільком видам очищення та обробки, і лише після цього відправляється на товарне виробництво та відвантажується споживачам.

Чи не головним етапом вторинної переробки є каталітичний крекінг. Це обробка вакуумного газойлю за допомогою каталізаторів за дуже високих температур. На виході отримують високоякісні, чисті компоненти моторного палива: високооктановий бензин, легкий газойль і ненасичені жирні гази.

Омський НПЗ - єдиний нафтозавод у країні, де виробляють каталізатори крекінгу. Без цього компонента неможливий випуск бензину екологічного класу Євро-5. В даний час більшість вітчизняних заводів закуповують цей продукт за кордоном, і тільки Омський НПЗ використовує свій каталізатор, а також постачає його іншим підприємствам.
Для нарощування обсягів виробництва каталізаторів та постачання ними всієї російської нафтопереробної галузі тут будують новий каталізаторний завод – завершити планують до 2020 року. Міністерство енергетики Росії надало проекту статус національного.

Зразки омських каталізаторів тестувалися у незалежній лабораторії Греції. Результати досліджень підтвердили, що вони є одними з найкращих у світі. Щойно каталізаторний завод запустять, Росія стане абсолютно незалежною від імпортних постачань.

Розробка каталізаторів – складний молекулярний процес. Цим займається Інститут проблем переробки вуглеводнів РАН, що також знаходиться в Омську. Створення «порошку» (а саме таку консистенцію має каталізатор) відбувається у науковій лабораторії з використанням унікальних технологічних ресурсів.

Кожен з апаратів має свою жахливу складність назви. Прикметник "унікальний" тут не для краси: більшість приладів, що використовуються в лабораторії - поодинокі екземпляри.

Наведемо приклад. Перед вами високоефективний рідинний хромотограф, який використовується для дослідження складних органічних сумішей, у тому числі бензину. З його допомогою лаборант максимально точно визначить, із яких компонентів складається моторне паливо.

Інший приклад, якщо ви ще можете сприймати такі назви - електронний парамагнітний резонансний спектрометр. На ньому докладно досліджується концентрація тих чи інших компонентів вже в каталізаторі.

Тішить те, що багато наукових співробітників та лаборантів - молоді люди.

Найголовніша людина у всій складній системі розробки каталізаторів – Володимир Павлович Доронін. Офіційно, Володимир Павлович – провідний науковий співробітник, фактично – головний «двигун» всіх процесів каталізаторного виробництва. Американські компанії старанно переманювали Володимира Павловича і пропонували за його роботу нечувані гроші («20 повнокадрових фотоапаратів», за словами Дороніна), але вчений вважав за краще залишитися в Росії.

Компоненти, у тому числі синтезують каталізатор.

Ось так виглядає «біле золото» Омського НПЗ – перед вами цей каталізатор.

2010 року на заводі запустили встановлення ізомеризації «Ізомалк-2». Вона випускає ізомеризат – високооктановий компонент товарних бензинів із мінімальним вмістом сірки, ароматичних вуглеводнів. Це дозволяє отримувати бензини із високим октановим числом п'ятого екологічного класу.

Парк встановлення ізомеризації. У цих «білих кульках» зберігаються газ та легкі бензини.

Спочатку октанове число у сировини низьке (а це означає, що паливо гірше самозаймається). Ізомеризація – це один із вторинних етапів нафтопереробки. Він спрямовано підвищення октанового числа. Спочатку фракція пентано-гексану (газовий бензин) проходить гідроочищення. До речі, щоб не плутали з водою, «гідро» у цьому випадку означає «водень». У процесі гідроочищення з сировини видаляються сірко-і азотовмісні сполуки. Фактично, сірка, яку витягнуть на етапі будь-якої гідроочищення, згодом не потрапить в атмосферу і не виллється на наші голови «кислотним дощем». Також це успішно рятує мільйони двигунів від корозії.

Гідроочищення покращує якість фракції та робить її склад придатним для ізомеризації з використанням платинових каталізаторів. Процес ізомеризації змінює вуглецевий скелет - атоми в поєднанні розташовуються по-іншому, але не відбувається зміни складу та молекулярної маси. На виході одержують високооктановий компонент.

Ізомеризація відбувається у двох реакторах із платиновими каталізаторами російського виробництва. Весь процес розроблено в нашій країні, що на сьогоднішній день рідкість: багато установок ізомеризації, які використовуються на російських заводах, привезені з-за кордону. Поступово завдяки досвіду ОНПЗ відбувається імпортозаміщення. Установка переробляє 800 тис. тонн на рік і вважається найбільшою у Європі. Нині придбанням цієї технології активно цікавиться Індія.

Далі за маршрутом – встановлення мільйонного риформінгу. "Мільйонний", тому що річна потужність установки відповідає 1 млн. тонн сировини на рік. Установку реконструювали у 2005 році. Тут випускається високооктановий компонент риформат із октановим числом 103-104. Це одна з основних складових високоякісного високооктанового бензину.

Все це є частиною величезного комплексу глибокої переробки мазуту «КТ-1.1», який сміливо можна назвати заводом у заводі. Він поєднує цілу низку технологічних процесів. За рік комплекс дозволив різко збільшити глибину переробки нафти. Тут переробляють мазут та виробляють вакуумний газойль. Також за допомогою каталітичного крекінгу виробляється бензин з октановим числом 92. За підсумками 2015 року, глибина переробки нафти на Омському НПЗ склала 91,7%, тобто за ефективністю використання сировини завод є лідируючим у Росії.

Завод приділяє увагу не лише технологічним процесам, а й їхньому впливу на довкілля міста та його мешканців. На ОНПЗ існує кілька видів контролю над екологією. Наприклад, свердловини, за допомогою яких ведеться спостереження за станом ґрунтових ґрунтів. Навколо заводу розташовано сім постів незалежної лабораторії – вони щодня виконують аналізи за 13 показниками.

Як показують результати незалежного моніторингу, повітря на «Газпромнефть-ОНПЗ» чисте.

Омський нафтопереробний завод – підприємство, яке вже зараз має велике значення для всієї галузі. А за п'ять років, коли будуть завершені всі роботи з модернізації, він стане передовим не лише в рамках країни, а й у масштабах усього світу. Цікаво буде відвідати це сучасне виробництво і самим побачити результат. Якщо підвернеться така можливість, у жодному разі не упускайте її.

Тисніть на кнопку, щоб підписатися на "Як це зроблено"!

Якщо у вас є виробництво або сервіс, про який ви хочете розповісти нашим читачам, пишіть Аслану ( [email protected] ) і ми зробимо найкращий репортаж, який побачать не лише читачі спільноти, а й сайту Як це зроблено

Підписуйтесь також на наші групи в фейсбуці, вконтакті,однокласникахі в гугл+плюс, де викладатимуться найцікавіше із спільноти, плюс матеріали, яких немає тут та відео про те, як влаштовані речі у нашому світі.

Тисніть на іконку і підписуйся!

Московський НПЗ (АТ «Газпромнефть-МНПЗ») - нафтопереробне підприємство компанії «Газпром нафта» - входить до найбільших НПЗ країни за обсягами нафтопереробки.

Про МНПЗ

Підприємство МНПЗ вже багато років упевнено відстоює позицію лідера у виробництві дизельного палива, високооктанового бензину, дорожнього бітуму. Природно, завод істотно впливає на загальну економічну ситуацію в регіоні, оскільки є найбільшим платником податків у Московській області. Організація по праву вважається однією з найуспішніших і найперспективніших у столиці завдяки тому, що повністю забезпечує третину паливного ринку продукцією власного виробництва.

На даний момент асортиментний ряд продукції, що виготовляється заводом, включає 30 найменувань, серед них:

• автомобільний бензин;
• дизельне паливо;
• реактивне паливо;
• авіаційне паливо;
• побутовий скраплений газ;
• дорожній бітум;
• олії та мазут;
• горючі гази;
• нафтовий кокс та інші.

Матеріально-технічне забезпечення підприємства свідчить про серйозний підхід керівної ланки до виробничого процесу. Кожен етап нафтопереробки супроводжується використанням модернізованих установок та інноваційних технологій. У розпорядженні працівників установи знаходяться сучасні установки перегонки нафти та бензину, риформінгу та каталітичного крекінгу, гідроочищення бензинових фракцій, факельні та комбіновані установки.

Безперервні дослідження, спрямовані на підвищення ефективності виробничих процесів, ведуться одночасно одразу у 6 лабораторіях МНПЗ:

• Випробувань та досліджень нафти;
• Досліджень різних палив та бітуму;
• Досліджень газів та сірки;
• Контроль товарних продуктів нафтопереробки;
• Хімічних досліджень стічних вод та атмосферного повітря;
• Моніторинг робочого процесу.

З 2011 року "Газпром нафта" веде комплексну модернізацію Московського НПЗ загальною вартістю понад 250 млрд. рублів. Завод послідовно позбавляється застарілих виробничих об'єктів і активно впроваджує сучасні промислові комплекси. Завдяки реалізованим проектам, підприємство вже на 50% знизило вплив на навколишнє середовище. Мета модернізації - досягнення найкращих стандартів ефективного виробництва та екологічної безпеки.

Офіційний сайт

Більш детальну інформацію про діяльність Московського нафтопереробного заводу можна дізнатись на його офіційному сайті.

Тут також можна ознайомитись з історією підприємства, законодавчою базою, що регламентує його функціонування, побачити звіти про виконану роботу, почитати актуальні новини.

Крім того, у спеціальному розділі «Кар'єра» можна побачити перелік вакантних посад та ознайомитися з положеннями чинних програм із залучення молодих спеціалістів.

Контакти МНПЗ: адреса, телефон, офіційний сайт

Нафтопереробний завод

(Oil Refinery)

НПЗ - це промислова переробна нафта

Нафтопереробний завод - промислове підприємство з переробки нафти та нафтопродуктів

Паливний профіль НПЗ Паливно-олійний профіль НПЗ Паливно-нафтохімічний профіль НПЗ Підготовка сировини для процесу каталітичного крекінгу на НПЗ Крекінг нафти на НПЗ Каталітичний на НПЗ Гідроочищення нафтопродуктів Підземне закачування газу Схема процесу Клауса

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) - це визначення

нафтопереробний завод (НПЗ)(Oil Refinery) - цепромислове підприємство, основною функцією якого є нафтопереробка, авіаційний, дизпаливо, мастила, мастила, бітуми, нафтовий кокс, сировина для нафтохімії. Виробничий цикл НПЗзазвичай складається з підготовки сировини, первинної перегонки чорного золота та вторинної переробки нафтових фракцій: каталітичного крекінгу, каталітичного риформінгу, коксування, вісбрекінгу, гідрокрекінгу, гідроочищення та змішування компонентів готових нафтопродуктів

Основні види продукції НПЗ на сьогоднішній день – це бензин, дизпаливо, гас, мазут.

Заворди з переробки нафти (НПЗ) є сукупністю нафтотехнологічних установок, а також допоміжних і обслуговуючих служб, що забезпечують нормальне функціонування підприємствата виробництва нафтопродуктів. На НПЗ виробляють нафтопродукти й у нафтохімії, а останні роки також товари народного споживання. Основними характеристиками НПЗ є: потужність переробки, продукції та глибина переробки нафти.

Потужність переробки. Сучасні нафтопереробні підприємства характеризуються великою потужністю як підприємства загалом (обчислюваної мільйонами тонн на рік), і технологічних процесів. Потужність НПЗ залежить від багатьох факторів, насамперед від потреби у нафтопродуктах економічного району їх споживання, наявності ресурсів сировини та енергії, дальності транспортних перевезень та близькості сусідніх аналогічних підприємств. Поряд із заводами, що переробляють 5-15 млн. тонн чорного золотана рік є заводи-гіганти, що переробляють 20-25 млн. тонн на рік, і невеликі заводи, що переробляють 3-5 млн. тонн на рік.

Асортиментнафтопродуктів, що випускаються. Асортиментнафтопродуктів, що випускаються, як правило, налічує близько сотні найменувань. Відповідно до продуктів НПЗ, що випускаються, прийнято класифікувати на такі групи: НПЗ паливного профілю, НПЗ паливно-олійного профілю, НПЗ паливно-нафтохімічного профілю (нафтохімкомбінати), НПЗ паливно-олійно-нафтохімічного профілю. Найбільшого поширення мають НПЗ паливного профілю, оскільки на моторні палива припадає найбільше споживання. Комплексна переробка нафтової сировини (тобто паливно-олійно-нафтохімічна) порівняно з вузькоспеціалізованою переробкою, наприклад, чисто паливною, більш ефективна.

Характеристика нафтопереробних заводів

Заворди з переробки нафти характеризуються варіантом переробки нафти та її глибині. На етапі проектування НПЗ, друга група показників визначає вибір тих чи інших технологій для отримання відповідної товарної продукції. Варіанти переробки нафти: паливний, паливно-олійний та паливно-нафтохімічний. нафту, % за масою за мінусом топкового мазуту і газу.

Профілі нафтопереробних заводів

На сьогодні межі між профілями стираються, підприємства стають більш універсальними. Наприклад, наявність каталітичного крекінгу на НПЗ дозволяє налагодити виробництво поліпропілену з пропілену, який виходить у значних кількостях при крекінгу, як побічний. товар.

У російській нафтопереробній промисловості виділяють три профілю заводів із переробки нафти, залежно від схеми нафтопереробки: паливний, паливно-олійний, паливно-нафтохімічний.

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – це

Паливний профіль НПЗ

На НПЗ паливного профілю основною продукцією є різні види палива та вуглецевих матеріалів: моторне паливо, мазути, горючі гази, бітуми, нафтовий кокс тощо.

Набір установок включає: обов'язково — перегонку чорного золота, риформінг, гідроочищення; додатково - вакуумну дистиляцію, каталітичний крекінг, ізомеризацію, гідрокрекінг, коксування і т.д.

Приклади НПЗ: МНПЗ, Ачинський НПЗ тощо.

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – це

Набір установок включає: обов'язково — перегонку чорного золота, риформінг, гідроочищення; додатково — вакуумну дистиляцію, каталітичний крекінг, ізомеризацію, гідрокрекінг, коксування і т. д. з ЕЛОУ надходить на встановлення атмосферно-вакуумної перегонки чорного золота, яка на російських НПЗ позначається абревіатурою АВТ – атмосферно-вакуумна трубчатка. Така назва обумовлена ​​тим, що нагрівання сировини перед поділом його на фракції здійснюється в змійовиках трубчастих печей за рахунок тепла спалювання палива та тепла димових газів.

АВТ розділена на два блоки - атмосферної та вакуумної перегонки.

1. Атмосферна перегонка

Атмосферна перегонка призначена для відбору світлих нафтових фракцій - бензинової, гасової та дизельних, що википають до 360 ° С, потенційний вихід яких становить 45-60% на нафту. Залишок атмосферної перегонки - мазут.

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – це

Перегонка нафти на нафтопереробному заводі

Підготовлена ​​на ЕЛОУ нафта після видалення солей та води надходить на установки первинної перегонки для поділу на дистилятні фракції, мазут та гудрон. Отримані фракції та залишок, як правило, не відповідають вимогам ГОСТ на товарні н/п, тому для їх облагороджування, а також поглиблення нафтопереробки продукти, отримані на установках АТ та АВТ, використовуються як сировина вторинних (деструктивних) процесів.

Технологія первинної перегонки чорного золота має низку важливих особливостей, зумовлених природою сировини й вимогами до одержуваним товарам. Нафта як сировина для перегонки має такі властивості:

Має безперервний характер википання,

Невисоку термічну стабільність важких фракцій і залишків, що містять значну кількість складних малолетких смолистоасфальтенових і сіро-, азот-і металоорганічних сполук, що різко погіршують експлуатаційні властивості н/п і ускладнюють подальшу їх переробку. Оскільки температура термічної стабільності важких фракцій приблизно відповідає температурній межі поділу чорного золота між дизпаливом і мазутом по кривій ВТК, первинну перегонку чорного золота до мазуту проводять зазвичай при атмосферному тиску, а перегонку мазуту у вакуумі. Також цей вибір зумовлений не лише термічною стабільністю важких фракцій чорного золота, а й техніко-економічними показниками процесу поділу загалом. У деяких випадках температурна поділка чорного золота визначається вимогами до якості залишку, так, наприклад, при перегонці чорного золота з отриманням температурного котельного палива. кордонрозподілу проходить близько 300 0С, тобто. приблизно половина фракції дизпалива відбирається з мазутом для одержання котельного палива.

В останні роки для розширення ресурсів дизпалива, а також сировини каталітичного крекінгу - найбільш важливого та освоєного процесу, що поглиблює нафтопереробку - на установках АТ та АВТ здійснюється все глибший відбір дизельної фракції та вакуумного газойлю відповідно, а для отримання котельного палива заданої в'язкості використовується процес вісбрекінгу важкого залишку вакуумної перегонки Таким чином, питання обґрунтування та вибору температурної межі поділу чорного золота залежить від варіантів технологічних схем переробки мазуту та варіантів нафтопереробки в цілому. Зазвичай перегонку чорного золота та мазуту ведуть відповідно при атмосферному тиску та у вакуумі при максимальній (без крекінгу) температурі нагрівання сировини з відпарюванням легких фракцій водяною парою. Складний склад залишків перегонки вимагає також компанії чіткого відокремлення від них дистилятних фракцій, у тому числі високоефективної сепарації фаз при одноразовому випаровуванні сировини. Для цього встановлюють відбійні елементи, що дозволяє уникнути винесення крапель паровим потоком.

Мал. Принципові схеми атмосферної колони для перегонки чорного золота (а) та вакуумної колони для перегонки мазуту (б):

1 - секція харчування; 2 - сепараційна секція; 3 складна колона; 4-бічні відпарні секції; 5-нижня отпарная секція;

Нафта, нагріта в печі, надходить у секцію живлення 1 складної колони 3, де відбувається одноразове її випаровування з відділенням сепараційної секції 2 парів дистилятної фракції від мазуту. Пари, піднімаючись з секції харчування назустріч флегмі зрошення, поділяються ректифікацією на цільові фракції, а з мазуту за рахунок відпарювання водяною парою в нижній секції відпарної 5 виділяються легкокиплячі фракції. Відпарювання легкокиплячих фракцій бічних погонів роблять у бічних відпарних секціях (колоннах) 4 водяною парою або «глухим» підігрівом. Зрошення в складній колоні 3 створюється конденсацією пари у верху колони і проміжних її перерізах. Аналогічним чином організується і процес поділу мазуту у вакуумній колоні. Для цього режим роботи колони підбирають таким чином, щоб з нижньої сепараційної секції складної колони в відпарну нижню секцію стікала флегма Fn, кількість якої обумовлено певним надлишком одноразового випаровування. Якщо прийняти витрати надлишку одноразового випаровування рівним Fn = (0,05-0,07) F, то частка відгону сировини повинна бути на величину Fn більша від відбору дистилятної фракції. фірмипромивки відбійників і сепарації фаз після одноразового випаровування важка дистилятна фракція містить незначну кількість смоляно-асфальтенових, сірчистих і металоорганічних сполук. промисловостіректифікаційні колони дозволяють забезпечити необхідний ступінь поділу дистилятних фракцій за оптимальних витратахтепла, необхідного для таких енергоємних процесів, як первинна перегонка чорного золота та мазуту.

Класифікація установок первинної перегонки нафти на НПЗ

Технологічні схеми установок первинної перегонки чорного золота зазвичай вибираються для певного варіанта нафтопереробки:

Паливного,

Паливно-олійного.

При неглибокій нафтопереробці за паливним варіантом перегонка здійснюється на установках АТ (атмосферних трубчатках); при глибокій переробці - на установках АВТ (атмосферно-вакуумних трубчатках) паливного варіанту та при переробці за масляним варіантом - на установках АВТ масляного варіанту. Залежно від варіанта нафтопереробки отримують різний паливних та масляних фракцій, а на установках АТ при неглибокому паливному варіанті одержують компоненти моторного палива та в залишку мазут (котельне паливо). За глибоким паливним варіантом на атмосферному блоці отримують бензинові, гасові та дизельні фракції, а мазут піддають подальшій переробці на блоках вакуумної перегонки з виділенням широкої дистилятної фракції та гудрону з подальшим їх крекуванням. При паливно-масляному варіанті нафтопереробки АВТ великої одиничної потужності доцільно використання комбінованої технологічної схеми встановлення первинної перегонки чорного золота, що забезпечує одночасне або роздільне отримання з чорного золота поряд з паливними фракціями широкої та вузьких масляних фракцій. Принципові технологічні схеми таких установок наведено на рис. За даною схемою нафтопереробка здійснюється в три ступені: атмосферна перегонка з отриманням паливних фракцій і мазуту, вакуумна перегонка мазуту з отриманням вузьких масляних фракцій і гудрону і вакуумна перегонка суміші мазуту і гудрону, або з отриманням широкої масляної фракції .

Мал. 2. Принципові схеми установок первинної перегонки чорного золота за паливним варіантом неглибокої переробки АТ (а), паливним варіантом глибокої переробки АВТ (б) та паливно-масляним варіантом (в):

1 - атмосферна колона; 2-відпарна секція; 3-вакуумна колона;

I-нафта; II-легкий бензин; III-вуглеводневий газ; IV-важкий

бензин; V-водяна пара; VI- гас; VII-легке дизпаливо; VIII-важке дизпаливо; IX-мазут; X-неконденсовані гази і водяна пара у вакуум-створюючу систему; XI-широка масляна фракція; XII - гудрон; XIII - легкий олійний дистилят; XIV-середній масляний; XV-важкий масляний дистилят.

Застосування двох щаблів вакуумної перегонки з одночасним або роздільним отриманням широкої та вузьких масляних фракцій надає установкам АВТ значну технологічну гнучкість. 3.

Мал. 3. Комбінована схема установки АВТ:

1 - електродегідратор; 2 - колона стабілізації; 3-атмосферна колона;

4 – відпарна секція; 5-вакуумна колона I ступеня; 6-вакуумна колона II ступеня;

1-нафта; II – легкий стабільний бензин; III-скраплений газ; IV-вуглеводневий газ; V-важкий бензин; VI-водяна пара; VII-; VIII-легке дизпаливо; IX-важке дизпаливо; X-легкий вакуумний газойль; XI - неконденсовані гази і водяна пара у вакуумстворуючу систему; XII - легкий масляний дистилят; XIII - середній масляний дистилят; XIV-важкий масляний дистилят; XV-гудрон (на деасфальтизацію); XVI-широка масляна фракція; XVII-обтяжений гудрон (асфальт).

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – це

Продукти первинної перегонки нафти на НПЗ

Залежно від складу чорного золота, варіанта її переробки та особливих вимог до паливних та масляних фракцій склад продуктів установок первинної перегонки чорного золота може бути різним. Так, при переробці типових східних нафт отримують такі фракції (з умовними межами википання за переважним вмістом цільових компонентів): бензинові н.к. - 140 (180) 0С, гасові 140 (180)-240 ° С, дизельні 240-350 0С, вакуумний дистилят (газойль) 350-490 ° С (500 ° С) або вузькі вакуумні масляні погони 350-40 і 450-500 0С, важкий залишок > 500 ° С - гудрон. Вихід паливних і масляних фракцій залежить в першу чергу від складу чорного золота, тобто від потенційного вмісту цільових фракцій у нафтах. Як приклад у табл. 8.1 наведено дані щодо виходу паливних та масляних фракцій з ромашкінської та самотлорської нафт, що відрізняються потенційним вмістом паливних фракцій — вміст фракцій до 350 °С у цих нафтах становить близько 46 і 50 % (травні) відповідно (табл. 8.1). Розглянемо напрямки використання продуктів первинної перегонки чорного золота та мазуту. Вуглеводневий газ складається в основному з пропану та бутану. Пропан-бутанова фракція використовується як сировина газофракціонуючої установки для виділення з неї індивідуальних вуглеводнів, одержання побутового палива. Залежно від технологічного режиму та апаратурного оформлення первинної перегонки чорного золота пропан-бута-нова фракція може виходити в зрідженому або газоподібному стані. Бензинова фракція н.к. -180 °С використовується як сировина установки вторинної перегонки бензинів (вторинної ректифікації).Гасова фракція 120-240 0С після очищення або облагородження використовується як реактивне паливо; фракція 150-300 0С - як освітлювальний гас або компонент дизпалива. Фракція дизпалива 180-350 ° С після очищення використовується як дизпаливо; можливе отримання компонентів легкого (зимового) та важкого (літнього) дизпалива відповідного фракційного складу, наприклад, 180-240 і 240-350 °С. Фракція 200-220 ° С парафіністих нафт використовується як сировина для рідких парафінів - основи для отримання синтетичних миючих засобів. Атмосферний газойль 330-360 ° С - затемнений товар, виходить на установці АВТ, що працює за паливним варіантом; використовується в суміші з вакуумним газойлем як сировина установки каталітичного крекінгу. - Залишок первинної перегонки чорного золота; полегшений мазут (> 330 °С) може використовуватися як котельне паливо, обтяжений мазут (> 360 °С) - як сировина для подальшої переробки на масляні фракції до гудрону. В даний час мазут може використовуватися також як сировина установок каталітичного крекінгу або гідрокрекінгу (раніше застосовувався як сировина установок термічного крекінгу). Вузькі масляні фракції 350-400, 400-450 і 450-500 0С після відповідного очищення від сірчистих сполук, поліциклічних ароматичних і нормальних парафінових вуглеводнів використовуються для виробництва мастил. , коксу та (або) бітуму, а також котельного палива шляхом зниження в'язкості на установках вісбрекінгу.

Комбінована установка первинної переробки нафти на НПЗ

У більшості випадків атмосферна перегонка чорного золота та вакуумна перегонка мазуту проводяться на одній установці АВТ, яка часто комбінується з ЕЛОУ, а іноді і блоком вторинної перегонки бензину. Типові потужності вітчизняних установок первинної переробки чорного золота 2, 3, 4, 6 млн т/рік. Нижче наводиться опис роботикомбінованої установки ЕЛОУ-АВТ із секцією вторинної перегонки бензинової фракції. Установка розрахована на переробку нестабільного чорного золота типу ромашкінської та відбір фракцій н. к. - 62, 62-140, 140-180, 180-220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500 ° С (залишок-гудрон). Початкова сировина, що надходить на установку, містить 100-300 мг/л солей і до 2% (травні) води. Вміст низькокиплячих вуглеводневих газів у чорному золоті досягає 2,5 % (травні) на нафту. На установці прийнято двоступінчасту схему електрознесолення, що дозволяє знизити вміст солей до 3—5 мг/л і води до 0,1 % (травні). Технологічна схема установки передбачає дворазове випаровування чорного золота. Головні фракції з першої колони ректифікації і основної колони ректифікації внаслідок близького фракційного складу одержуваних з них продуктів об'єднуються і спільно направляються на стабілізацію. Бензинова фракція н. к. - 180 ° С після стабілізації прямує на вторинну перегонку для виділення фракцій н. к. - 62, 62-140 і 140-180 °С. Блок залужування призначається для лужного очищення фракцій н. к. - 62 (компонент автобензину) і 140 - 220 ° С (компонент палива ТС-1). Фракція 140—220 °С промивається водою, а потім осушується в електророзділювачах. На прийом сировинних насосів подається лужний розчин і деемульгатор. В електричному полі високої напруги емульсія руйнується, і вода відокремлюється від чорного золота. Електродегідрати розраховані на роботупри 145-160 ° С і тиску 1,4 - 1,6 МПа. Знесолена і зневоднена нафта двома потоками додатково нагрівається в теплообмінниках до 210-250 ° С і направляється в першу колону ректифікації 6. З верху колони головний погон у паровій фазі відводиться в конденсатори-холодильники повітряного охолодження і після доохолодження у водяному холодильнику З надходить у ємність 4. Тепловий режим в колоні б підтримується гарячим струменем, що надходить з печі 75 з температурою 340 0С.

Рис.5 Принципова схема комбінованої установки ЕЛОУ-АВТ

продуктивністю 6 млн т/рік сірчистого чорного золота:

1 - насоси; 2-теплообмінники; 3-електродегідратори; 4 - ємності; 5-конденсатори-холодильники; 6 перша ректифікаційна колона; 7-основна ректифікаційна колона; 8 відпарні колони; 9 - фракціонуючий абсорбер; 10 стабілізатор; 11, 12 - фракціонують колони вторинної перегонки бензину; 13 - вакуумна колона; 14 - вакуумстворююче пристрій; 15-печі;

I-сира нафта; II-знесолена нафта; III-V-компоненти світлих нафтопродуктів; VI, VII - вузькі бензинові фракції (н.к. - 62 ° С і 85 - 120 ° С відповідно); VIII - продукти розкладання; IX-дистиляти вакуумної колони; X-гостра водяна пара; XI-гудрон; XII - бензольна фракція (62-85 ° С); XIII - важка фракція бензину (понад 120 ° С); XIV - сухий газ; XV-жирний газ

Залишок першої колони ректифікації 6- напіввідбензинена нафта - нагрівається в печі атмосферного блоку установки до 360 °С і надходить в основну ректифікаційну колону 7, вгорі якої підтримується тиск 0,15 МПа. У цій колоні застосовуються верхнє гостре та два циркуляційні зрошення. З верху колони виходять пари фракції 85 - 180 ° С і водяна пара, які направляються в конденсатори-холодильники. Конденсат при 30-35 градусів подається в ємність. З основної колони ректифікації 7 у вигляді бічних погонів через відповідні відпарні колони 8 виводять фракції 180-220 °С (III), 220-280 °С (IV) і 280-350 0C (V).Фракції 85-180°С і 18 -220 ° С залуговують. Фракції 220-280 ° С і 280-350 0С після охолодження до 60 ° С направляють в резервуари. Мазут (нижній товар основної колони ректифікації) подається в піч 75 вакуумного блоку установки, де нагрівається до 410 °С, і з цією температурою проходить у вакуумну колону 13.Отримувана у вакуумній колоні верхня бічна фракція до 350 °С подається в основну ректифікаційну З вакуумної колони у вигляді бокового погону відводиться фракція 350-500 0С. У цій колоні зазвичай застосовується одне проміжне циркуляційне зрошення. Гудрон з низу вакуумної колони прокачується через теплообмінники та холодильники і при 90 ° С направляється в проміжні резервуари. На установці застосовуються в основному апарати повітряного охолодження, що сприяє скороченню витративоди.

На установці передбачено можливість роботи без блоку вакуумної перегонки. У цьому випадку мазут з низу колони ректифікації 7 прокачується через теплообмінники і холодильники, де охолоджується до 90 °С, і направляється в резервуарний парк.Широка бензинова фракція н.к. - 180 ° С після нагрівання до 170 ° С надходить в абсорбер 9. Після відділення в абсорбер сухих газів (XIV) нижній потік направляється в стабілізатор 10. В абсорбер і стабілізатор підтримується тиск 1,2 МПа. У стабілізаторі 10 нижній товар абсорбера поділяється на два потоки: верхній (до 85 ° С) та нижній (вище 85 ° С). У колоні 77 верхній потік поділяється на вузькі фракції VI (н.к. - 62 ° С) і XII (62-85 ° С). Нижній потік зі стабілізатора прямує до колони 72, в якій поділяється на фракцію VII (85-120 ° С) і XIII (120-180 ° С). Тепловий режим абсорбера регулюється подачею флегми, яка прокачується через піч і в паровій фазі повертається вниз абсорбера. Установка може працювати з вимкненим блоком вторинної перегонки. В цьому випадку стабільний бензин з низу стабілізатора 10 направляється в теплообмінник, звідки потік через холодильник надходить на залужування і далі в резервуарний парк. На 1т чорного золота, що переробляється, витрачається 3,5—4м3 води, 1,1 кг водяної пари, 27—33 кг палива. На встановленні раціонально використовується теплова енергія вторинних джерел. За рахунок утилізації тепла гарячих потоків проводиться близько 35 т/год. пари високого тиску. Спочатку установка була запроектована без блоку ЕЛОУ, в процесі експлуатації вона була дообладнана цим вузлом. На ряді нафтопереробних заводів продуктивність установки в результаті дообладнання додатковими апаратами і спорудами перевищила проектну — 6 млн т/рік і досяг 7—8 млн т/рік. данимитабл. Отримані при первинній перегонці чорного золота продукти є товарними і скеровуються на облагороджування (гідроочищення, депарафінізація) чи подальшу переробку шляхом деструктивних вторинних процесів. Ці процеси забезпечують одержання цінних компонентів палива та мономерів для нафтохімічного синтезу, поглиблення нафтопереробки, а також ширшого асортименту продукції НПЗ. За масляним варіантом відповідні вузькі фракції вакуумного газойлю та гудрон направляються на послідовні процеси очищення та приготування продуктних масел.

Таким чином, як головний процес НПЗ як паливного, масляного, так і нафтохімічного профілю, первинна перегонка нафти забезпечує сировиною всі установки заводу. Від якості поділу чорного золота — повноти відбору фракцій від потенціалу та чіткості поділу — залежать технологічні параметри та результати роботи всіх наступних процесів та, зрештою, загальний матеріальний баланс заводу та якість товарних нафтопродуктів.

Крекінг нафти на НПЗ

Крекінг (англ. Cracking, розщеплення) — високотемпературна нафтопереробка та її фракцій з метою отримання, як правило, продуктів меншої молекулярної маси — моторних палив, мастил тощо, а також сировини для хімічної та нафтохімічної промисловості. Крекінг протікає з розривом зв'язків С—З утворенням вільних радикалів чи карбаніонів. Одночасно з розривомзв'язків С—З відбувається дегідрування, ізомеризація, полімеризація та конденсація як проміжних, так і вихідних речовин. В результаті останніх двох процесів утворюються т.з. крекінг-залишок (фракція з температурою кипіння більше 350 ° C) та нафтовий кокс.

Перша у світі промислова установка безперервного термічного крекінгу чорного золота була створена і запатентована інженером В. Г. Шуховим та його помічником С. П. Гавриловим в 1891 ( єдиної Русі № 12926 від 27 листопада 1891 року). Було зроблено експериментальну установку. Наукові та інженерні рішення В. Г. Шухова повторено У. Бартоном при спорудженні першої промислової установки в США в 1915-1918 роках. Перші вітчизняні промислові установки крекінгу побудовані В. Г. Шуховим в 1934 на заводі «Радянський крекінгу» в Баку.

Крекінг проводять нагріванням нафтової сировини або одночасним впливом на неї високої температури та каталізаторів.

У першому випадку процес застосовують для отримання бензинів (низькооктанові компоненти автомобільних палив) та газойлевих (компоненти флотських мазутів, газотурбінних та пічних палив) фракцій, високоароматизованої нафтової сировини у виробництві технічного вуглецю (сажі), а також альфа-олефінів (термічний крекінг); котелень, а також автомобільних та дизельних палив (вісбрекінг); нафтового коксу, а також вуглеводневих газів, бензинів та гасово-газойлевих фракцій; етилену, пропілену, а також ароматичних вуглеводнів (піроліз нафтової сировини).

У другому випадку процес використовують для одержання базових компонентів високооктанових бензинів, газойлів, вуглеводневих газів (каталітичний крекінг); бензинових фракцій, реактивних та дизельних палив, нафтових масел, а також сировини для процесів піролізу нафтових фракцій та каталітичного риформінгу (гідрокрекінг).

Використовують також ін. види піролітичного розщеплення сировини, наприклад процес отримання етилену та ацетилену дією електричного розряду в метані (електрокрекінг), що здійснюється при 1000-1300 ° C і 0,14 МПа протягом 0,01-0,1 с.

Крекінг використовують підвищення октанового числа бензину (збільшення масової частки C8H18).

У ході каталітичного крекінгу протікають також процеси ізомеризації алканів.

Вторинна нафтопереробка проводиться шляхом термічного або хімічного каталітичного розщеплення продуктів первинної нафтоперегонки для отримання більшої кількості бензинових фракцій, а також сировини для подальшого одержання ароматичних вуглеводнів - бензолу, толуолу та інших. Однією з найпоширеніших технологій цього циклу є крекінг (англ. Cracking — розщеплення).

В 1891 інженери В. Г. Шухов і С. П. Гаврилов запропонували першу в світі промислову установку для безперервної реалізації термічного крекінг-процесу: трубчастий реактор безперервної дії, де по трубах здійснюється примусова циркуляція мазуту або іншої важкої нафтової сировини, а в міжтрубну простір подаються нагріті паливні гази. Вихід світлих складових при крекінг-процесі, з яких можна приготувати бензин, гас, дизпаливо становить від 40-45 до 55-60 %. Крекінг-процес дозволяє виробляти з мазуту компоненти для виробництва мастил.

Каталітичний крекінг було відкрито 30-ті роки ХХ століття. відбирає із сировини та сорбує на собі насамперед ті молекули, які здатні досить легко дегідруватися (віддавати водень). Ненасичені вуглеводні, що утворюються при цьому, володіючи підвищеною адсорбційною здатністю, вступають у зв'язок з активними центрами каталізатора. Відбувається полімеризація вуглеводнів, з'являються смоли та кокс. Водень, що вивільняється, бере активну участь у реакціях гідрокрекінгу, ізомеризації та ін. У результаті виходять вуглеводневі гази (20%), бензинова фракція (50%), дизельна фракція (20%), важкий газойль та кокс.

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – це

Каталітичний крекінг на НПЗ

Каталітичний крекінг - процес каталітичного деструктивного перетворення важких дистилятних нафтових фракцій на моторні палива та сировину для нафтохімії, виробництва технічного вуглецю та коксу. Процес протікає в присутності алюмосилікатних каталізаторів при температурі 450-530 ° С і тиску 0,07-0,3 МПа.

Механізм більшості реакцій каталітичного крекінгу задовільно пояснюється в рамках ланцюгової карбкатіонної теорії. В умовах каталітичного крекінгу карбактіони можуть існувати тільки у вигляді іонних пар каркатіон - негативно заряджений активний центр поверхні.

Хімічні засади процесу. Сутність процесів, що протікають при каталітичному крекінгу, полягає в наступних реакціях:

1) розщеплення високомолекулярних вуглеводнів (власне крекінг);

2) ізомеризація;

3) дегідрування циклоалканів в арени.

Деструкція важкої нафтової сировини викликає утворення додаткової кількості світлих моторних палив, найбільше з яких має бензин. Реалізація всіх трьох типів реакцій призводить до підвищення октанового числа бензину: за однакової структури октанові числа вуглеводнів зростають із зменшенням молекулярної маси; октанові числа ізоалканів вищі, ніж алканів нормальної будови, а аренів — вищі, ніж циклоалканів та алканів.

Перетворення алканів. Алкани в умовах каталітичного крекінгу піддаються ізомеризації та розпаду на алкани та алкени меншої молекулярної маси.

Перша стадія ланцюгового процесу - зародження ланцюга може відбуватися двома способами.

При першому способі частина молекул алканів піддається

Спочатку термічного крекінгу. Алкени, що утворюються, відривають протони від каталізатора і перетворюються на карбкатіони.

За другим способом утворення карбкатіоіа можливе безпосередньо з алкану шляхом відщеплення гідрид-іону під дією протонного центру або апротонного каталізатора:

Зважаючи на те, що відрив гідрид-іону від третинного вуглецевого атома вимагає менших витрат енергії, ніж від вторинного та первинного, ізоалкани крекуються значно швидше, ніж алкани нормальної будови. Реакції розвитку ланцюга включають всі можливі в данихумовах реакції карбактіонів. Наприклад, якщо на першій стадії процесу утворився первинний карбкатіон С7Н15, то найімовірнішим напрямом його перетворення буде ізомеризація на більш стійкі вторинну та третинну структури. Теплота, що виділяється при ізомеризації, може бути витрачена розщеплення нового іона. Таким чином, процес перетворення карбкатіону С7Н15 полягає в послідовно-паралельному чергуванні реакцій ізомеризації та р-розпаду. Так як розпад алкільних карбкатіонів з утворенням первинних і вторинних іонів Ci—Сз відбувається значно важче, ніж з утворенням третинних іонів з великим числом атомів вуглецю, швидкість каталітичного крекінгу алканів зростає з подовженням ланцюга. Наприклад, при крекінгу в однакових умовах ступінь перетворення С5Н12 становить 1%; C7H16 -3%; С12Н24-18%; C16H34 -42%. Легкість (низька ендотермічність) розпаду іонів з відщепленням третинних карбкатіонів призводить до накопичення ізоструктур продуктах розпаду алканів, що містять 7 і більше атомів вуглецю. Низькомолекулярні карбкатіони, що виділяються, після ізомеризації відривають гідрид-іон від молекули вихідного вуглеводню, і весь цикл реакцій повторюється. Обрив ланцюга відбувається під час зустрічі карбкатіона з аніоном каталізатора.

Швидкість каталітичного крекінгу алканів на 1—2 порядки вища за швидкість їхнього термічного крекінгу.

Перетворення циклоалканів. Швидкість каталітичного крекінгу циклоалканів близька до швидкості крекінгу алканів з рівним числом атомів вуглецю. Основними реакціями циклоалканів є: розкриття кільця з утворенням алкенів та дієнів; дегідрування, що веде до утворення арен; ізомеризація циклів та бічних ланцюгів.

Стадія ініціювання – виникнення карбкатіонів – для насичених вуглеводнів циклічної та ациклічної будови протікає однаково.

Каркарбкатіони, що утворилися, відривають гідрид-іон від молекул циклоалканів. Відщеплення гідрид-іону від третинного вуглецевого атома протікає легше, ніж від вторинного, отже, глибина крекінгу зростає зі збільшенням числа замісників у кільці.

Неоструктури (1,1-диметилциклогексан) відщеплюють гідрид-іон від вторинного вуглецю, тому ступінь перетворення близька до незаміщеного циклогексану.

Розпад циклогексильного іона може відбуватися двома шляхами: з розривомЗ-З-зв'язків і з розщепленням З-Н-зв'язків.

В результаті реакції з розривом С-С-зв'язків утворюються алкени та алкадієни.

Алкенільний іон легко ізомеризується в аллільний. Найбільш ймовірними реакціями алільного іону є відрив гідрид-іону від вихідної молекули або передача протона молекулі алкену або каталізатору.

Циклоалкени піддаються каталітичному крекінгу значно швидше, ніж циклоалкани.

Розпад циклогексильного карбкатіону з розщепленням С-Н-зв'язків енергетично вигідніший, оскільки через проміжні циклоалкенові структури утворюються арени.

Вихід аренів досягає 25% і більше від продуктів перетворення циклогексанів, а гази крекінгу циклоалканів містять підвищену порівняно з газами крекінгу алканів кількість водню.

Спостерігається також ізомеризація циклогексанів у циклопентани та назад. Реакція протікає через протоноване циклопропанове кільце.

Циклопентани в умовах каталітичного крекінгу більш стійкі, ніж цнклогексани. Тому рівновага сильно зрушена праворуч. Однак циклогексани в цих умовах дегідруються в арени. Видалення товару зі сфери реакції зміщує рівновагу вліво. Вибірковість перетворення циклогексану на бензол або метилциклопентан в кінцевому рахунку залежить від каталізатора.

За наявності довгих бічних ланцюгів у молекулі циклоалкану можливі ізомеризація бічного ланцюга та деалкілування.

Бііклічні циклоалкани ароматизуються більшою мірою, ніж моноциклічні. Так, при каталітичному крекінгу декаліну (500°С) вихід аренів становить приблизно 33% на перетворений декалін. Ще більше ароматичних сполук (87,8%) утворюється при крекінгу тетраліну в тих самих умовах.

Перетворення алкенів. Швидкість каталітичного крекінгу алкенів на 2—3 порядки вища за швидкість крекінгу відповідних алканів, що пояснюється легкістю утворення з алкенів карбкатіонів:

При приєднанні протона до молекули алкену утворюється такий самий іон, як і при відщепленні гідрид-іону від алкану, що визначає спільність їх реакцій при каталітичному крекінгу - це ізомеризація та р-розпад. Водночас алкенам властиві також специфічні реакції перерозподілу водню та циклізації.

Сутність реакції перерозподілу водню полягає в тому, що в присутності кислотних каталізаторів частина алкенів втрачає водень і перетворюється на поліненасичені сполуки, одночасно інша частина алкенів гідрується цим воднем, переходячи в алкани.

Алкени, адсорбовані на каталізаторі, поступово втрачають водень. Сильноненасичені вуглеводні полімеризуються, циклізуються і, поступово збіднюючись воднем, перетворюються на кокс. Циклізація алкенів може призвести до утворення циклопентанів, циклопентенів та аренів. П'ятичленові цикли ізомеризуються в шестичленних і також ароматизуються.

Перетворення аренів. Незаміщені арени за умов каталітичного крекінгу стійкі. Метилзаміщені арени реагують зі швидкістю, близькою до алканів. Алкілпохідні аренів, що містять два і більше атомів вуглецю в ланцюзі, крекуються приблизно з такою ж швидкістю, що й алкени. Основною реакцією алкілпохідних аренів є деалкілування. Це більшою спорідненістю ароматичного кільця до протону, ніж до алкільного іону.

Швидкість реакції зростає зі збільшенням довжини ланцюга алкільного заступника, а також у ряді: С6Н5 - Cneрв

У разі метилзаміщених аренів відщеплення карбкатіону енергетично утруднене, тому переважно протікають реакції диспропорціонування та ізомеризації за положенням заступників.

Поліциклічні арени міцно сорбуються на каталізаторі та піддаються поступовій деструкції та перерозподілу водню з утворенням коксу.

Отже, кокс, що утворюється на поверхні каталізатора, є сумішшю сильноненасичених полімерних смолоподібних алкенів та поліциклічних аренів. Він блокує активні центри каталізатора та знижує його активність. Для видалення коксу каталізатор періодично регенерують шляхом окислення.

Каталізатори процесу та альтернативний механізм реакції. Сучасні каталізатори крекінгу являють собою складні системи, що складаються з 10-25% цеоліту Y в рідкісноземельній або декатіонованій формі, рівномірно розподіленого в аморфному; алюмосилікаті, та сформовані у вигляді мікросфер або кульок.

Структура цеоліту утворена тетраедрами SiO4 та АlO4. Атоми алюмінію несуть одиночний негативний заряд, який компенсується катіонами металу, що знаходяться в порожнинах кристалічної решітки. Цеоліти з одновалентними катіонами неактивні, оскільки такі катіони повністю компенсують заряд тетраедра АЮ4. Заміна одновалентного катіону на дво- або тривалентний призводить до декомпенсації зарядів і створює високу напруженість електростатичного поля, достатню для утворення карбкатіонів в результаті зміщення електронної пари. Аморфний алюмосилікат, в якому розподілено цеоліт, має власну активність. Каталітично активними центрами алюмосилікатів є кислоти Бренстеда, так і Льюїса. Як кислота Бренстеда може виступати протон, що утворюється з води, хемосорбованої координаційно ненасиченим атомом алюмінію(а), протон гідроксильної групи, пов'язаної з атомом алюмінію(б) або кремнію. Найбільше значення мають протонодонорні центри, оскільки повністю дегідратований алюмосилікат практично неактивний. У цеолітвмісних алюмосилікатних каталізаторах роль катіону металу , мабуть, полягає у збільшенні рухливості протона і стабільності кислотних центрів Бренстеда, а також створенні додаткової кількості кислотних центрів протонізацією молекул води. У той же час цеолітсодержащіе каталізатори мають більш високу термічну і механічну стабільність, ніж чисті цеоліти. Якісна сторона карбкатіонної теорії отримала загальне визнання. Однак на її основі не вдається передбачити кількісний вихід продуктів навіть при крекінгу індивідуальних сполук. Слід зазначити, що існування карбкатіонів поверхні алюмосиликатного каталізатора не доведено експериментально. Можливо, що проміжними частинками при каталітичному крекінгу є не карбкатіони (п-комплекси), для утворення яких необхідний повний гетеролітичний розрив зв'язків, а поверхневі комплексні сполуки вуглеводнів з активними центрами каталізатора. Такими сполуками можуть бути п-комплекси, для утворення яких потрібно менше енергії, ніж для утворення п-комплексів.Макрокінетика процесу.Каталітичний крекінг, як будь-який гетерогенний каталітичний процес, протікає в кілька стадій: сировина надходить до поверхні каталізатора (зовнішня дифузія), проникає в пори каталізатора (внутрішня дифузія), хемосорбується на активних центрах каталізатора і вступає в хімічні реакції Далі, відбувається десорбція продуктів крекінгу і непрореагував сировини з поверхні, дифузія його з пір каталізатора і видалення продуктів крекінгу із зони реакції.Швидкість процесу визначає найбільш повільна стадія. від температури. Для збільшення швидкості необхідно застосовувати крупнопористий або сильноподрібнений, наприклад пилоподібний, каталізатор, що дозволить збільшити поверхню каталізатора. Якщо найбільш повільною стадією є хімічна реакція, швидкість процесу залежить головним чином від температури. Однак збільшувати швидкість підвищенням температури можна лише до певної межі, після якої реакція переходить у дифузійну область. Для крекінгу нафтових фракцій практично неможливо описати всі хімічні реакції. Тому зазвичай обмежуються розглядом схем, що враховують основні напрямки та результуючий ефект крекінгу. Кінетику крекінгу нафтових фракцій на цеолитсодержащем каталізаторі в більшості випадків представляють рівнянням першого порядку. Точніший опис кінетики каталітичного крекінгу нафтових фракцій досягається при використанні рівнянь, що враховують дезактивацію каталізатора в ході реакції. Швидкість процесу та вихід продуктів крекінгу істотно змінюються залежно від якості сировини, властивостей каталізатора та повноти його регенерації, технологічного режиму та конструктивних особливостей реакційних апаратів. Каталітичний крекінг у промисловості. Каталітичний крекінг на алюмосилікатних каталізаторах - один із найбільш багатотоннажних процесів у нафтопереробній промисловості. Цільовим призначенням процесу є отримання високооктанового бензину з вакуумних дистилятів різних нафт, що википають в межах 300-500 ° С. Крім високооктанового бензину на установках каталітичного крекінгу отримують також вуглеводневий газ, легкий і важкий газойлі. Кількість і якість продуктів залежать від характеристики сировини, що переробляється, каталізатора, а також режиму процесу. Вуглеводневий газ містить 75-90% фракції С3-С4. Його використовують після поділу в процесах алкілування, полімеризації для виробництва етилену, пропілену, бутадієну, ізопрену, поліізобутилену, ПАР та інших нафтохімічних продуктів. Бензинову фракцію (к. к. 195 °З) застосовують як базовий компонент автомобільного бензину. Вона містить аренів 25-40, алкенів 15-30, циклоалканів 2-10 і алканів, переважно ізобудування, 35-60% (мас). Октанове число фракції становить 78-85 (за моторним методом). Компоненти, що википають вище 195 ° С, поділяються на фракції. Працюючи за паливним варіантом: 195—350 °З — легкий газойль і >350 °З — важкий газойль; під час роботи за нафтохімічним варіантом: 195—270 °З, 270—420 °З залишок > 420°С. Легкий газойль (195-350 ° С) використовують як компонент дизпалива і як розріджувач при отриманні мазутів. Цетанове число легкого каталітичного газойлю, отриманого з парафінової сировини, 45-56, нафтено-ароматичного -25-35. Фракцію 195-270 ° С застосовують як флотореагент, фракцію 270-420 ° С - як сировину Для виробництва технічного вуглецю. Залишкові продукти (>350°С або >420°С) використовують як компоненти котельного палива або сировини для процесів термічного крекінгу та коксування.

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – це

Гідроочищення нафти на нафтопереробному заводі

Гідроочищення здійснюють на гідруючих каталізаторах з використанням алюмінієвих, кобальтових та молібденових сполук. Один із найважливіших процесів у переробці нафти.

Завдання процесу — очищення бензинових, гасових та дизельних фракцій, а також вакуумного газойлю від сірчистих, азотовмісних, смолистих сполук та кисню. На установки гідроочищення можуть подаватися дистиляти вторинного походження з установок крекінгу або коксування, у такому випадку йде процес гідрування олефінів. Потужність існуючих в РФустановок становить від 600 до 3000 тис. т на рік. Водень, необхідний для реакцій гідроочищення, надходить з установок каталітичного риформінгу або виробляється на спеціальних установках.

Сировина змішується з водородсодержащим газом концентрацією 85-95% об., що надходить з циркуляційних компресорів, що підтримують тиск у системі. Отримана суміш нагрівається в печі до 280-340 ° C, залежно від сировини, потім надходить у реактор. Реакція йде на каталізаторах, що містять Ni, кобальт чи молібден під тиском до 50 атм. У таких умовах відбувається руйнування сірчистих і азотовмісних сполук з утворенням сірководню та аміаку, а також насичення олефінів. У процесі за рахунок термічного розкладання утворюється незначна (1,5-2%) кількість низькооктанового бензину, а при гідроочищенні вакуумного газойлю також утворюється 6-8% дизельної фракції. У очищеній дизельній фракції вміст сірки може знизитися з 1,0 % до 0,005 % і нижче. Гази процесу піддаються очищенню з метою вилучення сірководню, який надходить на виробництво елементарної сірки або сірчаної кислоти.

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – це

Гідроочищення нафтопродуктів

Гідроочищення - процес хімічного перетворення речовин під впливом водню при високому тиску та температурі.

Гідроочищення нафтових фракцій спрямовано зниження вмісту сірчистих сполук у товарних нафтопродуктах.

Побічно відбувається насичення ненасичених вуглеводнів, зниження вмісту смол, кисневмісних сполук, а також гідрокрекінг молекул вуглеводнів. Найбільш поширений процес переробки нафти.

Гідроочищення піддаються наступні фракції чорного золота:

1. Бензинові фракції (прямогінні та каталітичного крекінгу);

2. Гасові фракції;

3. Дизпаливо;

4. Вакуумний газойль;

5. Фракції олій.

Гідроочищення бензинових фракцій

Розрізняють гідроочищення прямогонних бензинових фракцій та фракцій бензину каталітичного крекінгу.

1. Гідроочищення бензину прямогонних бензинових фракцій.

Направлений на отримання гідроочищених бензинових фракцій – сировини для риформінгу. Процес гідроочищення бензинових фракцій заснований на реакціях гідрогенолізу та часткової деструкції молекул у середовищі водневмісного газу, в результаті чого органічні сполуки сірки, азоту, кисню, хлору, металів, що містяться в сировині, перетворюються на сірководень, аміак, воду, хлороводень та відповідні

Якість палива до та після гідроочищення:

Параметри процесу: Тиск 18-2 МПа; Температура 350-420 ° С; Вміст водню в ВСГ - 75%; Кратність циркуляції водню 180-300 мі/мі; Каталізатор - Ni- Молібденовий.

Параметри процесу: Тиск 15-22 МПа; Температура 300-400 ° С; Вміст водню в ВСГ - 75%; Кратність циркуляції водню 180-250 мі/мі; Каталізатор -кобальт - молібденовий

Гідроочищення дизпалива. Гідроочищення дизпалива спрямоване на зниження вмісту сірки та поліароматичних вуглеводорів. Сірчисті сполуки згоряння утворюють сірчистий газ, який з водою утворює сірчисту кислоту - основне джерело кислотних дощів. Поліароматика знижує цетанове число. Гідроочищення вакуумного газойлю спрямоване на зниження вмісту сірки та поліароматичних вуглеводнів. Гідроочищений газойль є сировиною для каталітичного крекінгу. Сірчисті сполуки отруюють каталізатор крекінгу, а також погіршують якість цільового товару бензину каталітичного крекінгу (див. Гідроочищення бензинових фракцій).

Якість палива до та після гідроочищення:

Параметри процесу: Тиск 8-9 МПа; Температура 370-410 ° С; Вміст водню в ВСГ - 99%; Кратність циркуляції водню >500 мі/мі; Каталізатор-нікель-молібденовий.

Типовий матеріальний баланс процесу:

Гідроочищення нафтових олій

Гідроочищення нафтових олій необхідне для освітлення олій та надання їм хімічної стійкості, антикорозійності, екологічності. Гідроочищення покращує також індекс в'язкості моторних масел. Багато в чому гідроочищення нафтових масел аналогічна гідроочищення вакуумних газойлів.

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – це

Процес Клауса (Окислювальна конверсія сірководню в елементну сірку) при переробці нафти на НПЗ

процес Клауса - цепроцес каталітичної окисної конверсії сірководню. Джерело сірководню - природні та промислові. Природними джерелами є родовища чорного золота та газу, вулканічна діяльність, розкладання біомаси тощо. Промислові джерела - нафтопереробка та газу (процеси гідроочищення та гідрокрекінгу), і т.д.

Сірководень, що отримується з гідрогенізаційних процесів переробки сірчистих і високосірчистих нафт, газових конденсатів і установок амінного очищення нафтових і природних газів, зазвичай використовують на НПЗ для виробництва елементної сірки, іноді для виробництва сірчаної кислоти.

Способи утилізації сірководню та отримання сірки

У зв'язку з посиленням екологічних норм, для утилізації кислого газу, отриманого в результаті регенерації, можуть використовуватися такі способи:

Закачування в пласт (поховання);

Рідкофазне окислення H2S з одержанням сірки нетоварної чи товарної сірки.

Підземне закачування газу

Підземне поховання кислого газу як спосіб утилізації знайшов широке застосування у Північній Америці, що впроваджується у Західній Європі та на Близькому Сході. Закачування з метою поховання кислого газу як відходу виробництва проводять у пласт, який має достатню поглинальну здатність - наприклад, непродуктивний пласт, виснажену газову або нафтову поклад, а також деякі карбонатні або сольові поклади.

Процеси підземного поховання кислого газу отримали активний розвиток у Канаді та USAнаприкінці 80-х років, коли ціни на товарну сірку були низькими (відповідно, отримання невеликої кількості товарної сірки на промислах було нерентабельним), а екологічні вимоги і завжди були жорсткішими щодо нафто- і газодобувних регіонів світу. Для вибору відповідного пласта для захоронення кислого газу проводять геологічні дослідження, включаючи моделювання. Як правило, є можливість підібрати покладдля консервації кислого газу, про що свідчить велика кількість реалізованих проектів у нафтогазовій галузі в Північній Америці - приблизно на 50 родовищах Канадіта 40 родовищах у USA. Найчастіше нагнітальна свердловина розташовується з відривом від 0,1 4,0 км від установки (в окремих випадках до 14 20 км), поглинаючий пласт - глибині від 0,6 2,7 км.

Наприклад, із встановлення підготовки газу Shute Creek (газове LaBarge, США) закачують 1,8 2,5 млн.м3/сут кислого газу (H2S 70%); установку закачування ввели в дію в 2005 р. як заміну установки одержання сірки (процеси Клауса для переробки H2S в сірку та SCOT для хвостових газів). Таким чином, закачування кислого газу може успішно застосовуватися як на малопотужних, так і на великих установках підготовки попутного та природного газу.

Спосіб закачування кислого газу пласт має багато технічних особливостей. В процесі розвитку цього способу за кордоном накопичено значний досвід, який може бути використаний при реалізації подібних проектів РФта ближньому зарубіжжі. У Канадіна багатьох промислах процес здійснюється у кліматичних умовах, що відповідають умовам Сибіру. Експлуатуючими та екологічними організаціями за кордоном проводиться моніторинг можливих витоків H2S та CO2 із підземних поховань газу. Досі не спостерігалося проблемних випадків, економічна та екологічна ефективність заходів із закачування кислого газу визнається хорошою.

Процес Клауса найбільш поширений. Це процес каталітичної окисної конверсії сірководню.

Двостадійний метод промислового отримання сірки із сірководню:

І стадія: термічне окиснення сірководню до діоксиду сірки.

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

II стадія: каталітичне перетворення сірководню та діоксиду сірки.

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

Схема процесу Клауса

Окислювальні процеси у процесі Клауса

Найбільш застосовуваний хелатний метод відноситься до окислювальних процесів, заснованих на незворотному перетворенні поглиненого сірководню на сірку. Його сутність полягає у використанні розчину, що містить іон металузмінної валентності, що служить для перенесення кисню в реакції:

Н2S+0,5О2→S+Н2О.

Спрощений хімізм процесу наступний:

2Н2S + 4Fe3+→ 2S+4Н+ + 4Fe2+;

4H+ + О2 + 4Fe2+→ 2Н2О + 4Fe3+;

Н2S+0,5О2→S+Н2О.

Іони заліза у розчині перебувають у вигляді хелатного комплексу.

Прикладом успішної реалізації хелатного способу може бути технологія LO CAT організаціїМеріхем. За даними компанії, отриманим при регенерації поглинача товаром є тверда («сірчана коржик»), що містить 60% основної речовини (в USA може застосовуватися як добрива). Для отримання більш чистого товару - сірки технічної за ГОСТ 127.1 93 - технологічна схема має бути доповнена промивними апаратами, фільтрами та плавильниками, що скорочує на хімреагенти, але збільшує капітальні та експлуатаційні витрати.

Іншим прикладом промислового процесу рідкофазного окиснення є SulFerox організації Shell, що в цілому схематично аналогічний процесу LO CATі відрізняється складом реагенту. На малюнку 2 показано принципову схему процесу LO CAT, малюнку 3 - процесу SulFerox.

Нафтопереробний завод (Oil Refinery) – це

Нафтопереробка у Росії на НПЗ

Нафтопереробка Російської Федерації ведеться на 28 великих заводах з переробки нафти (НПЗ), і навіть більш ніж 200 міні-НПЗ, менше половини яких працює з легальних підставах. Сумарна потужність переробних потужностей на території Російської Федерації - 279 млн тонн. Найбільші потужності з переробки нафти розташовані в Приволзькому, Сибірському та Центральному федеральних округах. У 2004 році зазначалося, що на три ці округи припадає більше 70% загальноросійських нафтопереробних потужностей. Сході - у містах Омськ, Ангарськ, Ачинськ, Хабаровськ, Комсомольськ-на-Амурі. Крім того, НПЗ побудовані в Башкирії, Самарській області та Пермському краї — регіонах, які свого часу були найбільшими центрами нафтовидобутку. Згодом, коли видобуток земляної олії перемістився в Західний Сибір, потужності з нафтопереробки на Уралі та в Поволжі стали надлишковими. В даний час на ринку чорного золота і нафтопродуктів у Російській Федерації домінуюче становище займають кілька нафтових компаній з вертикально-інтегрованою структурою, які здійснюють видобуток і нафтопереробку, а також реалізацію нафтопродуктів, як великим оптом, так і через власну постачальницько-збутову мережу. Ринкова ситуація нафтопродуктів повністю залежить від стратегії нафтових компаній, що формується під впливом цінна нафту, товарної структури та географії попиту. У власності вертикально-інтегрованих компаній перебувають понад 70 % переробних потужностей країни. Найбільші встановлені потужності до початку 2010 року мали фірми « » та « », вони ж є лідерами за обсягами нафтопереробки, 49,6 млн тонн і 44,3 млн тонн відповідно. У сумі це майже 40% переробленої в Російській Федерації сировини.

Історія переробки нафти у Росії на НПЗ

Більшість нафтопереробних заводів (НПЗ) Російської Федерації з'явилися у два десятиліття після Великої Вітчизняної війни. З 1945 до 1965 року було введено в експлуатацію 16 НПЗ.

При виборі майданчиків розміщення НПЗ керувалися передусім принципом близькості до районів споживання нафтопродуктів. НПЗ у Рязанській, Ярославській та Горьківській областях були орієнтовані на Центральний економічний район; в Ленінградській області - на Ленінградський промузел; у Краснодарському краї - на густозаселений Північно-Кавказький район, в Омській області та Ангарську - на потреби Сибіру. Проте йшло й нарощування виробництва нафтопродуктів у місцях видобутку нафти. До кінця 1960-х років головним нафтовидобувним районом країнибуло Урало-Поволжя, і нові НПЗ були побудовані в Башкирії, Куйбишевській та Пермській областях. Ці НПЗ покривали нафтопродуктів у Сибіру та інших районах Російської Федерації, соціальній та союзних республіках колишнього СРСР.

За 1966—1991 роках у СРСР було збудовано 7 нових НПЗ, з них 6 — поза РРФСР (у Лисичанську, Мозирі, Мажейкяї, Чарджоу, Чимкенті та Павлодарі). Єдиним новим нафтопереробним підприємством, збудованим після 1966 року на території РРФСР, став Ачинський НПЗ, введений в експлуатацію у 1982 році. Крім того, в 1979 році була організована нафтопереробка в Нижньокамську («Нижньокамськнафтохім») для забезпечення потреби в сировині нафтохімічного виробництва. У 1990-х роках відбулося різке скорочення обсягу виробництва в переробці нафти. Через різке скорочення внутрішнього споживання чорного золота при сумарних потужностях з її первинної переробки 296 млн т на рік у 2000 році фактично перероблено 168,7 млн ​​т, тобто завантаження заводів з переробки нафти впало до 49,8 %. На більшості НПЗ продовжувала зберігатися відстала структура переробки нафти з низькою часткою деструктивних процесів, що поглиблюють, а також вторинних процесів, спрямованих на підвищення якості продукції. Все це зумовило низьку глибину нафтопереробки і низьку якість нафтопродуктів, що випускаються. Глибина нафтопереробки 1999 року становила середньому Російській Федерації 67,4 %, і лише Омському НПЗ вона досягла 81,5 %, наблизившись до західноєвропейським стандартам.

У наступні роки у переробці нафти намітилася обнадійлива тенденція. За 2002—2007 роки спостерігалося стійке зростання обсягів нафтопереробки із середньорічним приростом близько 3 % у 2002—2004 роках та 5,5 % у 2005—2007 роках. Середнє завантаження НПЗ, що діють, з первинної переробки в 2005 році склало 80%, обсяг переробки збільшився зі 179 в 2000 році до 220 млн тонн в 2006 році. Істотно збільшились у нафтопереробку. У 2006 році вони склали 40 млрд рублів, що на 12% більше, ніж у 2005 році. Зросла й глибина нафтопереробки.

На низці НПЗ було проведено будівництво комплексів глибокої нафтопереробки. У 2004 році почав працювати комплекс гідрокрекінгу вакуумного газойлю на Пермському НПЗ (« Лукойл»), у 2005 році запущено встановлення каталітичного риформінгу потужністю 600 тис. тонн на рік на Ярославнафтооргсинтезі («Славнафта»), комплекс м'якого гідрокрекінгу вакуумного газойлю та каталітичного крекінгу на Рязанському НПЗ (ТНК-BP).

Наприкінці жовтня 2010 року Група «група Татнафта» ввела в дію встановлення первинної нафтопереробки потужністю 7 млн ​​тонн на рік — частина комплексу нафтопереробних і нафтохімічних заводів «ТАНЕКО», що будується в Нижньокамську. Комплекс орієнтований на глибоку переробку важкої високосірчистої чорного золота, з якої планується виробляти високоякісні нафтопродукти, у тому числі бензин та дизпаливо стандарту Євро-5. Глибина переробки становитиме 97%. Наприкінці 2010 року Нижегородський нафтопереробний завод (НПЗ) розпочав випускавтомобільного бензину стандарту Євро-4 У січні 2011 року Саратовський НПЗ розпочав виробництво дизельного палива стандарту Євро-4.

Загалом у 2008—2010 роках у модернізацію НПЗ нафтовими компаніями було інвестовано 177 млрд. рублів. За цей періодбуло збудовано шість нових та реконструйовано десять діючих установок з виробництва якісних моторних палив на нафтопереробних заводах (НПЗ) вертикально-інтегрованих нафтових компаній.

У середині 2011 року наголошувалося, що ведеться на більшості великих нафтопереробних заводів (НПЗ) Російської Федерації.

8 липня 2011 року Путін провів нараду «Про стан переробки нафти та ринкунафтопродуктів у Росії». Путін заявив, що потрібно збільшити глибину нафтопереробки, щоби це повністю покривало потреби внутрішнього ринку в нафтопродуктах. На думку Путіна, треба впритул зайнятися збільшенням обсягів переробки нафти, причому саме вторинної переробки, у тому числі за такими технологічним процесамяк ізомеризація, риформінг, крекінг. Він запропонував розпочати поступове зближення рівнів мит на сиру нафту та темні нафтопродукти. Спочатку, сказав Путін, пропонується знизити експортну митона нафту до рівня 60% та встановити ставку експортної митана нафтопродукти на рівні 66 % від ставки експортного мита на сиру нафту, а з 2015 року — вийти на рівні ставки по мазуту та по сирій чорного золота. Путін заявив, що процес модернізації переробки нафти потрібно взяти під найретельніший контрольі самим компаніям, і під , причому всі організації повинні подати конкретні програми реконструкції та розвитку НПЗ.

У 2011 році були укладені т митоні модернізаційні Договори (нафтокомпаній, править митата ФАС), які зазначають, що до 2015 року в Російській Федерації вироблятиметься близько 180 млн тонн світлих нафтопродуктів. У угодах було заявлено, що під час модернізації НПЗ на Періоддо 2020 року нафтовими компаніями буде реалізовано реконструкцію та будівництво 124 установок вторинних процесів на НПЗ. Міненерго Російської Федерації забезпечує постійний Контрольта в рамках своєї компетенції проводить моніторинг виконання програм з модернізації нафтопереробних потужностей та введення нових потужностей вторинної нафтопереробки з метою виконання доручення Путіна від 8 липня 2011 року та 28 грудня 2011 року.

Наприкінці серпня 2011 року Путін підписав ухвалу уряду № 716, яка встановлює новий порядок розрахунку вивізних Митних податків на нафтопродукти. Постанова була прийнята в рамках запровадження так званої схеми «60-66», яка має стимулювати розвиток Галузіта збільшувати глибину Переробки нафти. Згідно з цією схемою, з 1 жовтня 2011 року було підвищено Мито на темних нафтопродуктів (Мазут, бензол, толуол, ксилоли, вазелін, парафін та мастила), а також на Дизпаливо з 46,7 % від Мита на Нафту до 66 %. При цьому експортну на сиру Нафту за схемою 60—66 було знижено, щоб компенсувати нафтовим компаніям, які виникнуть у них через підвищення Мит на нафтопродукти. Раніше ставка розраховувалася за формулою « ЦінаЧорного золота на основі моніторингу за попередній місяць плюс 65 % від Різниці між цією ціною і $182 за 1 тонну ($25 за 1 — , прийнята за основну)», тепер у формулі фігурують 60 % від РізниціЦін. Згідно з постановою № 716, з 1 січня 2015 року Мито на темні нафтопродукти збільшиться до 100 % від Мита на сиру Нафту, Мито на світлі не зміниться.

Програма модернізації Заводів з переробки нафти мит рік була повністю виконана нафтовими компаніями. Організацією « «Роснефть»» було реконструйовано п'ять установок з вторинної нафтопереробки: одна установка гідрокрекінгу, одна установка гідроочищення Дизпалива на Куйбишевському НПЗ та три установки каталітичного риформінгу на Куйбишевському, Сизранському та Комсомольському НПЗ. Крім того митона Терміну в 2011 році введено в експлуатацію устатмитоізомеризації на НПЗ ВАТ «Славнафта-ЯНОС» потужністю 718 тис. тонн на рік. За підсумками 2011 року план по Випускупалива, яке було покладено основою модернізаційних угод, Фірми навіть перевиконали. Так, Дизпалива виробили на 1,8 млн. тонн більше, ніж було заявлено. Заступник глави ФАСАнатолій Голомолзін заявив: «По суті, вперше за багато років російські фірми почали серйозно займатися нафтопереробкою. Вони взагалі не вважали за потрібне вкладатися в модернізацію і надавали перевагу більш легким шляхам. Наприклад, випускали Мазут та експортували його. Але після того, як вивізні Митні на темні та світлі нафтопродукти зрівняли, Мазут гнати стало невигідно. Тепер з економічного погляду цікавіше випускати продукти з глибшим ступенем переробки. Більше того, чинна система Акцизних податків стимулює нафтовиків випускати якісніші світлі нафтопродукти».

Станом на весну 2012 року велися Роботи з реконструкції та будівництва 40 установок, введення в експлуатацію яких планується здійснити у 2013—2015 роках; будівництво установок вторинних процесів, введення в експлуатацію яких заплановано на 2016-2020 роки, в основному перебував на стадії планування або базового проектування.

У середині 2012 року зазначалося, що МодернізаціяНПЗ йде у рамках встановленої програми.

За підсумками 2012 року нафтопереробна Російська Федерація поставила рекорд з обсягів нафтопереробки за останні 20 років і вперше за останні п'ять-шість років уникла осінньої кризи. ринкуБензину.

Джерела статті "Нафтопереробний завод (Oil Refinery) - це"

ru.wikipedia.org - вільна енциклопедія

ngfr.ru - все про Нафту та газ

митні податки відеохостинг

newchemistry.ru - потокові схеми Заводів з переробки нафти

ecotoc.ru - екологічні технології

atexnik.ru - освітньо-інформаційний портал

Вікіпедія

Ви використовуєте cookie для кращого розміщення нашого сайту. Continuing to use this site, you agree with this. OK

НАФТОПЕРЕРОБНИЙ ЗАВОД, НПЗ (а. oil refinery; н. Erdolraffinerie, Erdolverarbeitungswerk; ф. raffinerie de petrole; і. refineria de petroleo), — промислове підприємство, що виробляє з сирої нафти, рідкі палива, ароматичні вуглеводні, органічні кислоти, сірку або сірчану кислоту, розчинники та нафтохімічну сировину. На НПЗ здійснюється знесолювання, зневоднення та стабілізація сирої нафти, первинна (атмосферна та вакуумна) перегонка нафти, селективне очищення, депарафінізація та доочищення олій, деасфальтизація гудрону, каталітичний риформінг, гідроочищення, гідрокрекінг, сповільнене ізомеризація та газофракціонування.

Перша нафтоперегінна установка в Росії побудована на річці Ухта в 1745. Нафтоперегінний завод з кубами періодичної дії вперше в світі побудований кріпосними селянами братами Дубініними на Північному Кавказі біля Моздока в 1823. У перший НПЗ побудований в 1849 в Тайтесвіллі (штат Пенсільванія). У 1869 в Баку існувало 23 нафтоперегінні заводи. За допомогою форсунки В. Г. Шухова в 1880 році почалося використання мазуту як палива для парових котлів. На основі робіт вакуумною перегонкою мазуту стали отримувати мастила. З 1891 почали застосовувати трубчасті нафтоперегінні установки безперервної дії. У 1913 р. Росія переробляла 9 млн. т нафти, в основному в Баку і Грозному, а також в Ярославлі, Фергані, Балахні. У 1918-40 споруджені НПЗ в Уфі, Ішимбаї, Сизрані, Куйбишеві. У 1937 році в CCCP перероблялося 26,4 млн. т нафти.

До складу НПЗ входять: пункти прийому нафти, нафтові резервуари, насосні станції, технологічні нафтові установки, парки проміжних продуктів, технологічні трубопроводи, товарні парки, допоміжні об'єкти, служби водо- та електропостачання.

На НПЗ застосовуються технології переробки нафти: паливна з неглибокою переробкою нафти, паливна з глибоким переробленням нафти, паливно-олійна, паливно-нафтохімічна. За першими двома виробляються бензин, авіаційний та освітлювальний гас, дизельне та газотурбінне палива, пічні та котельні палива (вихід світлих за першою схемою не більше 40-45%, котельного палива до 50-55%, за другою — до 72-75%, котельне паливо виробляється лише для потреб НПЗ). За паливно-масляною схемою крім палив отримують мастила, парафіни та церезини, на базі асфальтів та екстрактів виробляють бітуми та кокс. За паливно-нафтохімічною схемою на НПЗ є спеціальне нафтохімічне виробництво (див. «Нафтохімічний комплекс»).

Технологія НПЗ включає: електро-знесолювання для видалення з нафти надлишкової води та солей, первинну перегонку для отримання паливних та масляних фракцій, вторинну перегонку бензину для отримання вузьких бензинових фракцій та високооктанового бензину, каталітичний риформінг для отримання ароматичних вуглеводнів та високооктанових компонентів автомобільних бензинів ароматичних вуглеводнів (бензолу, толуолу, ксилолу), гідроочищення від гетероатомних сполук гасових та дизельних фракцій, вакуумних дистилятів, масел, прямогонних та вторинних бензинів, уповільнене коксування важких залишків для отримання нафтового коксу, каталітичного та сировини для виробництва сажі, олефіновмісних газових фракцій, гідрокрекінг важкої сировини при підвищеному тиску водню для отримання додаткових кількостей світлих нафтопродуктів. Для виробництва високооктанових компонентів автомобільного та авіаційного бензинів з легких вуглеводневих фракцій (бутан-бутиленової, пропан-пропіленової, ізобутанової) проводять алкілування ізобутану олефінами. Ізомеризація нижчих парафінових вуглеводнів (бутану, пентану, гексану, легких бензинових фракцій) проводиться для отримання високооктанових компонентів автомобільного бензину та сировини для виробництва синтетичного каучуку, газофракціонування нафтозаводських газів - для вироблення легких вуглеводневих фракцій високої чистоти. Виробництво масел складається з очищення селективними розчинниками (деасфальтизація гудрону, обробка розчинниками деасфальтизату та вакуумного дистиляту), депарафінізації рафінатів селективного очищення та гідрогенізації або контактної доочищення депарафінованих олій. Виробництво парафінів включає виділення рідких парафінів з дизельних фракцій карбамідною депарафінізацією або адсорбцією на молекулярних ситах, отримання твердих парафінів знемаслюванням гача або петролатуму — побічних продуктів депарафінізації олій або з дистилятів високопарафінистих нафтоводів. ізоційним методами. Для отримання бітумів проводять глибоку вакуумну перегонку мазуту та високотемпературне окислення залишку повітрям.

Основні методи, що застосовуються на НПЗ: ректифікація, крекінг, риформінг, гідроочищення, гідрокрекінг, деасфальтизація, селективна екстракція, депарафінізація, адсорбція.

У CCCP потужність одиничних установок на НПЗ становить (млн. т/рік): первинної перегонки нафти 0,6-6; гідроочищення палив 0,9-2; каталітичного крекінгу 0,25-2; каталітичного риформінгу 0,3-1; коксування 0,6; виробництва бітуму 0,125-0,75; деасфальтизації 0,25; контактного очищення олій 0,33; селективного очищення 0,265-0,6; депарафінізації олій 0,25; газофракціонування 0,4.

Загальна потужність НПЗ розвинених капіталістичних країн становить близько 3 млрд. т/рік, їх 34,5% посідає Західну , 25,5% — США, 9,4% — Японію. 38% усіх НПЗ перебувають у США. НПЗ США в 1983 виробили (млн. т): 273,5 бензину, 49,4 гасу та реактивного палива, 124,6 дизельного палива, 10,9 масел, 36,4 бітуму, 16,6 коксу.