2. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти

Выбор заключается в том, что необходимо подобрать минимальное количество технологических установок (процессов), обеспечивающих заданные глубину переработки нефти, выход продуктов для нефтехимического синтеза и высокое качество получаемых нефтепродуктов.

В настоящее время глубина переработки нефти определяется по уравнению /12/:

ГП = (GN – GK – GC – GB)*100% / GN,

где ГП – глубина переработки нефти, %;

GN – объем переработки нефти, т/год;

GK – объем производства товарного котельного топлива, т/год;

GC – объем собственного потребления котельного топлива (без учета

сухого газа), т/год;

GB – объем безвозвратных потерь, т/год.

Таким образом, для определения глубины переработки нефти нужно рассчитать по литературным данным выход компонентов котельного топлива на установках, которые входят в поточную схему переработки Ольховской нефти.

Для получения высокой глубины переработки Ольховской нефти в поточную схему топливно-химического блока НПЗ включаются установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.

На современном этапе развития глубина переработки нефти должна быть на уровне 87 – 90 %, т.к. необходимо получать котельное топливо для печей НПЗ (~ 6% на нефть) и производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ для нужд НПЗ (6-7 % на нефть).

При включении вышеуказанных установок в поточную схему переработки нефти выход компонентов котельного топлива (газойля) из Ольховской нефти составит /13/:

V_кт=1,12+2,65+(10,3-4)=10,07%мас;

где 1,12 и 2,65 – выход тяжелого газойля в процессах гидрокрекинга и каталитического крекинга соответственно, %мас на нефть;

10,3 – выход гудрона на нефть, % мас.;

4 – количество гудрона для производства битума на нефть, % мас.

Выход тяжелого котельного топлива (10,07 % на нефть) не обеспечивает производство котельного топлива для собственных нужд (12 – 13 % на нефть). Недостаток котельного топлива покрывается за счет применения в качестве топлива трубчатых печей НПЗ сухого газа, получаемого на установках НПЗ (1 – 3 % мас. на нефть), его количество определяется при расчете материального баланса установок и НПЗ в целом.

Таким образом, глубина переработки Ольховской нефти составляет:

100 – 10,07 = 89,93 %

При производстве котельного топлива в него вовлекается гудрон, при этом вязкость смеси (товарное котельное топливо) не должна превышать ⁰ВУ₈₀ = 16 в соответствии с требованиями стандарта на котельное топливо.

При данной глубине переработки нефти (89,93 % мас.) обеспечивается повышенный выход топлив – автобензина, реактивного и дизельного топлива и их высокое качество за счет применения процессов гидроочистки, каталити-ческого риформинга, изомеризации, каталитического крекинга, гидрокрекинга, алкилирования.

В качестве продуктов – сырья для нефтехимического синтеза на топливно-химическом блоке НПЗ получают низшие олефины (этилен, пропилен) и серную кислоту. Кроме того, в качестве сырья для производства нефтехимических продуктов, прежде всего для выработки сажи, можно рассматривать смолу процесса пиролиза (ТЖТ, ТСП).

Из гидростабильного бензина процесса пиролиза можно выделить фракцию С₆ – С₉ для производства индивидуальных ароматических углево-дородов, но экономическая целесообразность этого выделения низкая, т.е. требуется двойное гидрирование этой фракции до подачи ее в блок экстракции установки каталитического риформинга. Кроме этого, в качестве сырья для нефтехимического синтеза из бензина процесса пиролиза можно выделять фракцию С₉, которая служит сырьем для производства олифы.

Таким образом, в поточной схеме НПЗ следует предусмотреть установку пиролиза мощностью не менее 400 тыс. т/год по этилену. Современные трубчатые печи обеспечивают выход этилена из любого сырья на уровне 30 % на сырье /12/. Таким образом, для производства 400 тыс. т/год этилена необходимо получать на НПЗ 400 000/0,3 = 1335000 т/год сырья для процесса пиролиза. В качестве сырья процесса пиролиза применяются сжиженные газы (рефлюкс) с АВТ, каталитического риформинга и гидрокрекинга, рафинат, получаемый в процессе экстракции ароматических углеводородов из катализата установки катриформинга, и тяжелый газойль с установки гидрокрекинга (давление ≥9500кПа). Выход сжиженного газа с установки АВТ составляет:

12 * 10⁶ * 3,6 * 10^-2 = 432000 т/год,

где 12 * 10⁶ – производительность НПЗ по нефти, т/год;

3,6 – выход сжиженного газа (рефлюкса), % мас. на нефть.

На установке каталитического риформинга получаем рефлюкс, который также может служить сырьем для процесса пиролиза. Выход рефлюкса с КР составляет 264897т/год или 2,2%мас на нефть.

В качестве остального сырья для пиролиза применяем фракцию дизельного топлива с установки ГО ДТ в количестве 638103т/год или 5,3% мас на нефть.

Таким образом, для пиролиза на установках АВТ, гидроочистки дизельного топлива и катриформинга получается сырье в количестве :

638103+264897+432000=1335000т/год.

Этого количества сырья достаточно, чтобы обеспечить производство этилена на уровне 400 тыс. т/год. В итоге на установке пиролиза (ЭП – 400) получается этилен и пропилен в количестве:

1335000 * (0,3 + 0,15) = 600750 т/год или

600750 * 100 / 12 000 000 = 5,00 % на нефть,

где 0,3 и 0,15 – выход этилена и пропилена на сырье пиролиза соответственно.

Кроме того, производство продуктов для нефтехимического синтеза на НПЗ увеличивается за счет производства серной кислоты.

Выход сырья для нефтехимии определится более точно после составления материального баланса установок и НПЗ в целом.

Кроме вышеуказанных установок, обеспечивающих заданную глубину переработки нефти и выход продуктов нефтехимического синтеза, в поточную схему переработки включаются установка АГФУ для газов каткрекинга, установка производства ДИПЭ, установка алкилирования изобутана олефинами, установка производства серной кислоты и установка производства водорода.