1 Технико-экономическое обоснование
Волгоград – экономически развитый город с численностью населения более 1 млн. человек, имеющий хорошо развитый железнодорожный, автомобильный и речной транспорт. На его территории расположена Волжская ГЭС. В городе работают более 100 крупных и средних промышленных предприятий. Волгоградская область является монополистом в России по производству 11 видов промышленной продукции.
В отрасли промышленного производства города наибольшие объёмы отгруженной продукции имеют:
– черная и цветная металлургия – 12,4 %;
– машиностроение и металлообработка – 30,8 %;
– электро- и теплоэнергетика – 6,4 %;
– производство химической промышленности – 5,1 %;
– топливная промышленность – 3%
– производство стойматериалов.
Основными полезными ископаемыми области являются углеводородное сырье и химическое. Разведка месторождений углеводородного сырья, добыча и переработка давно стали важной составляющей экономического потенциала области. Предприятиями комплекса выпускается 13 процентов российского производства стальных труб, 6 процентов – смазочных масел, 5 процентов – легированной стали. По итогам 2020 года регион улучшил свои показатели по производству подшипников - впервые занял первое место в РФ.
Природные ресурсы представлены полезными ископаемыми и гидроресурсами. Полезные ископаемые представлены топливными ресурсами (нефть, газ, бишофит, каменные и калийные соли). Нефти в основном лёгкие, маловязкие, сернистые и высокосернистые.
Волгоградская область является старым нефтедобывающим районом с относительно высоким освоением нефтяных ресурсов. Освоенность составляет около 34,0 %. Всего на территории области открыто более 78 месторождений нефти и газа, из них: выработанных - 9, в консервации - 16, в разведке - 6 и в разработке - 47.
Регион характеризуется экономически выгодным географическим положением. Нефтепродукты можно поставлять в Астрахань и республику Дагестан, которые имеют нехватку, в первую очередь, автомобильных топлив. Большим преимуществом Волгограда является возможность сбыта продукции в Казахстан, граница с которым находить с 250 км от города.
Из всего вышесказанного следует, что Уваровскую нефть экономически выгодно перерабатывать с получением достаточного для транспортировки автобензина, дизельного топлива, керосина, а также увеличить производство дорожных битумов для улучшения качества дорог. Расширение нефтехимических производств позволяет также решить проблему занятости и населения, особенно в Волжском, Волжском и Краснослободске, так как Волгоград самый бедный город-миллионник в России.
2 Технологические решения
2.1 Характеристика исходной нефти
Показатели, которые характеризуют Уваровскую нeфть и eё фpакции, указаны ниже в виде таблиц:
– общая физико-химичeская характеpистика нефти (Таблица 1);
– потенциальное содержание (в вес. %) фракций в Уваровской нефти (Таблица 2).
Таблица 1 – Физико-химичeская характepистика
Наименование показателей Значение
Плотность при 20? , кг/м3 832,4
Кинeматичeская вязкость, сСт
- при 20?
- при 50?
11,10
4,29
Темпeратура застывания
- с тeрмообработкой, ?
- без термообработки, ?
-2
6
Содержание, % масс
- общей серы
- смол сeрнокислотных
- силикагелевых смол
- асфальтенов
- азота
1,11
36
3,7
0,66
0,07
Молярная масса нефти 218
Содeржание паpафинов, % 4,9
Коксуeмость, % масс 2,2
Кислотноe число, мг КОН на 1 г. нефти 0,22
Шифр нефти (ГОСТ 912-66 – Технологическая классификация)
- сернистая нефть 0,51 – 2,0 %
- выход фракций, % масс. до 350 ?: 57%
- содержание парафинов: 4,9% ¬
II
T1
П2
Вязкость при 20 ?: <85
И2
Таблица 2 – Потенциальное содержание (в вес. %) фракций Уваровской нефти
Отгоняется до температуры, ? Содержание фракций, % вес. Отгоняется до температуры, ? Содержание фракций, % вес.
1 2 3 4
До 28 (Газ до С4) 2,7 250 40,2
60 6,3 260 42,1
62 6,7 270 43,9
85 9,8 280 45,7
Окончание таблицы 2
1 2 3 4
95 11,2 290 47,6
100 11,9 300 49,7
105 12,5 310 51,2
110 13,1 320 53,2
120 14,7 330 55,2
122 15,0 340 57,2
130 16,1 350 59,7
140 17,9 360 61,1
145 18,8 370 63,7
150 19,9 380 64,7
160 21,9 390 65,7
170 23,9 400 66,9
180 25,7 410 67,9
190 27,7 420 69,9
200 30,2 430 71,2
210 32,3 440 72,7
220 34,3 450 74,7
230 36,2 500 81,0
240 38,2 Остаток 19,0
Таблица 3 – Разгонка (ИТК) Уваровской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
Т вык. фракции при 760 мм.рт.ст., оС Выход на нефть, % масс ?420 M ?20,
ccm
?50,
ccm ?100,
ccm Сод.
сер, %
отдель-ных суммар-ный
1 2 3 4 5 6 7 8 9
до 28 (газ до С4) 2,7
2,7 – – – – – –
28-50 2,2 4,9 0,6436 72 – – – –
50-68 2,2 7,1 0,6578 82 0,49 – – –
68-85 2,5 9,6 0,692 90 0,58 – – –
85-103 2,7 12,3 0,712 102 0,66 – – 0,03
103-124 2,7 15 0,7266 110 0,74 – – 0,04
124-139 2,8 17,8 0,7394 116 0,82 – – 0,05
139-153 2,7 20,5 0,7537 121 0,95 – – 0,07
153-167 2,7 23,2 0,765 130 1,06 0,76 – 0,10
167-180 2,8 26 0,7747 140 1,22 0,85 0,57 0,13
180-194 2,8 28,8 0,7838 150 1,45 0,99 0,62 0,16
194-207 2,9 31,7 0,7941 159 1,68 1,13 0,68 0,19
207-220 2,9 34,6 0,8062 168 2,06 1,31 0,76 0,27
220-240 3 37,6 0,8126 175 2,67 1,57 0,88 0,34
240-254 3 40,6 0,8212 179 3,32 1,89 0,94 0,44
254-270 3 43,6 0,8318 189 4,12 2,2 1,1 0,81
270-288 3,1 46,7 0,8416 211 5,48 2,75 1,38 0,94
288-304 3,1 49,8 0,8451 227 7,26 3,2 1,46 1,11
1 2 3 4 5 6 7 8 9
304-317 3,1 52,9 0,8492 246 9,58 3,98 1,67 1,12
317-333 3,1 56 0,8592 279 13,69 5,13 1,97 1,24
333-348 3,20 59,2 0,8668 304 19,78 6,7 2,41 1,38
348-363 3,20 62,4 0,8758 331 28,85 8,8 3,05 1,50
363-385 3,7 66,1 0,8827 – – 12,1 – 1,62
Остаток 33,9 100 – – – – – –
2.2 Выбор варианта и технологической схемы переработки нефти
Если организовывать нефтеперерабатывающий завод в соответствии с комплексной технологической схемой, то обеспечиваются высокие технико-экономические показатели (относительно низкие удельные капитальные затраты, более высокий уровень производительности труда и меньшая себестоимость нефтепродуктов) по сравнению с аналогичными показателями при неглубокой схеме переработки нефти.
Основными факторами, определяющими специализацию нефтеперерабатывающих заводов, являются схема переработки нефти, структура потребления нефтепродуктов в районе размещения завода и качество перерабатываемых нефтей. Существует несколько вариантов технологических схем нефтепереработки. Выделяют несколько основных типов схем:
– топливный с неглубокой переработкой нефти;
– топливный с глубокой переработкой нефти;
– топливно-масляный;
– топливно-нефтехимическая.
Технологическая схема НПЗ определяется, главным образом, потребностью в нефтепродуктах того или иного ассортимента, качеством перерабатываемого сырья, состоянием, разработки тeх или иных технологических процессов. Среди перечисленных наибольшее распространение имеет топливная схема с глубокой переработкой нефти, поскольку потребность регионов в топливе выше, чем в маслах и продуктах нефтехимии на данный момент, также такие НПЗ достаточно эффективны, поскольку обеспечивают глубокую переработку нефти с небольшим выходом остатка.
В Самарской области потребность в топливе большая, причем не только в автобензине, но и в дизельном топливе. Поэтому Уваровскую нефть целесообразно перерабатывать на НПЗ топливного варианта с глубокой переработкой нефти, что позволяет достичь получения оптимального количества ассортимента нефтепродуктов высокого качества.
Общая потоковая схема глубокой переработки нефти по топливному варианту представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 – Общая потоковая схема глубокой переработки нефти по топливному варианту
2.3 Характеристика установок по переработке нефти
2.3.1 Электрообессоливающая установка
Электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) нужна для избавления нефти от солей и воды перед подачей на переработку. В нефти, которая поступила на установку, уже содержится небольшое количество воды вместе с растворенными в ней солями, преимущественно хлоридами, что вызывает сильную коррозию оборудования и ухудшает качество получаемых топлив. Коррозия происходит в результате воздействия на металл соляной кислоты, образующейся при гидролизе хлоридов.
Чтобы удалить соли вся нефть подвергается процессу обессоливания. Для этого нефть интенсивно перемешивается со свежей водой в смесителях, а образовавшаяся эмульсия воды и нефти разрушается и расслаивается в электрическом поле высокого напряжения электродегидраторов.
Некоторая часть воды в поступивших на НПЗ нефтях находится в эмульсионном состоянии, образованной капельками воды. На поверхностях капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти. С продолжением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для того чтобы предотвратить это явление на многих промыслах в нефть добавляют деэмульгаторы. Более стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии же электрического поля капельки воды, которые находятся в неполярной жидкости, поляризуются и вытягиваются в эллипсы с противоположно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притяжения возрастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку. На практике, чаще всего, применяют переменный электрический ток частотой 50 Гц и напряжением 25-35 кВ.
Электрообессоливающие и электрообезвоживающие установки проектируются двухступенчатыми: в электродегидраторах I ступени удаляется 76 - 80 % (масс.) соленой воды и 95 - 98 % (масс.) солей, а в электродегидраторах II ступени 60 - 66 % (масс.) оставшейся эмульсионной воды и примерно 91 % ( масс.) оставшихся солей.
Обычно электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) состоит из нескольких электроводоотделителей; часть их предназначена для обезвоживания нефти ( первая ступень), другая часть составляет секцию обессоливания ( вторая ступень), а несколько аппаратов являются резервными.
На рисунке 2 представлена технологическая схема установки.
1 – электродегидраторы, 2 – подвесные изоляторы; 3 - трансформаторы; 4- коллектор обессоленной нефти; 5 - электроды; 6- распределитель ввода сырья; 7 - коллектор соленой воды; 8 - инжекторный смеситель; 8’- диафрагмовый смеситель; 9 - клапаны автоматического сброса соленой воды; 10 - теплообменники; 101- подогреватель ; 11,12 - емкости-отстойники; 13-15 – насосы
Рисунок 2 – Принципиальная технологическая схема установки
электрообессоливания и обезвоживания нефти
Вначале нефть забирают из сырьевых резервуаров и смешивают с промывной водой, деэмульгатором и со щелочью или содой. Потом сырье нагревают в теплообменнике Т-1 и паровом подогревателе Т-2. Из Т-2 нефть поступает в электродегидратор первой ступени Э-1. В этом аппарате удаляется основная масса воды и солей (их содержание в нефти снижается в 8-10 раз). Из Э-1 нефть направляется в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. На некотором количестве установок свежая вода поступает только на вторую ступень обессоливания, перед первой ступенью с нефтью смешиваются промывные воды со второй ступени. Уже обессоленная нефть из Э-2 через теплообменник Т-1 и холодильник X-1 уходит с установки, а отделенная в электролегидраторах вода направляется в нефтеотделитель Е-1 для дополнительного отстоя. Уловленная в Е-1 нефть возвращается на прием сырьевого насоса, вода сбрасывается в канализацию и передается на очистку.
Температура и давление процесса обусловливаются свойствами обрабатываемой нефти, а также конструкцией основного аппарата – электродегидратора. Легкие нефти подвергают обессоливванию при 80-100°С, но для большинства нефтей требуемая температура составит 120-180°С.
2.3.2 Установка атмосферно - вакуумной трубчатки
Установка атмосферно-вакуумной перегонки необходима для извлечения из нефти дистиллятов бензина, керосина, дизельного топлива, 3-х масляных фракций разной вязкости и гудрона.
Помимо данных продуктов на установке получаются сухой и жирный газы, сжиженный газ (рефлюкс), а также легкий вакуумный газойль.
Для перегонки обычно поступают нефти или смеси нефтей с содержанием светлых дистиллятов (выкипающих до 350°С) от 42 до 50% (масс.).
Установки современного образца большой мощности со¬стоят из нескольких блоков блоков:
– предварительный нагрев нефти в теплообмен¬никах;
– электрообессоливание и обезвоживание нефти (блок ЭЛОУ);
– последующий нагрев в теплообменниках;
– отбензинивание нефти (колонна повышенного давления с нагревательной печью);
– атмосферная колонна (с нагревательной печью и отпарными колоннами);
– фракционирование мазута под вакуумом (с нагревательной печью, отпарными колоннами и системой создания вакуума);
– стабилизация и вторичная перегонки бензина на узкие фракции.
Технологический процесс:
Нефть с помощью насоса, несколькими параллельными потоками (примем 4 потока) двигается через группу теплообменников, где она нагревается до температуры 100-130°С.
Выбор такой системы для нагрева сырья позволяет добиться большей эффективности теплообмена.
После того как нефть подогрелась, для усреднения тем¬пературы потоки нефти смешиваются в общем кол¬лекторе.
Дальше нефть вновь параллельными потоками направляется во второй ступени электродегидраторов (блок ЭЛОУ).
К моменту выхода из блока ЭЛОУ нефть нагревается вначале в параллельно включенных двух теплообменниках, а потом в очередном теплообменнике.
Подоретая нефть с температурой 200-250°С поступает в отбензинивающую колонну по вторым тангенциальным вводам.
С этой колонны сверху уходят газы, пары воды и легкой бензиновой фракции (с концом кипе¬ния 120-160°С).
Для тоо чтобы конденсировать пары и охладить смесь используют аппарат воздушного охлаждения и расположенный за ним водяной холодильник.
Сепаратор от сконденсированной легкой бензиновой фракции используют для отделения газа и воды.
Газ, прошедший клапан, который регулирует давление в системе колонна - сепаратор, направляется к секцию очистки от сероводорода, а вода с низа сепара¬тора, снабженного регулятором межфазового уровня (вода-бензин), поступает в систему для очистки сточных вод.
Флегма воз¬вращается в колонну с помощью насоса, а балансо¬вое его количество отводится из этого блока и пере¬дается в блок стабилизации бензина, в колонну-стабилизатор.
Поддержание температуры низа колонны частично отбензиненная нефть забирается насосом, проходит змеевики печи и, нагретая до 350-370°С, возвращается в нижнюю часть колонны.
Балансовое количество отбензиненной нефти при по¬мощи насоса проходит через змеевики печи и с температурой 380°С подается по двум тангенциальным вводам в атмосферную колон¬ну.
Принципиальная технологическая схема установки представлена на рисунке 3.
А — блок электродегидраторов; Б — блок вторичной перегонки бензина; I – нефть; II – газ; III – головка стабилизации; IV-VII – узкие бензиновые фракции; VIII – фракция 180—230 °С; IX – фракция 230—280 °С; X – фракция 280—350 °С; XI – фракция 350—500 oС; XII – гудрон (фракция выше 500 °С); XIII – фракция ниже 350 oС; XIV – фракция выше 400 °С; XV – водяной пар; XVI – ингибитор коррозии.
Рисунок 3 – Принципиальная технологическая схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти
2.3.3 Установка каталитического риформинга
Для производства высокооктановых компонентов автомобильных бензинов и для производства легких ароматических углеводородов – бензола, толуола и ксилолов применяется процесс риформинга. Очень важным продуктом процесса риформинга является водородсодержащий газ с высоким содержанием водорода, который используется для гидроочистки широкого ассортимента нефтяных фракций, для процесса гидрокрекинга тяжелых нефтяных фракций и других гидрогенизационных процессов.
Сырьем данного процесса обычно выступают прямогонные бензиновые фракции 85-180 с установок АВТ. А также фракции 62-105, которые поступают на установку риформинга с выделением индивидуальных углеводородов – бензола, толуола, ксилолов.
Целевыми реакциями процесса риформинга являются:
Дегидрирование нафтеновых углеводородов в ароматические:
С6H12 > C6H6 + 3H2 + 221 кДж/моль
Изомеризация пятичленных циклоалканов в производные циклогексана:
С5H9-СН3 > C6H12 — 15,9 кДж/моль
Изомеризация н-алканов в изоалканы:
n-С6H14 > i-C6H14 — 5,8 кДж/моль
Дегидроциклизация алканов в ароматические углеводороды (ароматизация):
С6H14 > C6H6 + 4H2 + 265 кДж/моль
Побочные реакции:
Дегидрирование алканов в алкены:
С6H14 > C6H12 + H2 + 130 кДж/моль
Гидрокрекинг алканов:
n-С9H20 + H2 > i-C4H10 + i-С5H12
Относительно технологии установки каталитического ри¬форминга подразделяются по способу осуществления окис¬лительной регенерации катализатора на:
- аппараты со стационарным слоем катализатора, где регенерация про¬водится 1-2 раза в год и связана с остановкой производ¬ства (почти все установки РФ);
- аппараты с движущимся слоем катализатора, где реге¬нерация проводится в специальном аппарате. Установки состоят из 2-х блоков – гидроочистки и, непосредственно, блока риформинга.
Процесс риформинга осуществляют в каскаде из 3-4 реакторов с промежуточным подогревом сырья, поскольку он является сильно эндотермичным. В 1-ом по ходу передвижения сырья в реакторе протекают в основном очень эндотермические реакции дегидрирования нафтенов. В третьем или четвертом реакторе протекают преимущественно эндотермические реакции дегидроциклизации и экзотермические реакции гидрокрекинга парафинов.
Наибольший перепад в температуре на входе-выходе реактора наблюдается в первом реакторе (50-80 оС), в последнем реакторе перепад температур (градиент) минимален. Градиент температур в первых реакторах можно снизить, ограничив глубину протекающих в них реакций ароматизации (увеличив объемную скорость подачи сырья).
В связи со всеми вышеуказанными факторами реакторный блок имеет неодинаковые типы реакторов, размеры и загрузку по объему.
Температура на входе в реактор в начале промышленного цикла должна обеспечивать заданное качество риформата, основным критерием является октановое число или концентрация ароматики. Начальная температура процесса равна 480-500 оС, по мере закоксовывания катализатора и снижения его активности температуру на входе постепенно повышают, чтобы обеспечить стабильность каталитической системы. Максимальная температура в конце цикла может достигать 535 оС.
Оптимальным давлением в реакторах имеющих стационарный слой катализатора при проведении процесса риформинга является 21-33 кгс/см2, для реакторов с непрерывной регенерацией катализатора – 6-10 кгс/см2.
Процессы каталитического риформинга происходят с применением бифункциональных катализаторов — платины, чистой или с добавками рения, иридия, галлия, германия, олова, нанесённой на активный оксид алюминия с добавкой хлора. Катализатор риформинга представляет собой полиметаллические экструдаты – гранулы цилиндрической формы.
Основные продукты данного процесса: катализат – это высокооктановый компонент товарных бензинов, концентраты для производства индивидуальных ароматических углеводородов, водородсодержащий газ – газ с содержанием H2=75-90% для процессов гидроочистки, гидрокрекинга, изомеризации, гидродеалкилирования, углеводородный газ — содержит в основном CH4 и C2H6, служит топливом печей на НПЗ.
Выход высокооктанового компонента бензина равняется 80-88 % (масс.), его октановое число 80-85 (моторный метод) по сравнению с 30-40 для сырья.
Принципиальная технологическая схема установки представлена на рисунке 4.
Р-1 – реактор гидроочистки; Р-2,-3,-4 – реакторы риформинга; П-1,-2,-3 – трубчатые печи; РК-1, -2 – ректификационные колонны; А – адсорбер; СО – секция очистки газов; Е-1,-3 – сепараторы высокого давления; Е-2,-4 – сепарационные емкости колонн; Т – теплообменники; X –холодильники; Н – насосы; К-1,-2 – компрессоры;
Потоки: 1– бензин 85-180 °С; II – ВСГ; III – гидроочищенный катализат; IV, XI – углеводородные газы; V – отдув ВСГ; VI – гидроочищенный бензин на риформинг; VII –риформированный катализат; VIII – жидкая фаза; IX – ВСГ на очистку; X – нестабильный катализат риформинга; XII –cжиженный газ; XIII – стабильный высокооктановый бензин; XIV – товарный ВСГ
Рисунок 4 – Принципиальная технологическая схема установки риформинга на стационарном катализаторе
2.3.4 Установка гидроочистки
Гидроочистка удаляет нежелательные компоненты из нефтяных фракций путем селективной реакции этих компонентов с водородом в реакторе при относительно высоких температурах и давлении. В основном, этими нежелательными компонентами являются: сера, азот, олефины ароматические соединения.
Гидроочистка – это процесс химического превращения веществ под воздействием на них водорода при высоком давлении и температуре.
Для снижение содержания сернистых, азотистых, кислородных, металлорганических и непредельных соединений в товарных нефтепродуктах применяется гидроочистка нефтяных фракций.
Побочной реакцией является насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений и гидрокрекинг молекул углеводородов.
Гидроочистке подвергают представленные ниже фракции нефти:
– Бензиновые (прямогонные и каталитического крекинга);
– Керосиновые;
– Дизельное топливо;
– Вакуумный газойль;
– Масляные фракции.
Целью гидроочистки бензиновых фракций является подготовка сырья для установки каталитического риформинга. Такая предварительная обработка способствует улучшению некоторых важных показателей процесса риформинга, а именно: глубины ароматизации сырья, октанового числа получаемого бензина, а также увеличению срока службы катализатора.
Гидроочистку керосиновых и дизельных фракций проводят с целью уменьшения содержания серы до норм, которые установленны стандартом, и для получения на выходе товарных топливных дистиллятов с улучшенными характеристиками сгорания и термической стабильности. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Принципиальная технологическая схема установки гидроочистки представлена на рисунке 5.
1,15,19,21 – насосы; 2 – трубчатая печь; 3 – реактор; 4-6,10 – теплообменники; 7,12,14 – аппараты воздушного охлаждения; 8 – водяной холодильник; 9,13,17,20 – сепараторы; 11 –стабилизационная колонна; 16 – центробежный компрессор; 18,22 – абсорберы
Рисунок 5 – Принципиальная технологическая схема установки гидроочистки
2.3.5 Установка адсорбционной депарафинизации дизельного топлива
Устройство предназначено для депарафинизации и гидроочистки дизельного топлива для производства дизельного топлива с низким содержанием серы и азота, высоким цетановым числом и улучшенными низкотемпературными характеристиками. (так называемое, зимнее ДТ, с температурой застывания до -45 оС и арктическое ДТ, с Тз = -60 оС).
Сырьем для установки адсорбционной депарафинизации является предварительно гидроочищенное дизельное топливо. В качестве адсорбента используют молекулярное сито (цеолиты), которые избирательно адсорбируют н-алканы из их смесей с УВ изо- или циклического строения. Процесс протекает в среде циркулирующего водородсодержащего газа (ВСГ). Последующая десорбция парафинов осуществляется при помощи нагретых паров аммиака, вытесняющих адсорбированные н-алканы.
Депарафинизация дизельного топлива – процесс получения зимнего дизельного топлива с температурой фильтруемости -35°С и температурой застывания -50 °С, а также с меньшим содержанием серы и смол. В основе технологического процесса лежит каталитическая конверсия углеводородов с получением максимального количества качественных светлых продуктов.
Как правило, на установке применяются три адсорбера со стационарным слоем цеолитов, из которых два работают в режиме десорбции (т.к. она протекает в два раза дольше, чем адсорбция). Обе стадии процесса являются парофазными и протекают при температуре около 380 оС и давлении 0,5-1 МПа.
Принципиальная технологическая схема установки депарафинизации дизельного топлива представлена на рисунке 6.
Рисунок 6 – Принципиальная технологическая схема установки
депарафинизации дизельного топлива
2.3.6 Установка гидрокрекинга остатка
Гидрокрекинг – один из распространённых процессов углубленной переработки нефти, позволяющий перерабатывать различные нефтяные фракции от бензинов до тяжелых остатков и давать почти любой целевой продукт с молекулярной массой меньшей, чем у исходного сырья.
Гидрокрекинг – это наиболее современный процесс, более новый, чем каталитический крекинг и каталитический риформинг, поэтому он более эффективно осуществляет те же задачи, что и эти 2 процесса.
В качестве сырья на установках гидрокрекинга используют вакуумные и атмосферные газойли, га¬зойли термического и каталитического крекинга, деасфальтизаты, мазуты, гудроны.
Технологическая установка гидрокрекинга состоит обычно из 2-х блоков:
– реакционного блока, включающего 1 или 2 реактора,
– блока фракционирования, состоящего из различного числа дистилляционных колонн.
