Технологічні установки переробки нафти призначені для поділу нафти на фракції і подальшої переробки або використання їх як компоненти товарних нафтопродуктів. Вони є основою всіх НПЗ. Тут виробляються практично всі компоненти моторних палив, мастил, сировина для вторинних процесів і для нафтохімічних виробництв. Від їх роботи залежать асортимент і якість одержуваних компонентів і техніко-економічні показники наступних процесів переробки нафтової сировини.
Установки первинної перегонки нафти у нас отримали назву трубчастих (мабуть, в період переходу від кубових перегінних установок до установок з нагріванням нафти в змійовику печі). Відповідно, якщо установка розрахована на перегонку нафти з відбором тільки світлих дистилятів (бензин, гас, дизельне паливо), киплячих до 350 ° С, то її називають атмосферної трубчастої (AT) установкою. Якщо установка розрахована на перегонку тільки мазуту під вакуумом, вона називається вакуумної трубчастої (ВТ) установкою. У загальному ж випадку, коли установка призначена для повної, глибокої перегонки нафти, її називають атмосферно-вакуумної трубчастої (АВТ) установкою. При комбінуванні її з блоком глибокого забезпе-соліванія нафти установку називають ЕЛОУ-АВТ.
Сучасні процеси перегонки нафти є комбінованими з процесами зневоднення та знесолення, вторинної перегонки і стабілізації бензинової фракції: ЕЛОУ - AT, ЕЛОУ-Авто, ЕЛОУ-АВТ-вторинна перегонка і т.д. На рис. 2 показана принципова технологічна схема такої установки, що включає 4 блоки - ЕЛОУ, AT, ВТ і блок стабілізації і вторинної перегонки бензину (ВТБ).
Залежно від напрямку використання фракцій установки перегонки нафти прийнято іменувати паливними, масляними або паливно-масляними і відповідно до цього - варіанти переробки нафти.
На установках АТ здійснюють неглибоку нафти з отриманням паливних (бензинових, гасових, дизельних) фракцій і мазуту. Установки ВТ призначені для перегонки мазуту. Отримувані на них газойлеві, масляні фракції і гудрон використовують як сировину процесів подальшої (вторинної) переробки їх з отриманням палив, мастил, коксу, бітумів і інших нафтопродуктів.
Потужності діючих зараз АВТ коливаються від 0,5 до 10 млн т / рік. Невеликі за потужністю установки (0,5 - 2,0 млн т / рік) будувалися в основному до кінця 1950-х рр. У 1960-х рр. було розпочато масове будівництво установок ЕЛОУ-АВТ спочатку на 3, а потім на 6 і 8 млн т / рік. Найбільша установка АВТ потужністю 11 млн т / рік була побудована в 1975 р в Антверпені. У ті ж роки в США були пущені дві установки потужністю по 10,5 млн т / рік. В подальшому будівництво таких потужних установок не велося, і в більшості своїй потужність установок ЕЛОУ-АВТ збереглася на рівні 6-8 млн т / рік як у нас в країні, так і за кордоном. У перспективі через подальше падіння видобутку нафти не виключено, що більш вигідними знову стануть установки АВТ середньої і малої потужності (2-3 млн т / рік).
Мал. 2. Принципова технологічна схема ЕЛОУ-АВТ:
/ - резервуар з нафтою; 2 - електродегідратори; 3, 4 і 5 - отбензінівающей, атмосферна і вакуумна колони; 6 - стріппінг; 7 і 8 - колони стабілізації і вторинної перегонки; 9, 10 - атмосферна і вакуумна печі; // - двоступеневі пароежекторниє насоси; / - нафта, // і /// - вуглеводневий газ низького і високого тиску; IV - скраплений газ; V '- головка бензину (Cf- 85 ° С); VI - бензинова фракція (85-180 ° С); VII -нестабільний бензин; VIII - відбензинений нафту; IX - важкий компонент бензину (100-180 "С); Х- гас (140-240 ° С); XI - дизельне паливо (200-350 'З), XII - мазут; XIII-суміш неконденсованих газів; XIV - легка газойлевая фракція (до 300 ° С); XV - легкий вакуумний газойль (280-360 ° С); XVI - вакуумний газойль (350-500 ° С); XVII- гудрон (вище 500 ° С); ВП і KB - водяна пара і його конденсат; ГС - гарячий струмінь; ВЦО і ПЦО -Верхній і проміжне циркуляційний зрошення
На сучасному НПЗ установки АВТ є головними у всьому технологічному ланцюгу переробки нафти і визначають потужність заводу в цілому. Загальна кількість дистилятів, що виділяються з нафти на АВТ, коливається від 7 до 10, і кожен з них направляється на подальші технологічні операції (очищення, облагородження хімічного складу, каталітична переробка). /
Первинна переробка нафти - це тепловий процес, і тому він пов'язаний з істотними витратами енергоресурсів (паливо, вода, повітря на охолодження, електроенергія на перекачування, водяна пара). Питомі енерговитрати (витрата енергоносія, віднесений до 1 т нафти, що переробляється) для АВТ потужністю 6 млн т / рік становлять:
паливо, що спалюється в печах, - 35-38 кг / т (окремо для AT -20-25 кг / т);
вода оборотна для охолодження технологічних потоків -3-7 м3 / т;
електроенергія - 7-8 кВт * год / т; водяна пара - 100-150 МДж / т.
Якщо перевести за відповідними еквівалентів всі ці енергоносії в паливний еквівалент, то на первинну перегонку 1 т нафти в середньому витрачається 50 - 60 кг палива з теплотою згоряння, близькою до теплоти згорання нафти (або 60 -80 кг умовного палива).
Перегонка нафти на АВТ - це багатоступінчастий процес (знесолення, отбензініванія, атмосферна і вакуумна перегонка, стабілізація і вторинна перегонка бензину), тому може розглядатися як загальний, так і поступенчато матеріальний баланс перегонки нафти. У першому випадку під матеріальним балансом розуміють вихід [в% (мас.)] Всіх кінцевих продуктів перегонки від вихідної нафти, кількість якої приймають за 100%. У другому випадку під матеріальним балансом кожного ступеня розуміють вихід [в% (мас.)] Продуктів перегонки на даному ступені (вони можуть бути не кінцевими, а проміжними, як, наприклад, в отбензініваюшей колоні) від сировини даному ступені, яке приймається для кожної ступені за 100%.
Нижче мова піде про загальний матеріальний балансі по кінцевим продуктам перегонки. Поступове матеріальний баланс складається при технологічних розрахунках АВТ.
Вуглеводневий газ (II) .Виход його від нафти залежить від вмісту в ній розчиненого після промислової підготовки газу. Якщо нафта легка (щільністю 0,8 - 0,85), то вихід цього газу може становити 1,5 - 1,8% (мас). Для важких нафт цей вихід менше [0,3 - 0,8% (мас.)], А для нафт, що пройшли стабілізацію, він дорівнює нулю.
Із зазначеного вище загального виходу газу близько 90% становить газ, що відбирається в отбензінівающей колоні. До складу цього газу входять насичені вуглеводні C1 - С4 з домішкою С5. Низький тиск цього газу і його малі кількості не дозволяють використовувати його на газофракційні установках (ДФУ) для виділення окремих вуглеводнів, і цей газ часто використовують як енергетичне паливо в печах АВТ. При досить високому виході цього газу (1,5% і вище) може бути економічно вигідним його стиснення газовим компресором до більш високого тиску (2-4 МПа) і переробка на ГФУ.
Сухий вуглеводневий газ стабілізації бензину (III) - це частина легких вуглеводнів C1 - C3, що залишилася розчиненої в бензині. Вихід його невеликий [0,1 - 0,2% (мас.)]. Тиск його - до 1,0 МПа, тому він може направлятися на ГФУ, але через малу кількість прямує часто в газову лінію і спалюється в печах.
Зріджена головка стабілізації бензину (IV) містить в своєму складі в основному пропан і бутан з домішкою пентанов. Вихід її також невеликий [0,2 - 0,3% (мас.)]. Використовується вона в якості компонента зрідженого побутового газу або газового моторного палива для автомобілів (СПБТЛ або СПБТЗ).
Легка головка бензину (V) - це фракція бензину н. к. -85 ° С. Вихід її від нафти 4-6% (травні). Октанове число в залежності від хімічного складу не перевищує 70 (моторним методом), найчастіше становить 60 - 65. Використовується для приготування нафтових розчинників або направляється на каталітичну переробку (изомеризацию) з метою підвищення октанового числа до 82 - 85 і залучення в товарні автомобільні бензини .
Бензинова фракція 85 - 180 ° С (VI). Вихід її від нафти в залежності від фракційного складу останньої може коливатися в широких межах, але зазвичай становить 10 - 14%. Октанове число цієї фракції бензину низьке (ОЧМ = 45 т 55), і тому її направляють на каталітичну облагороджування (каталітичний риформінг), де за рахунок перетворення н-алканів і нафтенов в ароматичні вуглеводні її октанове число підвищується до 88 - 92, і потім використовують як базовий компонент автомобільних бензинів.
Легка газойлевая фракція (XIV) .Виход її становить 0,5 -1,0% (мас.) Від нафти. Як уже зазначалося, це фракція 100 -250 ° С, вона є результатом часткової термодеструкции мазуту при нагріванні його в печі. До складу її входять тому не тільки насичені, але і ненасичені алкани. Використовують її як компонент дизельного палива, якщо останнім направляється на гідроочищення від сірки, або направляють в легке котельне паливо.
Легкий вакуумний газойль (XV) - фракція 240 - 380 ° С, вихід її від нафти 3 - 5% (мас). За своїми якісними показниками вона близька річному дизельного палива XIі найчастіше тому змішується з ним і відповідно використовується.
Якщо нафта (і відповідно мазут) дозволяє отримувати високоіндексні масла, то з вакуумної колони 5 замість одного погона XVIвиводят два погона масляних дистилятів 350 -420 ° С [вихід від нафти 10 - 14% (мас.)] І 420 - 500 ° С [ вихід 12 -16% (мас.)] - Обидва погона направляють на очищення (від смол, високомолекулярних ароматичних сполук, парафіну, сірки) для отримання з них базових дистилятів масел середньої і високої в'язкості.
Гудрон (XVII) - залишкова частина нафти, що википає вище 500 ° С, якщо відбирається вакуумний газойль з температурою кінця кипіння 550 ° С. Вихід його від нафти, в залежності від вмісту в ній асфальтосмолисті речовин і важких вуглеводневих фракцій, становить від 10 до 20% (мас). У деяких випадках, наприклад при переробці тенгизької нафти, доходить до 5, а каражанбасской нафти - до 45% (мас).
Використання гудрону може бути здійснено за кількома варіантами:
як компонент важких котельних палив;
як залишковий бітум (якщо нафта дозволяє його отримати) або як сировину для отримання окисленого бітуму;
як сировина для коксування і отримання з нього цінного нафтового коксу (якщо нафта малосірчаниста);
як сировина для отримання базового залишкового масла (для нафт 1 і 2 груп та підгрупи).
Крім перерахованих цільових кінцевих продуктів перегонки нафти на АВТ виходить кілька відходів переробки, до числа яких відносяться наступні.
Стічна вода ЕЛОУ- це в основному вода, використана для промивання нафти від солей Кількість цієї води досить велика - 1-3% (мас.) Від кількості нафти, що переробляється (на установці ЕЛОУ-АВТ потужністю 6 млн т / рік це складе в добу близько 250 - 700 т).
Ця вода містить розчинені мінеральні солі, відмиті від нафти (від 10 до 30 г / л, рН 7,0 - 7,5), значні кількості деемульгатора, а також емульгованих у воді нафту (до 1%).
Через такого забруднення стічна вода ЕЛОУ не може бути повторно використана в системі оборотного водопостачання як холодоагент і тому направляється на очистку. Очищення зазвичай багатоступенева.
Конденсат водяної пари (KB) .Водяной пар при первинній, перегонці використовується як отпарной агент в ректифікаційних колонах, як ежектірующее агент для відсмоктування парогазової суміші з вакуумної колони і як теплоносій в ребойлерах. Після конденсації всі ці потоки утворюють водяний конденсат різної якості.
Технологічний конденсат (з колон і ежекторів) безпосередньо контактує з нафтопродуктами і тому забруднений емульгованими в ньому вуглеводнями і серосодержащими сполуками. Кількість його становить 2,5 - 3,0% на нафту. Прямує він на блок ЕЛОУ як промивна вода, або на очистку, після чого може бути використаний повторно для отримання водяної пари.
Енергетичний конденсат (з ребойлеров) є чистим і направляється на повторну генерацію водяної пари.
Неконденсовані газ з ежекторів (XIII) являє собою суміш легких вуглеводнів (до Q), сірководню, повітря і водяної пари. Вихід суміші цих газів складає в середньому близько 0,05% (мас.) На вихідну нафту (максимум - до 0,1%). Направляють гази в топку однією з трубчастих печей для дожига горючих складових.
Важливою характеристикою роботи АВТ є відбір суми світлих дистилятів і відбір суми масляних дистилятів.