Глубокая переработка нефти. Основные понятия в технологии глубокой переработки нефти

Содержание

Слайд 2

Литература 1. Капустин В.М., Гуреев А.А. Технология переработки нефти. Ч. 2.

Литература
1. Капустин В.М., Гуреев А.А. Технология переработки нефти. Ч. 2. Деструктивные

процессы. М. КолосС, 2015 г. -400 с.
2. Капустин В.М., Рудин М.Г. Химия и технология переработки нефти: Учебник - М.: Химия, 2013 – 496 с.
3. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа: Ч. II Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов/ Е.В. Смидович. – М.: Химия, 1980. – 328 с.
4. Капустин В.М. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР/ В.М. Капустин, С.Г. Кукес, Т.А. Бертолусини. – М.: Химия, , 1995. – 305 с.
5. Каминский Э.Ф. Глубокая переработка нефти : технологический и экологический аспекты / Э.Ф. Каминский, В.А. Хавкин. – М.: Техника, 2001. – 384 с.
6. Капустин В.М. Основные каталитические процессы переработки нефти / В.М. Капустин, Е.А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.
7. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти: учеб. Пособие для вузов / С.А. Ахметов- Уфа: Гилем, 2002. – 672 с.
8. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей / А.К. Мановян. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 455 с.
9. Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учеб. Пособие для вузов / Р.З. Магарил. – Л.: Химия, 1985. – 280 с.
10. Процессы и аппараты нефтепереработки и нефтехимии / А.И. Скобло (и др.) – М.: Химия, 2000. – 677 с.
11. Сомов В.Е. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий / В.Е. Сомов (и др.); под ред. В.Е. Сомова. – М.: ЦНИИТЭНефтехим, 2002. – 292 с.
12. Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение: справочник / под ред. В.М. Школьникова. – 2-е изд., перераб. и доп.. – М.:Техинформ, 1999. – 596 с.
13. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти: В 3 ч./ П.Г. Баннов. – М.: ЦНИИТЭНефтехим, 2000. – 224 с. (часть I); 2001. – 415 с. (часть II); 2003. – 504 с. (часть III).
14. Колесников И.М. Катализ и производство катализаторов / И.М. Колесников. - М.: Техника; ООО ТУМА ГРУПП, 2004. – 400 с.
Слайд 3

Основные понятия в технологии глубокой переработки нефти. Физико-химическая технология переработки нефти-

Основные понятия в технологии глубокой переработки нефти.

Физико-химическая технология переработки нефти-

технология рассматривает наряду с физическими процессами (тепло- и массообмена, сорбции и т.д.) химические процессы (расщепление, конденсация, замещение и т.д.) и регулирует получение углеводородных продуктов требуемого состава и качества.
Деструктивные процессы - процессы разрушающие макромолекулы под действием тепла, приводящие к уменьшению молекулярной массы, изменению строения макромолекул, их физических и механических свойств.
Вторичные процессы – процессы, следующие после атмосферно-вакуумной ректификации нефти (первичныe) получили название вторичных
Слайд 4

I. Термические процессы 1.Термический крекинг 2. Коксование 3. Пиролиз 4. Битумное

I. Термические процессы

1.Термический
крекинг

2. Коксование

3. Пиролиз

4. Битумное
производство

II. Термокаталитические процессы

1. Каталитический

крекинг

3. Каталитический риформинг

III. Термогидрокаталитические процессы

2. Гидрокрекинг
(мягкий, глубокий)

1. Гидроочистка

5. Производство
технического углерода и пека

IV. Переработка заводских газов

1.Фракциони-
рование

3. Производство
серы

2. Производство
МТБЭ

4. Производство
водорода

5. Алкилирование
изобутана
олефинами

6. Олигомеризация
олефинов

7. Изомеризация н-парафиновых
углеводородов

2. Изомеризация С5 –С6

Слайд 5

I. Термические процессы 1.Термический крекинг 2. Коксование 3. Пиролиз 4. Битумное

I. Термические процессы

1.Термический
крекинг

2. Коксование

3. Пиролиз

4. Битумное
производство

5. Производство
технического углерода и

пека

Термокрекинг
под давлением

вакуумный
газойль

дизельное
топливо

бензин

пропан-бутан

этан

висбрекинг

гидровисбрекинг

Flexicoking

Fluidcoking

непрерывное

замедленное

периодическое

Слайд 6

II. Термокаталитические процессы 1. Каталитический крекинг 2. Каталитический риформинг с неподвижным

II. Термокаталитические процессы

1. Каталитический крекинг

2. Каталитический риформинг

с неподвижным
слоем
катализатора (Гудри)

FCC (с

пылевидным
катализатором)

Милисеконд (MSCC)

RCC (крекинг
нефтяных остатков)

TCC (с шариковым
катализатором)

с подвижным
слоем катализатора

с неподвижным
слоем катализатора

Слайд 7

III. Термогидрокаталитические процессы 1. Гидроочистка (ГО) 2. Гидрокрекинг (ГК) ГО бензина

III. Термогидрокаталитические процессы

1. Гидроочистка (ГО)

2. Гидрокрекинг (ГК)

ГО бензина

ГО вакуумного
газойля

Гидродепарафинизация
дизельного топлива

ГО остаточного
сырья

ГО

керосина

под ГК давлением
(глубокий)

легкий ГК
(мягкий)

ГО дизельного
топлива

ГО бензина
каталитического
крекинга

ГО
прямогоннго
бензина

ГК
остаточного
сырья

ГК вакуумный
газойль

Слайд 8

IV. Переработка нефтезаводских газов 1.Фракциони- рование 3. Производство серы 2. Производство

IV. Переработка нефтезаводских газов

1.Фракциони-
рование

3. Производство
серы

2. Производство
МТБЭ

4. Производство
водорода

5. Алкилирование
изобутана


олефинами

6. Олигомеризация
олефинов

7.Изомеризация н-парафиновых
углеводородов

Производство
ЭТБЭ

среднетем-
пературная

ГФУ

низкотемпера-
турная

высокотем-
пературная

АГФУ

n C5-C6

Н-бутана

на твердом
катализаторе

фтористо-
водородные

сернокислотные

авто-
охлаждение

поточное
охлаждение

Ph.Petroleum

ИОР

InAlk

Alkilene

Слайд 9

Способы получения водорода на нефтеперерабатывающих заводах

Способы получения водорода на нефтеперерабатывающих заводах

Слайд 10

Особенности технологии деструктивной переработки углеродного сырья. Теоретические основы - все процессы

Особенности технологии деструктивной переработки углеродного сырья.

Теоретические основы
- все процессы

переработки делятся на физические ( без изменения структуры молекул, I ч.) и физико-химические (молекулярно- структурные изменения состава и свойств углеводородного сырья).
технологический процесс

Подвод реагирующих
Компонентов в зону
реакций

Химические реакции

Разделение и отвод
полученных продуктов
из зоны реакции

технологический процесс

Гомогенный – одна фаза

Гетерогенный – две или более фазы

в жидкой
фазе (Ж)

в газовой
фазе (Г)

Ж-Т

Г-Ж-Т

Ж-Ж

Г-Т (твердая)

Г-Ж

Т-Г

Слайд 11

Технологические основы процессов Равновесие реакций Выход продукта Глубина процесса Скорость процессов

Технологические основы процессов

Равновесие реакций
Выход продукта
Глубина процесса
Скорость процессов и тепловые эффекты
Катализ и

катализаторы
Слайд 12

Каталитические реакции -H2 -H2 R

Каталитические реакции

-H2

-H2

R

Слайд 13

Свойства катализаторов В обратимых реакциях катализаторы ускоряют достижение равновесия, но не

Свойства катализаторов

В обратимых реакциях катализаторы ускоряют достижение равновесия, но не смещают

его.
Ускоряющее действие катализаторов значительно отличается по эффективности и механизму воздействия от влияния других параметров процесса. Сущность ускоряющего действия катализаторов состоит в понижении энергии активации химической реакции в результате изменения реакционного пути с участием катализатора или вследствие осуществления реакции по цепному механизму при действии катализатора.
Катализатор характеризуется активностью. В качестве меры активности применяют разность скоростей химических реакций в присутствии катализатора VК и без катализатора V с учетом доли объема реакционного пространства φК ? Занимаемого катализатором и недоступного для реагирующих веществ:
αi=VK-V(1-φK)
Катализаторы обладают селективными свойствами. Под селективностью (избирательностью) катализатора понимают способность ускорять только одну целевую реакцию из нескольких возможных. Селективность катализатора можно определить по следующему уравнению:
ЈК=GЦ.П/(GЦ.П + GП.Р),
где GЦ.П, GП.Р - количество исходного вещества, соответственно превратившегося в целевой продукт и вступившего в побочные реакции.
Важное свойство катализатора – его способность противодействовать отравлению. Под отравлением катализатора понимают снижение или полное подавление его активности в присутствии некоторых веществ, причем часто в малых количествах. Такие вещества были названы каталитическими ядами.
Промотирование и модифицирование катализаторов. Катализаторы могут изменять свою активность под действием различных веществ. Вещества каталитически неактивные, но повышающие активность катализатора, называют промоторами, а само явление – промотированием. Если при малых добавках вещества в катализатор активность катализатора растет, достигая максимума, а затем уменьшается, то такое вещество называют модификатором, а явление – модифицированием.
Слайд 14

ТЕРМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ

ТЕРМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ

Слайд 15

Основы термодинамики термических процессов ℓn Kp = - ∆ G/RT ,

Основы термодинамики термических процессов

ℓn Kp = - ∆ G/RT ,
где

Кр – константа равновесия,
Кр = К1 / К2 ( К1 и К2 константы скорости прямой и обратной реакции),
∆G – изменение энергии Гиббса.
К1 > К2 ( реакция в сторону образования продукта) ∆G < 0
Реакции разложения – эндотермические
∆G уменьшается, если Т растет.
Реакции синтеза – экзотермические
∆G уменьшается, если Т снижается.
Слайд 16

Основные направления разложения углеводородов По термической устойчивости углеводороды располагаются в следующем

Основные направления разложения углеводородов

По термической устойчивости углеводороды располагаются
в следующем порядке:


Ароматические
углеводороды

Парафины

Нафтены

Олефины

Среди сернистых соединений

Тиофены

Тионафтены

Сульфиды

Меркаптаны

Ароматические углеводороды более склонны к реакциям
уплотнения циклических систем, чем к разрыву связей С – С.

Слайд 17

Химизм и механизм термических превращений Парафины. Распад по цепному механизму по

Химизм и механизм термических превращений

Парафины. Распад по цепному механизму по

Ф. Райсу
C2H6 +R* → *C2H5 + RH
*C5H11 → *C2H5 + C3H6
2. Нафтены. Распад по молекулярному механизму.
Алкилароматические углеводороды.
Отщепление алкильных цепей.
4. Олефины. Распад по цепному механизму по Ф. Райсу.
Слайд 18

Ароматические углеводороды Нафтены Парафины Голоядерная ароматика Непредельные углеводороды Полициклические ароматические углеводороды

Ароматические углеводороды

Нафтены

Парафины

Голоядерная ароматика

Непредельные углеводороды

Полициклические ароматические углеводороды

Алкенилароматические углеводороды

Смолы

Асфальтены

Карбены

Карбоиды

Механизм реакций уплотнения

Слайд 19

Газообразные продукты Продукты уплотнения Основные факторы процесса 4. Роль рециркуляции Kp

Газообразные продукты

Продукты уплотнения

Основные факторы процесса

4. Роль рециркуляции
Kp = m/n
где m -

количество рециркулирующей фракции, Т
n - количество свежего сырья, Т
Kp – коэффициент рециркуляции
К3 = 100/n
где К3 – коэффициент загрузки

Время процесса

1. Термическая стабильность сырья
- Термическая стабильность сырья снижается с утяжелением фракционного состава
- Высокоароматизированное сырье чрезвычайно стабильно
- Сырье парафинового основания наименее стабильно
2. Температура
При крекинге тяжелого остаточного сырья – чем выше температура и чем ниже давление, тем больше доля газовой фазы.
3. Длительность процесса.

Слайд 20

Схемы превращений углеводородов при термокрекинге I. Насыщенные углеводороды, легкие газы 1.

Схемы превращений углеводородов при термокрекинге

I. Насыщенные углеводороды,
легкие газы
1. Насыщенные и ненасыщенные


углеводороды

Нагрев

II. Ненасыщенные углеводороды

Ароматические углеводороды,
ненасыщенные низкокипящие
углеводороды, газы

III. Ароматические углеводороды
и смолы

IV. Асфальтены

1.Насыщенные свободные
радикалы, ненасыщенные
Низкокипящие
Углеводороды, газы

Ароматические и ненасыщенные
низкокипящие углеводороды,
газы

Свободные радикалы
ароматических и ненасыщенных
углеводородов, газы

Ароматические высококипящие
углеводороды

Кокс, углеводороды ароматические
низкокипящие и ненасыщенные, газы
Нагрев

Нагрев
с конденсацией

Конденсация

Нагрев

Слайд 21

Общие свойства продуктов термического крекинга Газы содержат большое количество непредельных углеводородов

Общие свойства продуктов термического крекинга

Газы содержат большое количество непредельных углеводородов

( в основном этилен, пропилен).
В жидких продуктах - высокое содержание непредельных и ароматических углеводородов.
Бензины содержат большое количество непредельных углеводородов, имеют невысокое октановое число (60-65). С углублением процесса в бензинах увеличивается содержание ароматических углеводородов и соответственно октановое число.
С утяжелением фракционного состава продуктов крекинга их непредельность снижается, а «ароматизация» увеличивается.
Слайд 22

Промышленные процессы термического крекинга. Термический крекинг под давлением. Висбрекинг. Замедленное коксование.

Промышленные процессы
термического крекинга.
Термический крекинг под давлением.
Висбрекинг.
Замедленное коксование.

Слайд 23

1. Термический крекинг под давлением

1. Термический крекинг под давлением

Слайд 24

Технологическая схема установки термического крекинга под давлением 1- печь тяжелого сырья,

Технологическая схема установки термического крекинга под давлением

1- печь тяжелого сырья, 2

– печь легкого сырья, 3 – выносная реакционная камера, 4,7 – испарители высокого и низкого давления, 5,8- сепараторы, 6 – ректификационная колонна, 9 – вакуумная колонна
Слайд 25

Технологический режим установки ТК

Технологический режим установки ТК

Слайд 26

Материальный баланс

Материальный баланс

Слайд 27

2. Виcбрекинг Процесс осуществляется при давлении 1-5 МПа и температуре 450-500°С.

2. Виcбрекинг

Процесс осуществляется при давлении 1-5 МПа и температуре 450-500°С.

Слайд 28

Технологическая схема установки печного висбрекинга 1- сырьевой насос, 2 – нагревательно-реакционная

Технологическая схема установки печного висбрекинга

1- сырьевой насос, 2 – нагревательно-реакционная печь,

3 – ректификационная колонна, 4 – холодильник, 5- сепаратор, 6 –теплообменник
Слайд 29

Схема установки висбрекинга с выносной камерой 1- печь; 2- реакционная (coкинг)

Схема установки висбрекинга с выносной камерой

1- печь; 2- реакционная (coкинг) камера;

3 – ректификационная (фракционирующая колонна); 4 – сепаратор, 5- отпарная колонна; 6- насос; 7- холодильник
Слайд 30

Преимущества процесса висбрекинга с выносной камерой Уменьшение энергетических затрат Снижение капитальных

Преимущества процесса висбрекинга с выносной камерой

Уменьшение энергетических затрат
Снижение капитальных затрат на

10-15%
Меньший размер печи
Большая длительность межремонтного пробега
Меньшее количество пара от утилизации тепла
Слайд 31

Материальный баланс

Материальный баланс

Слайд 32

3. Коксование Промышленные установки коксования Периодическое коксование (в кубах) Полунепрерывное коксование

3. Коксование

Промышленные установки коксования

Периодическое коксование (в кубах)

Полунепрерывное коксование (замедленное)

Непрерывное коксование

Термоконтактный крекинг

(ТКК) в кипящем слое с получением кокса (Флюидкокинг)

Термоконтактный крекинг в кипящем слое с газификацией (Флексикокинг)

Слайд 33

Замедленное коксование Температура, °С: Сырья на входе в К-1 370-375 Смеси

Замедленное коксование

Температура, °С:
Сырья на входе в К-1 370-375
Смеси сырья и рециркулята

на выходе из К-1 380-400
Сырья на входе в Р-1-Р-4 480-520
Продуктов коксования на выходе из Р-1-Р-4 420-430
Давление, кгс/см2:
- в коксовых камерах 1,7 – 6,1
-воды, подаваемой на резку кокса 150
Слайд 34

Схема установки замедленного коксования 1, 11-реакционные камеры; 2- 4-х хоодовой кран;

Схема установки замедленного коксования

1, 11-реакционные камеры; 2- 4-х хоодовой кран; 3

–печь; 4 –РК; 5,6- отпарные колонны; 7- фракционирующий абсорбер; 8,9-ёмкости; 10- колонна стабил-и бензина; 12,13- насосы; 15-19- холодильники; 14,20,21- теплообменники
Слайд 35

Материальный баланс установки замедленного коксования гудрона

Материальный баланс установки замедленного коксования гудрона

Слайд 36

Последовательность операций при выгрузке кокса 1, 5 – верхняя и нижняя

Последовательность операций при выгрузке кокса

1, 5 – верхняя и нижняя горловины;


2- полушаровое днище;
3- цилиндрический корпус; 4 –коническое днище; α–α– линия максимального уровня кокса

α–высверливание скважины; δ – образование скважины; в – резка кокса

Коксовая камера

Слайд 37

Оборудование УЗК

Оборудование УЗК

Слайд 38

Схема прокаливания кокса во вращающейся горизонтальной печи 1- главная дымовая труба;

Схема прокаливания кокса во вращающейся горизонтальной печи

1- главная дымовая труба; 2

– камера дожигания пыли; 3 – бункер сырого кокса;
4 – питатель-дозатор; 5 – ковшовый элеватор; 6 – прокалочная печь; 7 – система кольцевого воздушного охлаждения; 8 – воздуходувка; 9 – оросительный водяной холодильник; 10 – бункер прокаленного кокса; 11 – сборник коксовой пыли; 12 – вспомогательная труба для отсоса газов из системы; 13 – вентилятор отсоса газа; 14 – распределительный рукав
Слайд 39

Непрерывное коксование. Пиролиз.

Непрерывное коксование. Пиролиз.

Слайд 40

Непрерывное коксование. Термоконтактное коксование ТКК в псевдоожиженном слое (Fluidcoking). Технологическая схема.

Непрерывное коксование. Термоконтактное коксование ТКК в псевдоожиженном слое (Fluidcoking). Технологическая схема.

Основные показатели процесса. Материальный баланс.
ТКК в псевдоожиженном слое с газификацией (Flexicoking). Технологическая схема.
Сопоставление технологий ТКК в псевдоожиженном слое с замедленным коксованием.
Продукты коксования. Пути использовпния. Технологическая схема.
Пиролиз. Технологическая схема. Основные показатели процесса. Материальный баланс.

Содержание раздела

Слайд 41

Основные показатели установки ТКК в псевдоожиженном слое (Fluid Сoking)

Основные показатели установки ТКК в псевдоожиженном слое (Fluid Сoking)

Слайд 42

Технологическая схема процесса Fluid Сoking 1 –парциальный нагреватель(скруббер); 2 – реактор;

Технологическая схема процесса Fluid Сoking

1 –парциальный нагреватель(скруббер); 2 – реактор; 3

– коксонагреватель; 4 –топка; 5-холодильник-классификатор кокса; 6-РК; 7-конденсатор; 8-компрессор; 9-холодильник; 10,14-сепаратор; 11-стабилизатор; 12-отпарная колонна; 13-котёл-утилизатор
Слайд 43

Коксонагреватель и реактор коксования со скруббером

Коксонагреватель и реактор коксования со скруббером

Слайд 44

Материальный баланс процесса Fluid Coking

Материальный баланс процесса Fluid Coking

Слайд 45

Технологическая схема процесса Flexicoking 1 – скруббер; 2 – реактор; 3-

Технологическая схема процесса Flexicoking

1 – скруббер; 2 – реактор; 3- воздуховка;

4 – подогреватель;
5 – колонна ректификационная; 6 - газификатор
Слайд 46

Сопоставление технологий ТКК с замедленным коксованием

Сопоставление технологий ТКК с замедленным коксованием

Слайд 47

Пути использования продуктов коксования Реактор/ фракционирование Газ, С 4 Бензин Легкий

Пути использования продуктов коксования

Реактор/ фракционирование

Газ, С 4

Бензин

Легкий газойль

Тяжелый газойль

Использование на заводе и

(или) продажа


Заводское/товарное топливо Производство Н 2 Производство сжиженных газов

Сырье для товарного бензина Нефтехимическое сырье

Сырье

Сырье для конверсионных установок нефтехимическое сырье

Сырье для конверсионных установок топочный мазут

Выработка пара выработка электроэнергии заводское топливо

Топливо для цементной промышленности Металлургическая промышленность

Общий
кокс

Слайд 48

Пиролиз углеводородного сырья Пиролиз – базовый процесс нефтехимии, на его основе

Пиролиз углеводородного сырья

Пиролиз – базовый процесс нефтехимии, на его

основе получают около 75% нефтехимических продуктов.
Назначение – получение углеводородного газа, обогащенного непредельными углеводородами.

Основные факторы процесса

температура t, 840 - 870°C

длительность реакции
0,2 – 0,4 сек.

Слайд 49

Сырье пиролиза попутные газы нефтедобычи технологические газы нефтепереработки газовые и прямогонные

Сырье пиролиза

попутные газы нефтедобычи

технологические газы нефтепереработки

газовые и прямогонные бензины

рафинат риформинга

вакуумный газойль

дизельное

топливо
Слайд 50

Продукты, получаемые в процессе пиролиза

Продукты, получаемые в процессе пиролиза

Слайд 51

Типичный выход продуктов пиролиза различного сырья

Типичный выход продуктов пиролиза различного сырья

Слайд 52

Технологическая схема установки пиролиза 1- паровой подогреватель;2 – печь; 3 –

Технологическая схема установки пиролиза

1- паровой подогреватель;2 – печь; 3 – закалочный

аппарат; 4 –пароперегреватель; 5 – котёл-утилизатор; 6 –насос; 7-паросборник; 8-РК; 9-фильтр; 10- холод-к-конденсатор; 11- отпарная колонна; 12- отстойник; 13-ёмкость
Слайд 53

II. Термокаталитические процессы 1. Каталитический крекинг 2. Каталитический риформинг с неподвижным

II. Термокаталитические процессы

1. Каталитический крекинг

2. Каталитический риформинг

с неподвижным
слоем
катализатора (Гудри)

FCC (с

пылевидным
катализатором)

Милисеконд (MSCC)

RCC (крекинг
нефтяных остатков)

TCC (с шариковым
катализатором)

с подвижным
слоем катализатора

с неподвижным
слоем катализатора

Слайд 54

Каталитический крекинг

Каталитический крекинг

Слайд 55

Каталитический крекинг. Этапы развития процесса. Химизм и кинетика процесса Сырье. Требования

Каталитический крекинг. Этапы развития процесса.
Химизм и кинетика процесса
Сырье. Требования к качеству

сырья. Зависимости выхода продуктов каталитического крекинга от качества сырья.

Содержание

Слайд 56

Каталитический крекинг Назначение – получение высокооктановых компонентов автобензинов и жирного газа

Каталитический крекинг

Назначение – получение высокооктановых компонентов автобензинов и жирного

газа из вакуумных газойлей или их смесей с остатками атмосферной и вакуумной перегонок.
Процесс протекает на алюмосиликатных катализаторах по карбоний-ионному механизму.
Слайд 57

Основные этапы эволюции катализаторов и процессов каталитического крекинга

Основные этапы эволюции катализаторов и процессов каталитического крекинга

Слайд 58

Основные этапы эволюции катализаторов и процессов каталитического крекинга (продолжение)

Основные этапы эволюции катализаторов и процессов каталитического крекинга (продолжение)

Слайд 59

Катализаторы. Основные этапы. 1935г. природная глина, активированная кислотой 1942 г. синтетический

Катализаторы. Основные этапы.

1935г.
природная глина, активированная кислотой

1942 г.
синтетический аморфный алюмосиликат (АСК)

низкое содержание Al +3

1952 г.
аморфный АСК с высоким содержанием Al +3

1961 г.
введение
цеолита X и Y

1967 г. цеолитсодержащий АСК с ультростабильным цеолитом Y

1974 г.
добавлен промотор дожига СО

1975 г. добавлен пассиватор металлов

1983 г. oктаноповышающая добавка ZSM-5

1985 г.
добавка для
удаления SOX

2004 г. катализатор
с получением максимального количества пропилена

Слайд 60

Катализаторы крекинга 10-20 % - цеолита типа Х и Y в

Катализаторы крекинга

10-20 % - цеолита типа
Х и Y в РЗЭ-форме
Ме2n

О•Аl2О3•xSiO2•yH2O

n – валентность катиона Ме
х – мольное отношение SiO2/ Аl2О3
у – число молей воды

80-90% - матрица, аморфный алюмосиликат

Слайд 61

Сравнительные характеристики отечественных и импортных катализаторов крекинга

Сравнительные характеристики отечественных и импортных катализаторов крекинга

Слайд 62

Регенерация катализатора, Т = 650-700°C 2C + O2 → 2CO C

Регенерация катализатора, Т = 650-700°C

2C + O2 → 2CO
C + O2

→ CO2
2CO + O2 → 2CO2
2H2 + O2 → 2H2O
S + O2 → S O2
Слайд 63

Преимущества промоторов дожига Снижение расхода катализатора и увеличение выхода светлых нефтепродуктов

Преимущества промоторов дожига

Снижение расхода катализатора и увеличение выхода светлых нефтепродуктов

Повышение

скорости горения кокса и снижение содержания остаточного кокса в регенераторе

Снижение температуры в разреженной фазе в регенераторе

Снижение энергоемкости
процесса за счет
уменьшения t °
предварительного
нагрева сырья

Решение экологической проблемы за счет исключения выбросов СО в атмосферу

Слайд 64

Промоторы дожига СО КО-4 КО-9М

Промоторы дожига СО

КО-4

КО-9М

Слайд 65

Без промотора С промотором 0,32 0,14 Сравнение регенерации катализатора с промотором и без него

Без промотора

С промотором

0,32

0,14

Сравнение регенерации катализатора с промотором и без него

Слайд 66

Пассиваторы металлов. (Ni + V) НИЭ = (V=4Ni) г/т Механизм действия

Пассиваторы металлов. (Ni + V) НИЭ = (V=4Ni) г/т

Механизм действия пассиватора

на никель: пассиватор ( в основном соединения сурьмы) образует соединения с никелем, которые переводят его из активного в пассивное состояние.
Механизм действия пассиватора на ванадий: пассиватор взаимодействует с кислотами ванадия до его разрушения цеолита при регенерации. В роли пассиватора ванадия (ловушки металла) – соединения магния, олова, сурьмы, фосфора и других.
Слайд 67

Добавки и бифунциональные катализаторы удаления SOX и NOX Механизм: Оксиды металлов

Добавки и бифунциональные катализаторы удаления SOX и NOX

Механизм: Оксиды металлов (Al2O3,

MgO, CaO и др) образуют с SOX стойкие сульфаты, которые в реакторе восстанавливаются до исходного оксида металла и сероводорода, а сероводород уходит из реактора с продуктами реакции.
Добавки вводят 2-10% масс, бифункциональные катализаторы 20-40% на загрузку катализатора в системе. SOX снижается на 40-80% , азота – на 20-90%.
Октаноповышающие добавки (ZSM-5)
Введение в катализатор добавки повышает октановое число бензина крекинга на 2-3 пункта, при этом снижается выход бензина.
Слайд 68

Современные требования к катализаторам крекинга вакуумного газойля 1. Высокая активность (выход

Современные требования к катализаторам крекинга вакуумного газойля

1. Высокая активность (выход бензина

до 56% масс, октановое число до 94 ИОЧ и 84 МОЧ, легкого газойля до 24% масс. при конверсии сырья до 70%).
2. Высокая термопаровая стабильность при температуре регенерации 680-730°C.
3. Стойкость к отравлению металлами в сырье при уровне отложения металлами до 5 000 ррт).
4. Высокая механическая прочность, насыпная плотность, низкий расход катализатора 0,1 – 0,5 кг/т.
5. Способность связывать SOX и NOX/
Слайд 69

Химизм и механизм процесса каталитического крекинга Изомеризация углеводородов Крекинг парафиновых углеводородов

Химизм и механизм процесса каталитического крекинга

Изомеризация углеводородов
Крекинг парафиновых углеводородов с уменьшением

их молекулярной массы
Крекинг нафтеновых углеводородов с образованием олефиновых
Перераспределение алкильных заместителей в ароматических углеводородах
Деалкилирование алкилароматических углеводородов
Полимеризация углеводородов
Конденсация углеводородов
Крекинг олефиновых углеводородов с уменьшением их молекулярных массы.
Слайд 70

Тепловые эффекты Тепловой эффект (теплота реакции) каталитического крекинга расценивается как итоговый

Тепловые эффекты

Тепловой эффект (теплота реакции) каталитического крекинга расценивается как итоговый

по совокупности реакций разложения и уплотнения.
Значение суммарного теплового эффекта зависит от состава сырья, глубины его переработки, катализатора и режима процесса.
Практические расчет теплового эффекта осуществляют с использованием закона Гесса по разности теплот сгорания продуктов крекинга и сырья.
Слайд 71

Качество сырья 1. Легкое сырье 2. Тяжелое дистиллятное сырье 3. Остаточное

Качество сырья

1. Легкое сырье

2. Тяжелое дистиллятное сырье

3. Остаточное сырье

керосино-газойлевые фракции

сырье вторичного

происхождения

утяжеленные вакуумные газойли
(350-590 °C)

асфальтиты

мазуты

остаточные
продукты

вакуумные газойли
(350-500°C)

деасфальтизат

Слайд 72

Нежелательные соединения в сырье каталитического крекинга Компоненты, вызывающие только повышенное коксообразование

Нежелательные соединения в сырье каталитического крекинга

Компоненты, вызывающие только повышенное коксообразование

Компоненты, вызывающие обратимое

или необратимое дезактивирование катализатора

Полициклические ароматические углеводороды

Смолы

Азотистые и сернистые соединения

Тяжелые металлы

Слайд 73

Характеристика сырья каталитического крекинга

Характеристика сырья каталитического крекинга

 

Слайд 74

Влияние углеводородного состава сырья на выход продуктов крекинга

Влияние углеводородного состава сырья на выход продуктов крекинга

Слайд 75

Способы подготовки сырья для каталитического крекинга 1. Подготовка сырья с использованием

Способы подготовки сырья для каталитического крекинга

1. Подготовка сырья с использованием

водорода

Гидроочистка вакуумных дистиллятов

Адсорбционно-каталитическая очистка остаточного сырья (АRT и АКО)

Гидродеметаллизация и обессеривание остаточного сырья

Деасфальтизация с помощью растворителя (Добен, Demex)

2. Подготовка сырья без использования водорода

Гидрокрекинг вакуумных дистиллятов и остатков

Селективная
очистка сырья

Слайд 76

Основные факторы процесса каталитического крекинга Т, °С = 450-550 повышение снижение

Основные факторы процесса каталитического крекинга

Т, °С = 450-550

повышение

снижение выхода

бензина
при постоянной конверсии
увеличение выхода сухого газа
снижение выхода кокса
в бензинах повышение олефинов
повышение октанового числа по
исследовательскому методу

t, сек – время контакта сырья и катализатора 0,1 сек. – 30 мин. 0,1-0,4 сек –процесс «милисеконд»
2-4 сек. – FCC с лиф-реактором 15-30 мин FCC с псевдоожиженным слоем, ТСС с шариковым катализатором

Кратность циркуляции
(отношение катализатора к сырью, кг/г)

увеличение выхода бензина, газа, кокса
снижение отложения кокса на катализаторе

повышение

Слайд 77

Каталитический крекинг Ч.II Промышленные установки.

Каталитический крекинг Ч.II
Промышленные установки.

Слайд 78

Содержание Классификация установок. Принципиальная схема процесса. Установка с неподвижным слоем катализатора

Содержание

Классификация установок. Принципиальная схема процесса.
Установка с неподвижным слоем катализатора

Е. Гудри, 1936 г.
Установка с движущимся слоем шарикового катализатора. Технологические схемы (ТСС и 43-102). Основные показатели. Материальный баланс.
Установки с кипящим слоем катализатора. (1А-1М). Технологическая схема. Технологический режим. Материальный баланс. Установка Ortoflow. Схема реакторного-регенераторного блока установки. Материальный баланс.
Установка с лифт-реактором. Технологическая схема. Основные показатели процесса.
Установка с ультракоротким временем контакта (Millisecond). Схема реакторно-регенераторного блока установки. Основные показатели процесса.
Установка каткрекинга с получением максимального количества пропилена. Схема реакторно-регенераторного блока. Основные показатели процесса.
Слайд 79

Содержание 8. Установки каткрекинга на остаточном сырье. Установка RCC. Схема реакторно-регенераторного

Содержание

8. Установки каткрекинга на остаточном сырье. Установка RCC.
Схема

реакторно-регенераторного блока. Материальный баланс.
Установки каталитического крекинга на остаточном сырье с двумя регенераторами. Установка R2R (IFP). Схема реакторно -регенераторного блока. Материальный баланс.
Установка R2R компании Stone and Webster. Схема реакторно -регенераторного блока. Качество сырья и материальный баланс.
11. Продукты каталитического крекинга. Схемы облагораживания бензинов каталитического крекинга.
Слайд 80

Установки каталитического крекинга вакуумного газойля С неподвижным слоем катализатора на керосино-газойлевой

Установки каталитического крекинга вакуумного газойля

С неподвижным слоем катализатора на керосино-газойлевой фракции

С

движущимся слоем шарикового катализатора

С лифт-реактором

С кипящим слоем катализатора

Ortoflow

1A-1M

На остаточном сырье

RCC (c двухступенчатой регенерацией)

R-2-R (c двухступенчатой регенерацией)

Stone and Webster

IFP

На вакуумном газойле

С максима- льным выходом пропилена

Millisecond

1. Классификация промышленных установок каталитического крекинга

Слайд 81

Принципиальная схема процесса каталитического крекинга 1 – реактор, 2 – узел

Принципиальная схема процесса каталитического крекинга

1 – реактор, 2 – узел

ректификации, 3 – регенератор, 4 – котел утилизатор
Слайд 82

4. Установка каталитического крекинга с кипящим слоем микросферического катализатора

4. Установка каталитического крекинга с кипящим слоем микросферического катализатора

Слайд 83

Технологический режим установки каталитического крекинга

Технологический режим установки каталитического крекинга

Слайд 84

Установка каталитического крекинга типа «Ортофлоу» 1. сырьевые форсунки 2. парораспределители 3.

Установка каталитического крекинга типа «Ортофлоу»

1. сырьевые форсунки
2. парораспределители
3. воздухораспределитель
4. десорбер
5.

напорный стояк
6. транспортная линия

Схема реакторно-регенераторного блока
секции каталитического крекинга типа ортофлоу
Р – 1 – реактор; Р – 2 – регенератор

соосное расположение реактора и регенератора

Слайд 85

Технологический режим установки каталитического крекинга Ortoflow

Технологический режим установки каталитического крекинга Ortoflow

Слайд 86

Материальный баланс установки Ortoflow (без лифт-реактора) Сырье – вакуумный газойль Катализатор

Материальный баланс установки Ortoflow (без лифт-реактора)

Сырье – вакуумный газойль
Катализатор –

цеолитсодержащий
Выход продуктов, % масс.
∑С2 - 3,6
∑С3 -С4 – 6,5
Бензин (С5 – 205 °С) – 37,0
Легкий газойль – 29,0
Тяжелый газойль – 19,1
Кокс (выжигаемый) – 4,8
Слайд 87

5. Установка каталитического крекинга с лифт – реактором Схема установки каталитического

5. Установка каталитического крекинга с лифт – реактором

Схема установки каталитического крекинга

с лифт-реактором на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе:

1-трубчатая печь; 2-теплообменник; 3-насос; 4-подогреватель воздуха; 5- бункер для катали,затора; 6-циклоны; 7-электрофильтр; 8- котел-утилизатор; 9-сепарационная зона реактора; 10-отпарная зона; 11-регенератор; 12-реактор сквознопроточный; 13-холодиль-ник; 14-ректификационная колонна; 15-газовый блок; 16-емкость; 17-отпарная колонна

Слайд 88

Схема реакторно-регенераторного блока секции каталитического крекинга 1. прямоточный реактор 2, 3.

Схема реакторно-регенераторного блока секции каталитического крекинга

1. прямоточный реактор
2, 3. сепарационные

камеры
4. десорбер
5. сырьевая форсунка
6. регенерационная камера
Ⅰ. сырье
Ⅱ. водяной пар
Ⅲ. воздух
Ⅳ. регенерированный катализатор
Ⅴ. закоксованный катализатор
Ⅵ. продукты крекинга
Ⅶ. дымовой газ
Слайд 89

Материальный баланс установки каткрекинга с лифт-реактором Сырье – вакуумный газойль Катализатор

Материальный баланс установки каткрекинга с лифт-реактором

Сырье – вакуумный газойль
Катализатор –

цеолитсодержащий
Выход продуктов, % масс.:
∑С2 - 3,4
∑С3 -С4 – 12,6
Бензин (С5 – 205 °С) – 50,0
Легкий газойль – 12,9
Тяжелый газойль – 17,5
Кокс (выжигаемый) – 3,6
Слайд 90

Технологический режим установки каталитического крекинга с лифт-реактором

Технологический режим установки каталитического крекинга с лифт-реактором

Слайд 91

6. Установка Millisecond (MSCC) Реакторно-регенераторный блок установки Millisecond

6. Установка Millisecond (MSCC)

Реакторно-регенераторный блок установки Millisecond

Слайд 92

Установка Millisecond (MSCC) Технологическая схема 1-реактор; 2-регенератор; 3-распределитель сырья; 4-РК; 5-

Установка Millisecond (MSCC) Технологическая схема

1-реактор; 2-регенератор; 3-распределитель сырья; 4-РК; 5- пароподогреватель; 6-циклоныотпарные

колонны; 7-сепаратор; 8-секция газофракционирования; 9-воздушный компрессор; 10-котёл-утилизатор; подогреватель воздуха; 12-АВО; 13-теплообменник; 14-18-насосы; цыклоны
Слайд 93

Материальный баланс установки Millisecond Сырье – вакуумный газойль

Материальный баланс установки Millisecond

Сырье – вакуумный газойль

Слайд 94

11. Продукты каталитического крекинга Газ состоит в основном из С3 -С4,

11. Продукты каталитического крекинга

Газ состоит в основном из С3 -С4, наиболее

важен пропилен, изобутан, бутилены

Бензин – высокооктановый компонент товарного бензина

Легкий газойль – компонент дизельного топлива после глубокой гидроочистки, содержит много ароматических углеводородов

Тяжелый газойль содержит много ароматических углеводородов, сырье для техуглерода и для получения высококачественного кокса

Слайд 95

Блок-схемы «облагораживания» бензинов ККФ

Блок-схемы «облагораживания» бензинов ККФ

Слайд 96

Каталитический риформинг Ч.I

Каталитический риформинг Ч.I

Слайд 97

Содержание Каталитический риформинг. Химизм и термодинамика процесса. Катализаторы риформинга. Основные факторы

Содержание

Каталитический риформинг. Химизм и термодинамика процесса.
Катализаторы риформинга.
Основные факторы процесса.
4.

Варианты использования процесса риформинга.
Слайд 98

Каталитический риформинг назначение преимущество Производство высокоароматизированных бензиновых дистиллятов, используемых в качестве

Каталитический риформинг

назначение

преимущество

Производство
высокоароматизированных
бензиновых дистиллятов,
используемых в качестве
высокооктанового компонента
или

для выделения из них
индивидуальных ароматических
углеводородов:
бензола, толуола, ксилолов

Образование дешевого
водородсодержащего газа,
необходимого для
гидрогенизационных
процессов

процесса

Слайд 99

Варианты использования риформинга с целью производства высокооктанового компонента бензина (I) и

Варианты использования риформинга с целью производства высокооктанового компонента бензина (I) и

АРУ(II)

Вариант I

Вариант II

85-180ºC

н.к. - 180ºC

н.к. - 85ºC

Pδ

Компонент высокооктанового бензина

изомеризация

н.к. - 62ºC

62- 85ºC

Сырье для пиролиза

Компонент высокооктанового бензина

Pa

62 - 140ºC

Экстракция

н.к. - 180ºC

н.к. - 62ºC

140-180ºC

Компонент высокооктанового бензина

Ароматические углеводороды

Pδ

изомеризация

Pa – риформинг для получения ароматических углеводородов
Рδ – риформинг для получения компонента высокооктанового бензина

рафинат

Компонент высокооктанового бензина

Слайд 100

Типичное изменение группового химического состава бензина при риформинге (% об.) Химизм

Типичное изменение группового химического состава бензина при риформинге (% об.)

Химизм

процесса

Целевые реакции, приводящие к образованию ароматических углеводородов

Дегидрирование, дегидрирование и изомеризация
нафтеновых углеводородов

Дегидроциклизация, дегидроциклизация и изомеризация
парафиновых углеводородов

Слайд 101

Термодинамика риформинга Наиболее важные реакции риформинга, ведущие к образованию ароматических углеводородов

Термодинамика риформинга

Наиболее важные реакции риформинга, ведущие
к образованию ароматических углеводородов

из нафтенов и парафинов,
идут с поглощением тепла

Тепловой эффект процесса – отрицательный.
Его величина определяется содержанием
нафтеновых углеводородов в сырье
и составляет 250-630 кДж/кг

Слайд 102

Реакции, протекающие при риформинге Дегидрирование Изомеризация Гидрирование Гидрокрекинг ApУ (+3H2); -

Реакции, протекающие при риформинге

Дегидрирование

Изомеризация

Гидрирование

Гидрокрекинг

ApУ (+3H2); - 200 кДж/моль (основная реакция)

НАФТЕНЫ

цикло-С6

Н12

Метил-цикло-С5 (Н2 не выд.); - 20 кДж/моль

цикло-С6 Н12

цикло-С7 Н12

н-С6(- H2); +50 кДж/моль

цикло-С6Н12 +СН4(- H2); +54 кДж/моль

Н-АЛКАНЫ

побочные реакции

Дегидроциклизация

н-С6 Н14

Метил-цикло-С6 + (4Н2); - 250 кДж/моль
(основная реакция)

ApУ (+3H2); - 200 кДж/моль

Изомеризация

Гидрокрекинг

н-С7Н16

изо-С7Н16

н-С7Н16

н-С5Н12 + С2Н6(- H2); +50 кДж/моль

побочные реакции

Слайд 103

Катализаторы риформинга Катализаторы применяемые в процессе риформинга, должны обладать двумя основными

Катализаторы риформинга

Катализаторы применяемые в процессе риформинга, должны
обладать двумя основными функциями:

дегидрирующая-гидрирующая

кислотная

Эту

функцию в катализаторе обычно
выполняют металлы 8 группы периодической системы элементов
Д.И. Менделеева (платина, палладий,
никель). Наибольшими дегидрирую-
шими свойствами обладает платина. Содержание платины в катализаторе обычно составляет 0,3-0,6% масс.

Этой функцией обладает носитель
катализатора – окись алюминия.
Кислотными свойствами катализатора
определяется его крекирующая и изомеризующая активность.
Для усиления кислотной функции
катализатора в его состав вводят галогены, чаще всего хлор.

Слайд 104

Бифункциональные катализаторы Для повышения активности селективности и стабильности катализаторов вводят специальные

Бифункциональные катализаторы

Для повышения активности селективности и стабильности катализаторов вводят специальные элементы

– промоторы.

Бифункциональные – катализаторы сочетающие обе функции:
дегидрирующую-гидрирующую + кислотную

К биметаллическим катализаторам относятся платино-рениевые
и платино-иридиевые, содержащие 0,3-0,4% мас. платины
и примерно столько же Re и Ir.
Роль Re и Ir – стабилизация высокой дисперсности платины

Условия успешной эксплуатации биметаллических катализаторов:

содержание серы в сырье риформинга
не должно превышать 1÷10 –4 % масс

содержание влаги в циркулирующем газе
не должно превышать 2÷3 –3 % мольных

Основные компании – производители катализаторов – UOP (США), AXENS (Франция), Criterion (США), Промкатализ (Россия), Роснефть-Ангарск (Россия)

Слайд 105

Схема совершенствования катализаторов риформинга тм Полурегенеративный процесс Биметаллические Для полурегенеративного процесса

Схема совершенствования катализаторов риформинга

тм

Полурегенеративный процесс

Биметаллические

Для полурегенеративного процесса высокого давления

Давление от высокого

до среднего, полурегенеративный процесс

Монометаллические

Биметаллические, давление от среднего до низкого

Биметаллические, низкое давление

Платформинг CCR

Слайд 106

Свойства катализаторов риформинга 1,3-1,5 98-100 67-70 1,0 0,23 0,30 250 1,6 0,65 680 130-150

Свойства катализаторов риформинга

1,3-1,5

98-100

67-70

1,0

0,23

0,30

250

1,6

0,65

680

130-150

Слайд 107

Сырье риформинга Прямогонные бензиновые фракции 85-180°С с низким содержанием серы (до

Сырье риформинга

Прямогонные бензиновые фракции 85-180°С с низким содержанием
серы (до 0,5 ррm)

, азота (до 0,5 ррm), и кислорода (влаги до 4 ррm),
предпочтительно с высоким содержанием
нафтеновых углеводородов.

10 20 30 40 50 60 70 80

100

70
60

90

80

50

40

30

Распределение ИОЧ в типичном
риформате по данным IFP

ИОЧ

Объем разгонки, %

Слайд 108

Риформинг на различных видах сырья

Риформинг на различных видах сырья

Слайд 109

Основные факторы процесса Температура, Т°С, 475-515 Давление, Р, МПа 1,5-3,5 Объемная

Основные факторы процесса

Температура, Т°С, 475-515

Давление, Р, МПа 1,5-3,5

Объемная скорость
подачи сырья,

V-1 1,3-2,0

увеличение

- снижение выхода
риформата
- водорода
- повышение
содержания
ароматики
- повышение
октанового числа
- увеличение кокса
на катализаторе

снижение

увеличение

увеличение
выхода
риформата
увеличение
концентрации
водорода
- увеличение
закоксованности
катализатора

снижение
закоксовывания
катализатора увеличение
скорости
реакции
гидрокрекинга
уменьшение
выхода
ароматики,
риформата
водорода

увеличение

увеличение
выхода
риформата
снижение
октанового
числа
снижение
содержания
ароматики
- снижение
выхода
водорода

Слайд 110

Промышленные установки риформинга.

Промышленные установки риформинга.

Слайд 111

Содержание 1. Классификация установок 2. Промышленная установка риформинга со стационарным слоем

Содержание

1. Классификация установок
2. Промышленная установка риформинга со
стационарным слоем катализатора
3.

Промышленная установка риформинга с
движущимся слоем катализатора (CCR)
4. Процесс октанайзинг
5. Процесс дуалформинг
6. Основные показатели риформинга
Материальный баланс
7. Экстракция ароматических углеводородов
8. Цеоформинг
Слайд 112

Промышленные установки Установки с движущимся слоем катализатора Установки со стационарным слоем

Промышленные установки

Установки
с движущимся слоем
катализатора
Установки
со стационарным
слоем катализатора

Дуалформинг
(ФИН)

ССR
(технология ИОР)

октанайзинг
(ФИН)

Слайд 113

Схема установки каталитического риформинга на стационарном катализаторе 1,11,17,18 – насосы; 2,13,19

Схема установки каталитического риформинга на стационарном катализаторе

1,11,17,18 – насосы; 2,13,19

– теплообменники; 3 –многосекционная печь; 4-6 –реакторы; 7,15,20 – холодильники; 8,9 – сепараторы; 10,14 – колонны; 12 – печь; 16-ёмкость; 21- компрессор
Слайд 114

Реактор установки каталитического риформинга (осевой ввод газо-паровой смеси) 1 – корпус;

Реактор установки каталитического риформинга (осевой ввод газо-паровой смеси)

1 – корпус;
2

– футеровка;
3 – перфорированный стакан с сеткой;
ШТУЦЕРА:
4 – для термопары;
5 – для ввода сырья;
6 – для вывода газопродуктовой смеси;
7 – распределитель;
8- катализатор
9- фарфоровые шары
10- перфорированная труба с сеткой
Слайд 115

Реактор риформинга (с радиальным вводом газо-паровой смеси) 1 – корпус; 2

Реактор риформинга (с радиальным вводом газо-паровой смеси)

1 – корпус;
2 –

футеровка;
3 – перфорированный стакан с сеткой;
ШТУЦЕРА:
4 – для термопары;
5 – для ввода сырья;
6 – для вывода газопродуктовой смеси;
7 – распределитель;
8- катализатор
9- фарфоровые шары
10- перфорированная труба с сеткой
Слайд 116

Технологическая схема установки риформинга UOP с движущимся слоем катализатора (CCR) 1

Технологическая схема установки риформинга UOP с движущимся слоем катализатора (CCR)

1 –

3 – реакторы; 4 – регенератор катализатора; 5,6-сепараторы высокого и низкого давления; 7- стабилизационная колонна;8-многосекционная печь; 9-12– насосы; 13,14- теплообменники; 15,16-холодильники; 17- ёмкость; 18-печь; 19-АВО
Слайд 117

Схема процесса октанайзинг 1- реакторы; 2 – печи; 3 – регенератор;

Схема процесса октанайзинг

1- реакторы; 2 – печи; 3 – регенератор; 4

– сырьевой насос; 5 – рециркуляционный компрессор; 6 - сепаратор
Слайд 118

Схема процесса дуалформинг 1 – действующие реакторы; 2 – действующие печи;

Схема процесса дуалформинг

1 – действующие реакторы; 2 – действующие печи; 3

– новый реактор; 4 – регенератор; 5 –сырьевой насос; 6 - новая печь; 7 – новый тепло-обменник сырье / продукт; 8 – рециркуляционный компрессор; 9 – воздушный холодильник; 10 – сепаратор.
Слайд 119

Схема процесса дуалформинг плюс 1 – действующие реакторы; 2 – действующие

Схема процесса дуалформинг плюс

1 – действующие реакторы; 2 – действующие печи;

3 – воздушный холодильник; 4 – сырьевой насос; 5 – рециркуляционный компрессор; 6 – сепаратор; 7 – новый теплообменник сырье / продукт; 8 – новая печь; 9 – новый реактор; 10 – регенератор; 11 – новый компрессор; 12 – новый сепаратор.
Слайд 120

Основные показатели риформинга

Основные показатели риформинга

Слайд 121

Выход продуктов риформинга

Выход продуктов риформинга

Слайд 122

Принципиальная схема блока экстракции 1 – холодильники-конденсаторы; 2 – водяной холодильник;

Принципиальная схема блока экстракции

1 – холодильники-конденсаторы; 2 – водяной холодильник; 3

– рибойлеры; 4 – ёмкости.
Слайд 123

Показатели блока экстракции

Показатели блока экстракции

Слайд 124

Цеоформинг

Цеоформинг

Слайд 125

Изомеризация парафиновых углеводородов

Изомеризация парафиновых углеводородов

Слайд 126

Содержание 1. Назначение, термодинамика и химизм процесса. 2. Катализаторы, сырье и

Содержание

1. Назначение, термодинамика и химизм процесса.
2. Катализаторы, сырье и основные факторы

процесса.
3. Промышленная установка. Классификация. Схемы процесса изомеризации.
4. Высокотемпературная изомеризация. Основные показатели. Схема процесса. Материальный баланс.
5. Среднетемпературная изомеризации. Схема процесса. Основные показатели.
6. Низкотемпературная изомеризации. Схема процесса. Основные показатели.
7. Изомеризация н-бутана. Схема процесса.
Слайд 127

Изомеризация легких н-парафинов. Назначение процесса Повышение октанового числа легких бензиновых фракций

Изомеризация легких н-парафинов.

Назначение
процесса

Повышение октанового числа легких бензиновых фракций

Получение изобутана, как

сырье процесса алкилирования, синтеза МТБЭ и бутилкаучука

Получение изопентана для синтеза изопренового каучука

Слайд 128

Термодинамика и химизм процесса 1. Парафины н-С5Н12 (ИОЧ=61,7) -Н2 С5Н10 +Н

Термодинамика и химизм процесса

1. Парафины

н-С5Н12
(ИОЧ=61,7)

-Н2

С5Н10

+Н

н-С5Н11+

i-С5Н11+

-Н

i-С5Н10

+Н2

i-С5Н12
(ИОЧ=93,5)

н-гексан (ИОЧ=31,0)

2-метилпентан (ИОЧ=74,4)

3-метилпентан
(ИОЧ=75,5)

2,2-диметилбутан
(ИОЧ=94)

2,3-диметилбутан
(ИОЧ=105)

2. Нафтены

СН3

Циклогексан
(ИОЧ=84)

Метилциклопентан
(ИОЧ=96)

Экзотермическая реакция (+6-8

кДж/моль)
Слайд 129

Основные факторы процесса Сырье – фракция нк-62°С или н-С5-С6 или н-С4

Основные факторы процесса

Сырье – фракция нк-62°С или н-С5-С6 или н-С4

Т,0С
100-400 0С

Р,

МПа
1,6 – 4,0 МПа

Объемная скорость, ч-1
0,8 – 3,0 ч-1

С увеличением температуры скорость изомеризации проходит через максимум

Повышение давления снижает степень превращения, но увеличивает селективность изомеризации

Увеличения объемной скорости требует повышения температуры

Слайд 130

Параметры и основные характеристики процесса изомеризации для различных типов катализаторов

Параметры и основные характеристики процесса изомеризации для различных типов катализаторов

Слайд 131

Промышленные установки изомеризации легких н-парафинов Установки высоко- Температурной изомеризации Установки средне-

Промышленные установки изомеризации легких н-парафинов

Установки высоко-
Температурной
изомеризации

Установки средне-
температурной
изомеризации

Установки низко-
температурной


изомеризации

Т-360-440˚С
Р= 3,5-3,9 МПа
объемная 0,6-2,0 ч. -1
скорость
катализатор – Pt на Al2O3

Т-230-380˚С
Р= 1,6-3,0 МПа
объемная – 1,0-3,0 ч. -1
скорость
катализатор – Pt на цеолите

Т-120-200˚С
Р= 2,1-4,0 МПа
объемная _ 0,8 – 3,0 ч .-1
скорость
катализатор : Pt на Al2O3 – CL-1
или
Рt на ZrO2-SO4 -2

Слайд 132

Схемы процесса изомеризации

Схемы процесса изомеризации

Слайд 133

Схема установки высокотемпературной изомеризации (УВИ) 1 – теплообменник; 2 – холодильник;

Схема установки высокотемпературной изомеризации (УВИ)

1 – теплообменник; 2 – холодильник; 3

– изопентановая колонна; 4 – бутановая колонна; 5 – пентановая колонна; 6 – изогексановая колонна; 7 – печь; 8 – реактор; 9 – сепаратор; 10 – адсорбер; 11 – стабилизационная колонна; 12 – компрессор.
Слайд 134

Материальный баланс установки высокотемпературной изомеризации

Материальный баланс установки высокотемпературной изомеризации

Слайд 135

Промышленная установка среднетемпературной изомеризации фирмы Юнион Карбайд (TIP) (без секции 2

Промышленная установка среднетемпературной изомеризации фирмы Юнион Карбайд (TIP) (без секции 2 –

Hysomer Фирмы Шелл)

1-подогреватели; 2- секция разделения изо – и н-парафинов на цеолитах; 3-реактор изомеризации; 4-холодильник; 5- секция разделения десорбента и продуктов реакции; 6- колонна стабилизации.

Слайд 136

Основные показатели среднетемпературной изомеризации

Основные показатели среднетемпературной изомеризации

Слайд 137

Состав сырья (фракции С5/C6) и выход продуктов, полученных в процесс Hysomer

Состав сырья (фракции С5/C6) и выход продуктов, полученных в процесс Hysomer

Слайд 138

Установка низкотемпературной изомеризации Penex (UOP) 1,2 – реакторы; 3 –колонна стабилизации;

Установка низкотемпературной изомеризации Penex (UOP)

1,2 – реакторы; 3 –колонна стабилизации; 4

– сепаратор; 5 – скруббер отходящих газов; 6-8 –насосы; 9,10-холодильники; 11-кипятильник; 12,13-теплообменники
Слайд 139

Принципиальная схема потоков процесса Penex с деизогексанизацией (а) и деизопентанизацией и деизогексанизацией (б) продукта

Принципиальная схема потоков процесса Penex с деизогексанизацией (а) и деизопентанизацией и

деизогексанизацией (б) продукта
Слайд 140

Основные показатели низкотемпературной изомеризации

Основные показатели низкотемпературной изомеризации

Слайд 141

Выход продуктов низкотемпературной изомеризации фракции С5 – С6 на катализаторе Pt

Выход продуктов низкотемпературной изомеризации фракции С5 – С6 на катализаторе Pt

+ Zr02 + SO42-, % масс.
Слайд 142

Схема установки изомеризации н-С4Н10 (ABB Lummus Cust) 1 – изобутановая колонна;

Схема установки изомеризации н-С4Н10 (ABB Lummus Cust)

1 – изобутановая колонна; 2

– адсорбер; 3 – реактор; 4 – стабилизационная колонна; 5 – скруббер.

Т=150 – 2000С; Р=1,4 – 2,8 МПа; выход изобутана – 98% масс.; катализатор Рt – Al2O3 – Cl-1

Слайд 143

Термогидрокаталитические процессы. Гидроочистка нефтяного сырья.

Термогидрокаталитические процессы. Гидроочистка нефтяного сырья.

Слайд 144

Содержание Химизм процесса. Катализаторы. Роль водородсодержащего газа в процессе гидроочистки. Классификация

Содержание
Химизм процесса. Катализаторы.
Роль водородсодержащего газа в процессе гидроочистки.
Классификация промышленных установок гидроочистки

нефтяного сырья.
Гидроочистка прямогонного бензина. Схема процесса. Основные показатели. Селективная гидроочистка бензинов вторичного происхождения.
Гидроочистка керосина. Основные показатели процесса.
Схема установки демеркаптанизации.
Гидроочистка дизельных фракций. Основные показатели. Схема процесса.
Гидроочистка вакуумного газойля. Схема процесса. Основные показатели.
Гидроочистка масляных рафинатов.
Гидроочистка нефтяных остатков. Схема процесса. Основные показатели.
Слайд 145

Гидроочистка нефтяных фракций. Назначение процесса – очищение водородом нефтяных фракций от

Гидроочистка нефтяных фракций.

Назначение процесса – очищение водородом нефтяных фракций от сернистых

соединений, олефиновых, азотистых и кислородсодержащих соединений.

Деструкция сырья составляет менее 10% масс.

Химизм процесса:

RSH + H2 RH + H2S
R – S – R1 + H2 RSH + R1H RH + R1H + H2S
R – S – S – R1 + H2 RSH + R1SH + H2 RH + R1H + 2H2S

Слайд 146

Химизм процесса S + H2 S + H2 C4H10 + H2S

Химизм процесса

S

+ H2

S

+ H2

C4H10 + H2S

S

+ H2

S

+ H2

C2H5


+ H2S

NH

+ H2

C4H10 + NH3

R

COOH

+ H2

R

CH3

+ H2O

R – CH = CH2 + H2

R – CH2 – CH3

Слайд 147

Катализаторы гидроочистки нефтяного сырья Гидрирующая – дегидрирующая функция. Сульфиды и оксиды

Катализаторы гидроочистки нефтяного сырья

Гидрирующая – дегидрирующая
функция.
Сульфиды и оксиды

(Mo; Ni; Co)
частично: Cr; W; Fe

Кислотная функция.
(крекинг и изомеризация)
Al2O3, цеолиты, алюмосиликаты

Связующая функция.
Al2O3, алюмосиликаты; оксиды
кремния, титана, циркония;
цирконий и магний силикаты

Слайд 148

Физико – химические свойства катализаторов гидроочистки

Физико – химические свойства катализаторов гидроочистки

Слайд 149

Расход водорода на гидрирование при гидроочистке сернистых нефтепродуктов

Расход водорода на гидрирование при гидроочистке сернистых нефтепродуктов

Слайд 150

Установки гидроочистки (ГО) нефтяного сырья ГО бензина ГО прямогонного бензина ГО

Установки гидроочистки (ГО) нефтяного сырья

ГО бензина

ГО прямогонного бензина

ГО керосина

ГО дизельного топлива

ГО

остаточного сырья

ГО бензина вторичных процессов

Гидродепарафинизация дизельного топлива

ГО вакуумного газойля

Слайд 151

Основные факторы процессов гидроочистки Температура, Т 260 – 4200С Объемная скорость

Основные факторы процессов гидроочистки

Температура, Т
260 – 4200С

Объемная скорость
подачи сырья, V-1

0,3 – 1,2

Давление Р, Мпа
3,0 – 7,0

увеличение

снижение

увеличение

увеличение обессеривания;
увеличение конверсии;
снижение коксообразования на катализаторах;
увеличение длительности пробега между регенерациями;
увеличение капитальных и эксплуатационных затрат.

снижение температуры
процесса;
повышение выхода
целевых продуктов;
уменьшение расхода
водорода;
увеличение продолжи–
тельности цикла работы
катализатора.

повышение скорости
деструкции углеводородов;
увеличивается выход газа;
повышается расход
водорода;
увеличивается отложение
кокса на катализаторе.

повышение глубины обессеривания для сернистых дистиллятов и
степени превращения сырья

Расход водорода, % мас. на сырье 1,0 – 5,0

увеличение

Слайд 152

Технологическая схема блока гидроочистки прямогонного бензина риформинга 1 – реактор; 2

Технологическая схема блока гидроочистки прямогонного бензина риформинга

1 – реактор; 2 –

секционная печь; 3 – теплообменник; 4 – холодильник; 5 – сепаратор; 6 – отпарная колонна; 7 – рибойлер; 8 – емкость для регенерированного раствора МЭА; 9 – насос; 10 – отгонная колонна; 11 – дегазатор; 12 – абсорбер для очистки газов; 13 - компрессор
Слайд 153

Основные показатели процесса гидроочистки прямогонного бензина

Основные показатели процесса гидроочистки прямогонного бензина

Слайд 154

Селективная гидроочистка бензинов вторичных процессов 1. Гидроочистка бензинов каталитического крекинга (тяжелая

Селективная гидроочистка бензинов вторичных процессов

1. Гидроочистка бензинов каталитического крекинга (тяжелая

часть бензина – фракция 100 – 140 0С)
P = 2 – 3 МПа
T = 200 – 320 0С
2. Гидроочистка бензинов термического крекинга
Р = 3 – 4 МПа
Т = 300 – 320 0С
Слайд 155

Схема процесса PRIME G+ (FIN) (гидроочистка бензина каталитического крекинга) 1 –

Схема процесса PRIME G+ (FIN) (гидроочистка бензина каталитического крекинга)

1 – реактор

селективного гидрирования; 2 – разделительная колонна; 3 – реакторный блок Prime G+; 4 – стабилизационная колонна
Слайд 156

Показатели процесса PRIME G+ Сырье Продукт Показатели Сера, млн -1 Октановое

Показатели процесса PRIME G+

Сырье

Продукт

Показатели

Сера, млн -1
Октановое число:
И.М.
М.М.
(И.М.+М.М.)/2

2000 50*

91 79

85 -

88,8 78,2 83,5 97,5

Степень обессеривания, %

* < 30 млн -1 серы в товарном бензине после смешения

_

Слайд 157

Основные показатели процесса гидроочистки керосина

Основные показатели процесса гидроочистки керосина

Слайд 158

Схема установки демеркаптанизации по технологии Fiber-Film фирмы > 1,3 – промывочные

Схема установки демеркаптанизации по технологии Fiber-Film фирмы <>

1,3 – промывочные аппараты;

2 – контактор Fiber – Film; 4,5 - адсорберы
Слайд 159

Основные показатели процесса гидроочистки дизельного топлива

Основные показатели процесса гидроочистки дизельного топлива

Слайд 160

Принципиальная схема установки гидроочистки дизельного топлива 1 – печь; 2 –

Принципиальная схема установки гидроочистки дизельного топлива

1 – печь; 2 – реактор;

3,6,16 – сепараторы; 4 – стабилизационная колонна
Слайд 161

Двухступенчатая установка гидроочистки дизельного топлива (Unionfining) 1 – печь подогрева сырья

Двухступенчатая установка гидроочистки дизельного топлива (Unionfining)

1 – печь подогрева сырья реактора;

2 – компрессор рециркулирующего газа; 3 – аминовый скруббер; 4 – реактор первой ступени; 5 – горячая отпарная колонна; 6 – сепаратор высокого давления
Слайд 162

Требования ЕЭС к качеству дизельного топлива * Смазывающая способность – скорректированный диаметр пятна износа

Требования ЕЭС к качеству дизельного топлива

* Смазывающая способность – скорректированный диаметр

пятна износа
Слайд 163

Принципиальная схема секции гидроочистки вакуумного газойля установки Г-43-107 1 – печь;

Принципиальная схема секции гидроочистки вакуумного газойля установки Г-43-107

1 – печь; 2

– реактор; 3, – сепараторы; 4 – стабилизационная колонна
Слайд 164

Сырье процесса гидроочистки вакуумного газойля нефтяного сырья Все нефтяные дистилляты Все

Сырье процесса гидроочистки вакуумного газойля нефтяного сырья

Все нефтяные дистилляты
Все дистилляты вторичного

происхождения
Содержание азота в ароматизированном сырье играет существенную роль при гидрокрекинге ( не более 0,12%)
В сырье не должно быть высокомолекулярных конденсированных соединений и асфальтенов (не более 0,05% мас.)
Из сырья должны быть удалены тяжелые металлы (не более 2 г/т)
Слайд 165

Основные показатели процесса гидроочистки вакуумного газойля

Основные показатели процесса гидроочистки вакуумного газойля

Слайд 166

Выход продуктов гидроочистки вакуумного газойля

Выход продуктов гидроочистки вакуумного газойля

Слайд 167

Влияние гидроочистки вакуумного газойля на показатели работы установки каталитического крекинга FCC

Влияние гидроочистки вакуумного газойля на показатели работы установки каталитического крекинга FCC

Слайд 168

Влияние гидроочистки вакуумного газойля на качество сырья процесса FCC * Рабочее давление

Влияние гидроочистки вакуумного газойля на качество сырья процесса FCC

* Рабочее давление

Слайд 169

Гидроочистка масляных дистиллятов

Гидроочистка масляных дистиллятов

Слайд 170

Принципиальная схема установки гидроочистки нефтяных остатков (IFP) 1 – печь; 2,3,6,7

Принципиальная схема установки гидроочистки нефтяных остатков (IFP)

1 – печь; 2,3,6,7 –

реакторы гидроочистки; 4 – 5 – реакторы деметаллизации; 8 – колонна горячей сепарации; 9 – колонна холодной сепарации

P = 10-12 МПа Т = 300-400 °С Объемная скорость подачи сырья, ч-1- 0,5-1,0

Слайд 171

Материальный баланс гидроочистки деасфальтированных остатков (ДАО) гудронов арланской (I) и смеси западносибирских нефтей (II)

Материальный баланс гидроочистки деасфальтированных остатков (ДАО) гудронов арланской (I) и смеси

западносибирских нефтей (II)
Слайд 172

Содержание Гидрокрекинг нефтяных фракций. Химизм и механизм процесса гидрокрекинга. Катализаторы гидрокрекинга.

Содержание
Гидрокрекинг нефтяных фракций.
Химизм и механизм процесса гидрокрекинга.
Катализаторы гидрокрекинга.
Основные факторы процесса.
Легкий, мягкий

гидрокрекинг вакуумного газойля. Основные показатели процесса. Схема процесса.
Слайд 173

1. Гидрокрекинг нефтяных фракций. Гидрокрекинг – процесс крекинга в присутствии водорода,

1. Гидрокрекинг нефтяных фракций.

Гидрокрекинг – процесс крекинга в присутствии водорода, когда

деструкции с уменьшением размера молекул подвергается более 10% сырья.
10 – 50% - легкий гидрокрекинг (ЛГК)
50% и более – гидрокрекинг под давлением
Слайд 174

2. Основные реакции гидрокрекинга углеводородов нефтяного сырья

2. Основные реакции гидрокрекинга углеводородов нефтяного сырья

Слайд 175

Механизм гидрокрекинга nCm (I) – парафин; nCm (II) – олефин; nCm+

Механизм гидрокрекинга

nCm (I) – парафин; nCm (II) – олефин; nCm+ –

карбоний – ион; H* - гидрирующие, дегидрирующие центры; А* - кислотные центры; iC5 – изопентан.

nCm (I) iC5
H* (H2)
nCm (II) ICm
A* (H+) A* (H+)
Крекируемый nCm+ iCm+ Крекируемый
продукт продукт

H* (H2)

Слайд 176

3. Катализаторы гидрокрекинга нефтяного сырья Гидрирующая – дегидрирующая функция СУЛЬФИДЫ и

3. Катализаторы гидрокрекинга нефтяного сырья

Гидрирующая – дегидрирующая
функция
СУЛЬФИДЫ и

ОКСИДЫ (Mo; Ni; Co)
частично: Cr; W; Fe

Кислотная функция.
(крекинг и изомеризация)
Al2O3, цеолиты, алюмосиликаты

Связующая функция.
Al2O3, алюмосиликаты; оксиды
кремния, титана, циркония;
цирконий и магний силикаты

Слайд 177

Цеолитсодержащие и аморфные катализаторы в процесса гидрокрекинга Активность цеолитсодержащих и аморфных

Цеолитсодержащие и аморфные катализаторы в процесса гидрокрекинга

Активность цеолитсодержащих и аморфных катализаторов

в процессе гидрокрекинга среднедистиллятного направления при давлении 15 МПа.
Слайд 178

4. Основные факторы процесса гидрокрекинга Температура, Т 320 – 4600С Объемная

4. Основные факторы процесса гидрокрекинга

Температура, Т
320 – 4600С

Объемная скорость
подачи сырья,

V-1 0,3 – 1,2

Давление Р, Мпа
7,0 – 20,0

увеличение

снижение

увеличение

увеличение обессеривания;
увеличение конверсии;
снижение коксообразования на катализаторах;
увеличение длительности пробега между регенерациями;
увеличение капитальных и эксплуатационных затрат.

снижение температуры
процесса;
повышение выхода
целевых продуктов;
уменьшение расхода
водорода;
увеличение продолжи–
тельности цикла работы
катализатора.

повышение скорости
деструкции углеводородов;
увеличивается выход газа;
повышается расход
водорода;
увеличивается отложение
кокса на катализаторе.

Увеличение степени превращения сырья

Расход водорода, % мас. на сырье 1,0 – 5,0

увеличение

Слайд 179

Сырье процесса гидрокрекинга вакуумного газойля Все нефтяные дистилляты Все дистилляты вторичного

Сырье процесса гидрокрекинга вакуумного газойля

Все нефтяные дистилляты
Все дистилляты вторичного происхождения
Ароматизированное сырье

с большим трудом подвергается гидрокрекингу.
Содержание азота в ароматизированном сырье играет существенную роль при гидрокрекинге ( не более 0,12%)
В сырье не должно быть высокомолекулярных конденсированных соединений и асфальтенов (не более 0,05% масс.)
Из сырья должны быть удалены тяжелые металлы (не более 2 г/т)
Слайд 180

Промышленные установки гидрокрекинга Установки легкого гидрокрекинга Установки гидрокрекинга вакуумных дистиллятов при

Промышленные установки гидрокрекинга

Установки легкого гидрокрекинга

Установки гидрокрекинга вакуумных дистиллятов при высоком давлении

Установки

гидрокрекинга нефтяных остатков при высоком давлении
Слайд 181

Технологические параметры процесса легкого гидрокрекинга

Технологические параметры процесса легкого гидрокрекинга

Слайд 182

Материальный баланс процесса легкого гидрокрекинга

Материальный баланс процесса легкого гидрокрекинга

Слайд 183

5. Принципиальная технологическая схема секции легкого гидрокрекинга вакуумного газойля 1 –

5. Принципиальная технологическая схема секции легкого гидрокрекинга вакуумного газойля

1 – печь;

2 – реактор; 3, – сепараторы; 4 – стабилизационная колонна
Слайд 184

Содержание лекции Гидрокрекинг вакуумного газойля при высоком давлении. Технологические схемы. Основные

Содержание лекции
Гидрокрекинг вакуумного газойля при высоком давлении. Технологические схемы. Основные показатели

процесса.
Гидрокрекинг остаточного сырья при высоком давлении. Технологические схемы. Основные показатели процесса.
Слайд 185

Технологические схемы процессов гидрокрекинга вакуумного газойля под давлением а – однопроходный

Технологические схемы процессов гидрокрекинга вакуумного газойля под давлением

а – однопроходный процесс;

б – одноступенчатый процесс; в – двухступенчатый процесс; 1 – реактор; 2 – колонна фракционирования
Слайд 186

Схема установки одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля под давлением водород сырье Легкий

Схема установки одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля под давлением

водород

сырье

Легкий бензин

Тяжелый бензин

Реак. топливо

Средние

дистилляты

газ

6

Водород

Сырье

остаток

1 – сырьевой насос; 2 – теплообменник; 3 – трубчатая печь; 4 – реактор; 5,7 – сепараторы; 6 – циркуляционный насос; 8 – колонна стабилизации; 9 – дистилляционная колонна.

Слайд 187

Реактор гидрокрекинга 1-штуцер выхода продуктов реакции 2-вход холодного водорода между слоями

Реактор гидрокрекинга

1-штуцер выхода продуктов реакции
2-вход холодного водорода между слоями катализатора
3-штуцер входа

сырья в реактор
4-термопара
5-полка для слоя катализатора
6-корпус реактора
7-футеровка реактора
8-распределитель холодного водорода
9-слой катализатора
10-керамические шарики внизу слоя катализатора
Слайд 188

Схема установки двухступенчатого процесса гидрокрекинга вакуумного газойля (Юникрекинг) 1 – реакторы

Схема установки двухступенчатого процесса гидрокрекинга вакуумного газойля (Юникрекинг)

1 – реакторы первой

ступени; 2 – теплообменники; 3 – трубчатая печь; 4 – реактор второй ступени; 5 – холодильник; 6 – сепараторы; 7 – циркуляционный компрессор; 8 – дистилляционная колонна.

Рециркулирующий водород

Сырье

Стабильный катализат

3

2

3

Рециркулирующий водород

Продукты на
разделение

Свежий
водород

Газ

Слайд 189

Схема установки двухступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля под давлением (ФИН – БАСФ)

Схема установки двухступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля под давлением (ФИН – БАСФ)

1-теплообменник
2-трубчатая

печь
3-реактор
4-сепаратор
5-фракционирую-
щая колонна
6-насос
7-холодильник
Потоки:
I-сырье
II- водород
III-топливный газ
С1-С2
IV-сжиженный газ
С3-С4
V-легкий бензин
VI-тяжелый бензин
VI-вода
Слайд 190

Основные показатели процесса гидрокрекинга вакуумного газойля под давлением Р, МПа –

Основные показатели процесса гидрокрекинга вакуумного газойля под давлением

Р, МПа – 10

– 17 МПа
Т, 0С – 340 – 440 0С
Объемная скорость подачи сырья, ч-1 – 0,3 – 1,0 ч-1
Кратность циркуляции водородсодержащего газа м3/м3 – 1000 – 2000 м3/м3
Слайд 191

Выход продуктов гидрокрекинга под давлением в зависимости от целевого продукта

Выход продуктов гидрокрекинга под давлением в зависимости от целевого продукта

Слайд 192

Материальный баланс гидрокрекинга под давлением в зависимости от получения целевого продукта

Материальный баланс гидрокрекинга под давлением в зависимости от получения целевого продукта

Слайд 193

Качество продуктов гидрокрекинга вакуумного дистиллята (двухступенчатый вариант)

Качество продуктов гидрокрекинга вакуумного дистиллята (двухступенчатый вариант)

Слайд 194

Сравнение легкого гидрокрекинга и гидрокрекинга под давлением

Сравнение легкого гидрокрекинга и гидрокрекинга под давлением

Слайд 195

Выход продуктов гидрокрекинга в зависимости от конверсии

Выход продуктов гидрокрекинга в зависимости от конверсии

Слайд 196

Принципиальная технологическая схема процесса гидрокрекинга остаточного сырья в стационарном слое катализатора

Принципиальная технологическая схема процесса гидрокрекинга остаточного сырья в стационарном слое катализатора

1

– фильтры; 2 – компрессор; 3 – печь; 4 – реактор деметаллизации; 5 – реактор обессеривания; 6 – сепаратор высокого давления; 7 – сепаратор низкого давления; 8 – абсорбер; 9 – фракционирующая колонна.
Слайд 197

Принципиальная технологическая схема процесса гидропереработки остаточного сырья в трехфазном «кипящем» слое

Принципиальная технологическая схема процесса гидропереработки остаточного сырья в трехфазном «кипящем» слое

катализатора (Н-Oil)

1 – емкость; 2 – нагревательная печь; 3 – реактор; 4,5,6 – сепараторы; 7 – узел фракционирования; 8 – узел очистки от сероводорода; 9 – теплообменник; 10 – холодильник.

Слайд 198

Принципиальная схема установки гидрокрекинга гудрона (LC – Fining) 1 – реакторы;

Принципиальная схема установки гидрокрекинга гудрона (LC – Fining)

1 – реакторы; 2,3

– сепараторы высокого и низкого давления; 4 – стабилизационная (ректификационная) колонна; 5 – сепаратор; 6 – очистка водорода.
Слайд 199

Показатели работы установки гидрокрекинга гудрона H - oil

Показатели работы установки гидрокрекинга гудрона H - oil

Слайд 200

Основные показатели процесса гидрокрекинга гудрона (LC – Fining)

Основные показатели процесса гидрокрекинга гудрона (LC – Fining)

Слайд 201

Выход продуктов гидрокрекинга гудрона в стационарном слое катализатора

Выход продуктов гидрокрекинга гудрона в стационарном слое катализатора

Слайд 202

Способы удаления тяжелой многоядерной ароматики (ТМА) из систем гидрокрекинга с рециркуляцией

Способы удаления тяжелой многоядерной ароматики (ТМА) из систем гидрокрекинга с рециркуляцией

1

– реактор гидрокрекинга; 2 – сепаратор; 3 – фракционная колонна; 4 – адсорбер.
Слайд 203

Переработка нефтезаводских газов

Переработка нефтезаводских газов

Слайд 204

Содержание Характеристика нефтезаводских газов; Использование и разделение нефтезаводских газов; Материальный баланс

Содержание
Характеристика нефтезаводских газов;
Использование и разделение нефтезаводских газов;
Материальный баланс установок газофракционирования;
АГФУ;
ГФУ;
Алкилирование. Основные

факторы процесса;
Сернокислотное алкилирование. Схемы процесса. Материальный баланс.
Фтористоводородное алкилирование. Схемы процесса.
Алкилирование на твёрдом катализаторе.
Слайд 205

1. Состав углеводородных газов основных процессов нефтепереработки

1. Состав углеводородных газов основных процессов нефтепереработки

Слайд 206

2. Применение нефтезаводских газов Предельные углеводородные газы Непредельные углеводородные газы Пропилен

2. Применение нефтезаводских газов

Предельные углеводородные газы

Непредельные углеводородные газы

Пропилен

Сырье других процессов нефтехимии

Этилен

Сырье

полимеризации

Для алкилирования

Для алкилирования

Сырье Нефтехимии

Изобутан

Пропан

Бутан

Сырье МТБЭ, ЭТБЭ

Топливо

Бытовой газ

Хладоагент

Сырье пиролиза

Сырье алкилирования

Сырье нефтехимии

Хладоагент

Бытовой газ

Сырье нефтехимии

Сырье гидролиза

Метан-этан (сухой газ)

Нефтезаводские газы

Бутилен

Сырье нефтехимии

Слайд 207

Разделение углеводородных газов Осушка (в основном твёрдыми поглотителями) Очистка (от сернистых

Разделение углеводородных газов

Осушка (в основном твёрдыми поглотителями)

Очистка (от сернистых соединений, углекислого

газа, примесей)

Абсорбция

Компрессия и конденсация

Ректификация

СО2+2NaOH Na2CO3+H2O
H2S+2NaOH Na2S+2H2O
RSH+NaOH NaRS+H2O
RCOOH+NaOH RCOONa+H2O

Слайд 208

3. Материальный баланс установок газофракционирования

3. Материальный баланс установок газофракционирования

Слайд 209

Фракционирующий абсорбер (деэтанизатор) 1 – колонна; 2, 4 – холодильники; 3 – насосы; 5 – кипятильник.

Фракционирующий абсорбер (деэтанизатор)

1 – колонна;
2, 4 – холодильники;
3 –

насосы;
5 – кипятильник.
Слайд 210

4. Принципиальная схема газофракционирующей установки абсорбционно-ректификационного типа(АГФУ) 1- фракционирующий абсорбер; 2-

4. Принципиальная схема газофракционирующей установки абсорбционно-ректификационного типа(АГФУ)

1- фракционирующий абсорбер; 2-

стабилизационная колонна; 3- пропановая колонна; 4- бутановая колонна
Слайд 211

Технологический режим АГФУ

Технологический режим АГФУ

Слайд 212

5. Принципиальная схема газофракционирующей установки (ГФУ) 1- Деэтанизатор; 2- пропановая колонна;

5. Принципиальная схема газофракционирующей установки (ГФУ)

1- Деэтанизатор; 2- пропановая колонна;

3- бутановая колонна;
4- изобутановая колонна; 5- пентановая колонна; 6-изопентановая колонна
Слайд 213

Основные режимные показатели колонн ГФУ

Основные режимные показатели колонн ГФУ

Слайд 214

6. Алкилирование изобутана олефинами фтористоводородное сернокислотное на твердых катализаторах (положительный тепловой

6. Алкилирование изобутана олефинами

фтористоводородное

сернокислотное

на твердых катализаторах

(положительный тепловой эффект 960 кДж на

1 кг алкилата)

Основная реакция:
iС4H10+C4H8 iC8H18
Первичные реакции Вторичные реакции
С3H6 + iC4H10 iC7H16 (ИОЧ-88,МОЧ-87) (нежелательные)
С4H8 + iC4H10 iC8H18 (ИОЧ-96,МОЧ-94) 2С3Н6 С6Н12
С5H10 + iC4H10 iC9H20 (ИОЧ-88,МОЧ-87) С5Н10+2iС4Н10 С5Н12+С8Н18

Слайд 215

Основные факторы процесса алкилирования 1. T, °C - 0-10°C (с H2SO4)

Основные факторы процесса алкилирования

1. T, °C - 0-10°C (с H2SO4) выше

10 °C окисления углеводородов
- 25-30 °C (с HF)
2. P, МПа - 0,3-1,2
3. iC4H10/олефин = (4÷10):1
4. Объемная скорость подачи олефинов - 0,1-0,6 ч-1
5. Время реакции: 5-10 мин.(для HF)
20-30 мин. (для H2SO4)
6. Соотношение кислоты к углеводороду = 1:1
Слайд 216

Влияние температуры на октановое число алкилата

Влияние температуры на октановое число алкилата

Слайд 217

Зависимость содержания эфиров в суммарном алкилате от концентрации серной кислоты 1-алкилирование изобутана бутиленом; 2-алкилирование изобутана пропиленом.

Зависимость содержания эфиров в суммарном алкилате от концентрации серной кислоты

1-алкилирование изобутана

бутиленом;
2-алкилирование изобутана пропиленом.
Слайд 218

7. Сернокислотное алкилирование Реакторы вертикальные горизонтальные простой каскадного типа с поточным

7. Сернокислотное алкилирование

Реакторы

вертикальные

горизонтальные

простой

каскадного типа

с поточным охлаждением (технология Stratko)

с автоохлаждением (технология Exxon-Mobil)

Слайд 219

Вертикальный контактор 1-корпус; 2-цилиндрический кожух; 3-трубный пучок; 4-пропеллерный насос.

Вертикальный контактор

1-корпус;
2-цилиндрический кожух;
3-трубный пучок;
4-пропеллерный насос.

Слайд 220

Горизонтальный контактор 1-трубчатый пучок; 2,5-циркуляционная труба; 3-корпус; 4-пропеллерная мешалка; 6-направляющие лопасти; 7-турбина.

Горизонтальный контактор

1-трубчатый пучок; 2,5-циркуляционная труба; 3-корпус; 4-пропеллерная
мешалка; 6-направляющие лопасти; 7-турбина.

Слайд 221

Горизонтальные реакторы каскадного типа а-пятисекционный; б-сдвоенный; 1,2,3,4,5-секции; 6-зона отстаивания кислоты; 7-зона вывода кислоты; 8-емкость изобутана.

Горизонтальные реакторы каскадного типа

а-пятисекционный;
б-сдвоенный;
1,2,3,4,5-секции;
6-зона отстаивания кислоты;
7-зона вывода кислоты;
8-емкость изобутана.

Слайд 222

Смесительная секция каскадного реактора 1,2-секции реактора; 3-мешалка; 4-циркулярные трубы.

Смесительная секция каскадного реактора

1,2-секции реактора; 3-мешалка; 4-циркулярные трубы.

Слайд 223

Технологическая схема сернокислотного алкилирования изобутана олефинами в автоохлаждающем реакторе («Exxon-Mobil») 1-реактор;

Технологическая схема сернокислотного алкилирования изобутана олефинами в автоохлаждающем реакторе («Exxon-Mobil»)

1-реактор;

2-компрессор; 3-пропановая колонна; 4-емкости орошения; 5-отстойник;
6-изобутановая колонна; 7-бутановая колонна; 8-колонна вторичной перегонки
алкилата; 9-коалесцирующий аппарат; 10-сепаратор
Слайд 224

Cхема установки сернокислотного алкилирования с поточным охлаждением реакционной смеси (компания «Stratco»)

Cхема установки сернокислотного алкилирования с поточным охлаждением реакционной смеси (компания «Stratco»)

1-

реактор-контактор; 2-отстойник; 3-сепаратор; 4-деизобутанизатор; 5- компрессор; 6- пропановая колонна
Слайд 225

Размеры и технологические параметры ректификационных колонн на установке сернокислотного алкилирования

Размеры и технологические параметры ректификационных колонн на установке сернокислотного алкилирования

Слайд 226

Материальный баланс установки сернокислотного алкилирования Поступило I* II** Бутан-бутиленовая фракция 66,0

Материальный баланс установки сернокислотного алкилирования

Поступило I* II**
Бутан-бутиленовая фракция 66,0 54,4
Пропан-пропиленовая фракция

- 29,7 Изобутан 34,0 15,9
Всего 100,0 100,0
Получено
Легкий алкилат 79,1 69,5
Тяжелый алкилат 3,4 5,9
Пропан 2,1 14,0
Отработанная бутан-бутиленовая фракция 15,4 10,6
Всего 100,0 100,0
* - сырьё – бутан-бутилен
** - сырьё – бутан-бутилен + пропан-пропилен
Расходные показатели (на 1 т сырья):
Пар водяной, Гкал……………………… 0,7-0,95
Электроэнергия, кВт·ч………………… 250-300
Вода оборотная, м3 ………………....... 15-20
Серная кислота 98,5%-я, кг………….. 150-170
Щелочь (в расчете на 100%-ю), кг….. 3,2-3,6
Слайд 227

8.Фтористоводородное алкилирование по технологии «Philips Petroleum» по технологии «UOP»

8.Фтористоводородное алкилирование

по технологии «Philips Petroleum»

по технологии «UOP»

Слайд 228

Принципиальная схема установки фтористо-водородного алкилирования по технологии «Philips Petroleum» 1- реактор;

Принципиальная схема установки фтористо-водородного алкилирования по технологии «Philips Petroleum»

1- реактор; 2-

фракционирующая колонна; 3- отпарная колонна
Слайд 229

Принципиальная схема установки фтористо-водородного алкилирования по технологии UOP 1- реактор; 2-

Принципиальная схема установки фтористо-водородного алкилирования по технологии UOP

1- реактор; 2- отстойник;

3- колонна-регенератор; 4-депропанизатор;
5- пропановая колонна
Слайд 230

9. Алкилирование на твёрдом катализаторе Процесс Alkilene Процесс InAlk

9. Алкилирование на твёрдом катализаторе

Процесс Alkilene

Процесс InAlk

Слайд 231

Схема потоков процесса Alkilene 1- реактор Alkilene; 2- секция реактивации; 3- секция подготовки сырья; 4-секция фракционирования

Схема потоков процесса Alkilene

1- реактор Alkilene; 2- секция реактивации; 3- секция

подготовки сырья;
4-секция фракционирования
Слайд 232

Схема процесса InAlk 1- реактор полимеризации; 2- реактор гидрирования; 3- сепарационно-ректификационная колонна; 4-колонна стабилизации алкилата

Схема процесса InAlk

1- реактор полимеризации; 2- реактор гидрирования; 3- сепарационно-ректификационная

колонна; 4-колонна стабилизации алкилата
Слайд 233

Другие способы переработки нефтезаводских газов. Полимеризация(олигомеризация олефинов). Схема процесса. Основные показатели.

Другие способы переработки нефтезаводских газов.
Полимеризация(олигомеризация олефинов). Схема процесса. Основные показатели.
Оксигенаты. Классификация.

Свойства. Установка МТБЭ(ЭТБЭ). Схема процесса. Основные показатели.
Производство серы. Схема процесса. Основные показатели.
Производство водорода. Схема процесса. Основные показатели.
II. Экология процессов переработки углеводородного сырья.
Улучшение качества моторных топлив и других нефтепродуктов с целью повышения их экологической безопасности.
Проведение природоохранительных мероприятий непосредственно на НПЗ.

Содержание

Слайд 234

Полимеризация олефинов – процесс, при котором образуются высокомолекулярные вещества путем соединения

Полимеризация олефинов – процесс, при котором образуются высокомолекулярные вещества путем соединения

низкомолекулярных олефинов без выделения побочных продуктов.
Ограничения реакции полимеризации с получением жидких продуктов сравнительно небольшой молекулярной массы называется олигомеризацией.
Механизм реакции – карбкатионный
Катализатор: твердая фосфорная кислота на кизельгуре.
Слайд 235

Основные реакции Олигомеризация и диспропорционирование олефинов С3 – С4 с образованием

Основные реакции

Олигомеризация и диспропорционирование олефинов С3 – С4 с образованием олефинов

С2 – С12;
Крекинг олефинов с образованием карбкатионов, их изомеризация с образованием вторичных – четвертичных структур и последующим их гидрированием с получением разветвленных олефинов или нафтенов;
Алкилирование изобутана олефинами с образованием разветвленных парафинов;
Сопряженное гидрирование образовавшихся олефинов с получением парафинов С2 – С6 и алкилбензолов С7 и выше.
Слайд 236

Основные показатели установки полимеризации

Основные показатели установки полимеризации

Слайд 237

Материальный баланс, % масс. I – получение полимербензина II – получение

Материальный баланс, % масс.

I – получение полимербензина
II – получение сырья для

нефтехимии
Полимербензин имеет октановое число 97 ИОЧ, содержит 95 % олефинов
Слайд 238

Технологическая схема установки полимеризации (олигомеризации). 1, 8, 13, 18 – емкости;

Технологическая схема установки полимеризации (олигомеризации).

1, 8, 13, 18 – емкости; 2

– теплообменник; 3 – подогреватель; 4 – реактор; 5 – холодильник; 6, 11, 16 – колонны; 7, 12, 17 – конденсаторы – холодильники; 9, 14, 19 – насосы; 10, 15, 20 – кипятильники.
Слайд 239

Кислородсодержащие высокооктановые добавки к бензинам (наиболее применяемые)

Кислородсодержащие высокооктановые добавки к бензинам (наиболее применяемые)

Слайд 240

Оксигенаты (кислородсодержащие высокооктановые добавки) Спирты Метанол Этанол Изопропанол Изобутанол Эфиры МТБЭ ЭТБЭ МТАЭ ДИПЭ

Оксигенаты (кислородсодержащие высокооктановые добавки)

Спирты
Метанол
Этанол
Изопропанол
Изобутанол

Эфиры
МТБЭ
ЭТБЭ
МТАЭ
ДИПЭ

Слайд 241

Метилтретбутиловый эфир (МТБЭ) СН3ОН + СН2 = С – СН3 СН3

Метилтретбутиловый эфир (МТБЭ)

СН3ОН + СН2 = С – СН3 СН3

– О – С – СН3

СН3

СН3

СН3

T = 60 – 70 0C
P = 0,7 – 0,75 МПа
Катализатор – сульфированные ионнообменные смолы
Соотношение метанол : изобутан = 10 : 1

Слайд 242

Преимущества МТБЭ Понижает точку выкипания 50% (об.) бензина, улучшает испаряемость бензина

Преимущества МТБЭ
Понижает точку выкипания 50% (об.) бензина, улучшает испаряемость бензина на

переходных режимах.
Повышает октановое число смеси.
Сокращает содержание СО в выхлопных газах за счет связанного кислорода в эфире.
Недостатки МТБЭ
Низкая теплота сгорания (37 кДж/кг) по сравнению с бензинами (43 кДж/кг), что приводит к снижению энергопотенциала бензина.
Высокая теплота испарения (350 кДж/кг) по сравнению с бензинами (180 кДж/кг) – на испарение тратится много тепла.
Слайд 243

Способы получения водорода на нефтеперерабатывающих заводах

Способы получения водорода на нефтеперерабатывающих заводах

Слайд 244

Производство водорода конверсией метана СН4 + Н2О СО + Н2 –

Производство водорода конверсией метана

СН4 + Н2О СО + Н2 – Q1

CO + 2H2O CO2 + 4H2 + Q2
Причем Q1>Q2
Слайд 245

Схема производства водорода паровой каталитической конверсией метана 1 – дымовая труба;

Схема производства водорода паровой каталитической конверсией метана

1 – дымовая труба;
2 –

реактор поглощения сероводорода;
3 – реактор гидрирования;
4 – воздуходувка;
5 – дымосос;
6 – воздухоподогреватель;
7 – подогреватель сырья;
8,13 – котлы-утилизаторы;
9 – пароперегреватель;
10 – компрессор;
11 – смеситель;
12 – печь конверсии;
14 – реактор среднетемпературной конверсии СО;
15 – подогреватели;
16 – реакторы низкотемпературной конверсии СО;
17 – теплообменник для нагревания раствора К2СО3;
18 – абсорбер для очистки от СО2;
19 – насос;
20 – регенератор К2СО3;
21 – реактор метанирования;
22 – холодильник;
23 – водородный компрессор.
Слайд 246

Экологические проблемы нефтепереработки Улучшение качества нефтепродуктов с целью повышения их экологической

Экологические проблемы нефтепереработки

Улучшение качества нефтепродуктов с целью повышения их экологической безопасности

Природоохранительные

мероприятия на НПЗ

Защита атмосферы

Защита гидросферы

Защита литосферы

Слайд 247

Новые технологии, повышающие экологическую безопасность нефтепродуктов Технологии производства низкосернистых бензинов (до

Новые технологии, повышающие экологическую безопасность нефтепродуктов

Технологии производства низкосернистых бензинов (до 10

ppm).
1. Гидрооблагораживание бензинов ККФ, коксования и висбрекинга.
2. «Бензиновый» гидрокрекинг вакуумного газойля.
3. Изомеризация С5 – С6.
4. Алкилирование олефинов С3 – С4 изобутаном.
II. Технологии получения бензинов с низким содержанием ароматических углеводородов и олефинов.
1. Экстракция ароматических углеводородов из риформата.
2. Процессы превращения олефинов в бензине каталитического крекинга.
3. Введение оксигенатов.
Слайд 248

III. Технология получения дизельного топлива с низким содержанием серы (до 10

III. Технология получения дизельного топлива с низким содержанием серы (до 10

ppm).
1. Новые процессы в гидроочистке дизтоплива.
2. Глубокое обессеривание легких газойлей коксования, каткрекинга и висбрекинга.
3. Гидродеароматизация дизельных фракций.
IV. Технологии получения низкосернистого котельного топлива (до 1 % масс.)

Новые технологии, повышающие экологическую безопасность нефтепродуктов (продолжение)

Слайд 249

Требования к автобензинам Европейского экономического сообщества * Смазывающая способность – скорректированный диаметр пятна износа

Требования к автобензинам Европейского экономического сообщества

* Смазывающая способность – скорректированный

диаметр пятна износа
Слайд 250

Концентрация вредных веществ в газовых выбросах нефтеперерабатывающего завода Вредные вещества Концентрация,

Концентрация вредных веществ в газовых выбросах нефтеперерабатывающего завода

Вредные вещества Концентрация,

мг/м3

Углеводороды (сумма)
Непредельные углеводороды
Сероводород
Диоксид серы
Оксид углерода
Фенол
Бензол
Жирные кислоты (в пересчете на уксусную кислоту)

30,5 8,3-201,0

11,9 2,5-130,1

0,03 0,002-0,9

0,67 0,01-9,5

14,9 0,8-54,0

0,45 0,01-15,8

0,08 0,001-0,34

2,3 0,7-7,5

Слайд 251

Содержание Классификация поточных схем. Принципиальная схема «простой» переработки нефти. Расчет сложности.

Содержание
Классификация поточных схем.
Принципиальная схема «простой» переработки нефти. Расчет сложности.
Принципиальная схема «сложной

переработки нефти».
Оптимальный набор процессов при разной глубине переработки нефти.
Поточная схема завода глубокой переработки сернистой нефти по топливному варианту.
Отличия топливной поточной схемы в случае получения нефтехимических продуктов и масел.
Комбинированные установки. Технологические процессы, входящие в состав комбинированных установок.
Поточные схемы ЛК – 6У, ГК – 3, КT – 1, Г -43 – 107.
Слайд 252

Поточные технологические схемы НПЗ Топливный вариант Топливно – масляный вариант Топливно

Поточные технологические схемы НПЗ

Топливный вариант

Топливно – масляный вариант

Топливно – масляный и

нефтехимический вариант

Топливно – нефтехимический вариант

Простой переработки

Сложной переработки

Слайд 253

Принципиальная схема варианта «простой» переработки нефти ГФУ – газофракционирующая установка; АТ

Принципиальная схема варианта «простой» переработки нефти

ГФУ – газофракционирующая установка; АТ –

атмосферная перегонка; КР – каталитический риформинг; ГО – гидроочистка; РТ – реактивное топливо; ДТ – дизельное топливо.
Слайд 254

Поточная схема завода неглубокой переработки сернистой нефти по топливному варианту

Поточная схема завода неглубокой переработки сернистой нефти по топливному варианту

Слайд 255

Расчет сложности для варианта «простой» переработки нефти

Расчет сложности для варианта «простой» переработки нефти

Слайд 256

Принципиальная схема варианта «сложной» переработки нефти

Принципиальная схема варианта «сложной» переработки нефти

Слайд 257

Зависимость стоимости нефтеперерабатывающего завода от его сложности и производительности (данные по

Зависимость стоимости нефтеперерабатывающего завода от его сложности и производительности (данные по

сырой нефти)

1 – 50000 баррель/сут;
2 – 70000 баррель/сут;
3 – 100 000 баррель/сут;
4 – 150 000 баррель/сут;
5 – 200 000 баррель/сут.

Слайд 258

Оптимальный набор деструктивных процессов при разной глубине переработки

Оптимальный набор деструктивных процессов при разной глубине переработки

Слайд 259

Слайд 260

Поточная схема завода с глубокой переработкой сернистой нефти по топливному варианту

Поточная схема завода с глубокой переработкой сернистой нефти по топливному

варианту
Слайд 261

Отличия топливной поточной схемы в случае получения нефтехимических продуктов и масел

Отличия топливной поточной схемы в случае получения нефтехимических продуктов и масел


I. Получение масел (топливно-масляный вариант).
Вакуумная фракция наряду с продуктами каталитического крекинга и гидрокрекинга используется как сырье для производства масел.
II. Получение нефтехимических продуктов.

Прямогонный
бензин

Пиролиз

Сухой газ

этилен

пропилен

ΣС4

полиэтилен

полипропилен

Ароматические углеводороды С6 – С8

Бензин пиролиза

1.

Слайд 262

Прямогонный бензин Риформинг 3. 2. Вакуумный газойль Пиролиз Сухой газ этилен

Прямогонный
бензин

Риформинг

3.

2.

Вакуумный
газойль

Пиролиз

Сухой газ

этилен

пропилен

ΣС4

полиэтилен

полипропилен

Ароматические углеводороды С6 – С8

Бензин пиролиза

Экстракция

бензин

толуол

ксилолы

этилбензолы

4.

Вакуумный
газойль

Каталитический
крекинг

газ

бензол

Легкий газойль

пропилен

полипропилен

Слайд 263

Набор технологических процессов, входящих в состав отечественных комбинированных установок Процесс ЭЛОУ-АТ

Набор технологических процессов, входящих в состав отечественных комбинированных установок

Процесс
ЭЛОУ-АТ
ЭЛОУ-АВТ
Вакуумная перегонка мазута


Глубоковакуумная перегонка мазута
Вторичная перегонка бензина
Гидроочистка бензина
Гидроочистка керосина
Гидроочистка дизельного топлива
Гидроочистка вакуумного газойля
Легкий гидрокрекинг вакуумного газойля
Каталитический риформинг бензина
Каталитический крекинг вакуумного газойля
Газофракционирование
Висбрекинг гудрона

+
-
-
-
-
+
+
-
-
+

+

+
-
+
-

ЛК-бу

ГК-3

Г-43-107

КТ-1

-
+
-
-
+
+
-
-
-
-

-
+
+
+

-
-
-
-
-
-
-
-
+
-

-
+
+
-

-
-
+
-
-
-
-
-
+
-

-
+
+
+

Слайд 264

Поточная схема комбинированной установки ЛК – 6у Поточная схема комбинированной установки ЛК – 6у

Поточная схема комбинированной установки ЛК – 6у

Поточная схема комбинированной установки ЛК

– 6у
Слайд 265

Поточная схема комбинированной установки ГК – 3

Поточная схема комбинированной установки ГК – 3

Слайд 266

Поточная схема комбинированной установки Г – 43 – 107

Поточная схема комбинированной установки Г – 43 – 107

- Предыдущая
Особенности интенсивной терапии детей
Следующая -
Способы и области применения герметических мастик

Похожие презентации

Технология поддержания пластового давления путем закачки воды или газа
з історії хімії
Антифрикционная обработка двигателя
Брус ЛВЛ - дерево с прочностью металла
Prezentatsia_Microsoft_PowerPoint
Составление меню на обед
Диагностика личностного развития младших школьников
Единицы массы
Бағдарламаланатын дисплейлер жұмысы
Веломоторс (жвмз)
Пословицы
space-idioms
Возможности человека безграничны
Моя профессия – моя дорога в будущее
Псалом 108. Вечнозаветная псалтырь, святорусская редакция
Toyota Land Cruiser 200. Rasca Class “Еxpert”. Схема оборудования
презентація_ЕП_Л_1_вступ_види_підприємств
Монтаж зданий из объемных элементов
Simulation with Conditions
Цифровые лаборатории
Устройства СВЧ и антенны
Гофрированный картон
ЖК Маяковский
информатика
Проектная деятельность в начальной школе в рамках реализации ФГОС НОО
Изложение мяч 6.03
Методы конструктивного моделирования с изменением формы
Вы можете прислать нам Вашу презентацию и мы опубликуем ее на сайте.
Обратная связь
Для правообладателей
Email: Нажмите что бы посмотреть