Главная -> Словарь

Перегонки мощностью

Из испарителя высокого давления снизу уходит бензиновая фракция или сумма светлых нефтепродуктов ; в последнем случае для четкого отделения светлых фракций от мазута предусматривается еще колонна вторичной перегонки. Очевидно, схема а предназначена для перегонки малосернистых нефтей, а схема б — для перегонки средне- и вьгсокосерни-стых нефтей. Комбинирование процессов первичной перегонки нефти и гидроочистки топливных фракций в одной технологической установке позволяет снизить эксплуатационные затраты на величину, необходимую для повторного нагрева топливных фракций в процессе их гидроочистки.

Топливо T-I -•керосиновая фракция 150-280 °С прямой перегонки малосернистых нефтей. Из таких нефтей удается получить топливо с температурой начала кристаллизации ниже -60 °С при довольно высокой температуре конца кипения'.

В 1960-е годы товарные ДТ производили главным образом из газойлевых фракций прямой перегонки малосернистых и сернистых нефтей с частичным вовлечением керосина . В топливах содержались^разнообразные_углеводоро-ды, кипящие в интервале 160-360°С. "*

Топливо Т-1 — керосиновая фракция 150—280 °С прямой перегонки малосернистых нефтей. Из таких нефтей удается получить топливо с температурой начала кристаллизации ниже —60 °С при довольно высокой температуре конца кипения .

единения . Кислородные соединения можно получать из среднеди-стиллятных фракций прямой перегонки малосернистых, но высокосмолистых нефтей, а также из керосиновых фракций термического крекинга.

Топливо Т-1 — продукт прямой перегонки малосернистых нефтей нафтенового основания с пределами выкипания 130—280 "С. Содержит большое количество нафтеновых кислот и имеет высокую кислотность, поэтому его подвергают защелачиванию с последующей водной промывкой .

Нефрас-С2-80/120, нефрас-СЗ-80/120 . Первый представляет собой легкокипящую фракцию деароматизо-ванного бензина каталитического риформинга, второй является бензином прямой перегонки малосернистых нефтей. Оба растворителя широко применяют в резиновой промышленности .

Бензин прямой перегонки малосернистых нефтей после заще-лачивания может быть использован непосредственно на получение товарных продуктов. Если октановое число бензина достаточно высоко, он может быть использован как основной компонент авиационного бензина; в противном случае бензин прямой перегонки рассматривается как составная часть товарного автомобильного бензина, как принято на схеме фиг. 139.

Проект установки ФУСПИ—20М был переработан, добавлены трубчатая печь, ректификационная колонна и комбинированный холодильник—приемник. Дооборудованная установка имеет название БДУ—2К. Она предназначена для перегонки малосернистых нефтей и газового конденсата с получением бензина, керосина, дизельного топлива и мазута. Используется 3 вида нагрева — паровой, огневой и рекуперативный с температурой нагрева сырья не выше 350 С. Недостатками установки являются сложность аппаратурного оформления, низкая четкость ректификации из—за малого числа тарелок в колонне, нерациональное применение для нагрева сырья в ряде аппаратов водяного пара, нецелесообразное использование аппаратов воздушного охлаждения, снижающее эффективность рекуперации тепла на установке.

Бензин прямой перегонки малосернистых нефтей после заще-лачивания может быть использован в качестве компонента товарных продуктов. Если октановое число бензина достаточно высоко, он может быть использован как основной компонент авиационного бензина; в противном случае бензин прямой перегонки рассматривается как составная часть товарного автомобильного бензина .

Топливо Т-1 — продукт прямой перегонки малосернистых нефтей нафтенового основания с пределами выкипания 130-280 °С. Содержит большое количество нефтяных кислот и имеет высокую кислотность, поэтому его подвергают защелачи-ванию с последующей водной промывкой .

В начале 80-х годов в связи с быстрыми темпами роста потребления нефтепродуктов в Индонезии начато осуществление программы модернизации нефтеперерабатывающей промышленности, в результате реализации которой мощность трех наиболее крупных НПЗ в г. Баликпапане, Сяликапе и Дюмай должна была достигнуть к концу 1985 г. соответственно 12,7, 13,9 и #,6 млн. т / год. На заводе в г. Дюмай должны быть построены две современные установки гидрокрекинга мощностью свыше 2,5 млн. т / год, на заводе в г. Баликпапане — две аналогичные установки мощностью 2,5 млн. т/год, на заводе в г. Силикапе — установка атмосферной перегонки мощностью 9,2 млн. т / год, установка непрерывного каталитического риформин-га, на всех трех НПЗ — ряд установок гидроочистки, гидрообессеривания и других современных установок. Это даст возможность резко увеличить долйТ вторичных процессов и соответственно значительно расширить производство светлых нефтепродуктов.

В 1980 г. закончилась совместная реконструкция НПЗ фирмы «Галф» и НПЗ фирмы «Тексако» , расположенных на расстоянии около 2 км друг от друга в Милфорд Хавене . На обоих заводах топливного профиля с неглубокой переработкой нефти до реконструкции имелись установки атмосферной перегонки, риформинга и гидроочистки дистиллятов. В ходе реконструкции были построены установки вакуумной перегонки мощностью соответственно 2 и 3,5 млн. т/год, а также общие для обоих НПЗ установки ККФ , фтористоводородного алкилирования и изомеризации бутана, что позволило резко увеличить производство светлых нефтепродуктов .

В восьмой и девятой пятилетках осуществлен переход к строительству укрепленных комбинированных установок переработки нефти. Вместо установок атмосферной перегонки нефти мощностью в 1—2 млн. т. были сооружены комбинированные установки обессоливания, первичной и вторичной перегонки мощностью 6—8 млн. т. На смену установкам каталитического реформинга мощностью 300 тыс. т пришли производства, перерабатывающие 600—1000 тыс. т в год. На Ангарском и Кременчугском НПЗ вошли в эксплуатацию комбинированные системы вторичной переработки нефти типа ГК-3, включающие первичную перегонку, каталитический крекинг, газофракционирование.

каталитической полимеризации пропилена на установке мощностью около 150 т/сутки. В результате использования вычислительной машины конверсия пропилена увеличилась с 80 до 91%. Затраты на приобретение подобной машины должны были окупиться за 1,5— 2 года. В 1962 г. была внедрена управляющая вычислительная машина на установке каталитического крекинга мощностью около 2,5 млн. т в год. Выход целевых продуктов, как и ожидали по расчету, повысился на 2%. Позднее были также внедрены управляющие вычислительные машины для оптимизации процессов на двух установках каталитического крекинга с пылевидным катализатором, мощностью 3,0 и 2 млн. т в год и на двух крупных установках прямой перегонки мощностью около 4 и 6 млн. т в год *.

Из года в год совершенствовались и наращивали единичную мощность установки по первичной перегонке нефти. В первые послевоенные годы головной установкой на новых нефтеперерабатывающих заводах, строившихся в восточных районах страны, была типовая установка прямой перегонки мощностью 500—600 тыс. т/год. В 1950—60-е гг. началось сооружение более крупных

Переработка мазута на новой установке вакуумной перегонки мощностью 1800 тыс.т/год по варианту 3 обеспечит получение узких 50-60-градусных масляных фракций, что наряду с улучшением технико-экономических показателей работы установок маслоблока позволит организовать производство дефицитного трансформаторного масла, фракций дизтоплива.

На ряде отечественных заводов успешно эксплуатируются установки первичной перегонки нефти проектной мощностью € млн. т в год . Разработаны проекты перспективных установок первичной перегонки мощностью 12 млн. т нефти в год, каталитического риформинга бензина мощностью 2 млн. т в год, гидроочистки дизельного топлива мощностью 4 млн. т в год и др. В VIII и IX пятилетках сооружение укрупненных установок на действующих и новых заводах позволило снизить удельные капитальные затраты на 20—30%. Помимо капитальных затрат снижаются удельное эксплуатационные расходы и себестоимость продукции.

включены установки: изомакс мощностью 1490 м3/сутки и вакуумной перегонки мощностью 4000 м5/сутки. Объем переработки нефти в этом случае можно уменьшить на 2780 м3/сутки. Это находит отражение в соответствующем снижении выхода котельных топлив при сохранении производства бензина и керосина на неизменном уровне и одновременном повышении их качества. Производство дизельного топлива увеличивается на 680 м3/сутки. Вязкость котельного топлива остается неизменной , а качество повышается- Эти изменения значительно увеличивают рентабельность работы завода-

Вторым по срокам ввода заводом компании Saudi Aramco в Саудовской Аравии является НПЗ в г. Джидда, расположенный на побережье Красного моря. Пуск состоялся в 1968 г. Первоначальная мощность завода 3 млн. т /год была в 1978 г. увеличена до 5 млн. т/год. В настоящее время мощность НПЗ в г.Джидца составляет 4,2 млн. т/год. В состав завода входят установки вакуумной перегонки мощностью 1,7 млн. т/год, каталитического крекинга — 0,7 млн. т/год, каталитического риформинга — 0,15 млн. т/год, гидрокрекинга — 0,5 млн. т/год, гидроочистки — 0,15 млн. т/год. Выход бензина на переработанную нефть составляет 11,1%, нафты — 10,1%, газойля — 27,8%, мазута — 27,7%. Программой модернизации завода предусмотрено расширение установки гидроочистки до 1,0 млн. т/год с целью получения низкосернистых среднедистиллятных фракций .

В Венесуэле планируется реконструкция и других заводов, в частности в Эль-Палито ; здесь завершается строительство установки замедленного коксования мощностью 6 млн. т/год . На НПЗ в Пуэрто-ла Круз планируется ввод установок прямой перегонки мощностью 5 млн. т/год в 2003 г., каталитического риформинга мощностью 1,8 млн. т/год в 2004 г., вакуумной перегонки мощностью

вакуумной перегонки мощностью соответственно 2 и 3,5 млн. т/год, а также