134

татков, на основании которых можно сделать вывод о целесообразности их применения в качестве сырья того или иного процесса и составить материальный баланс процесса. Такими показателями могут быть: выход остатков на нефть, плотность, содержание асфальто-смолистых веществ, парафинов, вязкость, коксуемость, содержание серы, температура застывания. В схеме топ- ливно-химического производства необходимо предусматривать производство до 4-5% на нефть (любую) нефтяных битумов, но не более 500 000 т/год, используя современные технологии их производства из любого сырья /6/.

2.3 Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти

Выбор поточной схемы переработки нефти заключается в том, чтобы подобрать минимальное количество технологических установок (процессов), обеспечивающих заданные глубину переработки нефти, выход продуктов для нефтехимического синтеза и высокое качество получаемых нефтепродуктов. В настоящее время глубина переработки нефти определяется по уравнению

/7/:

ГП = GN - GK - GC - GB ×100%

GN

где ГП – глубина переработки нефти, %; GN – объем переработки нефти, т/год;

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

GC – объем собственного потребления котельного топлива (без учета сухого газа), т/год;

GB – объем безвозвратных потерь, т/год.

В соответствии с этим уравнением для определения глубины переработки нефти надо рассчитать по литературным данным выход компонентов котельного топлива на установках, которые входят в поточную схему переработки данной нефти.

Для получения высокой глубины переработки двинской нефти (пример) в поточную схему топливно-химического блока НПЗ включаются установки каткрекинга, гидрокрекинга и ART. Процесс ART – это процесс термоадсорбционной переработки нефтяных остатков – мазута, гудрона или их смесей. Специалисты фирмы "Келлог" называют процесс ART революционным, т.к. он является самым эффективным и экономическим способом облагораживания остатков нефти /12/.

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

При включении вышеуказанных установок в поточную схему переработки нефть выход компонентов котельного топлива (газойля) из двинской нефть (пример) составит /7, 10-12/:

135

22,45×0,95×0,15+(21,73-5) ×0,46=11% на нефть где 22,45 – выход вакуумного дистиллята (360-600°С) на нефть, % мас.;

0,95 – выход гидроочищенного вакуумного дистиллята; 0,15 – выход тяжелого газойля (360-500°С) в процессах гидрокрекинга и

каталитического крекинга; 21,73 – выход гудрона на нефть, % мас.;

5 – количество гудрона для производства битума, % мас. на нефть; 0,46 – выход тяжелого газойля в процессе ART.

Выход тяжелого котельного топлива (11% на нефть) не обеспечивает про-

изводство котельного топлива для собственных нужд (12-13% на нефть).

Недостаток жидкого котельного топлива покрывается за счет применения в

качестве топлива трубчатых печей НПЗ сухого газа, получаемого на уста-

новках НПЗ (1-3% мас. на нефть), количество которого определяется в ре-

зультате расчета материального баланса установок и НПЗ в целом.

Таким образом, глубина переработки двинской нефть составляет 89% (100-11).

При производстве котельного топлива, когда в него вовлекается гудрон необходимо проводить расчет вязкости смеси (товарное котельное топливо), которая не должна превышать °ВУ80=16 в соответствии с требованиями стандарта на котельное топливо /4/. Для определения вязкости смеси применяется номограмма ASTM /8/.

Расход топлива для обеспечения работы трубчатых печей НПЗ проводится по литературным данным для каждой установки и НПЗ в целом. При предлагаемой глубине переработки нефти на уровне 89% мас. обеспечивается повышенный выход топлив – автобензина, реактивного и дизельного топлива и их высокое качество за счет применения процессов гидроочистки, каталитического риформинга, изомеризации, каталитического крекинга, гидрокрекинга, алкилирования и этерификации (см. рис.1 и мат. баланс НПЗ). В качестве продуктов – сырья для нефтехимического синтеза на топливно-химическом блоке НПЗ получают индивидуальные ароматические углеводороды (бензол, параксилол и др.), низшие олефины (этилен, пропилен), жидкие парафины, серную кислоту или серу.

В качестве сырья для производства нефтехимических продуктов, прежде всего для выработки сажи, можно рассматривать смолу процесса пиролиза (ТЖТ, ТСП).

Из гидростабильного бензина процесса пиролиза можно выделить фракцию С6-С9 для производства индивидуальных ароматических углеводо-