Сергей в раздел технологии добавь раздел я его выделил цветом и сделай его активным в глубь



жүктеу 132.53 Kb.
Дата07.04.2019
өлшемі132.53 Kb.

Современные проблемы технологии производства моторных топлив из нефтяного сырья




Рис. 2.3. Эволюция процессов по переработке мазута в США:

1 – термический крекинг; 2 – коксование; 3 – каталитический крекинг; 4 – висбре-кинг; 5 – гидрообессериваиие; 6 – гидрокрекинг; Д – доля процесса к объему переработки нефти.

На рис. 2.3 показана эволюция развития основных процессов переработки тяжелых нефтяных дистиллятов и остатков на примере США, где эти процессы получили наибольшее распространение в схемах НПЗ. В той или иной мере эти тенденции характерны для нефтепереработки других зарубежных стран и СССР с учетом их специфики. Для каждого региона, страны и нефтеперерабатывающего предприятия выбор схемы переработки нефти зависит от объема и структуры потребления нефтепродуктов, качества перерабатываемого сырья, требований по охране окружающей среды, технико-экономических показателей развития соответствующих процессов и экономических факторов – цены нефти и других энергетических ресурсов, их доступности, стоимости строительства, условий обеспечения оборудованием, финансовых, трудовых, материальных возможностей и т. д.  Для зарубежных стран важное значение имеют также общий уровень экономического развития, обеспеченность собственными энергетическими ресурсами, в том числе нефтью, и экспортно-импортные возможности. Для развитых капиталистических стран, не имеющих собственных ресурсов нефти, это – импорт нефти и нефтепродуктов и экспорт оборудования, технологий, продовольствия; для развивающихся стран, богатых ресурсами нефти, это –экспорт нефти (а в последнее время для некоторых стран ОПЕК – и нефтепродуктов) в обмен на оборудование, продовольствие и предметы потребления. В период 60-х и начала 70-х годов, при наличии дешевой ближневосточной и латиноамериканской нефти, в странах Западной Европы, Японии и развивающихся странах Латинской Америки, Ближнего и Среднего Востока и Африки широкое распространение получили схемы НПЗ с неглубокой или умеренной глубиной переработки (за счет частичной переработки тяжелых дистиллятов и остатков) нефти со значительными объемами выработки мазута для энергетических и промышленных нужд. В США же традиционно вследствие высокого уровня потребления моторных топлив и наличия дешевых ресурсов собственного угля и газа осуществлялась глубокая переработка нефти.  В СССР нефтеперерабатывающие предприятия построенные в довоенный период и в 1940-1950-е годы, были ориентированы на достаточно высокую глубину переработки нефти. В период 1960-1970-х годов по мере наращивания добычи относительно дешевой нефти в Поволжье и Западной Сибири происходила опережающая интенсификация мощностей по первичной переработки нефти на действующих ИПЗ и осуществлялось строительство НПЗ по схеме с  неглубокой переработкой нефти в европейской части страны. В то же время учитывалась потребность различных районов жидком  котельно-печном топливе, исходя из условий формирования энергетического баланса и стоимости добычи и транспорта нефти, угля и газа. В соответствии с этим глубина переработки нефти была дифференцирована для различных предприятий: более высокая для заводов, размещаемых в восточных районах страны, и менее высокая – для европейской части.

Качественный скачок в тенденциях развития мировой нефтепереработки произошел на рубеже 1970-1980-х годов, когда резкое увеличение цен на нефть привело к сокращению ее потребления главным образом в качестве котельно-печного топлива. Это обусловило снижение мировых мощностей по переработке нефти и, прежде всего, в развитых капиталистических странах–США, Западной Европе, Японии, в то время как в развивающихся странах мощности по переработке нефти возрастали. Динамика мощностей по переработке нефти в основных регионах мира, по данным , показана ниже (в млн т)-

Наряду с общим сокращением мощностей НПЗ в 1980– 1985 гг. произошло также снижение их загрузки и уменьшение объема перерабатываемой нефти с одновременным увеличением выхода моторных топлив и других светлых нефтепродуктов, что особенно характерно для развитых капиталистических стран . В приведенных ниже данных  показаны динамика годовых объемов переработки нефти (в млн. т, числитель) и выход светлых нефтепродуктов [в % (масс.) на нефть, знаменатель] :



Увеличение отбора светлых нефтепродуктов достигалось широким внедрением вторичных процессов по переработке мазута. Мощности установок по глубокой переработке мазута в Западной Европе за 1981–1985 гг. возросли почти на 60 млн. т и на начало 1986 г. достигли свыше 170 млн. т, а в США – 417 млн. т, в том числе по основным процессам (в млн. т) :



Кроме того, в США имеется свыше 95 млн. т мощностей процессов по гидрообессериванию остатков, которые также направлены на углубление переработки нефти.

Глубокая переработка нефти на предприятиях Западной Европы характеризовалась высокой рентабельностью, особенно в период повышения цен на нефть. Если в 1978 г. прибыль на новые инвестиции в установки каталитического крекинга составляла 19,5%, то в 1979 г. (при разрыве в ценах на светлые нефтепродукты и мазут, достигшем 200 долл/т) возросла до 25,8%, а в 1981–1982 гг. –40–42%. В 1983–1984 гг. этот показатель стал снижаться под влиянием нарастающего перепроизводства светлых нефтепродуктов и уменьшения разрыва в ценах на светлые нефтепродукты и мазут. Повышение глубины переработки нефти – наиболее эффективный способ сокращения расхода нефти на производство моторных топлив и других светлых нефтепродуктов. При приведенных выше изменениях в производстве светлых нефтепродуктов за 1980– 1985 гг. относительная экономия нефти в 1985 г. за счет углубления ее переработки составила, по нашим расчетам: для США –53 млн. т, Японии – 70 млн. т, Великобритании – 18 млн. т, Италии и Франции–12 млн. т, ФРГ –9 млн. т.

Из всего многообразия проблем, стоящих перед мировой нефтеперерабатывающей промышленностью, важнейшими следует считать следующие:

углубление переработки нефти как наиболее эффективное средство сокращения ее расхода на основе внедрения технологий производства моторных топлив из мазута;


Рис. 2.4. Схема неглубокой переработки нефти:


  1. атмосферная перегонка нефти;  2–ГФУ ; 4 -каталитический риформииг, 5 - гидроочистка керосина;   6 - гидроочистка дизельного топлива;

  2. I - нефть; II – углеводородные газы; III– бензиновая фракция ; IV-бензиновая фракция; V – керосиновая фракция; VI - дизельная фракция; VII - мазут, VIII– водородсодержащий газ; IX – углеводородные фракции Сз-С4; X – изомеризат; XI -бензин каталитического риформинга; XII - авиационный керосин; XIII- дизельное топливо.

повышение октановых чисел автомобильных бензинов в условиях отказа от применения свинцовых антидетонаторов;
увеличение селективности  и снижение энергоемкости процессов переработки нефти за счет внедрения новейших достижений в области катализа, совершенствования схем тепло и массообмена, утилизации тепла отходящих потоков усовершенствования аппаратурного оформления и создания более эффективного энерготехнологического оборудования;

разработка эффективной технологии переработки тяжелых нефтяных остатков как переходной технологи от переработки нефтяного сырья к использованию альтернативных сырьевых ресурсов - тяжелых и битуминозных нефтей, сланцев.

Современные технологические процессы ; схемы переработки нефти позволяют гибко менять соотношение выработки различных нефтепродуктов в зависимости от потребности в них и обеспечивать необходимое качество и структуру производства моторных топлив. На примере переработки типичной сернистой нефти по разным вариантам Технологических схем показано влияние различных процессов на глубину ее пере работки и структуру производства моторных топлив. Выход отдельных нефтепродуктов при атмосферно-вакуумной перегонке нефти принят следующим [в % (масс]



На рис. 2.4 показана принципиальная схема неглубокой переработки такой нефти на гипотетическом НПЗ с отбором реактивного топлива. В зависимости от требований к качеству реактивного топлива и бензина в схему могут быть включены соответственно процессы гидроочистки реактивного топлива и изомеризации бензиновой фракции н. к. – 62°С (на схеме показаны пунктиром). Отбор авиационного топлива типа ТС-1 при первичной перегонке нефти принимался от О до 10 %(масс.) на нефть. При гидроочистке получалось топливо типа РТ с выходом 98% на сырье процесса.



Рассматривалось также влияние жесткости процесса каталитического риформинга на выход риформата с октановым числом (по исследовательскому методу) от 85 до 95. В табл. 2.2 показаны возможные изменения структуры производства моторных топлив при неглубокой переработке нефти в зависимости от отбора реактивного топлива и жесткости процесса риформинга, а также октановые числа суммарного бензина. Выполненные расчеты показали, что энергетические затраты (включая расход нефти и затраченную энергию на осуществление процесса) при повышении октановых чисел возрастут с 1,211 т н. э. на 1 т бензина с октановыми числами 82,7–81,8 (по и. м.) до 1,265 т н. э. – на 1 т бензина с октановыми числами 90,7–89 (по и. м.), или на 4,5%. Таким образом, повышение октанового числа на один пункт за счет увеличения жесткости риформинга ведет к увеличению расхода энергии на 0,56–0,63%. Включение в схему процесса изомеризации прямогонной фракции н. к. – 62°С позволит повысить ее октановое число на 15 пунктов (с 72 до 87 по и. м., или с 70 до 85 по м. м.). В результате октановые числа суммарного фонда бензинов в вариантах с жестким режимом риформинга повысятся на 3–4 пункта и составят 93,7–93 (по и. м.), или 85 пунктов по м. м. Энергетические затраты на дополнительное повышение октановых чисел на один пункт достигнут в этом случае 0,7%. Повышение октановых чисел будет оправданно, если при применении высокооктановых бензинов экономия энергетических затрат на автомобильном транспорте в расчете на единицу работы (или пробега) будет превышать дополнительные энергетические затраты в нефтепереработке (включая увеличение расхода нефти).

Уровень оптимальных октановых чисел для разных стран может быть различным, что определяется селективностью и энергоемкостью процессов производства бензинов, а также топливной экономичностью автомобилей, техническим уровнем развития двигателе и автомобилестроения в целом. При этом величина пробега на единицу перерабатываемой нефти в большей степени зависит от конструкции двигателя чем от расхода энергии на нефтеперерабатывающем предприятии.

При углублении переработки нефти в схемах современных предприятий стремятся, как правило, к раздельной переработке вакуумного газойля и гудрона. В табл. 2.3 и 2.4 приведены материальные балансы процессов по переработке вакуумного газойля и гудрона.

Бензиновая фракция каталитического крекинга может быть компонентом бензина АИ-93 или А-76, бензин гидрокрекинга подвергается разделению на легкую и тяжелую фракции, легкая фракция может быть передана на компаундирование товарных бензинов, а тяжелая – подвергнута риформингу. Легкий газойль каталитического крекинга может быть использован как компонент печного или дизельного топлива. Средние дистилляты гидрокрекинга являются высококачественными товарными авиационными и дизельными топливами.

Дистилляты термических процессов характеризуются значительным содержанием непредельных соединений, серы, азота.





*С  предварительной гидроочисткой сырья.

** Включая аммиак.

***При одностадийном процессе выход 30% (масс).

Таблица 2.4. Материальные балансы процессов переработки гудрона
[В% (масс.)]

При небольших объемах производства этих продуктов в общем балансе нефтеперерабатывающего предприятия они могут непосредственно вовлекаться в состав товарных бензинов, печных, дизельных, моторных и газотурбинных топлив. При увеличении доли продуктов термических процессов и необходимости получения высококачественных моторных топлив дистилляты этих процессов должны подвергаться облагораживанию – гидроочистке, каталитическому риформингу (как раздельно для соответствующих дистиллятов, так и в смеси с прямогонными фракциями). Тяжелые газойли термических процессов после гидрооблагораживания и гидрообессеривания мазута или гудрона могут служить сырьем для каталитического крекинга, а остаток гидрообессеривания, выкипающий выше 500 °С,– для производства электродного кокса.

Развитие рассматриваемых процессов в схемах переработки нефти вызывает необходимость потребления водорода для повышения соотношения Н: С в получаемых продуктах по сравнению с исходным сырьем, удаления сернистых и азотистых соединений, насыщения олефинов, гидрирования ароматических углеводородов. Расход водорода в различных процессах гидрогенизационной переработки нефтяных дистиллятов и остатков при переработке типичных сернистых нефтей с содержанием серы 1,5–1,7% (масс.) приведен ниже [в % (масс.) на сырье]: .

Различным сочетанием каталитических, гидрогенизационных и термических процессов можно достичь той или иной степени конверсии мазута с изменением объема и структуры производства моторных топлив  в соответствии с потребностью в них.В качестве примера рассмотрено несколько схем переработки мазута с разной глубиной его превращения в моторные топлива.



На рис. 2.5 приведена схема переработки мазута с использованием процессов каталитического крекинга и висбрекинга Степень конверсии мазута в моторные топлива по этой схеме сравнительно невелика и составляет «33%. При использовав НИИ пропан-пропиленовой и бутан-бутеновой фракций для производства высокооктановых компонентов процессами алкилирования, полимеризации, производства трет-бутилметилового эфира или сочетанием этих процессов общий выход моторных топлив в расчете на мазут может составить 39–40% (масс ) Включением в схему переработки мазута процессов легкого гидрокрекинга с каталитическим крекингом остатка гидрокрекинга и коксованием гудрона можно глубину превращения мазута в моторные топлива повысить до 57%, а с учетом дополнительного производства высокооктановых компонентов на базе переработки фракций Сз–С4 и до 60–61% (масс.) на мазут ( рис. 2.6; штрих-пунктиром обозначены возможные варианты схемы).


Рис. 2.5. Схема переработки мазута с использованием процессов каталитического крекинга и висбрекинга.

1 – вакуумная перегонка мазута ; 2 – производство водорода; 3–гидроочистка;4-– каталитический крекинг; 5 – производство высокооктановых компонентов бензина;6 – висбрекинг

I – мазут; II– природный или нефтезаводской газ; III-метанол; IV-вакуумный газойль; V - гудрои; VI – водород; VII -гидроочищенный вакуумный газойль-VIII–бутан-бутеновая фракция- IX – пропан-пропиленовая фракция; X – беизин; XI-легкий газойль; XII- тяжелый газойль; XIII – крекинг-остаток- XIV – высокооктановые компоненты бензина

 Рис. 2.6.

 Рис. 2.7

Рис. 2.6. Схема переработки мазута с использованием процессов легкого гидрокрекинга, каталитического крекинга и коксования:

  1. вакуумная перегонка мазута; 2 – производство водорода; 3 – легкий гидрокрекинг; 4 – каталитический крекинг; 5 – производство высокооктановых компонентов бензина; 6 –коксование; 7 – гидроочистка;

  2. I – мазут; II – природный или нефтезаводской газ; III – метанол; IV – вакуумный газойль; V – гудрои; VI – водород; VII – беизин; VIII – легкий газойль; IX – остаток легкого гидрокрекинга; X- бутан-бутеновая фракция; XI– пропан-пропиленовая фракция; XII – тяжелый газойль; XIII – кокс; XIV – высокооктановые компоненты бензина

Рис. 2.7. Схема переработки мазута с использованием процессов гидрообессеривания мазута, каталитического крекинга и коксования:

1 – гидрообессернвание мазута; 2 – производство водорода; .3–каталитический крекинг;4–производство высокооктановых компонентов бензина; 5 – коксование;

I – мазут; II – природный или нефтезаводской газ; III–метанол; IV – бензин; V – легкий газойль; VI – тяжелый гидрообессеренный газойль; VII – остаток гидрообессеривания; VIII – бутан-бутеиовая фракция; IX – пропан-пропиленовая фракция; X – тяжелый газойль; XI – кокс электродный; XII – высокооктановые компоненты бензина

Еще большую глубину переработки мазута можно получить при использовании процессов гидрообессеривания мазута в сочетании с процессами каталитического крекинга и коксования, что показано на рис. 2.7. В этом случае выход моторных топлив на мазут составит 61–65% (масс). Возможны и другие варианты схем переработки мазута при ином сочетании процессов переработки вакуумного газойля и гудрона, что показано в табл. 2.5. Представленные здесь данные рассчитаны для гипотетического предприятия, перерабатывающего сернистую нефть (фракционный состав приведен выше). Условно принято, что из общего объема мазута (в расчете на нефть) 37% перерабатывается на моторные топлива, а 10,5% используются  для производства других продуктов – битума, смазочных масел, что приближает рассматриваемые варианты схем к реальным условиям.





* Одностадийный процесс.

**Без учета возможности дополнительного производства высокооктановых компонентов в процессах алкилирования, полимеризации, получения трет-бутилметилового эфира, которое может составить в схемах с применением каталитического крекинга 4–6%

Анализируемые схемы переработки мазута с различным сочетанием технологических процессов позволяют поднять выход моторных топлив от 33 до 67% (масс.) на мазут при соотношении выработки дизельное топливо : бензин от 0,44 до 3,50. Общий выход моторных топлив, полученных как за счет неглубокой переработки нефти (см. табл. 2.2), так и дополнительного их производства из мазута по приведенным вариантам схем (см. табл. 2.5) может составить от 57–60 до 69–72% (масс.) на нефть при различной структуре производства моторных топлив. По сравнению со схемами неглубокой переработки нефти (см. табл. 2.2) приведенные варианты позволяют увеличить выход моторных топлив при одном и том же объеме переработки нефти в 1,26–1,60 раз (варианты I и VII), или при одном и том же объеме производства моторных топлив на уровне базовой (неглубокой) схемы– уменьшить расход нефти на 21– 36%.

При включении в состав схемы дорогостоящих, работающих в жестких условиях процессов деструктивной переработки вакуумного газойля и гудрона увеличиваются капитальные, энергетические и эксплуатационные затраты и значительно повышается расход водорода специального производства. Выполненные авторами расчеты для различных схем глубокой переработки нефти показывают, что для достижения выхода моторных топлив на уровне от 60 до 78% (по сравнению с неглубокой переработкой нефти и выходом моторных топлив на уровне 45–47%) капитальные вложения возрастают в 1,6–2,5 раза, энергетические –в 1,3–2,1 раза, эксплуатационные –в 1,7– 3,2 раза. Расход водорода специального производства увеличивается от 0,13 до 0,8% (масс.) на нефть или с 1,1 до 3– 3,4% (масс.) на 1 т моторных топлив (см. табл. 2.5). Необходимо отметить, что потребление водорода и способ его получения существенно влияют на экономику глубокой переработки нефти. Так, при каталитическим крекинге вакуумного газойля с предварительной гидроочисткой сырья затраты на получение водорода составляют около 15% в сумме эксплуатационных затрат по процессу и около 20% в капитальных вложениях а при гидрокрекинге с давлением 15 МПа соответственно увеличиваются до 35–40% в эксплуатационных затратах и 25–30%  капитальных вложениях.

Несмотря на увеличение капитальных и эксплуатационных затрат, важным преимуществом схем глубокой переработки мазута является возможность снижения расхода сырой нефти что особенно актуально с ростом затрат на ее добычу Расчеты' по народнохозяйственной эффективности углубления переработки нефти с учетом замещения мазута, вовлекаемого в глубокую переработку, на другие энергоносители, в частности на природный газ, показали, что в народном хозяйстве составит от 20 до 50 руб. на каждую тонну сэкономленной нефти.



Наиболее сложной и дорогостоящей задачей глубокой переработки нефти является технология превращения тяжелых нефтяных остатков в моторные топлива. Выход гудронов – тяжелой высокомолекулярной части нефти, выкипающей выше 500– 540 С, составляет 20-30% (масс). Гудроны типичных сернистых нефтей характеризуются плотностью около 1000 кг/мз содержанием серы 2,7-3,0% (масс), азота 0,4-0,5% (масс)' высоким содержанием тяжелых металлов (никеля и ванадия)–от 150 г/т и выше, соотношением углерод: водород равным л;8. По своим свойствам близки к гудронам некоторые альтернативные виды сырья –тяжелые и битуминозные нефти синтетические «сланцевая» и «угольная» нефти, для которых' как правило, характерны еще более высокое содержание гетероатомных соединений, тяжелых металлов и более низкое отношение Н: С. Исходя из качества рассматриваемых видов сырья, принципиально близкой должна быть и технология их переработки. Ведущая роль в решении этой проблемы отводится гидрогенизационным каталитическим процессам, позволяющим за счет деметаллизации, удаления гетероатомных соединении и насыщения водородом облагораживать исходное сырье и получать при этом товарные моторные топлива или высококачественное сырье для дальнейшей переработки. Развитие технологии переработки нефтяных остатков на основе освоенных в промышленности процессов, таких как гидрообессериваиие и гидрокрекинг, коксование в псевдоожиженном слое с газификацией получаемого кокса, в настоящее время создает реальные предпосылки для организации безостаточной переработки нефти.

Достарыңызбен бөлісу:


©kzref.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет