Современные проблемы технологии производства моторных топлив из нефтяного сырья

Расширение объемов потребления моторных топлив способствовало развитию процессов, направленных на увеличение их выработки из сырой нефти, — вначале термического крекинга мазута, затем каталитического крекинга, гидрокрекинга и других современных процессов нефтепереработки.

Развитие этих процессов происходило и происходит под влиянием соответствующих требований со стороны моторной техники. При высоком уровне потребления авиационных и автомобильных бензинов и незначительном потреблении дизельных топлив в 1940—1950-х годах в широком масшта-ое в США, СССР и других развитых странах был реализован каталитический крекинг средних дистиллятов (керосино-газойлевой фракции атмосферной перегонки нефти), обеспечивающий большой выход бензиновых компонентов с достаточно высоким октановым числом. Для повышения октановых чисел бензинов получили распространение процессы полимеризации, алкилирования, а также термического риформинга, который был заменен затем на более эффективный процесс каталитического риформинга. По мере дизели-зации моторного парка и перехода авиационной техники на реактивные двигатели возросла потребность в средних дистиллятах —¦ авиационном ке-росине и дизельном топливе, и процесс каталитического крекинга с конца 1950-х начала 1960-х годов был переориентирован на переработку тяжелого сырья — вакуумного газойля. В 1960-х годах в схемы НПЗ ряда зарубежных стран, прежде всего США, стал включаться процесс гидрокрекинга под давлением 15 МПа. Этот процесс обеспечивал наибольшую гибкость в регулировании выхода бензина, керосина, дизельного топлива при переработке тяжелого дистиллятного, а в ряде случаев — и остаточного сырья [12]. По мере утяжеления сырья каталитического крекинга — переработки вакуумных газойлей с концом кипения 500—560 °С — возникла проблема как получения кондиционных котельных топлив из тяжелых вакуумных остатков, так и дальнейшей их переработки с целью увеличения выработки моторных топлив. Для переработки гудронов в схемах современных Ш1Э получили развитие термические процессы (висбрекинг, замедленное коксование, коксование в псевдоожиженном слое — флюидкокинг — и его модификация с газификацией получаемого пылевидного кокса — флексико-кинг, сочетание процессов висбрекинга с термическим крекингом и др.), гидрогенизационные процессы (гидрокрекинг, гидрообессеривание), которые в ряде случаев сочетают со стадией предварительной подготовки сырья методами сольволиза (деасфальтизации) и деметаллизации. Перспективными процессами, частично реализованными в промышленности или находящимися в опытно-промышленной проверке, являются процессы гидровисбрекинга, термического гидрокрекинга (дина-крекинг), термокрекинга с перегретым водяным паром (юрека), термодеасфальтизации, а также гидроге-низационные процессы, основанные на применении дешевых, не подлежащих регенерации катализаторов — «феба-эль-ку-крекинг», «феба-комби-крекинг», «кэнмет>.

Эволюция процессов по переработке мазута в США

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

1 - термический крекинг; 2 — коксование; з _ каталитический крекинг; 4 — висбрекинг; 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 топ-

¦лив 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 переработке нефти на действующих НПЗ и осуществлялось строительство НПЗ по схеме с неглубокой переработкой нефти в европейской части страны. В то же время учитывалась потребность различных районов в жидком котельно-печном топливе, исходя из условий формирования энергетического баланса и стоимости добычи и транспорта нефти, угля и газа [39]. 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 [26], показана ниже (в млн. т):

1973 г.

1980 г.

1985 г.

Западная Европа

851

1030

721

Северная Америка

771

1019

887

Латинская Америка

327

431

374

Африка

53

83

130

Ближний и Средний Восток

130

182

221

Азиатско-Тихоокеанский регион

388

529

513

в том числе Япония

220

297

249

Прочие страны

485

767

850

Всего в мире

3005

4041

3696

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 [521. В приведенных ниже данных [38] показаны динамика годовых объемов переработки нефти (в млн. т, числитель) и выход светлых нефтепродуктов [в % (масс.) на нефть, знамв' натель]:

1 980 г.

1985 г.

США

724,5/66,3

651,2/71,7

Япония

221,2/38,0

159,3/54,8

ФРГ

112,6/57,4

89,4/63,1

Франция

113,9/55,9

78,3/64,1

Великобри

86,4/53.,4

78,4/65,7

тания

Италия

98,2/46,9

75,2/54,7

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) [53]:

Западная гтд

Европа

Термические процессы 77,6 89,4

Каталитический крекинг 80,5 278,5

Гидрокрекинг 12,0 48,9

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; 3 — изомеризация; 4 — каталитический риформинг; 5 — гидроочистка керосина; 6 — гидроочистка дизельного топлива;

1 — нефть; II —- углеводородные газы; III — бензиновая фракция н. к. — 62 °С; /У—бензиновая фракция 62—180 °С; V — керосиновая фракция; VI — дизельная фракция; VII— ма-зут; VIII — водородсодержащий газ; IX — углеводородные фракции Сз—С4; X —¦ изомеви-зат; */-бензин каталитического риформинга: XII — авиационный керосин; XIII — дизельное топливо повышение октановых чи-сел 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 технологии от переработки нефтяного сырья к использованию альтернативных сырьевых ресурсов — тяжелых и битуминозных нефтей, сланцев, угля.

Современные технологические процессы и 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 переработки и структуру производства моторных топлив. Выход отдельных нефтепродуктов при атмосферно-вакуумной перегонке нефти принят следующим [в % (масс.)]:

Газ до С4

2,0

Дизельная фракция

30,0

Бензиновая фракция

3,0

180—350 °С

Н.К. — 62 °С

Фракция 350—500 °С

24,0

Бензиновая фракция

17,0

Остаток выше 500 °С

23,5

62—180 °С

Потери

0,5

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

Таблица 2.2. Изменение структуры производства топлив и качество бензина от отбора реактивного топлива и жесткости процесса

Данные для процесса риформинга с получением катализата с октановым числом по исследовательскому методу 85 ед. (числитель) и 95 ед. (знаменатель)

Отбор реактивного топлива

Показатель

0

5%

10%

Быход, % (масс.)

47,7/46,5

46,9/45,9

45,6/44,8

В том числе: . .

автомобильный бензин

18,6II7,4

16,3II5,3

14,0II3,2

топливо РТ

4,9/4,9

9,8/9,8

дизельное топливо

29,1/29,1

25,7/25,7

21,8/21,8

Октановое число бензина:

исследовательский метод

82,7/90,7

82,2/90,0

81,8/89

моторный метод

75,2/82,4

74,8/82,0

74,7/81,3

.изомеризации бензиновой фракции н. к. — 62°С (на схеме показаны пунктиром). Отбор авиационного топлива типа ТС-І при первичной перегонке нефти принимался от 0 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 [46]. При этом величина пробега на единицу перерабатываемой нефти в большей степени зависит от конструкции двигателя, чем от расхода энергии на нефтеперерабатывающем предприятии [42]!.

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.

Таблица 2.3. Материальные балансы процессов переработки вакуумного газойля [% (масс.)]

Показатель

Каталитический кре-книг* [541

Гидрокрекинг при [55]

давлении

15 МПа

1 0 МПа

| 5 МПа

Взято:

вакуумный газойль

100,0

100,0

100,0

100,0

водород

0,8

3,1

2,5

1,7

Получено:

углеводородные газы

6,63

7,0

7,5

2,3

сероводород

1,56

1,8**

1,8**

1,8**

пропан-пропиленовая фракция

5,2

¦-

бутан-бутеновая фракция

6,9

бензин

40,75

15,2

23,4

8,7

реактивное топливо

79,1

дизельное топливо

23,45

69,8

60,0***

тяжелый газойль (остаток)

12,0

28,9

кокс выжигаемый

3,32

* С предварительной гидроочисткой сырья.

** Включая аммиак.

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

Таблица 2.4. Материальные балансы процессов переработки гудрона

[% (масс.)]

Висбре-

Замедлен-

Термоконтактиый крекинг [56, 57]

Гидро-обессери-ваиие [58]

Показатель

книг

[56]

иое коксование [56]

с получением товарного кокса

с газификацией кокса

Цзятп: .

гудрон

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

1,27

водород

.Получено:

Н2+1МНз

газ до С4 вклю-

3,3

11,3

12,3

12,3

0,56

чительно

бензин

5,5

12,1

12,8

12,8

5,2

легкий газойль

34,9

19,6

19,6

25,1

тяжелый газойль

89,8

14,2

35,0

35,0

28,79

остаток

39,27

кокс

25,7

15,0

газ газификации

106,5*

кокс выжигаемый

1,4

1,8

5,3

1,7

и потери

* С учетом воздуха иа газификацию.

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 гид-рогенизационной переработки нефтяных дистиллятов и остатков при переработке типичных сернистых нефтей с содержанием серы 1,5—1,7% (масс.) приведен ниже [в % (масс.) на сырье] [55,59]: *

Гидроочистка:

бензина атмосферной перегонки нефти 0,01_0,02

керосиновой фракции атмосферной перегон- 0 ’ 15—0 ’ 25

ки нефти ’ ’

дизельного топлива атмосферной перегонки 0 25—0 35 нефти ’

вакуумного газойля 0 6_0 8

бензинов коксования 0 9_13

легких газойлей коксования j’5_2’о тяжелых газойлей коксования і’б_2 5

Гидрообессеривание гудрона при 15 МПа і’з_2 0

Гидрокрекинг вакуумного газойля: ’ ’

при 5 МПа I J_j j

при 15 МПа з’о_з’4

Различным сочетанием каталитических, гидрогенизацион-ных 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 л-33%. При использовании пропан-пропиленовой и бутан-бутеновой фракций для производства высокооктановых компонентов процессами алкилирования, полимеризации, производства грег-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

Схема переработки мазута с использованием процессов каталитического крекинга и висбрекинга.

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; И — природный или нефтезаводской^ газ; III— метанол; IV — вакуумный газойль; V — гудрон; VI — водород; VII — гидроочищенный вакуумный газойль;

VIII — бутан-бутеновая фракция- IX — пропан-пропиленовая фракция; X — бензин; XI легкий газойль; XII — тяжелый газойль; XIII — крекинг-остаток; XIV — высокооктановые компоненты ’ бензина

Схема переработки мазута с использованием процессов легкого гидрокрекинга, каталитического крекинга и коксования

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; ь — коксование; 7 — гидроочистка;

1 — мазут- II — природный или нефтезаводской газ; III — метанолу /V — вакуумный газойль- V — гудрон; VI— водород; VII—бензин; VIII — легкий газойль; IX остаток ле) -кого гидрокрекинга- X — бутан-бутеновая фракция; XI — прэпаи-пропиленовая фракция; ХЦ—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, 1 — 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- л тя-желый газойль- XI — кокс электродный; XII — высокооктановые компоненты бензина переработки фракций С3—С4 и до 60—61% (масс.) на мазут (рис. 2.6; штрих-пунктиром обозначены возможные варианты схемы).

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% исполь-

Таблица 2.5. Характеристика различных вариантов переработки мазута

Показатель ---—

і п 1. Доля процессов в общей переработке нефти, %: вакуумная перегонка ма- 37,0 37,0 зута

III

- 37,0

Вариант

IV

37,0

схемы

V

37,0

VI

37,0

VII

37,0

гидроочищенного ваку- 18,7 _

умного газойля

18,7

_

остатка легкого гидро- —- 113 крекинга ’

• —

11,3

тяжелого газойля про- — _

цесса гидрообессерива-

18

легкий гидрокрекинг ва- — 18 8 куумного газойля при 5 МПа*

18,7

гидрокрекинг вакуумного — _

газойля при 10—15 МПа с получением дизельного

18,7

18,7

топлива гидрообессеривание мазу- _ _

та при 15 МПа

37,0

_

висбрекинг гудрона |8 3 18 3 замедленное коксование: ’ ’

18,3

негидроочищенного гуд- _ _

рона

--

18,3

18,3

18,3

остатка гидрообессери- _ _

вания мазута гидроочистка продуктов

8,3

коксования:

бензина _ _

легкого газойля _. _

2. Выход моторных топлив, 32 8 37 8 % (масс.) на мазут** ’ ' ’

49,8

61,2

1,8

5,4

49,2

1,8

5,4

56,7

1,8

5,4

66,6

В том числе:

бензин 22,7 13,1 дизельное топливо 10,’1 24,’7 3. Расход водорода, % (масс ) • ’

12,6

37,2

24,3

36,9

24,9

24,3

17 8 38,9

14.8

51.8

на мазут 0,4 0 6 на нефть 0,13 0,23 на моторные топлива 1,1 1,6 4. Соотношение дизельное топ- 0,44 1,89 ливо : бензин

1,7

0,63

3,4

2,95

1.5 0,57

2.5 1,50

0,7

0,25

1,4

0,98

0,9

0,35

1,7

2,19

2,0

0,8

3,0

3,50

Одностадийный процесс.

тов вБпр0цессв\\°лки^повТнИ«ОП0^НИТеЛЬНОГО пР0изв0Дства высокооктановых компонен-которое может состав^ В rxVl рн3ацииполУчения трег-бутилметилового эфира, (масс.) на мазут Ь х с применением каталитического крекинга 4—6°/о зуется для производства других продуктов — битума, смазочных масел, что приближает рассматриваемые варианты схем к реальным условиям.

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. Ниже приведены выход и структура производства моторных топлив по вариантам I—VII глубокой переработки нефти при отборе 10% топлива РТ при первичной перегонке нефти и жестком режиме риформинга:

I

II

III

IV

V

VI

VII

Бензин

21,6

18,1

17,8

22,2

22,4

19,8

18,7

Топливо РТ

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

Дизельное топливо

25,5

30,9

35,6

35,5

30,8

36,2

40.9

Итого

56,9

58,8

63,2

67,5

63,0

65,8

69,4

Соотношение дизельное топливо : бензин

1,2

1,7

2,0

1,6

1,4

1,8

2,2

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 каталитическам 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 увеличива-- ются до 35—40% в эксплуатационных затратах и 25—30% в 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 эффект в народном хозяйстве составит от 20 до 50 руб. на каждую тонну сэкономленной нефти [60]. ^

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/м3 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 »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 гете-роатомных 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 соединений 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 гидрообессеривание и гидрокрекинг, коксование в псевдоожиженном слое с газификацией получаемого кокса, в настоящее время создает реальные предпосылки для организации безостаточной переработки нефти.

ГЛАВА 3

ПРОИЗВОДСТВО АЛЬТЕРНАТИВНЫХ МОТОРНЫХ

ТОПЛИВ

Требования к качеству моторных топлив | Моторные топлива из альтернативных сырьевых ресурсов | Характеристика сырья и процессов его переработки