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>.
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
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
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 рн3ации’ полУчения 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⇒