К глубокой переработке мазута

Это означает, что мазут прямой перегонки и гудрон пойдут в основном на производство моторных топлив, и производство котельных топлив на их основе резко сократится.С другой стороны, быстрый рост добычи природного газа и его использование в энергетических установках, а также развитие атомной энергетики в какой-то мере компенсируют необходимость сжигания котельных топлив.

Поэтому перспективы производства котельных топлив состоят в следующем:

выработка котельных топлив в целом будет снижаться (за счет природного газа, АЭС и других альтернативных источников производства энергии);

в общем балансе котельных топлив доля продуктов первичной перегонки (мазута, гудрона) резко упадет, так как они пойдут на производство моторных топлив глубокой переработкой остатков;

в состав вырабатываемых в уменьшенных количествах котельных топлив преимущественно войдут остатки и газойли вторичных процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга, висбрекинга, термокрекинг и коксования;

выработка печных топлив (МП) на основе отходов масляного производства и остатков каталитического крекинга сохранится на прежнем уровне.

Производство масел

Технология производства масел состоит из трех основных этапов: получение масляных фракций, выработка из них базовых масел-компонентов и смешение (компаундирование) базовых масляных компонентов с вводом присадок.

Начнем с первого из этих этапов — вакуумной перегонки мазута и получения масляных дистиллятов.

Как известно, пригодность нефти для получения из нее масел определяется эй индексации нефти и установлении шифра нефти. Шифр нефти указывает:

к какому классу относится нефть (по содержанию в ней серы);

к какому типу относится нефть (по содержанию в ней светлых фракций, кипящих до 350 °С);

к какой группе относится нефть (по содержанию в ней масляных фракций): 1 -я группа — больше 25 % на нефть, 45 % на мазут, 2-я группа — от 25 до 15 % на нефть, 45 % на мазут, 3-я группа — от 25 до 15 % на нефть, 45-30 % на мазут, 4-я группа — менее 15 % на нефть, менее 30 % на мазут;

к какой подгруппе относится нефть (по индексу вязкости масляных фракций):1 -я подгруппа — индекс вязкости более 95, 2-я подгруппа — индекс вязкости от 95 до 90, 3-я подгруппа — индекс вязкости от 90 до 85, 4-я подгруппа — индекс вязкости менее 85;

к какому виду относится нефть (по содержанию в ней парафина).

Третий и четвертый классификационные признаки шифра нефти определяют пригодность (или непригодность) нефти для выработки из нее масел. К нефтям, приигодным для получения масел, относят обычно нефти двух первых групп и двух первых подгрупп.

В этом случае в вакуумной колонне АВТ получают масляные дистилляты и остаток — гудрон, пригодные для получения дистиллятных и остаточного масел, масляных дистиллятов обычно получают два:

масляный дистиллят маловязкий (МДм), фракция 350-420 °С;

масляный дистиллят высоковязкий (МДв), фракция 420-500 °С; в остатке — гудрон, кипящий выше 500 °С.

В последнее время стали получать широкую фракцию (ШФ) масла, которую после серии очисток фракционируют на 2-3 узкие фракции.

Схема получения масел из мазута

МДм — масляный дистиллят маловязкий; МДв — масляный дистиллят высоковязкий; ШФ -широкая фракция; МВМ — маловязкое масло; СВМ — средневязкое масло; ВВМ — высоковязкое масло; ДА — деасфальтизат

Второй этап производства масел — это выработка очищенных базовых масел-компонентов. Технология их выработки включает в себя ряд процессов, назначение которых следующие:

удаление из гудрона твердых асфальтенов пропаном;

удаление групп углеводородов и соединений, присутствие которых в масле нежелательно (асфальтосмолистых соединений, полициклических ароматических углеводородов с низким индексом вязкости и твердых парафиновых углеводородов);

гидродоочистка или контактная доочистка масла.

Последовательность очисток широкой фракции показана на рисунке пунктиром и в конце ее (перед компаундированием) стоит установка фракционирования масел на маловязкое, средневязкое и высоковязкое (МВМ, СВМ и ВВМ).

Очищенные от всех нежелательных примесей МДм и МДв (или МВМ, СВМ и ВВМ) называют базовыми дистиллятными маслами, а очищенный деасфальтизат (ДА) — базовым остаточным маслом.

Пути углубления переработки нефти

Генеральная и долгосрочная задача в области нефтепереработки — дальнейшее углубление переработки нефти и существенное увеличение выработки моторных топлив. При этом под углубленной переработкой понимают получение максимально возможного количества топлив и масел, получаемых из 1 т нефти. Комбинированные технологических процессов является как раз тем путем, который позволяет, решая вопросы энергосбережения, углубить переработку нефти. Поэтому прежде чем перейти к рассмотрению вопросов комбинирования, рассмотрим проблему углубления переработки нефти.

Во многих странах, в том числе в России, глубину переработки нефти выражают формулой:

Г = (Н — (М + П + СГ)) / Н,

где Г — глубина переработки нефти, %; Н — количество переработанной нефти; М — количество валового топочного мазута (котельного топлива) от переработанной нефти; П — количество безвозвратных потерь от того же количества нефти; Сп — количество сухого газа от переработанной нефти, использованного как топливо.

Такой подход позволяет оценивать величину Г независимо от вида перерабатываемой нефти и набора технологических процессов. В США максимально достигнутое значение Г составляет 86 %. В России на начало 1990-х годов оно составляло около 65 % и в настоящее время постепенно возрастает.

О значении глубины переработки нефти можно судить по следующим цифрам. Увеличение ее всего на 1 % требует определенных затрат (Згп), в то время как затраты на увеличение добычи нефти на 1 % в 14-20 раз выше. Это сравнение, конечно, упрощенное, так как затраты на увеличение глубины переработки нефти по мере роста значения Гпн повышаются нелинейно (с нарастанием), а затраты на рост добычи нефти увеличиваются по мере того, как эта добыча усложняется за счет геологических (увеличение глубины бурения) и географических (перемещение на Север, в труднодоступные районы) условий.

Если экономическая целесообразность углубления переработки нефти в принципе не вызывает сомнений, то количественная оценка экономического эффекта разными специалистами производится по-разному (хотя расхождение конечных результатов при этом не носит принципиального характера).

В качестве примера можно привести предложенную в одной из работ формулу:

Э = ДЗН + ДЗМ — Д3 — ДЗГ — ДЗЭ,

где Э — экономический эффект углубления переработки нефти; ДЗН и ДЗМ — затраты на добычу и транспорт высвобождающихся нефти мазута; Д3 — дополнительные затраты на углубление переработки нефти; ДЗЭ — дополнительные затраты на транспорт газа, используемого вместо мазута; ДЗГ- дополнительные затраты на перевод электростанцией с мазута на газ.

Расчеты, выполненные по этой формуле применительно к объему переработки нефти 40,5 млн т/год, показали, что по сравнению с базовым вариантом (перегонка нефти до мазута с отбором светлых 50 %) увеличение глубины переработки нефти до 62 % (за счет переработки мазута в моторные топлива) дает значение Э = 416 млн руб./год (в ценах 1985 г.). Эта величина возрастает до (1315 млн руб./год при увеличении глубины переработки нефти до 74 % (также в ценах 1985 г.). Таким образом, экономический эффект углубления переработки нефти на каждый процент составляет около 40 млн руб./год (в указанных выше ценах для принятого объема переработки нефти).

Пути углубления переработки нефти включают в первую очередь глубокую первичную переработку нефти на АВТ и затем — комплекс вторичных термокаталитических процессов с максимальным выходом топливных дистиллятов.

Сырьем процессов вторичной переработки могут служить непосредственно мазут или же продукты вакуумной его перегонки — вакуумный газойль и гудрон, но при этом нужно помнить, что главное в ГПН — ресурсы водорода и соблюдение его баланса, так как в мазутах и гудронах соотношение Н : С = 10 — 12, а в светлых топливах оно составляет 15 — 17.

Все вторичные процессы могут быть разделены на четыре группы (см. рисунок выше).

Первая группа — это деструктивные каталитические процессы, в которых недостаток водорода при разрыве связей в молекулах возмещается вводом его извне, за счет чего дистилляты /// получаются всегда насыщенными, с высокими энергетическими свойствами (большое соотношение Н:С).

Вторая группа — процессы, в которых недостаток водорода лишь частично восполняется вводом его извне (в чистом виде или в составе соединений — доноров водорода), а образующийся избыток углерода частично выводится из процесса в виде кокса (откладывается на внутренних поверхностях аппаратов). Третья группа — это процессы без ввода в них водорода и с перераспределением ‘своего’ водорода в процессе протекания каталитических реакций. Избыток углерода в количестве до 8 % от исходного сырья выводится из процесса в виде кокса на катализаторе. Типичный процесс этой группы — каталитический крекинг, играющий ведущую роль в углублении переработки нефти.

Четвертая группа — это термодеструктивные процессы с максимальным удалением из процесса углерода в виде кокса и внутриреакционным перераспределением водорода. К этой группе процессов относятся термокрекинг и коксование, выход кокса в котором составляет от 15 до 35 % на сырье. Несмотря на отвод избытка углерода во второй, третьей и четвертой группах процессов, продукты этих процессов (III) содержат определенное количество непредельных углеводородов (олефинов) и в большинстве случаев эти дистилляты требуют последующего облагораживания (насыщения) водородом.

Следует заметить, что во всех группах процессов в составе углеводородного газа определенную долю составляет сухой газ (С1 — С2) , обычно сжигаемый как технологическое топливо. Поскольку количество сухого газа является вычитаемым в формуле для определения глубины переработки нефти, то выход сухого газа уменьшает глубину переработки нефти, как и количество выводимого из процесса кокса. Но в случае, если кокс не используется по целевому назначению (для цветной металлургии), он может быть переработан в жидкие моторные топлива через газификацию, получение синтез-газа и последующий синтез его (по Фишеру — Тропшу) в моторные топлива. Таким образом, общая глубина переработки возрастает за счет кокса.

Углубление переработки нефти, с одной стороны, позволяет решить проблему увеличения ресурсов моторных топлив, а с другой — обусловливает резкое сокращение выработки котельных топлив, так как мазут является основным компонентом этих топлив. Возмещение сокращающейся доли мазута идет несколькими путями.

Непосредственно мазут может направляться на гидровисбрекинг, а если установка комбинированная, то продукт висбрекинга далее проходит гидроочистку и подвергается крекингу.

При глубокой вакуумной перегонке (ГВП) мазута получают обычно три продукта: лВГ, УВГ и гудрон. Легкий вакуумный газойль (лВГ) после гидроочистки используется как компонент дизельного топлива, а УВГ и гудрон перерабатываются в моторные топлива по различным направлениям.

Если нефть масляная, то вместо УВГ получают широкую масляную фракцию (ШМФ) 350-500 °С, и тогда вместо моторных топлив из ШМФ и гудрона получают базовые масла, а продукты очистки масел (асфальт и экстракты) использует для получения кокса или битума.

В целом же подавляющее большинство вариантов ГПМ конечным процессом имеют КК как наиболее оптимальный процесс использования внутренних ресурсов водорода. Особенно благоприятно сочетание гидроочистки (ГО) и легкого гидрокрекинга (лГК) с каталитическим крекингом (КК), так как это увеличива внутренние ресурсы водорода в сырье КК и позволяет получать хорошее дизельное топливо на стадии лГК.

Начинает развиваться процесс гидровисбрекинга (ГВБ) как способ увеличения ресурсов сырья КК.

Один из перспективных путей глубокой переработки нефти (ГПН) — проце сскоксования, так как при этом можно получить прямогонный вакуумный газойль (60 % от мазута), идущий непосредственно на КК; 40 % — гудрон на непрерывное коксование в кипящем слое кокса (из них 25-30 % дистиллята 350-500 °С ГО и КК, 15-20 % кокса, подвергающегося газификации; из синтез-газа по Фишеру — Тропшу можно получить моторное топливо).

Быстро нарастает применение селективных процессов (деасфальтизации селективной очистки гудронов) с последующей переработкой рафинатов на КК. Широкое применение в схемах ГПН каталитического крекинга не только даёт возможность получать моторное топливо непосредственно, но позволяет на основе ББФ и ППФ газа крекинга получать высокооктановые компоненты бензина. Но в то же время ГПН связана со значительным ростом энергозатрат. Сейчас на 1 т перерабатываемой нефти на НПЗ в сумме затрачивается 70-80 кг топлива (7-8 %). При углублении переработки нефти до 75-80 % эти затраты составляют 120-130 кг топлива на 1 т нефти, т.е. до 13 % от перерабатываемой нефти.

Наряду с комбинированием существенные экономические преимущества даёт укрупнение мощностей установок, поэтому оно всегда сопровождает комбинирование.

В настоящее время достигнутый ‘потолок’ мощности АВТ составляет 68 млн т/год, установок каталитического крекинга — 2 млн т/год, каталитическог риформинга — 1,2 млн т/год.

Дальнейшее укрупнение производства сейчас приостановилось из-за дефицита нефти и необходимости придания схемам НПЗ большей гибкости. С другой стороны, принцип комбинирования диктует уровень мощностей взаимосвязанных процессов определять исходя из мощности головного процесса.

Источник: b2b.bloger.com

 

 

Запись опубликована в рубрике Нефтепродукты. Добавьте в закладки постоянную ссылку.

Комментарии запрещены.