Контрольные вопросы

1. Чем характеризуется процесс Феба-комби-крекинга?

2. Чем объясняется гибкость данного процесса?

3. Чем характеризуются продукты, полученные в результате использования катализаторов-добавок?

4. С помощью какого процесса можно получить синтетическую нефть?

5. Какие материалы используются в качестве катализатора в процессах гидрокрекинга?

Литература

1. Сюняев З.И. Прикладная физико-химическая механика нефтяных дисперсных систем. М. 1982.

2. Вайль К.К, Маншилин В.А. и др. Тем обзор. Каталитические процессы глубо­кой переработки нефти. М. ЦНИИТЭНефтехим. 1980.

3. Нефедов Б.К., Коновальчиков Л.Д., Ростаник Н.Н. Тем. обзор. Катализаторы нефтепереработки и нефтехимии на основе высококремниземных цеолитов. М. ЦНИИТЭНефтехим. 1987.

Модуль 7. Оптимизация схем переработки нефтяных остатков

Лекция 12. Схема глубокой переработки тяжелых остатков

Как видно из рассмотренных процессов, ни один из них не обеспечивает абсолютных преимуществ при переработке остаточного сырья.

Для осуществления термических процессов требуются сравнительно небольшие капитальные и эксплуатационные затраты, однако выход жидких продуктов и их качество наиболее низкие. Кроме того, при термических процессах образуется значительное количество трудно утилизируемых побочных продуктов (кокс, пек и т.д.).

Значительно более высокий выход и качество жидких продуктов достигается в процессах каталитического крекинга, но для него характерны высокие эксплуатационные затраты, связанные с большим расходом катализатора. Кроме того, с помощью процессов каталитического крекинга можно перерабатывать сравнительно благоприятное сырье (облагороженное каким-либо способом) с содержанием металлов до 30 мг/кг и коксуемостью не более 10% масс.

Наиболее универсальными являются гидрогенизационные процессы, так как они позволяют практически полностью превратить самое разнообразное тяжёлое и остаточное сырьё в высококачественные дистиллятные продукты. Однако для реализации этих процессов, которые осуществляются при высоком давлении водорода, необходимы и наиболее крупные капиталовложения и эксплуатационные затраты.

В связи с этим, при переработке остатков часто прибегают к комбинированию различных деструктивных процессов, что даёт возможность оптимизировать выход и качество продуктов и затраты на их производство. Наиболее часто используются различные комбинации процессов подготовки остаточного сырья с каталитическим крекингом. Одним из наиболее распространённых методов подготовки сырья является деасфальтизация. Однако, выход деасфальтизата резко уменьшается при улучшении его качества. Например, при деасфальтизации бутаном гудрона лёгкой аравийской нефти с содержанием Ni + V = 80мг/кг и коксуемостью К=16,4% масс., выход деасфальтизата с содержанием Ni +V =14мг/кг и К=7,1 составляет 80 %, а с содержанием Ni + V = 6 мг/кг и К=3,6 % - уже всего 66 %. При этом образуется значительное количество трудно утилизируемого асфальтита.

Поэтому большее применение получила термоадсорбционная деасфальтизация остатков (APT, ЗД и т.д.), позволяющая избежать трудностей с утилизацией асфальтита.

В настоящее время особое внимание привлекают гидрогенизационные методы подготовки сырья для каталитического крекинга, которые позволяют снизить содержание металлов, серы и коксуемость до заданных требований. В качестве побочных продуктов при этом образуется бензин и средние дистилляты.

Весьма эффективным является сочетание процессов феба-комби-крекинг и каталитического крекинга ККФ.

При включении в схему завода процесса феба-комби-крекинг (VCC) на НПЗ почти нет остатков (за исключением остатка гидрирования с VCC ≈ 6% на сырьё реактора, который можно подвергнуть газификации и производить при этом водород или электроэнергию или сжигать, производя пар). Такой завод имеет структуру производства с полным отсутствием мазута.

Наряду со схемами с ККФ находят применения схемы, в которых используется сочетания следующих процессов:

• гидрообессеривание + коксование дает возможность из высокосернистого сырья получать электродный кокс и увеличивает выход и качество дистиллятных продуктов;

• деасфальтизация + гидрокрекинг позволяет снизить жесткость процесса и продлить срок службы катализатора гидрокрекинга;

• гидрокрекинг + термокрекинг (ВОС - юнибон);

• гидрообессеривание (гидрокрекинг) + газификация остатка с получением водородсодержащего газа (обеспечивает потребности основного процесса в водороде).

Глубокая безотходная переработка гудронов с максимальным получением компонентов моторных топлив может быть осуществлена посредством отдельных процессов или комбинации следующих промышленно освоенных процессов (рисунок 33):

• гидрокрекинг при давлении 15 МПа и выше - двухступенчатый со стационарным слоем или трёхфазным кипящим слоем катализатора;

• термоадсорбционная деасфальтизация и деметаллизация типа APT, лёгкий гидрокрекинг газойля APT и каталитический крекинг газойля лёгкого гидрокрекинга с получением компонентов высокооктановых бензинов, средних дистиллятов и газов каталитического крекинга;

• коксование гудрона с кипящим слоем с последующей газификацией порошкообразного кокса с получением низкокачественных компонентов моторных топлив, газов коксования и газификации (в том числе водорода).

Однако выбор процессов переработки тяжёлого углеводородного сырья или их комбинации на каждом НПЗ должен определяться отдельно, в зависимости от конкретных условий работы данного завода и в первую очередь от качества сырья.

Рекомендуемая схема глубокой переработки мазута приведена на рисунке 34.

Поскольку квалифицированная переработка гудрона (особенно глубоковакуумной перегонки) с высоким содержанием асфальтеновых веществ, металлов и других гетеросоединений требует значительных капитальных и эксплуатационных затрат, на ряде НПЗ России и за рубежом ограничиваются переработкой гудронов с получением котельного топлива и битумов.

Поскольку ни один из вышеперечисленных процессов или их комбинаций не обладает абсолютными преимуществами, выбор оптимальной схемы переработки остатков на каждом НПЗ должен определяться отдельно в зависимости от конкретных условий завода.

Ниже приведены технико-экономические показатели различных схем переработки остаточного и тяжёлого сырья.

Рисунок 33 - Схема безотходной переработки гудрона

ВП - вакуумная перегонка; APT - термоадсорбционная деасфальтизация; ЛТК - легкий гидрокрекинг; КК - каталитический крекинг

Рисунок 34 - Схема глубокой переработки мазута

Контрольные вопросы

1. Какие преимущества дает комбинирование технологических процессов переработки тяжелых остатков?

2. Что дает предварительная подготовка тяжелого сырья к переработке и какими процессами она осуществляется?

3. Какие существуют сочетания технологических процессов?

4. Какими факторами определяется то или иное сочетание технологических процессов на каждом НПЗ?

Литература

1. Матвеева К.К. Новые высокопроизводительные комбинированные установки и комплексы по переработке нефти. М. 1985.

2. Сидорин В.П. Комбинированная установка ЛК-6У. М. 1985.

Лекция 13. Технико-экономические показатели различных схем

переработки остаточного сырья

При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованно управляемую установку в сочетании с укрупнением достигается:

- экономия капитальных вложений в результате сокращения резервуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций и инженерных сетей, более компактного расположения оборудования и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, операторных, киповских и других помещений и тем самым увеличения плотности застройки;

- экономия эксплуатационных затрат в результате снижения удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды за счет объединения стадий фракционирования, теплообмена, исключения повторных операций нагрева и охлаждения, увеличения степени утилизации тепла отходящих потоков и др., а также в результате сокращения численности обслуживающего персонала (то есть повышения производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации;

- снижение потерь нефтепродуктов и количества стоков и, следовательно, количества вредных выбросов в окружающую среду.

Фирмой «Шеврон» с целью выбора оптимальных схем для переработки нефтяных остатков для действующих и новых НПЗ на основе данных пилотных установок были исследованы следующие варианты: замедленное коксование; гидрообессеривание и каталитический крекинг "флюид", ККФ, деасфальтизация с применением растворителей. Экономическое сопоставление четырёх технологических схем, включающих вышеуказанные процессы проводились применительно к НПЗ мощностью 10 млн. т/год, рассчитанному на переработку одной из трёх нефтей: лёгкой аравийской, тяжёлой аравийской и Северного склона Аляски. Для сопоставления выбраны следующие исходные данные:

• максимальная глубина превращения нефтяных остатков в светлые нефтепродукты (тяжёлые топлива не производятся; кокс, асфальтит и избыточный сжиженный газ рассматриваются как побочные продукты);

• распределение основных продуктов: автобензин 55 %, средние дистилляты 45%, основным источником необходимой энергии является нефть;

• технологические схемы переработки в целом одинаковы, кроме части касающейся переработки вакуумных остатков;

• для переработки вакуумного газойля, газойля коксования, деасфальтизата используется каталитический крекинг "флюид";

• алкилирование отсутствует, все углеводороды С₃ и С₄ используются для производства сжиженных газов.

Характеристики мазута и гудрона, исследованных нефтей, приведены в таблице 13.1.

Таблица 13.1 - Характеристика мазута и мазута

Показатели	Нефть
	Легкая аравийская	Тяжелая аравийская	Северного склона Аляски
Мазут (н.к. выше 345 ºС) Выход на нефть, % об. Плотность Содержание, % масс.: Серы никеля	43,0 0,958 3,1 0,0033	50,8 0,992 4,5 0,1240	53,0 0,962 1,6 0,0046
Гудрон (н.к. выше 565 ºС) Выход на нефть, % об. Плотность Содержание, % масс.: Серы Никеля и ванадия Асфальтенов (нерастворимые в пентане) Коксуемость, % масс. (по Рамсботтому)	13,2 1,0254 4,1 0,0100 12 22	26,0 1,0443 5,7 0,0239 25 24	18,3 1,0173 2,3 0,0126 10 18

Характеристика сырья и продуктов, получаемых при различных вариантах переработки, приведена в таблице 13.2.

Таблица 13.2 - Характеристика сырья и продуктов при различных вариантах переработки

Показатели	Нефть
	Легкая аравийская	Тяжелая аравийская	Северного склона Аляски
1	2	3	4
Замедленное коксование
Содержание серы в сырье (гудрон) Выход кокса на остаток Содержание в коксе: Серы	4,1 34 6,7	5,7 37 7,7	2,3 29 3,0
Ванадия Загрузка коксовой установки (относительная)	0,023 1,0	0,05 1,0	0,03 1,0
Гидрообессеривание+коксование
Содержание серы в гидроочищенном сырье	0,8	0,9	0,4
Выход кокса на остаток Содержание в коксе: Серы Ванадия Загрузка коксовой установки (относительная)	20 1,5 0,006 0,84	10 2,0 0,150 0,43	10 1,0 0,004 0,50
Гидрообессеривание+каталитический крекинг
Содержание в гидроочищенном сырье (мазут): Серы Никеля и ванадия Выход кокса каталитического крекинга (конверсия 80 %)	0,3 0,0006 7,2	0,3 0,0013 7,5	0,1 0,00012 6,7
Деасфальтизация с применением растворителей
Содержание серы в сырье (гудрон) Деасфальтизат Выход, % об. Содержание: Серы Никеля и ванадия Асфальтит Выход, % об.	4,1 83 3,5 0,0029 17	5,7 68 4,5 0,0003 32	2,3 88 2 0,0079 12

Продолжение табл. 13.2

1	2	3	4
Содержание серы Температура размягчения, ºС	6,5 170	7,5 170	4,1 170
Данные для сопоставления деасфальтизации с коксованием
Выход, % масс.: Асфальтита Кокса Отношение кокс/асфальтит	21 34 1,62	36 37 1,03	14 29 2,07

Результаты экономических сопоставлений четырёх вариантов переработки остатков приведены на рисунке 35.

Рисунок 35 - Зависимость относительной эффективности процессов

переработки остатков от стоимости побочных продуктов

1 - замедленное коксование (530, 570, 520)

2 - гидрообессеривание гудрона и коксование (580, 780, 570)

3 - гидрообессеривание вакуумного газойля, гудрона и ККФ (560, 710, 560)

4 - деасфальтизация с применением растворителей.

Различия в экономике этих вариантов выражены через разницу в окупаемости общих капиталовложений, в зависимости от стоимости побочного продукта (кокса или асфальтита). За основу принят вариант с замедленным коксованием.

Нулевая точка для процесса замедленного коксования соответствует цене высокосернистого кокса (11 $/т). В основу экономических расчётов были положены следующие значения стоимости сырья и продуктов, $/м³: нефть - 82, бензиновые фракции - 113, средние дистилляты - 104; сжиженные газы - 110.

Как видно из данных, приведённых на рисунке 35, выбор наиболее экономичной схемы переработки остатков в значительной степени определяется природой сырья

Примечание: цифры в скобках - капиталовложения (новое строительство с учетом объектов общезаводского хозяйства), млн. $ для случаев а, б, в, соответственно.

Так, для переработки остатков лёгкой аравийской и Аляскинской нефтей (для основного случая) более предпочтительны схемы, не включающие прямое коксование остатков. В случае переработки остатков тяжёлой аравийской нефти экономичнее оказывается вариант с использованием прямого коксования.

Одним из факторов, влияющих на выбор процесса коксования или деасфальтизации, является выход остаточного продукта кокса и асфальтита. Деасфальтизацию выгоднее использовать, когда соотношение кокс : асфальтит больше единицы (таблица 13.2). Однако следует учитывать, что экономичность процесса деасфальтизации в значительной степени зависит от возможностей сбыта асфальтита.

Совершенствование процесса деасфальтизации позволяет шире его использовать в схемах НПЗ топливного профиля.

Результаты экономических расчётов показывают, что включение установки деасфальтизации (процесс ROSE) в схему НПЗ, перерабатывающего лёгкую аравийскую нефть, позволяет при использовании деасфалътизата в качестве компонента сырья установки ККФ снизить выход котельного топлива с 20,6 до 11,7 % мас.

В таблице 13.3 приведены более подробные данные, характеризующие экономическую эффективность комбинации процессов гидрообессеривания мазута и замедленного коксования обессеренного сырья.

Эти данные показывают, что сочетание процессов гидрообессеривания и коксования требует значительно больших эксплуатационных затрат и капиталовложений по сравнению с использованием только процесса коксования. Дополнительные капиталовложения могут окупиться более чем за 7 лет (по чистой разности стоимости продукции в 13 млн. $/год).

Это довольно большой период окупаемости, но поскольку предварительное гидрообессеривание сырья значительно повышает гибкость процесса коксования, позволяя из высокосернистых нефтей получать электродный кокс и дистилляты хорошего качества, сочетание процессов гидрообессеривания и коксования при определённых условиях находит применение на отдельных НПЗ.

Таблица 13.3 - Экономика процессов коксования прямогонного и гидрообессеренного сырья (для установки мощностью 2,5 млн.т/год)^х

Показатели	Замедленное коксование	Гидрообессеривание RCD-юнибон-коксование х
Капиталовложения, млн.$	54	147хх
Энергетические затраты:
Электроэнергия, кВт. ч Пар, т/ч (при 31,6 ат.) Пар, т/ч (при 10,5 ат.) Питательная котельная вода, м3/ч охлаждающая вода, м3/ч топливо, млн. ккал/ч	2660 - - - - 92,5	19900 26,6 50,1 33,1 1570 112,7
Стоимость единицы продукции, $/т (годовая стоимость, млн.$):
С2 С3-С4 С5-204 °С 204-343 °С >343 °С кокс	107 (7,7) 147 (20,4) 125 (50,9) 107 (79,4) 80 (58,6) 8 (3,2)	107 (5,3) 147 (20,7) 128 (47) 113 (71,2) 100 (102) 50 (12)
Валовая стоимость продукции за год, млн.$	220,2	258,2
Разность валовой стоимости продукции, млн.$	38
Разность стоимости продукции за вычетом разности прямых эксплуатационных затрат, млн. $	13

^х Расчет на основании данных, полученных на пилоткой установке.

^хх Включая водородную установку.

Переработка остатков с помощью сочетания процессов коксования (или деасфальтизации) и ККФ дистиллятов позволяет получить из нефти до 90% светлых нефтепродуктов.

Процессы прямого гидрообессеривания остатков с последующим каталитическим крекингом были разработаны фирмами "Галф рисерч" и "Мобил ойл".

Технико-экономические показатели этих процессов приведены в таблицах 13.4, 13.5, 13.6, 13.7

Таблица 13.4 - Показатели процесса прямого гидрообессеривания мазута фирмы «Мобил ойл»

Показатели	Мазут до/после гидрообессеривания из нефти
	Лёгкой аравийской	Аляскинской
Никель +ванадий, мг/кг Содержание, % мас.: серы азота ароматики асфальтенов Расход Н2, нм3/м3	30/2 3/0,5 0,14/0,07 67/48 4/1,2 71	53/2 1,5/0,5 0,36/0,22 73/52 6,2/1,6 80

Как видно из приведённых в таблице 13.5 данных, переработка нефти с использованием сочетания процессов прямого гидрообессеривания остатков и ККФ позволяет получить до 96% светлых нефтепродуктов, т.е. вести практически безостаточную переработку нефти.

Таблица 13.5 - Сопоставление показателей процесса гидрообессеривания +ККФ (фирма «Мобил ойл») и коксование +ККФ

Показатели	Гидрообесеривание остатков +ККФ (I)	Коксование +ККФ (II)
Капиталовложения, млн. $ Сырая нефть, м3/сут Продукты, м3/сут: Бензин Средние дистилляты Мазут Сжиженные газы Кокс, т/сут Нефтезаводское топливо, м3/сут мазутных эквивалентных Прибыль (после уплаты налогов), тыс. $/сут	650 28140 19080 7950 - 572 - 1670 +11 (по сравнению с вариантом II)	610 30050 19080 7950 715,5 795 97,5 1892

Таблица 13.6 - Технико-экономические показатели процесса гидрообессеривания остатков нефтей Аляски фирмы «Галф-рисерч» (для получения сырья ККФ)

Показатели	Месторождение
	I	II
	Мазут (н.к.-360 °С)	Мазут (н.к.-360 °С)	Гудрон (н.к.-538 °С)
Содержание в сырье: S, % мас. Ni+V , мг/кг Выход продуктов: C1-C4, % мас. бензин С5, % об. остаток с н.к.-191°С (сырьё ККФ), %об. Содержание в очищенном остатке: S , % мас. Ni+V, мг/кг. Расход Н2, нм3/м3. Мощность установки, м3/сут. Капиталовложения, млн.$	1,45 41,5 0,82 1,53 100,68 0,1 1,5 81,0 7950 41,5	1,59 39,0 0,56 1,55 100,58 0,3 4,4 56,4 7950 25,9	2,09 86,0 0,64 1,84 103,13 0,3 7,2 80,5 3180 19,2

Таблица 13.7 - Технико-экономические показатели процесса ККФ гидрообессеренных остатков фирмы «Галф рисерч»

Показатели	Из исходного мазута I		Из исходного мазута или гудрона II
Сырьё: н.к.-°С содержание S,% масс. Степень превращения, % об. Выходы, % об. на сырьё: С3/пропилен С4/бутилен бензин С5-221°С дистилляты 221-343 °С декантированный газойль кокс, % масс. на сырьё сухой газ, % масс. Свойства бензинов: Плотность S, % масс.	191 0,1 80,2 11/7,6 19,1/10,8 60,8 14,5 5,3 7,8 3,2 0,7507		191 0,3 78 10,6/7,3 17,9/10,2 59,9 15,1 6,9 8,1 3,5 0,7547
Октановое число: и.м. (без ТЭС) м.м. (без ТЭС) Свойства средних дистиллятов: Плотность S, % масс. Выбросы S02 в газах регенерации,% об. Расход катализатора, кг /м3 сырья Мощность установки, м3/ сут Капиталовложения, млн.$		0,01 94 81,5 0,9529 0,24 0,017 1,43 7950 38,45	0,03 94,7 81,5 0,9465 0,50 0,052 3,86 7950 38,45

На примере НПЗ мощностью 4,7 млн.т/год проведена оценка технико-экономических показателей различных схем переработки нефти Сафания, одной из разновидностей тяжёлой аравийской нефти, свойства которой приведены в таблице 13.8.

Таблица 13.8 - Свойства нефти Сафания и ее остатков

Показатели	Сырая нефть	Мазут	Гудрон
Плотность	0,8939	0,9792	1,04
Коксуемость по Конрадсону, % масс.	7,5	12,8	21
Содержание:серы, % масс.	2,95	4,32	5,58
Νı, мг/кг	24	37	60
V, мг/кг	116	180	292

Состав процессов, входящих в различные схемы переработки, представлены в таблице 13.9 , а сопоставление технико-экономических показателей этих схем в таблице 13.10.

а-(ИОЧ+МОЧ)/2=89,2 с 1,1 см³ ТЭС;

б-(ИОЧ+МОЧ)/2=89;

в-(ИОЧ+МОЧ)/2=89 с 0,55 см³ ТЭС;

г-(ИОЧ+МОЧ)/2=93,1-90,9;

д - содержание серы 4,3; 0,6; 1,8 и 0,5% мас. соответственно в I, II, IV, VI схемы переработки.

В другом примере детального технико-экономического анализа различных схем переработки остатков за базовый вариант принят НПЗ мощностью 4,7 млн.т/год, рассчитанный на глубокую переработку (выход остаточного котельного топлива 18% об.) лёгкой аравийской нефти.

Характеристика лёгкой и тяжёлой аравийской нефти приведена в таблице 13.11.

Таблица 13.9 - Основные вторичные процессы, входящие в различные схемы переработки нефти Сафания

Базовый вариант (неглубокая переработка)	I	Гидроочистка бензинов и средних дистиллятов, каталитический риформинг; деструктивные процессы отсутствуют
Дополнительно (по сравнению с базовым вариантом) включены процессы	II	Вакуумная переработка; гидроочистка вакуумного газойля и коксования; ККФ гидроочищенных газойлей; замедленное коксование гудрона; алкилирование
	III	Вакуумная перегонка; гидрокрекинг вакуумного газойля и газойля коксования; замедленное коксование гудрона; производство водорода (33 тыс. т/год)
	IV	Вакуумная перегонка; гидроочистка вакуумного газойля и газойля гидрокрекинга; ККФ гидроочищенных газойлей; гидрокрекинг гудрона (в кипящем или расширенном слое катализатора); производство водорода (36 тыс. т/год)
	V	Гидрообессеривание мазута; вакуумная перегонка гидрообессеренного мазута; ККФ вакуумного газойля и газойля коксовани; замедлеенное коксование гудрона; алкилирование; производство водорода (21 тыс. т/год)
	VI	Вакуумная перегонка; гидроочистка вакуумного газойля и газойля коксования; ККФ гидроочищенных газойлей; алкилирование; коксование (флексикокинг) гудрона
	VII	Гидрообессеривание мазута; ККФ гидрообессеренного мазута; алкилирование; производство водорода (21 тыс. т/год)

Таблица 13.10 - Сопоставление ТЭП различных схем переработки нефти Сафания для НПЗ мощностью 4,7 млн.т/год

Показатели	Схемы
	I	II	III	IV	V	VI			VII
Выход основных продуктов, % масс.: автобензин: этилированный неэтилированный реактивное топливо дизельное топливо (цетановое число 56; S=0,3 % мас) печное топливо остаточное котельное топливо(Д) кокс Дополнительные капитальные вложения по сравнению с базовым вариантом, млн. $ Дополнительные эксплуатационные расходы, тыс.$ /сут Дополнительная чистая прибыль, тыс.$ /сут. Период окупаемости дополнительных капитальных вложений, лет	10, 0а 4,4б 3,5 15,0 - 66,0 - - - - -	24,5в 24,9г 3,5 15,0 12,3 1,4 13,2 414,0 123,7 197,0 6,4	17,8в 18,9г 23,5 15,0 - - 13,2 438,0 173,8 199,8 6,6	25,8в 26,3г 3,5 15,0 6,1 16,1 - 510,0 184,0 282,0 5,5	23,2в 23,6г 3,5 15,0 18,6 - 7,5 574,0 185,4 264,6 6,6	28,5в 29,0г 3,5 15,0 9,2 2,3 1,0 619,0 13,1 474,0 4,0		29,1в 29,6г 3,5 15,0 15,3 - - 532,0 186,4 350,6 4,6

Таблица 13.11 - Основные характеристики лёгкой и тяжёлой Аравийской нефтей

Показатели	Лёгкая аравийская		Тяжёлая аравийская
	Нефть	Мазут (н.к.- 343°С)	Нефть	Мазут (н.к.-343°С)
1	2	3	4	5
Плотность	0,8524	0,9484	0,8866	0,9895
Содержание:
серы, % мас.	1,7	3,0	3,0	4,6
азота, % мас.	0,09	0,21	0,25	0,42
Ni+V, мг/кг.	-	36	-	130
Коксуемость по Кондарсону % мас.	-	7,5	-	13,0
Выход, % об. :
н.к.-199°С	30,0		24,8
199-343°С	26,8		23,0
343-538°С	27,2		23,7
>538°С	16,0		28,5

В качестве альтернативных, было выбрано пять различных вариантов практически без остаточной переработки тяжёлой аравийской нефти (таблица 13.12), для чего в схему были включены различные комбинации процессов переработки гудрона.

В таблице 13.13 приведены данные, характеризующие структуру выхода полученных при этом продуктов, а в таблице 13.14 даётся экономических показателей этих схем.

Таблица 13.12 - Различные варианты схемы переработки тяжелой Аравийской нефти

Базовый вариант	I	На НПЗ имеются установки атмосферной и вакуумной перегонки каталитического риформинга, гидроочистка дизельного топлива ККФ газойля, алкилирования. Изомеризация бутана
Дополнительно (по сравнению с базовым вариантом) включены процессы	II	Деасфальтизация гудрона + гидроочистка деасфальтизата последующей передачей деасфальтизата на ККФ) кислородная газификация асфальтита
	III	Гидрообессеривание мазута + замедленное коксование гудрона
	IV	Гидрообессеривание мазута + ККФ гудрона
	V	Гидрокрекинг гудрона (процесс Н-ойл) + кислородная газификация остатка (н.к.-538 °С)
	VI	Адсорбционная деасфальтизация мазута (процесс АРТ) гидроочистка образующихся жидких продуктов +ККФ

Таблица 13.13 - Выход продуктов в % об. при различных вариантах переработки нефтяных остатков для НПЗ мощностью (по нефти) 4,7 млн. т/год

Выход продуктов	Легкая аравийская нефть, вариант I	Тяжелая аравийская нефть, вариант
		II	III	IV	V	VI
Пропан Бензин Реактивное топливо Дизельное топливо Остаточное котельное топливо Кокс, т/сут	1,7 42,3 17,0 22,0 18,0 -	2,4 44,1 19,9 30,8 - -	3,2 41,5 20,1 34,5 - 765,0	2,2 49,9 15,6 31,6 - -	2,7 43,8 16,2 36,0 - -	2,4 45,0 16,0 33,2 - -

Таблица 13.14 -Сопоставление экономики НПЗ мощностью 4,7 млн. т/год, различающихся схемой переработки гудрона

Показатели	Схемы переработки
	I	II	III	IV	V	VI
Дополнительные капиталовложения по сравнению с вариантом I, млн. $ Затраты на нефть, млн. $/год Эксплуатационные расходы, млн. $/год Чистая прибыль, млн. $/год Период окупаемости дополнительных капиталовложений, лет	- 1168 27 151	500 1095 61 283 3,8	500 1095 64 289 3,6	465 1095 71 331 2,6	460 1095 64 295 3,2	320 1095 58 307 2,0

Контрольные вопросы

1. Какими технико-экономическими показателями характеризуется определенная схема переработки?

2. Чем отличается экономика различных вариантов переработки?

3. Что позволяет достичь сочетание процессов прямого гидрообессеривания остатков и ККФ?

Литература

1. Матвеева К.К. Новые высокопроизводительные комбинированные установки и комплексы по переработке нефти. М. 1985.

2. Сидорин В.П. Комбинированная установка ЛК-6У. М. 1985.

МОДУЛЬ 8. МИНИЗАВОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ МАЗУТА И

ПОЛУЧЕНИЯ БИТУМОВ

Лекция 14. Углубление переработки нефти

План:

1. Углубление переработки нефти - мазут как сырье.

2. Методы переработки мазута.

3. Новая технология переработки мазута

1. Углубление переработки нефти - мазут как сырье.

Совершенствование существую­щих нефтезаводских технологий и со­здание новых технологических процессов, позволяющих увеличить глубину переработки нефти, - актуальнейшие экономические и технические проблемы нефтеперерабатывающей отрасли.

Движущей силой увеличения глу­бины переработки является растущее потребление моторных топлив при продолжающемся снижении спроса на тяжелое котельное топливо.

Новые технологии переработки нефти должны стать энерго- и ресурсосберегающи­ми безотходными или малоотходны­ми не загрязняющими окружающую среду, экономически целесообразны­ми. Ассортимент и качество продук­тов и материалов, выпускаемых НПЗ, также должны соответствовать требо­ваниям настоящего времени. Эта проблема особо актуальна для малогабаритных НПЗ, где доля мазута составляет 40-60 %.

Что в настоящее время называют мазутом? Мазут, например, марки М-100 в качестве основного компонен­та содержит до 50-70% собственно мазута (остаток атмосферной колоны первичной перегонки нефти) с добав­лением 20-25% дизельных фракций, а все остальные компоненты, как правило, полупродукты вторичной пере­работки нефти

Задача углубления переработки мазута уже несколько десятилетий является одной из важнейших про­блем для нефтеперера­ботчиков. Отсталые технологии, из­ношенность оборудования, отсут­ствие средств на модернизацию - известные аргументы в защиту труд­норешаемых задач по углублению переработки нефти. Переработка высокосернистых нефтей требует значительных капитальных, затрат на создание мощностей по очистке товарных нефтепродуктов от серни­стых соединений. На крупных НПЗ эта проблема решается введением мощностей по гидроочистке. Одна­ко малосернистые мазуты требуют высококвалифицированной перера­ботки. Избыток мазута летом ощу­щается производителями также ос­тро, как и его недостаток зимой по­требителям.

В интересах защиты окружающей среды от вредных выбросов необхо­димо вводить экологические ограни­чения широкому использованию ма­зутов в качестве основного вида топ­лива для котельных и энергетичес­ких установок. Альтернатива топоч­ным мазутам - печные топлива с улучшенными экологическими свойствами.

Качество дорог показывает, что производство высококачественных битумов также является одной из ос­трейших проблем нефте­переработки. Надо отметить, что де­фицитны не только высококачествен­ные дорожные битумы, но и за обыч­ными битумами летом выстраивают­ся длинные очереди битумовозов.

При низком спросе на мазут в лет­ний период и в то же время остром недостатке дорожных и строительных битумов логично было бы разрабо­тать технологии получения битумов из мазутов для обеспечения регионов удаленных от нефтеперерабатываю­щих центров. Таким образом, можно сформулировать комплекс задач, ко­торые очень актуальны при поиске новых технологий переработки мазу­та.