Впервые промышленная реализация газификации твердых топ лив была осуществлена в 1835 г. в Великобритании с целью получе ния вначале так называемого «светильного газа», затем энергети ческого топлива для тепловых и электростанций, а также техноло гических газов для производства водорода, аммиака, метанола, аль дегидов и спиртов посредством оксосинтеза и синтеза жидких угле водородов по Фишеру и Тропшу. К середине XX в. газогенератор ный процесс получил широкое развитие в большинстве промышленно развитых стран мира.
Промышленное производство синтетических жидких топлив было освоено в 30-х гг. в Германии, которая обладала значительны ми запасами дешевых бурых углей. В 1943-1944 гг. работало 14 про мышленных установок, на которых осуществлялась каталитическая гидрогенизация твердых горючих ископаемых под давлением. Сум марная производительность этих установок достигла 4 млн т/г. Кро ме того, работали установки по производству углеводородов из СО и Н2, получаемых при газификации угля, суммарной производитель ностью около 600 тыс.т/г.
В послевоенный период (1946-1952 гг.) установки по производ ству жидких и газообразных топлив из твердых горючих ископае мых были построены в ряде стран мира. Например, в бывшем СССР
в50-е гг. работало свыше 350 газогенераторных станций, на кото рых было установлено около 2500 газогенераторов. Эти станции вы рабатывали ежегодно 35 млрд м3энергетических и технологических газов. В последующие годы «нефтяного бума» в мире производство продуктов газификации твердых горючих ископаемых из-за утраты конкурентоспособности повсеместно (за исключением ЮАР) было прекращено. Однако в последние годы в связи с сокращением ресур сов нефтяного и газового сырья синтетические топлива начинают вновь рассматриваться как одна из существенных составляющих топ ливно-энергетического баланса. В 90-х гг. технология газификации твердых горючих ископаемых «проникла» в нефтепереработку. Так,
внастоящее время в мире эксплуатируется несколько десятков ус тановок по парокислородной газификации твердых нефтяных остат ков под названием «Покс», целевым назначением которых является производство водорода для гидрогенизационных процессов глубокой переработки нефти.
При взаимодействии углерода топлива (твердого нефтяного ос татка) с газифицирующими агентами (0 2, Н20, С 0 2) при высокой температуре протекают следующие гетерофазные реакции:
1.С + 0 2= СОг + 394,4 МДж/кмоль углерода;
2.2 С + 0 2= 2 СО +218,8 МДж/кмоль углерода;
3.С + Н20 = СО + Н 2-132,6 МДж/кмоль углерода;
4. |
С + 2 Н20 = С 0 2+2 Н 2- 89,5 МДж/кмоль углерода; |
5. |
С + С 0 2= 2 СО -175,8 МДж/кмоль углерода; |
6. С + 2Н2= СН4+ 87,4 МДж/кмоль углерода; |
7. |
СО + Н20 = С 0 2+ Н2+ 42,4 МДж/кмоль. |
Сочетание всех этих реакций и определяет состав образующего ся генераторного газа. Газифицирующий агент - кислород - подает ся в процессе в количестве, достаточном для поддержания требуе- г мой температуры газификации (1300-1600 °С при жидком золоуда лении и 900-1000 °С при твердом (сухом) золоудалении). Высокий выход целевых компонентов генераторного газа (СО и Н2) обеспечи вается главным образом за счет реакций (3, 4, 5, 7) с участием пре имущественно водяного пара. Термодинамический анализ показы вает, что равновесие всех реакций, протекающих с участием кисло рода, практически полностью смещено вправо. Следовательно, в рав новесной газовой смеси не может быть свободного кислорода. По скольку для равновесия эндотермических реакций благоприятна вы сокая температура, то с повышением температуры возрастает вы ход целевых компонентов в генераторном газе по реакциям (3, 4, 5). Роль реакций метанообразования в некаталитических процессах га зификации очень мала. Что касается других реакций, то нетрудно убедиться, что они являются линейными комбинациями остальных. Так, реакция (4) является комбинацией (5) и (7), а реакция (2) пред ставляет собой сумму реакций (1) и (5). Для расчета равновесного состава генераторного газа при заданном расходе кислорода доста точно составить и решить 2 уравнения равновесия реакций (3) и (5) и два уравнения материального баланса по водороду и кислороду. Рас ход кислорода на процесс рассчитывается из теплового баланса га зогенератора.
За более чем вековую историю развития было разработано и вне дрено множество вариантов промышленных процессов газификации твердых топлив (шахтная, так называемая слоевая газификация, как
газогенераторы Лурги, газификация в псевдоожиженном слое, на при мер. по методу Винклер и др.).
Одним из наиболее эффективных современных способов гази фикации твердых топлив является метод Копперса-Тотцека, заклю чающийся в проведении процесса в потоке пылевидного топлива. Схема газогенератора этого типа приведена на рис. 9.7. Он представ ляет собой горизонтальную реакционную камеру, футерованную изнутри термостойким материалом, охлаждаемую снаружи водой с получением пара низкого давления. Форсунки («горелочные голов ки») для подачи исходных веществ размещены в расположенных друг против друга реакционных камерах. Пылевидный уголь (с размером частиц —0,1 мм) потоком азота подается в расходные бункера 1, от куда шнеком направляется в форсунки 3, захватывается потоком кис лорода и водяного пара и распыляется в камеру 2. Соотношение по-
Уис. 9.7. Газогенератор для пылевидного угля системы Копперс-Тотцек: I - бункера-дозаторы; 2- камера газогенератора; 3- форсунки; 4- узел отвода жидкЬго шлака и его грануляции
токов: на 1 м3 0 2-^0,05 - 0,5 кг пара. Зола отводится в жидком виде. Поэтому температура в камере 2 составляет 1500-1600 °С. В реак ционной камере достигается высокая степень превращения органи ческой части угля с образованием смеси газов С 0 2, СО, Н2, Н20 и H2S с составом, близким к равновесному. При охлаждении генера торного газа не выделяются органические вещества, поэтому упро щается очистка газа и воды. Зола в жидком виде выводится из ниж ней части реакционной камеры, охлаждается и удаляется в виде гра нулированного шлака.
Газ охлаждается в котле-утилизаторе, при этом образуется пар давлением до 10 МПа. Газ далее охлаждается, промывается цирку лирующей водой для удаления частиц пыли и направляется на сле дующие стадии очистки и переработки.
Развитием метода Копперс-Тотцека являются газогенераторы пылевидного угля по методу Тексако. Принципиальная его особен ность заключается в проведении газификации под давлением. Из мельченный уголь подают в реакционную камеру газогенератора не шнеком, а насосом высого давления в виде водной суспензии (соот ношение вода: уголь = 0,8:1,5). Газификация осуществляется пода чей насосом жидкого кислорода. Температура в газогенераторе 1100— 1500 °С поддерживается в зависимости от температуры плавления золы, которая выводится из системы в расплавленном состоянии. Зола охлаждается водяным паром, гранулируется и через шлюз выводит ся из системы.
Формально подача в газогенератор воды снижает тепловой к.п.д. газогенератора. Однако благодаря этому способу отпадает необхо димость применения водяного пара в процессе газификации, а пар из котла-утилизатора подается во внешнюю сеть. Для приготовле ния суспензии можно использовать загрязненные сточные воды, так как в газогенераторе любая органическая примесь превращается в СО и Н 2. Поэтому этот процесс может использоваться и для ликви дации сточных вод и выбросов, а также для переработки различных жидких и твердых отходов.
Газогенераторы системы Тексако приняты в качестве основного реакционного аппарата в широко распространенных в последние годы в процессах газификации твердых нефтяных остатков «Покс» с получением водорода для гидрогенизационных процессов глубо кой переработки нефти. ,
Впроцессе «Покс» последующая каталитическая переработка
иочистка генераторного газа осуществляются способами, анало гичными используемым на НПЗ процессам каталитической паро вой конверсии углеводородного сырья. Кроме того, в этом процес се для выделения водорода из генераторного газа применяется мем бранная технология, что значительно снижает эксплуатационные затраты.
При небходимости значительного сокращения выпуска котель ного топлива на НПЗ и решении проблемы дальнейшего углубления переработки нефти возникает «тупиковая» ситуация с утилизацией твердых нефтяных остатков с неприемлемо высоким для каталити ческих процессов содержанием металлов. Для эффективной перера ботки таких отходов более целесообразны некаталитические высо котемпературные процессы типа «Покс», в которых «избыток» уг лерода превращается в легко перерабатываемые технологические газы.
Можно отметить следующие наиболее важные достоинства про цессов парокислородной газификации твердых нефтяных остатков «Покс»:
1) возможность безотходной и экологически эффективной пере работки трудно утилизируемых высококонцентрированных нефтя ных остатков;
2) возможность производства водорода для гидрогенизационных процессов в количестве, полностью обеспечивающем потребности НПЗ при глубокой переработке нефти;
3)возможность производства, кроме водорода, технологическо го газа, состоящего из СО и Н2, для получения дешевого метанола - сырья для синтеза высокооктанового компонента автобензинов - метилтретбутилового эфира;
4)единственный отход процесса «Покс» - гранулированный шлак
свысоким содержанием ванадия и никеля - можно использовать как ценное металлургическое сырье;
5)возможность одновременного использования процессов гази фикации в качестве природоохранного объекта на НП З с утилиза цией концентрированных сточных вод, жидких и твердых остатков I|ефтепереработки.
Вопросы
1.Каково назначение и значение процессов каталитической окис лительной конверсии углеводородов?
2.Обоснуйте на основе термодинамического анализа оптималь ные технологические параметры паровой конверсии углеводородов.
3.Объясните механизм гемолитических реакций каталитичес кой конверсии углеводородов.
4.Каковы современные представления о катализе окислитель но-восстановительных реакций?
5.Изложите кратко современные представления о механизме реакций углеобразования-газификации в каталитических процессах.
6.Приведите технологическую схему и технологический режим установки получения водорода.
7.Объясните влияние технологических параметров на катали тическую окислительную конверсию сероводорода в элементарную серу.
8. Приведите технологическую схему и технологический режим установки получения серы по методу Клауса.
9. Укажите назначение и разновидности каталитических процес сов окислительной демеркаптанизации сжиженных газов.
10.Объясните химизм реакций каталитического процесса «Ме-
рокс».
11.Приведите принципиальную технологическую схему процес са демеркаптанизации углеводородного сырья «Мерокс».
12.Изложите кратко теоретические и технологические основы процессов производства водорода и синтез-газа газификацией твер дых нефтяных остатков.
Глава 10
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИЯ ГИДРОКАТАЛИТИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ
10.1. Классификация, назначение и значение гидрокаталитических процессов
К гидрокаталитическим в нефтепереработке относятся процес сы, осуществляемые в среде водорода в присутствии катализаторов. По специфичности каталитического действия гидрокаталитические процессы можно классифицировать на следующие типы:
I. Гидрокаталитические процессы реформирования нефтяного сырья:
1а. Каталитическая ароматизация прямогонных бензинов ('ката литический риФормингУ
16. Каталитическая изомеризация легких (С4-С 6) нормальных алканов.
Основной целью этих процессов является повышение октаново го числа бензинов или получение индивидуальных ароматических или легких изопарафиновых углеводородов.
II. Каталитические гидрогенизационные процессы облагоражи вания нефтяного сырья:
На. Гидроочистка топливных фракций.
Иб. Гидрообессеривание высококипящих и остаточных фракций (вакуумных газойлей, масел, парафинов и нефтяных остатков).
Эти процессы предназначены для удаления из нефтяного сырья гетероорганических соединений.
III. Каталитические процессы деструктивной гидрогенизации (гидрокрекинга) нефтяного сырья:
Ша. Селективный гидрокрекинг нефтяного сырья (топливных фракций, масел, гидравлических жидкостей) с целью повышения
октановых чисел автобензинов и получения низкозастывающих неф тепродуктов путем гидродепарафинизации.
Шб. Легкий гидрокрекинг вакуумных газойлей и низкооктано вых бензинов соответственно для гидроподготовки сырья каталити ческого крекинга с одновременным получением дизельных фракций и для повышения содержания изопарафиновых углеводородов в бен зинах.
Шв. Глубокий гидрокрекинг дистиллятного сырья (вакуумных газойлей) и нефтяных остатков с целью углубления переработки не фти.
Шг. Гидродеароматизация реактивных топлив и масляных дис тиллятов.
Гидрокаталитические процессы в современной мировой нефте переработке получили среди вторичных процессов наибольшее рас пространение (табл. 10.1), а такие, как каталитический риформинги гидроочистка, являются процессами, обязательно входящими в со став любого НПЗ, особенно при переработке сернистых и высоко сернистых нефтей. Это обусловлено следующими причинами:
-непрерывным увеличением в общем балансе доли сернистых и высокосернистых нефтей;
-ужесточением требований по охране природы и к качеству то варных нефтепродуктов;
-развитием каталитических процессов с применением активных
иселективных катализаторов, требующих предварительного глубо кого гидрооблагораживания сырья (например, для процессов ката литического риформинга и крекинга);
|
|
|
|
Таблица 10.1 |
|
Доля гидрокаталитических процессов на НПЗ различных |
|
стран мира в % от прямой перегонки нефти |
|
|
(по состоянию к 1999 г.) |
|
|
|
Гидрокаталитические процессы |
США |
Западная |
Россия |
|
Европа |
|
|
|
|
|
1. Каталитический риформинг |
23,6 |
15,5 |
9,3 |
|
2.Гидроочистка |
43,6 |
30,0 |
28,0 |
|
3. Гидрокрекинг |
8 ,1 |
3,2 |
0 , 6 |
|
4. Изомеризация |
5,6 |
0 , 8 |
0 , 2 |
- необходимостью дальнейшею углубления переработки нефти и др. Общими, присущими всем перечисленным выше типам гидрока талитических процессов переработки нефтяного сырья, являются
следующие признаки:
1) химические превращения в них осуществляются под давлени ем водорода, образующегося в одних процессах, например, катали тического риформинга, и расходуемого в других;
2) химические превращения нефтяного сырья в гидрокаталити ческих процессах осуществляются на катализаторах биили полифункционального действия;
3) в составе всех без исключения катализаторов гидрокаталити ческих процессов содержатся компоненты, ответственные за проте кание гомолитических реакций гидрирования - дегидрирования (Pt, Pd, Со, Ni и др.). В качестве второго компонента, осуществляющего гетеролитические реакции, такие, как изомеризация, циклизация, крекинг и др., в зависимости от типа процессов применяются преиму щественно оксид алюминия, промотированный кислотой, алюмосили кат, цеолит, а также сульфиды молибдена, вольфрама и др., обладаю щие р-проводимостью (то есть дырочной проводимостью).
10.2. Теоретические основы и технология процессов каталитического риформинга
Процесс каталитического риформинга предназначен для повы шения детонационной стойкости бензинов и получения индивиду альных ароматических углеводородов, главным образом бензола, толуола ксилолов - сырья нефтехимии. Важное значение имеет по лучение в процессе дешевого водородсодержащего газа для исполь зования в других гидрокаталитических процессах. Значение процес сов каталитического риформинга в нефтепереработке существенно возросло в 90-е гг. в связи с необходимостью производства неэтили рованного высокооктанового автобензина.
Бензиновые фракции большинства нефтей содержат 60 - 70 % парафиновых, 10 % ароматических и 20 —30 % пяти- и шестичлен ных нафтеновых углеводородов. Среди парафиновых преоблада ют углеводороды нормального строения и монометилзамещенные их изомеры. Нафтены представлены преимущественно алкилгомологами циклогексана и циклопентана, а ароматические - алкил-
|
|
Т аблица 10.2 |
бензолами. Такой со- |
|
Октановые числа углеводородов |
|
став |
обусловли вает |
|
Углеводород |
Октановые числа |
низкое октановое число |
|
прямогонного бензина, |
|
ММ |
|
ИМ |
|
|
|
обычно не превышаю |
|
н-Бутан |
92 |
|
93,6 |
|
|
щ его |
50 пунктов (по |
|
н-Пентан |
61,7 |
|
61,0 |
|
|
ММ) (табл. 10.2). |
|
изо-Пентан |
90,3 |
|
92,3 |
|
|
Помимо прямогон |
|
н-Гексан |
25 |
|
24,8 |
|
|
ных бензинов, как сы |
|
2-Метилпентан |
73,0 |
' |
73,4 |
|
рье каталитического |
|
З-Метилпентан |
74,3 |
|
74,5 |
|
|
риформинга использу |
|
2,3-Диметилбутан |
95,0 |
|
101,7 |
|
|
ют бензины вторичных |
|
н-Гептан |
0 |
|
|
|
|
0 |
процессов - коксования |
|
2-Метилгексан |
45,0 |
|
42,4 |
|
|
и термического крекин |
|
3-Метилгексан |
55 |
|
52 |
|
|
га после их глубокого |
|
2, З-Диметилпентан |
88,5 |
|
, 91,1 |
|
|
ги д р о о б л аго р аж и ва |
|
2, 4-Диметилпентан |
82,0 |
|
83,1 |
ния, а также гидрокре |
|
н-Октан |
|
|
|
|
2 2 , 0 |
|
1 0 |
кинга. |
|
|
2- Метилгептан |
24,0 |
|
21,7 |
|
|
|
Выход прям огон |
|
4-Метилгептан |
39 |
|
26,7 |
|
|
ных бензинов относи |
|
2,4-Диметилгексан |
69,9 |
|
65,2 |
тельно невелик (около |
|
2,2,4-Тримети)шентан |
1 0 0 |
|
1 0 0 |
1 5 - 2 0 % от нефти). |
|
Метилциклопентан |
81 |
|
91,3 |
Кроме того, часть бен |
|
Циклогексан |
77Д |
|
83 |
зинов |
используется и |
|
Этилциклопентан |
62,0 |
|
67,2 |
для других целей (сы |
|
Метилциклогексан |
71,1 |
|
74,8 |
рье пиролиза, произ |
|
Этилциклогексан |
41,0 |
|
46,5 |
водств водорода, полу |
|
1Д-Диметилциклогексан |
78,6 |
|
80,9 |
чение растворителей и |
|
Бензол |
108 |
|
113 |
т.д.). П оэтому общий |
|
Толуол |
102,5 |
|
115,7 |
объем сырья, перера |
|
изо-Пропилбензол |
99,0 |
|
108,0 |
батываемого на уста |
|
п-Ксилол |
1 0 0 , 6 |
|
116,4 |
новках катали ти ч ес |
|
|
|
|
|
кого риф орм инга, не |
превы ш ает обычно потенциального содерж ания бензиновых фракций в нефтях.
10.2.1. Химизм и т ермодинамика процесса
Целевыми в процессах каталитического риформинга являются реакции образования ароматических углеводородов за счет: