Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние и тенденции развития переработки нефти в мире .
1.1. Мировая нефтеперерабатывающая промышленность 10
1.2. Состояние и пути развития нефтепереработки в России 24
1.3. Повышение качества нефтепродуктов - важнейший фактор развития нефтепереработки 35
1.4. Выводы и обоснование направления исследования 56
Глава 2. Общее исследование девонских, карбоновых нефтей и их смеси .
2.1. Исследование девонской нефти 64
2.1.1. Потенциальное содержание и углеводородный состав фракций девонской нефти 64
2.1.2. Характеристика товарных нефтепродуктов из девонской нефти 74
2.1.3. Характеристика сырья из девонской нефти для вторичных процессов 81
2.1.4. Заключение по исследованию девонской нефти 82
2.2. Исследование карбоновой нефти 83
2.2. 1. Краткая характеристика карбоновой нефти 83
2.2.2. Потенциальное содержание и свойства узких фракций 83
2. 2. 3. Углеводородный состав фракций карбоновой нефти 84
2. 2. 4. Характеристика товарных нефтепродуктов 85
2. 2. 5. Характеристика сырья из карбоновой нефти для вторичных процессов 90
2.2.6. Заключение по исследованию карбоновой нефти 91
2.3. Исследование смеси девонской и карбоновой нефтей в соотношении 1:1 92
2.3. 1. Характеристика смеси девонской и карбоновой нефтей в соотношении 1:1 92
2. 3. 2. Потенциальное содержание и свойства узких фракций 93.
2. 3. 3. Углеводородный состав фракций смеси девонской и карбоновой нефтей в соотношении 1:1 94
2.3.4. Характеристика товарных нефтепродуктов 97
2. 3. 5. Характеристика сырья из смеси девонской и карбоновой нефтей для вторичных процессов 99
2. 3. 6. Заключение по исследованию смеси девонской и карбоновой нефтей в соотношении 1:1 99
2.4. Заключение по главе 2 100
Глава 3. Сравнение технологических конфигураций вариантов переработки татарских нефтей
3.1. Цель работы 103
3.2. Методология анализа и оценка вариантов 104
3.3. Анализ конфигурации технологий 106
3.3.1 Конфигурация нефтеперерабатывающего производства (НПЗ) 107
3.3.2. Конфигурация ароматического комплекса 109
3.3.3. Конфигурация комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) 112
3.3.4. Конфигурация нефтехимического комплекса 122
3.4 Выбор окончательной конфигурации Комплекса 125
3.5. Сравнительная оценка вариантов и выводы 141
Глава 4. Исходные данные, материальные балансы и мощности установок Комплекса .
4.1. Исходные данные 145
4.2. Материальный баланс Комплекса и мощности технологических установок 150
4.3. Материальный баланс и описание технологических установок 158
4.3.1. Установка гидроочистки нафты 158
4.3.2. Установка гидроочистки дизельного топлива 160
4.3.3. Установка каталитического риформинга (бензол, толуол, ксилолы) 162
4.3.4. Установка гидрокрекинга 165
4.3.5. Установка замедленного коксования 167
4.3.6. Установка газификации 168
4.3.7. Установка каталитического крекинга 170
4.3.8. Установка производства полипропилена 172
4. 3.9. Установка алкилирования 175
4.3.10. Ароматический комплекс 177
4. 3. 11. Установка производства линейного алкилбензола (ЛАБ) 182
4. 3. 12. Установка производства чистой терефталевой кислоты (ТФК) 184
4.3. 13. Установка производства ПЭТФ 188
Глава 5. Экономическая эффективность Комплекса НПЗ и НХК при переработке татарстанских нефтей.
5.1. Исходные данные и условия для расчета экономической эффективности 192
5.2. Экономические показатели Комплекса НПЗ и НХЗ (оценка затрат на строительство) 195
5.3. Доходы и затраты при эксплуатации, рентабельность 197
Общие выводы 208
Список использованной литературы 210
Приложения 222
- Повышение качества нефтепродуктов - важнейший фактор развития нефтепереработки
- Потенциальное содержание и углеводородный состав фракций девонской нефти
- Конфигурация комплекса глубокой переработки нефти (КГПН)
- Материальный баланс и описание технологических установок
Введение к работе
Основным отличием структуры большинства российских вертикально интегрированных нефтяных компаний от западных является существенное превышение добычи нефти над ее переработкой. Отсюда вытекает принципиальное отличие формирования стратегии развития компаний: мировые нефтяные компании, ориентируясь на получение максимальных прибылей, развивают в первую очередь нефтепереработку, а российские компании отдают приоритет нефтедобыче. В результате, в России на протяжении последних десятилетий значительных вложений в НПЗ практически не наблюдалось. Только в последние годы стало уделяться внимание вопросам реконструкции ряда технологических установок на НПЗ страны. Сырьевая направленность отраслевого экспорта крайне невыгодна. Замена экспорта сырой нефти на высококачественные нефтепродукты позволило бы в разы увеличить объем валютных поступлений.
На фоне роста доли экспорта сырой нефти в общем объеме добываемого в РФ нефтяного сырья, доля поставок нефти и газового конденсата на действующие нефтеперерабатывающие предприятия сократились с 54,5 % в 2000 году до 44,7 % в 2006 году. Это связано не только с медленным ростом потребления нефтепродуктов на внутреннем рынке страны по сравнению с ростом добычи нефтяного сырья, но и с современным состоянием российской нефтеперерабатывающей промышленности. Российские НПЗ отличаются низким уровнем конверсии нефтяного сырья в более ценные продукты переработки. Выход основных моторных топлив уступает показателям нефтепереработки в промышленно развитых странах мира при высокой доле выработки топочного мазута. Российские НПЗ экспортируют относительно дешевые, пользующиеся спросом в Европе продукты - дизельные топлива низкого (по сравнению с европейскими требованиями) качества по содержанию серы (0,2 % масс, и выше), топочный мазут, базовые масла, прямогонный бензин, вакуумный газойль и другие. Доля товарных нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью и высоким качеством невысока. В целях модернизации
нефтеперерабатывающей промышленности принимались решения и государственные программы развития. Например, «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» (ЭС-2020). Для коренной модернизации российских НПЗ требуется разработка, и реализация целого комплекса мер, включая создание необходимой законодательной базы и механизма ее исполнения. Только совершенствованием технологий, улучшением планирования и применением компаундирования успеха добиться невозможно. Поставленная задача требует интегрированного подхода. Технологические решения должны быть увязаны с программами совершенствования операционной структуры и управления производством. Потребуется перестройка системы производства и сбыта нефтепродуктов, сдвиги в культуре нефтепереработки, значительные инвестиции, тщательная оценка технических решений, компетентность обслуживающего персонала. Успешными будут предприятия, способные выбрать необходимые технологии и внедрить их в нужное время.
На фоне создавшейся ситуации, отрадно отметить планируемое компанией «Татнефть» строительство Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов на ЗАО «Нижнекамский НПЗ». Ввод нового нефтеперерабатывающего завода мощностью 7 млн. тонн в год (с глубиной переработки свыше 90 %) и объектов инфраструктуры планируется в 2009-2010 годах в г. Нижнекамске. Общая схема переработки нефти, добываемой на месторождениях Республики Татарстан, на Комплексе должна обеспечивать возможность переработки 100 % карбо-новой высокосернистой нефти, 100 % девонской нефти или смеси этих нефтей в любом соотношении. Залежи нефти в Татарстане связаны главным образом с тер-ригенными отложениями девона. Запасы девонской нефти промышленных категорий составляют большую часть общих запасов нефти Татарии. Остальные запасы нефти связаны с отложениями ярусов нижнего карбона. Эти нефти по сравнению с товарной смесью Западно-Сибирских нефтей характеризуются высоким содержанием серы, смол силикагелевых, меньшим содержанием фракций, выкипающих до 200 и до 300 С.
Переработка 100 % карбоновой высокосернистой нефти имеет для России стратегическое значение, а именно, повышение качества нефти экспортируемой по трубопроводам. Включение в схему Комплекса ряда нефтехимических производств будет способствовать расширению производства ценных- продуктов в регионе и позволит удовлетворить прогнозируемый рост спроса на нефтепродукты в республике Татарстан и прилегающих регионах.
В состав Комплекса будут включены установки когенерации, продукцией которых будут электроэнергия и пар.
Строительство Комплекса осуществляется в три этапа:
строительство НПЗ, Комплекса установок получения ароматических углеводородов, установки гидрокрекинга для уменьшения объемов производства топочного мазута (с содержанием серы 2% на последнем этапе строительства);
строительство завода глубокой переработки нефти, по завершении которого Комплекс станет практически автономным, т. е. сможет перерабатывать тяжелые остатки;
строительство установок нефтехимического Комплекса.
В Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств будут включены:
- нефтеперерабатывающий завод, обеспечивающий производство легких нефтепродуктов из сырой нефти, а так же установка риформинга и ароматический Комплекс для производства бензина и ароматических углеводородов; В состав нового нефтеперерабатывающего комплекса войдут установка ЭЛОУ-АВТ-7, установки гидроочистки нафты, керосина и дизельного топлива, установка гидрокрекинга, установка производства серы, установка регенерации амина, установки производства ароматических углеводородов и этилена и относящиеся к ним вне-площадочные объекты и системы снабжения энергоресурсами. Сырая нефть будет поступать на площадку по трубопроводу.
завод по глубокой переработке нефти, использующий остаток атмосферной перегонки в качестве сырья, производительностью 4,8 млн. т./год, включая установки гидрокрекинга и каталитического крекинга для производства бензина и пропилена. Он так же включает установку коксования и парогазовую установку с внутрицикловой газификацией для производства добавочных объемов дистиллятов и электроэнергии с возможностью производства водорода и пара;
нефтехимический комплекс для производства нефтехимической продукции из ароматических и олефиновых углеводородов в составе установок производства линейных алкилбензолов (ЛАБ), чистой терефталевой кислоты (ТФК) и полиэти-лентерефталата (ПЭТФ), а так же установки производства полипропилена. Эти продукты являются сырьем для получения товаров народного потребления и промышленного применения: посуды, тары, нитей, волокон, конструкционных полимеров, моющих средств, масел и др.
Включение в схему Комплекса завода глубокой переработки нефти установки замедленного коксования позволит переработать 66% гудрона в дистилляты. После дальнейшей переработки эти дистилляты вовлекаются в бензин и дизельное топливо. В рассмотренной схеме предусматривается продажа электроэнергии на сторону и производство нефтезаводского топливного газа для собственных нужд на установках комплекса. Наличие парогазовой установки с внутрицикловой газификацией позволяет избавиться от всего остального гудрона за счет применения экологически безвредного процесса, работающего в широком диапазоне параметров. В результате обеспечивается выработка электроэнергии, пара и водорода в нужных пропорциях. Однако для производства водорода по-прежнему используется природный газ, поскольку, если речь идет о производстве водорода, то технология парового риформинга с точки зрения финансовых показателей более интересна, чем технология газификации кокса. Установки гидрокрекинга и ККФ позволят производить высококачественные нефтепродукты: бензин; керосин; дизельное топливо; пропилен из вакуумного газойля и дистиллятов
коксования. Топочный мазут на продажу на последнем этапе строительства не будет производиться, все потоки будут иметь коммерческую ценность. Образующийся на установке ККФ тяжелый каталитический газойль можно использовать в качестве сырья местному заводу технического углерода. Замедленное коксование является надежной технологией, широко применяемой во многих странах мира для углубления переработки нефти.
На нефтехимическом комплексе будет производиться ряд весьма ценных продуктов при сравнительно низком объеме капиталовложений. Известно, что качественный и количественный состав оборудования и качество нефти, используемого на НПЗ, оказывает непосредственное влияние, как на цену получаемых нефтепродуктов, так и на извлекаемую предприятием прибыль.
Безусловно, рентабельность в основном зависит от цен на сырую нефть. Если она поднимется слишком высоко, реализация проекта может потерять финансовую привлекательность. Уменьшить отрицательные последствия падения цен на какой-либо из выпускаемых на комплексе продуктов поможет организация производства целого спектра продуктов. В целом, самым важным фактором сохранения рентабельности нефтеперерабатывающего производства явится сохранение разницы в ценах на нефтепродукты и сырую нефть.
Создание Комплекса - это реализация Проекта федерального уровня «Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов», ориентированного на углубленную переработку углеводородного сырья за счет достижения более высоких его переделов в нефтехимическом производстве. Проект осуществляется в рамках Программы развития нефтегазохимического комплекса Татарстана, предусматривающей удвоение объема переработки нефти с 7 до 14 млн. тонн в год.
Настоящая диссертационная работа посвящена разработке оптимальной схемы переработки карбоновых и девонских нефтей Татарстана.
Повышение качества нефтепродуктов - важнейший фактор развития нефтепереработки
Охрана окружающей среды в современных условиях приобрела острый глобальный характер. В области добычи и переработки нефти охрана окружающей среды имеет особое значение по сравнению с другими отраслями промышленности. Основными факторами, обуславливающими ее особую важность, являются крупные масштабы добычи нефти и производства нефтепродуктов, применяемых практически во всех сферах хозяйственной деятельности. Ужесточение эколого-экономических требований к качеству топлива в последнее десятилетие явилось основной движущей силой развития технологии переработки нефти в мире. Принятые Евросоюзом стандарты качества автомобильных бензинов и дизельных топлив, региональные законы ведущих стран мира устанавливают жесткие экологические характеристики топлив (табл. 1.16, 1.17) и сроки их обязательного внедрения.
Как правило, принятие этих стандартов в большинстве стран сопровождается мерами государственной поддержки нефтеперерабатывающих компаний, так как для их реализации требуются значительные финансовые ресурсы. К примеру, в Германии нефтеперерабатывающие заводы с их достаточно высоким технологическим уровнем для выполнения программы перехода с Евро-3 на Ев-ро-4 ежегодно осваивали свыше 1 млрд. евро /26/.
В условиях экономического роста в последние пять лет, и повышения покупательной способности населения, Россия вступила в полосу глобальной автомобилизации населения. За период 2000-2005 годов российский парк легковых автомобилей вырос на 8 млн. единиц и составляет 24 млн. штук /55,56/. В настоящее время российский автомобильный парк включает более 50 % автомобилей, не отвечающих современным требованиям по экологическим характеристикам и работающих на низкооктановом бензине (А-76), производство которого стимулируется путем установления пониженных акцизов Налоговым Кодексом РФ /56/. В последние годы сформировался заметный сектор предприятий малого и среднего бизнеса, специализирующихся на выпуске малотоннажных объемов горюче-смазочных материалов путем смешения сырьевых компонентов в условиях отсутствия надлежащего технического, технологического и метрологического обеспечения и контроля качества товарных нефтепродуктов. В результате на рынок нефтепродуктов поступает большой объем некондиционной продукции. На этом фоне достаточно высокими темпами растет парк автомобилей зарубежного производства, оборудованных современными двигателями и системами, обеспечивающими качество выбросов выхлопных газов по стандартам Евро-3 и Евро-4, а с 2008 года и по стандарту Евро-5.
Приход на российский рынок автопроизводителей крупнейших компаний FORD, TOYOTA, NISSAN, PEUGIOT и других позволит значительно повысить темпы обновления автопарка, приблизить Россию по количеству автомобилей на 1000 жителей с 53 места в мировом рейтинге в первую десятку развитых стран.
Аналогичный технический регламент в отношении сроков внедрения стандартов Евро на моторные топлива принимается в настоящее время. Введение этих документов регулирования потребует от российской нефтепереработки комплекса организационных и технических мер. В первую очередь, гармонизации российских стандартов и нормативов ЕС. Подготовка производства на евро-стандарты связана со значительной модернизацией основных фондов НПЗ и является капиталоемким и длительным процессом. Особенности воздействия нефтепродуктов на окружающую среду (атмосферу, почву, воду, растительный и животный мир) следующие. При попадании нефтепродуктов в почву нарушаются биологические, химические и физические процессы, что приводит к разрушению структуры почвы, прекращению в течение ряда лет нормального роста растений. Скорость распространения в почве нефтепродуктов зависит от типа почвы и гидрологических условий, количества и свойств нефтепродуктов. Срок восстановления работоспособности почв, загрязненных нефтепродуктами, составляет один - два года. Если количество инфильтрованных в почву нефтепродуктов превышает ее впитывающие свойства, то они попадают в подпочвенные воды водоносные горизонты /28, 29, 31/.
Нефть и нефтепродукты являются одним из основных источников загрязнения морских и внутренних водоемов. Масштабы загрязнения мирового океана нефтью и нефтепродуктами оцениваются в 10 млн. тонн в год /28/. Это утечки и сбросы нефтеналивных и прочих судов, предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности и др. Нефтепродукты растекаются пленкой различной толщины на водной поверхности морей, рек, озер и прудов, распространяются в виде эмульгированных частиц по всей толще воды и отлагаются вместе с илом на дно. Нефтяные пленки могут нарушать обмен энергией, теплом, влагой и газами между водой и атмосферой. В конечном итоге это может заметно повлиять на баланс кислорода в атмосфере, так как океан вырабатывает около половины кислорода, необходимого для поддержания жизни.
Нефтепродукты препятствуют естественной аэрации, вызывая дефицит кислорода, и нарушают нормальные биологические процессы в водоемах. В условиях загрязнения замедляется рост водорослей, становятся непригодными для употребления в пишу морепродукты. Наличие 0,1 мг/л нефти придает мясу рыб, неустранимый ни при каких технологических обработках привкус нефти и специфический запах /58/. Отработанные масла, поступающие в акватории, обладают канцерогенными свойствами. Образующиеся при промывке емкостей горячей водой и паром фенолы превышают в тысячи раз предельно допустимые концентрации. Помимо водорастворимых фенольных соединений в нефтесо-держащих водах присутствуют токсичные летучие ароматические углеводороды.
Потенциальное содержание и углеводородный состав фракций девонской нефти
Перед проведением исследования и разгонки нефть была обезвожена по методике ВНИИ НП /115, 116/. Физико-химическая характеристика девонской нефти приведена в таблице 2.1. Девонская нефть - сернистая (общее содержание серы 1,84 % масс), парафиновая (содержание парафина 4,4 % масс), смолистая (содержание смол силикагелевых 13,5 % масс), содержание асфальте- нов 2,7 % масс. В табл. 2.2 и на рис. 2. 1 даны температурные зависимости плотности и вязкости нефтей. Остаток выше 400 С был разогнан при глубоком вакууме по методике ГрозНИИ до температуры 540 С. Результаты разгонки и анализа узких фракций представлены в таблице. 2.3. ИТК, с учетом содержания газа до С4. Выход фракций до350 С составляет 44,3 % масс, до 540 С - 73,2 % масс. Физико-химическая характеристика бензиновых фракций приведена в таблице 2.9. Бензиновые фракции содержат небольшое количество меркаптановой серы и сероводорода. Фракции характеризуются низкими октановыми числами. Выход бензиновой фракции 28-180 С составляет 18,0 % масс, ее октановое число равно 51. Керосиновые дистилляты.
Дистиллят 120-240 С по основным показателям качества (табл. 2.10), кроме содержания сероводорода и кислотности (вместо требуемых 0,7 мг КОН/100 мл), соответствует нормам ГОСТ 10227 на реактивное топливо марки ТС-1 с температурой начала кристаллизации не выше минус 60 С. Выход дистиллята реактивного топлива составляет 17,6 % масс, на нефть. Возможность выработки дизельных топлив рассматривалась без учета содержания общей и меркаптановой серы и кислотности дистиллятов. Физико-химическая характеристика дизельных дистиллятов, отобранных в различных температурных пределах выкипания (табл. 2.11) показывает, что дистилляты 140-320 и 180-290 С по основным показателям качества соответствуют требованиям ГОСТ 305 на зимнее дизельное топливо с температурой застывания минус 35 С. Выход дистиллятов равен 28,4 и 17,2 % масс, соответственно. Дистилляты 140-370 С, 180-350 С, 180-360 С и 240-320 С (от конца кипения керосина) отвечают требованиям ГОСТ 305 на летнее дизельное топливо с температурой вспышки выше 62С. Максимальный выход летнего дизельного топлива 34,4 % масс, для дистиллята 140-370 С. Состав и качество летнего дизельного топлива при одновременном получении керосина (фракция 120-240 С) или зимнего дизельного топлива (фракция 180-290 или 140-320 С) представлены в таблице 2.12. Принцип моделирования одновременной выработки разных видов топлива состоял в том, чтобы свести к минимуму имеющийся запас качества летних дизельных топлив 180-350 и 140-370 С по основным показателям: плотности, вязкости, фракционному составу и низкотемпературным свойствам. Варианты максимально возможной вырезки из этих фракций керосина (6,4 % масс, или 7,6 % масс.) и зимнего дизельного топлива 180-290 С (9,0 % масс, или 10,2 % масс), позволяющие сохранить свойства летних топлив в пределах требований ГОСТ 305, приведены в таблице 2.12. Там же представлен вариант одновременного получения зимнего дизельного топлива 140-320 С с выходом 14,4 % масс, или 19,4 % масс, и летнего дизельного топлива 140-370 С. Физико-химические свойства бензиновых фракций, используемых как сырье для каталитического риформинга приведены в таблице 2.14. Содержание нафтеновых углеводородов в широких фракциях 70-180 и 85-180 С составляет 23 % масс. Выход этих фракций 14,8 % и 13,4 % масс, соответственно. В таблице 2.15 дана физико-химическая характеристика вакуумных газойлей. Содержание серы в газойлях составляет 1,9-2,9 % масс, коксуемость газойлей 0,10-0,32 % масс. Выход газойля 350-540 С составляет 28,9 % масс.
Конфигурация комплекса глубокой переработки нефти (КГПН)
Во всех вариантах переработка вакуумного газойля с установки вакуумной перегонки производится одинаково по следующей схеме: Вакуумный газойль с вакуумного блока направляется на гидрокрекинг. В базовом варианте и вариантах 2, 4, 5 и 6 на этой же установке гидрокрекинга можно также перерабатывать часть вакуумного газойля коксования. Однако, чтобы гарантированно обеспечить выполнение требований на цетановое число европейского дизельного топлива, применяется достаточно осторожный подход, который состоит в том, чтобы ограничить количество легкого и вакуумного газойля коксования в составе сырья гидрокрекинга величиной 10%.
В качестве предварительного допущения выбрано достаточно низкое значение степени превращения на установке гидрокрекинга, определяемая только величиной цетанового числа европейского дизельного топлива. Фактически, повышение степени превращения ведет к повышению рентабельности. В связи с этим степень превращения была принята равной 80% при использовании процесса без рецикла. Это позволяет поддерживать содержание серы в топочном мазуте на уровне менее 2% (малосернистый мазут).
На установке гидрокрекинга образуются следующие продукты: сжиженные газы, которые направляются в комбинированную газофрак-ционирующую секцию установок гидроочистки нафты и гидрокрекинга или на газофракционирующую установку (вариант 6); нафта гидрокрекинга, которая либо используется как сырье пиролиза (базовый вариант и варианты 1, 2 и 3), либо продается как нафта для нефтехимических производств (варианты 4 и 5), либо направляется на компаундирование бензинов (вариант 6); высококачественное европейское дизельное топливо на экспорт; остаток гидрокрекинга, который смешивается с легким и вакуумным газойлями коксования и смолой пиролиза и направляется на продажу в качестве малосернистого топочного мазута (в базовом варианте и в вариантах 1, 2, 4 и 5), перерабатывается на установке пиролиза (в варианте 3) или на установке каталитического крекинга ККФ (в варианте 6). Следует отметить, что в варианте 6 с установки гидрокрекинга также отводится керосиновая фракция.
Однако способы переработки гудрона в разных вариантах различаются между собой. Базовый вариант. В базовой конфигурации (рис. 3.1) гудрон перерабатывается на установке флексикокинга. Главным достоинством установки флексикокинга является ее способность полностью перерабатывать гудрон в более легкие продукты, такие как бензин коксования, легкий и вакуумный газойли коксования в диапазоне кипения вакуумного газойля. В связи с тем, что производство этих ценных продуктов производится не путем добавления к молекулам атомов водорода, а путем отбора углерода, дистилляты с установки флексикокинга имеют низкое качество и нуждаются в дальнейшей гидроочистке. Дистилляты флексикокинга направляются на дальнейшую переработку на следующие установки: бензин коксования направляется на атмосферную перегонку. Отметим, что для его переработки на установке гидроочистки нафты требуются несколько более жесткие рабочие условия, чем для прямогонных дистиллятов. часть легкого газойля коксования направляется на установку гидроочистки дизельного топлива в количестве, позволяющем выдержать требования к европейскому дизельному топливу. Остальной легкий газойль коксования смешивается с вакуумным газойлем коксования и смолой пиролиза и направляется на продажу в качестве мало сернистого топочного мазута. часть тяжелого (вакуумного) газойля коксования направляется на установку гидрокрекинга. Чтобы гарантированно обеспечить выполнение требований на цетановое число европейского дизельного топлива, применяется достаточно осторожный подход, который состоит в том, чтобы ограничить количество тяжелого (вакуумного) газойля коксования в составе сырья гидрокрекинга величиной 10%. Остальной тяжелый (вакуумный) газойль коксования смешивается с легким газойлем коксования и смолой пиролиза и направляется на продажу в качестве малосернистого топочного мазута.
Побочным продуктом процесса флексикокинга является нефтяной кокс. На интегрированной установке воздушной газификации секции флексикокинга нефтяной кокс под низким давлением в ходе процесса частичного окисления воздухом непрерывно и полностью преобразуется в топливный газ с весьма низкой теплотворной способностью, называемый «флексигазом» или газом флексикокинга (его низшая теплотворная способность составляет приблизи-тельно 900 ккал/нм ).
Этот газ промывают аминовым раствором для удаления сероводорода, образующегося в реакции частичного окисления, после чего используют его как топливный газ в печах и горелках, специально запроектированных на условия сжигания такого газа. Однако наилучшим решением с точки зрения использования такого газа будет, по-видимому, производство пара и электроэнергии на специализированной когенерационной установке с котлом и паровой турбиной, рассчитанными на такие условия работы.
Производство электроэнергии будет превышать потребности всего комплекса, поэтому избыток электроэнергии будет продаваться в национальную энергосистему. Для полноты оценок затраты на строительство стоимость когенерационной установки включена в оценку. Конечно, можно рассматривать эту часть капиталовложений отдельно, если удастся передать этот газ на сторону и использовать его на отдельном находящемся поблизости промышленном объекте (например, в рамках программы модернизации существующей городской электроцентрали).
Материальный баланс и описание технологических установок
На установке гидроочистки сжиженных углеводородных газов (СУГ) и нафты (рис. 4.1) производится гидроочистка нафты и СУГ до содержания серы в нафте не более 1 ррт /141/. Смешанный поток нафты перекачивается и перемешивается с циркулирующим водородсодержащим газом, предварительно подогретым за счет теплообмена с выходящими из реактора продуктами, после чего нагревается до температуры реакции в печи прямого нагрева. Нагретая смесь поступает в реактор гидроочистки. Для сведения к минимуму потребле-ния энергоресурсов печью прямого нагрева и конденсатором продуктов, предусматривается контур утилизации тепла. Внутри реактора содержащиеся в сырье сера, азот, галогены и кислород, а также олефиновые углеводороды вступают в реакцию с водородом на катализаторе процесса гидроочистки, а металлосодержащие примеси удаляются из потока за счет механизма разложения и адсорбции. Все эти реакции являются экзотермическими и приводят к повышению температуры в реакторе. Для максимального повышения эффективности использования катализатора поток в реакторе направлен сверху вниз. Это позволяет также легко удалять шлаки и загрязнения, которые могут накапливаться в установках гидроочистки, путем простого снятия верхнего слоя катализатора в период техобслуживания установки.
Продукты реакции, содержащие обессеренное сырье, водородсодержа-щий газ, сероводород и аммиак, охлаждаются путем теплообмена с поступающим в реактор смешанным сырьем. Охлажденные продукты реакции смешиваются с промывной водой из емкости ввода конденсата для предотвращения отложения солей аммония на оборудовании, находящемся после реактора гидроочистки. Свежий водородсодержащий газ подается в реакционный контур компрессором свежего подпиточного газа после сепаратора продуктов. Этот газ подается по условию регулирования давления в приемную емкость компрессора рециркулирующего газа. Пары, жидкие углеводороды и кислая вода из конденсатора продуктов отделяются в сепараторе продуктов. Для обеспечения хорошего разделения трех фаз в составе сепаратора предусмотрен коагулятор. Отделенные пары вместе с подпиточным водородсодержащим газом поступают в приемную емкость компрессора рециркулирующего газа, откуда забираются компрессором рециркулирующего газа. Кислая вода из сепаратора продуктов поступает в коллектор кислой воды, находящийся вне границы установки.
Жидкие углеводороды поступают в отпарную колонну по условию регулирования уровня жидкости в этой колонне. Сырье отпарной колонны предварительно подогревается за счет теплообмена с нижним продуктом отпарной колонны. Ребойлер отпарной колонны работает на топливном газе. Верхний продукт отпарной колонны частично конденсируется в конденсаторе отпарной колонны и поступает в приемный резервуар отпарной колонны. Перед конденсатором отпарной колонны в поток вводится ингибитор коррозии, что позволяет уменьшить риск коррозии в системе верхнего продукта. Отделяющуюся воду периодически спускают в коллектор кислой воды. Основным продуктом отпарной колонны является очищенная нафта. На установке гидроочистки дизельного топлива (рис. 4.2) производится очистка потоков прямогонного газойля, газойля с установки замедленного коксования и газойля с установки гидроочистки вакуумного газойля, с тем, чтобы довести содержание серы до уровня, отвечающего европейским требованиям на дизельное топливо /142,143/. Чтобы рабочие условия на установке оставались в типовом расчетном диапазоне, обычно применяемом на промышленных установках, доля газойля термокрекинга в общем объеме сырья установки гидроочистки должна быть не очень большой. В ближайшие годы в Европе ожидается большой спрос на дизельное топливо, поэтому предполагается, что все производимое дизельное топливо можно будет продать на европейском рынке. Одной из целей производства является обеспечение максимального объема производства европейского дизельного топлива. Для решения поставленных перед комплексом задач производство дизельного топлива с низким содержанием серы должно быть доведено до максимума. Содержание серы в гидроочищенном дизельном топливе должно быть снижено, по крайней мере, до 10 ррт.
Смешанный поток газойлей подается насосами и перемешивается с во-дородсодержащим газом. Затем эта смесь подогревается сначала путем теплообмена с горячими продуктами реактора, затем в печи. Нагретая смесь поступает в реактор гидроочистки. Для поддержания заданной температуры и обеспечения хорошего распределения компонентов в газожидкостной смеси необходимо поддерживать высокий расход рециркулирующего газа. На выходе реактора в поток необходимо добавлять воду, с тем, чтобы исключить забивание проточной части отложениями сульфида аммония и хлоридами (если поток водородсодержащего газа содержит примеси хлора). Эта вода затем отделяется в водоприемниках сепараторов высокого и низкого давления. Водородсодер-жащий газ возвращается в цикл из сепаратора высокого давления, аммиак и сероводород выводятся из сепаратора низкого давления. Для очистки газойля коксования, который имеет более высокое содержание серы, установка гидроочистки дизельного топлива должна иметь больший объем катализатора, чем бывает в обычных установках, чтобы перерабатывать большие количества серы. Это позволяет обеспечить лучшее распределение сырья в реакторе. Реактор работает при следующих условиях: давление от 60 до 100 бар, температура от 340 до 400 С.
