Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти

Представлены схемы и результаты расчетов комбинированных энерготехнологических установок замедленного коксования, двух вариантов термоконтактного крекинга и гидрокрекинга остаточных нефтяных фракций. Основными целями создания энерготехнологических установок являются снижение вредных выбросов...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2007
Автори:	Степанов, А.В., Ковтун, Г.А., Матусевич, Г.Г.
Формат:	Стаття
Мова:	Russian
Опубліковано:	Інститут бiоорганiчної хiмiї та нафтохiмiї НАН України 2007
Онлайн доступ:	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/3576
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти / А.В. Степанов, Г.А. Ковтун, Г.Г. Матусевич // Катализ и нефтехимия. — 2007. — № 15. — С. 38-45. — Бібліогр.: 8 назв. — рос.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-3576
record_format	dspace
spelling	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-35762025-10-01T15:51:32Z Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти Енерготехнологічні установки для беззалишкової переробки нафти Integrated technological and power units for remainless oil refining Степанов, А.В. Ковтун, Г.А. Матусевич, Г.Г. Представлены схемы и результаты расчетов комбинированных энерготехнологических установок замедленного коксования, двух вариантов термоконтактного крекинга и гидрокрекинга остаточных нефтяных фракций. Основными целями создания энерготехнологических установок являются снижение вредных выбросов в окружающую среду, уменьшение капитальных вложений и энергозатрат в нефтеперерабатывающей промышленности. Наведено схеми і результати розрахунків комбінованих енерготехнологічних установок уповільненого коксування, двох варіантів термоконтактного крекінгу і гідрокрекінгу залишкових нафтових фракцій. Основними цілями створення енерготехнологічних установок є зниження шкідливих викидів у навколишнє середовище, зменшення капітальних вкладень і енерговитрат у нафтопереробній промисловості. Several versions of integrated units for refining plants and power plants have been presented. Delayed coking, thermal contact cracking and hydrocracking of residual oil fractions, combined with gas and steam turbine plants, have been considered. The main aims of powertechnological plants are to increase efficiency and reduce environment contamination, investments and energy consumption in the oil refinery industry. 2007 Article Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти / А.В. Степанов, Г.А. Ковтун, Г.Г. Матусевич // Катализ и нефтехимия. — 2007. — № 15. — С. 38-45. — Бібліогр.: 8 назв. — рос. https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/3576 665. 642:65 ru application/pdf Інститут бiоорганiчної хiмiї та нафтохiмiї НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Russian
description	Представлены схемы и результаты расчетов комбинированных энерготехнологических установок замедленного коксования, двух вариантов термоконтактного крекинга и гидрокрекинга остаточных нефтяных фракций. Основными целями создания энерготехнологических установок являются снижение вредных выбросов в окружающую среду, уменьшение капитальных вложений и энергозатрат в нефтеперерабатывающей промышленности.
format	Article
author	Степанов, А.В. Ковтун, Г.А. Матусевич, Г.Г.
spellingShingle	Степанов, А.В. Ковтун, Г.А. Матусевич, Г.Г. Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти
author_facet	Степанов, А.В. Ковтун, Г.А. Матусевич, Г.Г.
author_sort	Степанов, А.В.
title	Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти
title_short	Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти
title_full	Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти
title_fullStr	Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти
title_full_unstemmed	Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти
title_sort	энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти
publisher	Інститут бiоорганiчної хiмiї та нафтохiмiї НАН України
publishDate	2007
url	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/3576
citation_txt	Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти / А.В. Степанов, Г.А. Ковтун, Г.Г. Матусевич // Катализ и нефтехимия. — 2007. — № 15. — С. 38-45. — Бібліогр.: 8 назв. — рос.
work_keys_str_mv	AT stepanovav énergotehnologičeskieustanovkidlâbezostatočnoipererabotkinefti AT kovtunga énergotehnologičeskieustanovkidlâbezostatočnoipererabotkinefti AT matusevičgg énergotehnologičeskieustanovkidlâbezostatočnoipererabotkinefti AT stepanovav energotehnologíčníustanovkidlâbezzališkovoípererobkinafti AT kovtunga energotehnologíčníustanovkidlâbezzališkovoípererobkinafti AT matusevičgg energotehnologíčníustanovkidlâbezzališkovoípererobkinafti AT stepanovav integratedtechnologicalandpowerunitsforremainlessoilrefining AT kovtunga integratedtechnologicalandpowerunitsforremainlessoilrefining AT matusevičgg integratedtechnologicalandpowerunitsforremainlessoilrefining
first_indexed	2025-12-02T04:37:50Z
last_indexed	2025-12-02T04:37:50Z
_version_	1850369921981087744
fulltext	38 Катализ и нефтехимия, 2007, №15 УДК 665. 642:65 © 2007 Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти А.В. Степанов, Г.А. Ковтун, Г.Г. Матусевич Институт биоорганической химии и нефтехимии НАН Украины, Украина, 02094 Киев, ул. Мурманская, 1; факс: (044) 573-25-52 Представлены схемы и результаты расчетов комбинированных энерготехнологических установок замед- ленного коксования, двух вариантов термоконтактного крекинга и гидрокрекинга остаточных нефтяных фракций. Основными целями создания энерготехнологических установок являются снижение вредных выбросов в окружающую среду, уменьшение капитальных вложений и энергозатрат в нефтеперерабаты- вающей промышленности. К настоящему времени большинство стран перешло к глубокой переработке нефти, обеспечивающей высо- кий выход светлых нефтепродуктов, но при этом обра- зуются и тяжелые нефтяные остатки, использование которых затруднено. Высокие требования к защите ок- ружающей среды обусловливают необходимость улуч- шения качества моторных топлив и других нефтепро- дуктов, а также снижения вредных выбросов нефтепе- рерабатывающими заводами (НПЗ), что сопровождает- ся увеличением энергетических затрат. Существенным резервом энергосбережения является создание энерго- технологических установок, в которых наряду с выпус- ком нефтепродуктов генерируется электроэнергия. Важная задача нефтепереработки – осуществить ее безостаточную переработку. При этом практически ликвидируются вредные выбросы в атмосферу и эко- номятся энергоресурсы. Трудность заключается в эко- логически безвредном использовании тяжелых нефтя- ных остатков. В большинстве случаев их газифициру- ют с последующей очисткой газа и его использованием его затем в энергетических парогазовых установках (ПГУ) [1–3]. Однако возможны и другие способы пе- реработки остатков, например сжигание нефтяного кокса с поглощением серы. На современном этапе развития нефтеперерабаты- вающей промышленности Украины главной задачей отечественных НПЗ является углубление переработки нефти, а в дальнейшем – ее безостаточная переработка. Интегрированная установка замедленного кок- сования с теплофикационной паротурбинной уста- новкой Одним из основных процессов глубокой перера- ботки нефти является коксование остаточных фракций. Наибольшее распространение получил процесс замед- ленного (полунепрерывного) коксования, при котором образуется крупнокусковой кокс (около 30 % перера- батываемого сырья). Нефтяной кокс может быть то- варным продуктом, используемым в качестве восста- новителя в черной и цветной металлургии, для изго- товления электродов и различных устройств, получе- ния карбидов и других материалов. Имеют спрос в ос- новном малосернистые коксы (до 1,5 % серы). Однако в связи с переработкой все более сернистых нефтей содержание серы в коксе может составлять до 6 % [4– 5]. Сернистый кокс можно использовать как твердое энергетическое топливо, но при этом необходима очи- стка дымовых газов от SO2, и НПЗ испытывают боль- шие трудности со сбытом кокса. Наиболее рационально использовать кокс прямо на НПЗ для производства электроэнергии и тепла. Для его сжигания можно применить обычные пылеугольные котлы с дополнительным сжиганием газовых или жид- ких топлив. Однако обязательно должна быть органи- зована очистка дымовых газов от сернистых соедине- ний. На новых НПЗ или энергохимических комплексах более рационально газифицировать кокс с очисткой синтез-газа и использовать его в ПГУ [6]. Мировая мощность установок замедленного коксо- вания по сырью – около 150 млн т/год, на которых производится примерно 40 млн т/год кокса. Это коли- чество удовлетворяет все нужды в технологическом коксе, а остаток используется как энергетическое топ- ливо. Сырьем являются гудрон, тяжелый газойль ката- литического крекинга, остаток термических процессов, экстракты масляного производства, тяжелая смола пи- ролиза. С химической точки зрения коксование ─ глубокий термический крекинг углеводородов и гетеросоедине- ний, который осуществляется в интервале температур 440–560 °С и давлений от атмосферного до 0,6 МПа. При этом образуются газообразные (6–10 мас. доля, %), жидкие (50–70 мас. доля, %) и твердые продукты (22–37 мас. доля, %). Состав сухой массы сернистого энергетического кокса приблизительно следующий, мас. доля, %: C – 93; H –3,4; S – 3,0; зола – 0,6. Низшая теплота сгорания такого кокса QH = 35 400 кДж/кг. Кокс, обезвоженный после гидравлической резки, име- ет влажность около 9 %, теплота сгорания рабочей массы топлива QH = 32 000 кДж/кг. В связи с тем что мокрая, а также мокросухая очи- Катализ и нефтехимия, 2007, № 15 39 стки дымовых газов являются относительно дорого- стоящими устройствами, на модернизируемых НПЗ более экономично устанавливать котлы с циркули- рующим кипящим слоем (ЦКС). Работа интегрированной установки замедленного коксования с паротурбинной установкой ПТУ (рис. 1) происходит следующим образом. Сырье (гудрон) по- сле нагрева в теплообменниках подается в нижнюю часть ректификационной колонны 1, где оно смешива- ется с продуктами коксования. Вторичное сырье на- гревается в печи 2 до 480–520 °С и поступает в одну из коксовых камер 4, где постепенно образуется коксо- вый слой, а продукты коксования направляются в ко- лонну 1; в это время из другой коксовой камеры вы- гружается кокс. В блоке топливоприготовления 5 кокс сначала дробится, а потом размалывается на частицы размером 0,1– 0,5 мм и подается в котел ЦКС 6. При необходимости в котел может поступать дополнитель- ное топливо – мазут или газ. Полученный пар со стан- дартными параметрами P0 = 12,8 МПа и t0= 555 °С по- дается в теплофикационную турбину. Тепловая схема интегрированной установки упро- щается. Вместо регенеративных подогревателей высо- кого давления используется газовый подогреватель, работающий на отходящих газах трубчатой печи. Та- кое решение обеспечивает экономию топлива на 2,5– 3,5 %. Для НПЗ средней мощности (6–12 млн т/год) оптимальная мощность установки замедленного кок- сования достигнет 1 млн т/год. Если в качестве топлива использовать 250 тыс. т/год кокса, то электрическая мощность ПТУ составит 100 МВт, и можно установить теплофикационные турбины типа Т или ПТ соответст- вующей мощности. Энергоблок не должен быть жестко связан с уста- новкой коксования, поэтому необходимо предусмот- реть сжигание в котле резервного топлива – мазута или газа. Эксплуатация энергоблока дает возможность варьировать выпуск товарной продукции (кокса, элек- троэнергии и тепловой энергии) в зависимости от со- отношения цен на эти продукты. При большом спросе на кокс энергоблок может работать в основном на ма- зуте, нефтезаводском или природном газе. Однако в настоящее время процессы коксования предназначены в основном для углубления переработки нефти, а кокс является побочным и относительно малоценным про- дуктом. Его цена значительно ниже цен на моторные топлива, поэтому собственные нужды НПЗ удовлетво- ряются в первую очередь за счет кокса. Комбинированная установка термоконтактного крекинга и парогазовая установка За рубежом, в основном в США, нашли примене- ние также процессы коксования (термоконтактного крекинга – ТКК) в псевдоожиженном слое пылевидно- го кокса. Эти процессы непрерывные и высокопроиз- водительные, но довольно сложные, так как теплота для крекинга подводится с коксом, который нагревает- ся в отдельном аппарате в результате его частичного сжигания. Полученный таким способом пылевидный высокосернистый кокс имеет очень ограниченный спрос. Поэтому более широкое применение нашла комбинированная установка “Флексикокинг” фирмы “Эксон”, включающая реактор с ЦКС кокса, скруббер охлаждения, нагреватель и газификатор кокса. Вместо кокса продуктом является низкокалорийный газ, кото- рый затем подвергается низкотемпературной очистке. Он также не пользуется достаточным спросом, что тормозит распространение установок “Флексикокинг”. В 90-х годах XX в. в связи с созданием и серийным производством высокоэффективных и надежных газо- турбинных установок (ГТУ) и газотурбинных двигате- лей (ГТД) появилась возможность рационального ис- пользования низкокалорийного газа в энергетических установках. Этому способствуют также разработанные способы горячей очистки синтез-газа, что повышает энергетический КПД комбинированных установок. Указанные достижения техники дают возможность создания комбинированной энерготехнологической установки, включающей термоконтактный крекинг (коксование) тяжелых нефтяных остатков, газифика- цию кокса, горячую очистку синтез-газа и энергетиче- скую ПГУ. Получаемый паровоздушной газификацией синтез- газ очищают от сернистых соединений высокотемпе- ратурным способом. Таким образом, используется фи- зическая теплота синтез-газа. Такое техническое реше- ние позволяет снизить капитальные затраты на уста- новку и повысить коэффициент использования топли- ва, так как синтез-газ поступает в ПГУ без охлаждения, и повышается энергетический КПД установки. При мокрой очистке газа коэффициент использования топ- лива снижается на 4–6 %. Комбинированная установка (рис. 2) включает сек- цию коксования и газификации кокса (аппараты 1–5), секцию горячей очистки синтез-газа (аппараты 6–9) и ПГУ (аппараты 10–16). Установка работает следующим образом: cырье (гудрон или другой остаток) подают в реактор 1 с псевдоожиженным слоем кокса-теплоносителя диа- метром частиц 0,1–0,3 мм, имеющего температуру 500–560 °С. Давление в реакторе составляет 1,8–2,0 МПа. При контакте сырья с частицами кокса происхо- дят коксование на поверхности частиц и крекинг сырья. В зависимости от состава сырья и параметров про- цесса образуются такие продукты ТКК, масс. доля, %: Крекинг-газ (H2S,C1 – C4) ...............................4 – 6 Бензиновая фракция (60–180 °С) ............ 14 – 18 Газойлевая фракция (180–350 °С) ........... 23 – 26 Тяжелый газойль (350–510 °С) ................ 27 – 30 Кокс .................................................................28 – 31. Образовавшиеся газы и пары поступают в скруббер 2, в котором охлаждаются, частично конденсируются и отмываются от коксовой пыли. Сконденсировавшаяся 40 Катализ и нефтехимия, 2007, № 15 Рис. 1. Интегрированная установка замедленного коксования и теплофикационной ПТУ: 1 – блок ректификации про- дуктов коксования; 2 – трубчатая нагревательная печь; 3 – подогреватель питательной воды; 4 – коксовые камеры; 5 – блок топливоприготовления; 6 – котел с кипящим слоем; 7 – паровая турбина; 8 – конденсатор; 9 – регенеративные по- догреватели; 10 – сетевые подогреватели; 11 – деаэратор Рис. 2. Комбинированная установка ТКК, паровоздушной газификации кокса, горячей очистки газов и ПГУ: 1 – реак- тор термоконтактного крекинга; 2 – скруббер; 3 – подогреватель кокса; 4 – газификатор кокса; 5 – циклон; 6 – керамиче- ский рукавный фильтр; 7 – бункер-питатель; 8 – реактор с движущимся сорбентом; 9 – разгрузочное устройство; 10 – бустерный (дожимной) компрессор; 11 – компрессор ПГУ; 12 – камера сгорания; 13 – газовая турбина; 14 – котел- утилизатор; 15 – паровая турбина; 16 – конденсатор; I – сырье; II – продукты коксования; III – пар; IV – нагретый кокс; V – охлажденный кокс; VI – горячий кокс; VII – зола и кокс; VIII – горячий коксовый газ; IX – горячий неочищенный синтез-газ; X – свежий сорбент; XI – отработанный сорбент; XII – очищенный синтез-газ; XIII – воздух; XIV – отходя- щие газы Катализ и нефтехимия, 2007, № 15 41 тяжелая фракция вместе с коксовой пылью возвраща- ется в реактор, а пары более легких продуктов выходят с верха скруббера и направляются на фракционирова- ние. Из реактора 1 кокс попадает в подогреватель 3, где нагревается коксом и газом, поступающим из газифи- катора 4, до 600–650 °С и возвращается в реактор. Ба- лансовое количество кокса (93–97 %) газифицируется в паровоздушном газификаторе 4. Горячий газ и кокс рециркулируют в подогреватель 3. Немного охлаж- денный газ с температурой около 600 °С через циклон 5 поступает в рукавный керамический фильтр 6. Высо- котемпературный керамический фильтр является но- вым аппаратом, но он уже прошел промышленную проверку и может быть использован для тонкой очист- ки горячих газов. Отфильтрованный от твердых частиц газ направля- ется в адсорбер 8 с движущимся слоем адсорбента, который подается в адсорбер через бункер-питатель. Сероводород при высоких температурах (400–900 °С) химически реагирует с оксидами и солями металлов с образованием сульфидов соответствующих металлов. Нашли применение оксиды железа, кальция и маг- ния: FeO + H2S = FeS + H2S, CaO + H2S = CaS + H2O, CaCO3 + H2S = CaS + H2O + CO2. По мере расходования на связывание серы сорбент выводится из адсорбера через разгрузочное устройство и направляется на регенерацию. Очищенный от сернистых соединений газ имеет ориентировочно следующий состав, об. доля, %: H2 – 22, CO – 23, CH4 – 1, CO2 – 12, N2 – 34, H2O – 8. Низшая теплота сгорания такого газа около 5600 кДж/м3, он является неплохим топливом для ГТД. Очищенный от сернистых соединений газ поступа- ет в камеру сгорания газовой турбины, куда подается также воздух из компрессора, и вместе с паром на- правляется в газификатор 4. Отработанные в газовой турбине газы поступают в котел-утилизатор, в котором генерируется пар давлением 7–13 МПа для паровой турбины. Конденсат из конденсатора после соответст- вующей обработки подается в котел-утилизатор. Предлагаемая комбинированная энерготехнологи- ческая установка, состоящая из установки ТТК, уста- новки горячей (высокотемпературной) очистки синтез- газа от твердых частиц и сернистых соединений и ПГУ, позволяет получать электроэнергию из сернисто- го кокса с КПД 46–48 % и минимальными выбросами вредных веществ в атмосферу. По нашим расчетам, суммарная стоимость установки коксования мощно- стью 1 млн т/год с энергоустановкой 60 МВт составля- ет около 110 млн дол. США Интегрированная установка термоконтактного крекинга и котла с циркулирующим кипящим слоем Как видно из представленного материала, техноло- гическая установка ТКК является сложной системой, в которой работают несколько аппаратов с ЦКС: реак- тор, нагреватель кокса, газификатор. Нами исследована и предложена несколько иная схема подвода тепла в реактор ТКК, в которой теплота подводится с нагре- тым в печи сырьем и перегретым паром, а кокс сжига- ется в энергетическом котле с ЦКС известняка и кокса со связыванием серы. В котлах с ЦКС могут эффективно сжигаться раз- личные виды топлив, в том числе сернистый кокс с малым выходом летучих веществ. Он содержит очень мало золы (не более 0,6 %) и сжигается в слое частиц, состоящих почти полностью из известняка (CaCO3). При температуре в слое 800–900 °С известняк кальци- нируется с образованием СaO и Ca(OH)2. В результате реакций этих щелочных соединений с SO2 образуется сульфид кальция CaSO4 (гипс), в который переходит не менее 90 % серы. Вследствие низкой температуры ЦКС термических NOx почти не образуются, а связан- ного азота в коксе практически нет, следовательно, концентрация оксидов азота в дымовых газах будет во много раз меньше допустимой. Для сжигания кокса могут быть использованы обычные пылеугольные котлы с системой очистки дымовых газов от сернистых соединений. В связи с тем что мокрая, а также мокросухая очистка газов яв- ляются относительно дорогостоящими устройствами, в большинстве случаев предпочтительно устанавливать котлы с ЦКС. Процесс ТКК является среднетемпературным (480– 530 °С), следовательно, может быть использован теп- лоноситель с температурой 580–600 °С. Перегрев во- дяного пара до такой и даже более высокой температу- ры технических трудностей не представляет. Исполь- зование газообразного теплоносителя для ТКК значи- тельно упрощает технологическую схему и повышает ее энергетическую эффективность. Выход продуктов ТКК почти такой же, как и в процессе “Флексико- кинг”, который приведен выше. Интегрированная установка ТКК и сжигания кокса (рис. 3) работает следующим образом. Сырье (гудрон, асфальтит, битумы, смолы) смешивается с рециклом и нагревается в трубчатой печи 1 до 500–520 °С. В этой же печи или в отдельном пароперегревателе нагревает- ся водяной пар до 580–600 °С. Нагрев сырья до более высокой температуры не рекомендуется из-за опасно- сти закоксовывания змеевика. Сырье и пар смешива- ются перед реактором, и смесь с оптимальной для кре- кинга температурой (520–540 °С ) поступает в реактор 2. Для поддержания теплового баланса перегретый пар может дополнительно подаваться непосредственно в реактор. Сырье в реакторе подвергается крекингу, об- разуя продукты реакции, включая кокс. Все продукты, кроме кокса, в парообразном состоянии поступают в скруббер 3, орошаемый газойлевой фракцией. При этом конденсируются тяжелые фракции, и пары от- 42 Катализ и нефтехимия, 2007, № 15 Рис. 3. Принципиальная схема термического крекинга и сжигания кокса: 1 – трубчатая печь; 2 – реактор; 3 – скруббер; 4 – котел с ЦКС; 5 – шнек; 6 – вентилятор мываются от коксовой пыли. Сконденсировавшаяся тяжелая фракция с уловленной пылью откачивается с нижней части скруббера, смешивается с первичным сырьем и нагревается до 500–520 °С в печи 1. Пары более легких продуктов отводятся с верхней части скруббера и направляются на фракционирова- ние. Из нижней части реактора определенное количе- ство кокса транспортируется паром вверх. Рецикл кок- са необходим, так как он служит контактным материа- лом для коксования, а основная доля тепла подводится с паром. Из реактора 2 отводится горячий пылевидный кокс, который без всякой подготовки подается в котел с ЦКС 4 за счет повышенного давления в реакторе. Как и котлы с факельным сжиганием топлива, кот- лы с ЦКС являются сложным и дорогим агрегатом. Удельная их стоимость в зависимости от качества топ- лива, мощности и других факторов составляет 100–150 дол. США /кВт. По капитальным затратам они имеют некоторое преимущество перед пылеугольными кот- лами, если последние оснащены азото- и сероочисткой. В этом случае капитальные затраты для котлов с ЦКС ниже приблизительно на 7 %, а себестоимость элек- троэнергии – на 6–10 %. Приводим основные показатели интегрированной установки ТТК и ПГУ мощностью 1 млн т/год по сы- рью. Им является гудрон с содержанием серы 4 %, плотностью 1040 кг/м3, коксуемостью по Конрадсону 23 %. При давлении в реакторе 0,3 МПа и температуре 480 °С получается следующий выход продуктов, тыс. т/год: Крекинг-газ (H2S, C1 – C4) ...............................60 Бензиновая фракция (60–180 °С) ................180 Газойлевая фракция (180–350 °С) ..............190 Тяжелый газойль (350–510 °С) .................250 Кокс ...................................................................290 Потери ................................................................ 30. Из этого сырья получается кокс приблизительно следующего состава, %: C – 92; H – 3,2; S – 4,4; зола – 0,4. Низшая теплота сгорания его Qн =35 000 кДж/м3. Годовое производство кокса составляет 290 тыс. т/год. Таким образом, на коксе может работать ТЭЦ мощно- стью 130 МВт с выработкой электроэнергии до 900 млн кВт·ч/ год. Установка гидрокрекинга нефтяных остатков В связи с добычей и переработкой все более тяже- лых и сернистых нефтей важную роль в развитии про- цессов их переработки начинает играть гидрогениза- ционная переработка нефтяных остатков. Однако сле- дует учитывать, что для промышленной реализации этих процессов требуются сложные технологические установки с аппаратами, работающими под высоким давлением (до 30 МПа), и, следовательно, большие инвестиции. Работа аппаратов под высоким давлением с большим расходом водорода требует значительных производственных затрат [4, 5, 7,8]. Однако экологиче- ские требования к выпускаемой продукции и высокий выход качественных продуктов обеспечивают рента- бельность процессов гидропереработки остатков. Эко- номические показатели установок гидрокрекинга ос- татков могут быть существенно улучшены оптими- Катализ и нефтехимия, 2007, № 15 43 Рис. 4. Схема установки гидрокрекинга с получением водорода: 1, 2 – печи для нагрева сырья и водорода; 3а, 3б – ре- акторы гидрокрекинга; 4 – сепаратор высокого давления; 5, 6 – сепараторы среднего давления; 7 – сепаратор низкого давления; 8 – секция выделения и очистки водорода; 9 – атмосферная ректификационная колонна; 10 – газификатор; 11 – котел-утилизатор; 12 – блок очистки синтез-газа; 13 – блок мембранного выделения водорода; 14 – кислородный компрессор; 15 – ГТД; 16 – циркуляционный компрессор; I – сырье; II – ВСГ; III – топливный газ; IV – продукты гид- рокрекинга; V – бензиновая фракция; VI – газойлевая фракция; VII – остаточная фракция; VII – питательная вода; IX – пар среднего давления; X – кислород; XI – воздух; XII – продукты сгорания зацией степени превращения сырья, использованием остатков для получения водорода и механической или электрической энергии. Нами исследована комбиниро- ванная установка гидрокрекинга гудрона или тяжелых газойлей, газификации остатков гидрирования и выде- ления водорода, представленная на рис. 4. За основу нефтехимической части комбинирован- ной установки взят процесс LC-Fining фирмы “Лум- мус”. Нагретые в печах сырье и водородсодержащий газ (ВСГ) поступают в нижнюю часть реактора и сме- шиваются с циркулирующим потоком жидкости. Цир- куляция осуществляется с помощью встроенного в нижнюю часть реактора насоса. Парожидкостная смесь обеспечивает вспучивание (эбулирование) ката- лизатора, а в верхней его части – псевдоожижение. Во время работы происходит постепенная замена закоксо- ванного катализатора на свежий. В зависимости от свойств сырья и заданной глубины превращения дав- ление в реакторе составляет 10–30 МПа, температура – от 380 до 450 °С. Степень превращения сырья обычно находится на уровне 60–85 %. Используются два или три реактора. Парожидкост- ная смесь из последнего реактора поступает в горячий сепаратор высокого давления, потом дросселируется в сепаратор среднего, а затем – низкого давления. Газ из сепаратора 7 поступает в секцию выделения и очистки водорода 8. Очищенный от сернистых соединений ВСГ подается в циркуляционный компрессор 16. Жид- кость из всех сепараторов разделяется в атмосферной колонне 9, из которой отбираются целевые продукты гидрокрекинга – бензиновая и керосино-газойлевая фракции. Нижний продукт колонны (тяжелый газойль) подается в газификатор 10, куда поступают также ки- слород и водяной пар. Продукты газификации охлаж- даются в котле-утилизаторе с генерацией пара средне- го давления. Синтез-газ подается в блок очистки 12, а затем в блок мембранного выделения водорода 13. Выделяется ВСГ с концентрацией водорода 96–98 %, который смешивается с циркулирующим газом, и компрессором 16 направляется в печь или реактор. Газы, оставшиеся после выделения водорода, служат топливом для ГТД. При переработке гудрона плотностью 1020 кг/м3, содержанием серы 4,5 %, металлов 300 г/т и расходе водорода 6 % гудрона получают примерно следующий выход продуктов, масс. доля, %: Газ (H2S, C1 – C4) ..............................................2,5 Бензин (фр. 70–204 °С) ....................................17 Дизтопливо (фр. 204–343 °С) .........................23 Вакуумный газойль (фр. 343–560 °С) .......28,5 Остаток (фр. >560 °С) ...................................... 35. 44 Катализ и нефтехимия, 2007, № 15 Содержание серы в дизельной фракции составляет около 0,05 %, в котельном топливе – приблизительно 1 %. В данной схеме ГТД применяется для привода цир- куляционного компрессора и компрессора кислорода или воздуха для процесса газификации. Избыточная мощность ГТД используется для привода электрогене- ратора. Производство водорода из тяжелого газойля и применение ГТД дают возможность сократить произ- водственные расходы установок гидрокрекинга при- близительно на 20 %. При гидрокрекинге остатков с умеренным содер- жанием серы и достаточно глубоким обессериванием можно использовать паровоздушную конверсию и не устанавливать блок очистки синтез-газа. Это заметно снизит капитальные вложения и суммарные энергоза- траты. Еще больший эффект дает получение водорода из остаточного газойля. При степени превращения сырья 80 % и расходе водорода 320 м3/м3 сырья экономия производственных затрат по сравнению с получением водорода на отдельной установке из метана составляет примерно 30 %. Для НПЗ средней мощности (6–8 млн т/год) наибо- лее подходящей является установка гидрокрекинга остатков мощностью 1 млн т/год. При глубине перера- ботки 75 % на газификацию поступает 250 тыс. т/год, или 31 т/ч остатков, и образуется при парокислородной газификации около 94 тыс. м3/ч синтез-газа с содержа- нием водорода примерно 47 %. Следовательно, на каждую тонну сырья гидрокре- кинга в процессе газификации остатков образуется 340 м3 водорода. Около 90 % последнего выделяется из синтез-газа и используется в процессе гидрокрекин- га. Оставшийся газ (в основном CO) обеспечивает эф- фективную мощность ГТД приблизительно 60 МВт. Электрическая мощность на собственные нужды уста- новки оценивается в 15 МВт. Таким образом, 45 МВт отдается в электросеть. Для ГТД может также исполь- зоваться углеводородный газ из секции выделения во- дорода 8 (рис. 4), и мощность ГТД может быть увели- чена. Приведенный пример показывает высокую эффек- тивность создания энерготехнологических установок. Из рассмотренных вариантов интегрированных энерготехнологических установок установки с ПГУ имеют более высокий энергетический КПД (48–50 %), однако и более высокие капитальные затраты. Уста- новка с паротурбинным циклом с указанными на рис. 1 параметрами обеспечивает КПД до 39 %, но имеет бо- лее низкие капитальные затраты. Главная цель строи- тельства таких установок – безостаточная переработка нефти с минимальными выбросами вредных веществ в окружающую среду. 1. Степанов А.В., Сульжик Н.И., Горюнов В.С., Рациональное использование сырьевых и энергетиче- ских ресурсов при переработке углеводородов, Киев, Техніка, 1989. 2. Голомшток Л.И., Халдей К.З., Снижение по- требления энергии в процессах переработки нефти, Москва, Химия, 1990. 3. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Смитсон Г.Р. и др., Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энер- гетики, Москва, Наука, 1983. 4. Степанов А.В., Горюнов В.С., Ресурсосбере- гающая технология переработки нефти, Киев, Наук. думка, 1993. 5. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А., Глубокая перера- ботка нефти: технологический и экологический ас- пекты, Москва, Техника, 2001. 6. Саламов А.А., Парогазовые установки с газифи- кацией топлив, Теплоэнергетика, 2002, (6), 74. 7. Бенинг Р.Э., Магданнел Н.К., Нефть, газ и неф- техимия за рубежом, 1997, (9), 87. 8. Сомов В.Е., Садчиков И.А., Шершун В.Г., Коре- ляков Л.В., Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий, Москва, ЦНИИТЭнефтехим, 2002. Поступила в редакцию 12.01.2007 г. Енерготехнологічні установки для беззалишкової переробки нафти А.В. Степанов, Г.О. Ковтун, Г.Г. Матусевич Інститут біоорганічної хімії та нафтохімії НАН України, Україна, 02094 Київ, вул. Мурманська, 1; факс: (044) 573-25-52 Наведено схеми і результати розрахунків комбінованих енерготехнологічних установок уповільненого коксування, двох варіантів термоконтактного крекінгу і гідрокрекінгу залишкових нафтових фракцій. Основними цілями створення енерготехнологічних установок є зниження шкідливих викидів у навко- лишнє середовище, зменшення капітальних вкладень і енерговитрат у нафтопереробній промисловості. Катализ и нефтехимия, 2007, №15 45 Integrated technological and power units for remainless oil refining A.V. Stepanov, G.A. Kovtun, G.G. Matusevich Institute of Bioorganic Chemistry and Petrochemistry of NAS of Ukraine, 1, Murmanskaya Str., Kyiv, 02094, Ukraine, Fax: (044) 573-25-52 Several versions of integrated units for refining plants and power plants have been presented. Delayed coking, thermal contact cracking and hydrocracking of residual oil fractions, combined with gas and steam turbine plants, have been considered. The main aims of powertechnological plants are to increase efficiency and reduce environment contamination, investments and energy consumption in the oil refinery industry. Нещодавно вийшов з друку у Видавництві Національного університету “Львівська політехніка” ”Англо-німецько-російсько-український словник з мастильних матеріалів і техніки мащення” Автори: Є. Лєбєдєв, Ю. Іщук, М. Братичак Словник складається з чотирьох частин: власне англо-німецько- російсько-українського словника і німецького, російського та українського покажчиків. Ці покажчики дають змогу робити переклад з німецької, російської або української мови на будь-яку з трьох інших мов Словника. Отже, в ньому – 12 двомовних словників. Загальний обсяг – понад 4,5 тисячі термінів з мас- тильних матеріалів і техніки мащення. Словник зорієнтований на широке коло користувачів, зокрема, на викла- дачів та студентів вищих навчальних закладів, інженерів, фахівців та нау- кових співробітників, які працюють у галузі виробництва та застосування мастильних матеріалів, на працівників видавництв та перекладачів. Ціна словника договірна. Словник можна придбати за адресою: УкрНДІНП “МАСМА” пр. Академіка Палладіна, 46, Київ-142, Україна, 03680 Контактний телефон: (044) 424-25-13

Энерготехнологические установки для безостаточной переработки нефти

Репозитарії

Схожі ресурси