Читайте также:
|
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 | 26,0 1,0443 5,7 0,0239 | 18,3 1,0173 2,3 0,0126 |
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 | |
| Замедленное коксование | |||
| Содержание серы в сырье (гудрон) Выход кокса на остаток Содержание в коксе: Серы | 4,1 6,7 | 5,7 7,7 | 2,3 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) | 1,5 0,006 0,84 | 2,0 0,150 0,43 | 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 3,5 0,0029 | 5,7 4,5 0,0003 | 2,3 0,0079 |
Продолжение табл. 13.2
| Содержание серы Температура размягчения, ºС | 6,5 | 7,5 | 4,1 |
| Данные для сопоставления деасфальтизации с коксованием | |||
| Выход, % масс.: Асфальтита Кокса Отношение кокс/асфальтит | 1,62 | 1,03 | 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. $/год).
Это довольно большой период окупаемости, но поскольку предварительное гидрообессеривание сырья значительно повышает гибкость процесса коксования, позволяя из высокосернистых нефтей получать электродный кокс и дистилляты хорошего качества, сочетание процессов гидрообессеривания и коксования при определённых условиях находит применение на отдельных НПЗ.
Таблица 13.3 - Экономика процессов коксования прямогонного и гидрообессеренного сырья (для установки мощностью 2,5 млн.т/год)х
| Показатели | Замедленное коксование | Гидрообессеривание RCD-юнибон-коксование х |
| Капиталовложения, млн.$ | 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 | - - - - 92,5 | 26,6 50,1 33,1 112,7 |
| 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.$ | ||
| Разность стоимости продукции за вычетом разности прямых эксплуатационных затрат, млн. $ |
х Расчет на основании данных, полученных на пилоткой установке.
ххВключая 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 | 53/2 1,5/0,5 0,36/0,22 73/52 6,2/1,6 |
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. $/сут | - - +11 (по сравнению с вариантом II) | 715,5 97,5 |
Таблица 13.6 - Технико-экономические показатели процесса гидрообессеривания остатков нефтей Аляски фирмы «Галф-рисерч» (для получения сырья ККФ)
| Показатели | Месторождение | ||
| I | II | ||
| Мазут (н.к.-360 °С) | Мазут (н.к.-360 °С) | Гудрон (н.к.-538 °С) | |
| Содержание в сырье: S, % мас. Ni+V, мг/кг Выход продуктов: C1-C4, % мас. бензин С5, % об. остаток с н.к.-191°С (сырьё ККФ), %об. Содержание в очищенном остатке: S, % мас. Ni+V, мг/кг. Расход Н2, нм3/м3. Мощность установки, м3/сут. Капиталовложения, млн.$ | 1,45 41,5 0,82 1,53 100,68 0,1 1,5 81,0 41,5 | 1,59 39,0 0,56 1,55 100,58 0,3 4,4 56,4 25,9 | 2,09 86,0 0,64 1,84 103,13 0,3 7,2 80,5 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.
| 0,1 80,2 11/7,6 19,1/10,8 60,8 14,5 5,3 7,8 3,2 0,7507 | 0,3 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 81,5 0,9529 0,24 0,017 1,43 38,45 | 0,03 94,7 81,5 0,9465 0,50 0,052 3,86 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 | |
| Содержание:серы, % масс. | 2,95 | 4,32 | 5,58 |
| Νı, мг/кг | |||
| V, мг/кг |
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) | |
| 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. | - | - | ||
| 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 втаблице 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 | - | 3,8 | 3,6 | 2,6 | 3,2 | 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.
Дата добавления: 2015-07-10; просмотров: 303 | Нарушение авторских прав