Этапы проектирования, становления и совершенствования установок и гидроочистки дизельных фракций

Многочисленные исследования и расчеты, проведенные сторонниками шектротранспорта и альтернативных топлив, показывают, что в ближайшие дваТзи десятилетия невозможно будет отказаться от транспорта, работающего на юфтяном топливе.

Производство дизельных топлив (ДТ), наряду с производством штомобильных бензинов, является важной составной частью 1ефтеперерабатывающей отрасли [1].

В западной Европе удельный вес дизельного топлива в общем потреблении гоплив составляет около 35% [2,3].

Начиная с 90-х годов, потребность в ДТ растет быстрыми темпами, и по зрогнозам в России уже к 2005 г. объем производства дистиллятных топлив,)сновную часть которых составляют дизельные топлива, увеличится и составит жоло 30% от перерабатываемой нефти [4].

Объем производства дизельного топлива в 2000 г. в Западной Европе юставил 132 млн.т., в США 168 млн.т. Объем производства ДТ в России лредставлен в табл. 1 [5,6].

Таблица 1.

Показатели Год.

1994 1995 1996 1997 1998 2000.

Объем производства, млн.т. 46,4 44,4 43,6 45,05 41,8 49,2.

Доля малосернистого (до 0,2% мае.) ДТ, % 66 76,1 — - - до 90.

В 2002 году российскими НПЗ произведено дизельного топлива в объеме 51 121,9 тыс. тонн, в том числе с разбивкой по содержанию серы:

— до 0,05% мае. — 4278 тыс. тонн.

— 0,1% мае. — 1591, тыс. тонн.

— 0,2% мае. — 41 242,7 тыс. тонн.

— 0,5% мае. и выше — 4010,1 тыс. тонн.

В 2000 г. объем потребления ДТ в России составил 9,6 млн. т. Исходя из тланируемых объемов производства, изменения и роста парка автомобильной ехники, объем потребности в дизельных топливах (ориентировочно) в 2005 г. доставит 10,0 млн. т., а в 2010 г. 10,4 млн. т. [7].

Рост объемов производства и потребления ДТ связан с быстрыми темпами увеличения парка автомашин с дизельными двигателями, которые является одним тз главных источников загрязнения окружающей среды оксидами серы и азота, а гакже углеводородами, в том числе токсичными — ароматическими.

В Российской федерации с продуктами сгорания дизельных топлив ежегодно выбрасывается до 500 тыс. т. сернистого ангидрида, около 1,5 млн. т. углеводородов и 1−1,5 млн. т. твердых частиц, основная масса которых лриходится на сажу [8,9].

Свойства дизельных топлив зависят от фракционного и химического состава, содержания сернистых и ароматических соединений. Особенно важным жологическим показателем является содержание серы. Сернистые соединения оказывают большое влияние на образование твердых частиц, выбрасываемых с отработанными газами. Твердые частицы (ТЧ) адсорбируют на своей поверхности канцерогенные соединения и участвуют в образовании смога. Кроме того, при сгорании сернистых соединений образуется агрессивный и токсичный сернистый ангидрид. Ароматические углеводороды (АУ) оказывают значительное влияние ла образование ТЧ. При увеличении содержания АУ в топливе с 5% до 24% /дельные выбросы возрастают до 54%, а с 15% до 27% - образование ТЧ увеличивается в 5 раз. По мере повышения конца кипения дизельного топлива увеличивается содержание бии полициклических ароматических углеводородов, ito приводит к повышению дымности выхлопных газов и ухудшению таких показателей, как плотность и цетановое число [10].

Улучшение качества ДТ с целью повышения экологической безопасности их применения достигается изменением углеводородного и химического состава гоплив [11,12]. Всемирная Топливная Хартия (1998 г.) предусматривает снижение гемпературы конца кипения дизельного топлива с 370 °C (как это имеет место для отечественного дизельного топлива утяжеленного фракционного состава) до.

S50°C и, что особенно важно, ужесточение требований по 90%-ной точке юрегонки с 340 °C (как это имеет место для отечественного экспортного шзельного топлива) до 320 °C. Понятно, что пересмотр требований по фракционному составу приведет к сокращению объема выработки дизельных оплив [13].

Последнее десятилетие характеризуется беспрецедентным ужесточением ребований к экологическим характеристикам дизельных топлив во всем мире 13,14]. Жестко нормируются показатели по содержанию серы, ароматических и шефиновых углеводородов.

Еще в 1996 г. европейские страны перешли на выпуск дизельного топлива с удержание м серы до 0,05% мае., а в 1999 г. эта величина достигла 0,035% мае. и заже 0,003% мае. (по ГОСТу РФ содержание серы — не более 0,2% мае. и), 05% мае.). В шведском стандарте имеются сорта дизельного топлива, содержащие 0,001% мае. и 0,005% мае. серы [15].

Зарубежными стандартами ограничивается также содержание в топливе фоматических углеводородов (до 20 и 10% мае.), а в последнее время и содержание полициклических ароматических углеводородов (до 1 — 4% мае.), как наиболее токсичных соединений (табл. 2).

В дизельных топливах, вырабатываемых отечественной промышленностью, суммарное содержание ароматических углеводородов составляет 25−30% мае., а толициклических 4−9% мае.

Ниже приведены данные по ужесточению требований к качеству дизельных гоплив к 2005 г. в Европе, США и Канаде по содержанию серы/полициклических ароматических углеводородов в % мае.:

Европа 0,005/не более 6,0 США 0,003/не более 2,0 Канада 0,005/не более 2,0.

Требования к качеству дизельных топлив в странах ЕЭС и России.

Таблица 2.

Наименование EN-590 (страны ЕЭС) Россия ТУ 38.1 011 348−99 летний сорт.

До 1999 г. 2000 г. 2005 г. 2008 г.

Цетановое число, минимум 49 51 — 53 54−58 54−58 49.

Содержание серы, ррш мае. < 500 <350 < 50 <30 350 — 1000.

Общее содержание ароматики, % мае. — 20 10 10 20.

Содержание полнароматики, % мае. — ] 1 6 1−4.

Плотность при 15 °C, кг/м3 860 845 845 825 -830 не более 860.

96% отгона при температуре, °С, не выше 370 360 360 340 — 350 360.

Россия, к сожалению, не смогла занять в этом вопросе передовых позиций «-за отсталой инфраструктуры подавляющего большинства НПЗ, не обеспечивающих производство продукции требуемого уровня качества.

В ОАО «ВНИИНП» разработан новый стандарт на дизельные топлива, так <�ак ГОСТ 305–82, действующий с 1982 г., морально устарел. По своему изложению и технической сути новые ТУ 38.1 011 348−99 на экологически чистое дизельное топливо соответствует европейскому стандарту EN 590 (табл. 3).

Физико-химические показатели по ТУ 38.101 1348−99.

Таблица 3.

Наименование показателя Значение по маркам.

ДЛЭЧ-В длэч дзэч-в дзэч.

Цетановое число 49 45 45 45.

Фракционный состав:

50% отгон при температуре, °С, не выше 280 280 280 280.

96% отгон при температуре, °С, не выше 360 360 340 340.

Массовая доля серы, % мае., не более:

I вид 0,035 0,035 0,035 0,035.

II вид 0,05 0,05 0,05 0,05.

III вид 0,10 0,10 0,10 0,10.

Содержание ароматических углеводородов, % мае., не более 20 10.

1римечание: ДЛЭЧ-В — летнее, с ограничением содержания ароматических углеводородов;

ДЛЭЧ — летнее, без ограничения содержания ароматических углеводородов;

ДЗЭЧ-В — зимнее, с ограничения содержания ароматических углеводородов;

ДЗЭЧ — зимнее, без ограничения содержания ароматических углеводородов;

Тем не менее, за последние годы в нашей стране качество дизельных топлив существенно изменилось. Так, если в 1990 г. доля малосернистых дизельных гоплив с содержанием серы до 0,2% мае. составляла 56%, то в 1998 г. она достигла 74%, в том числе 12% топлива вырабатывалось с содержанием серы), 05 — 0,10% мае. Достигнутые и необходимые в будущем показатели качества дизельных топлив приведены в табл. 4 [15,16].

В настоящее время многие НПЗ России вырабатывают дизельные топлива с содержанием серы до 0,1% мае. (НПЗ в Перми, Омске, Киришах, Кстово, Н1овокуйбышевске и другие). ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» изготавливает арктическое дизельное топливо с содержанием серы 0,03 — 0,05% час. и ароматических углеводородов до 5% мае. На НПЗ в г. г. Рязани, Москве, Киришах, Перми, Кстово постоянно выпускают дизельное топливо с содержанием: еры 0,05 и 0,035% мае. [17−20].

Показатели качества дизельных топлив Таблица 4.

Показатели Уровень.

Достигнутый Необходимый.

Содержание, % мае. Серы Ароматических углеводородов Полициклических углеводородов 0,05 — 0,2 35−45 до 2,5 не более 0,003 10−12 не более 1.

Цетановое число 45−50 54−58.

Температура конца кипения, °С, не выше 355 340.

Доля в объеме производства марок 3 и А, % 12−14 30−35.

Основной задачей для НПЗ России является массовый переход на производство экологически чистого дизельного топлива (ЭЧДТ) с содержанием серы не выше 0,05 и 0,035% мае. Из существующих способов очистки дизельного гоплива от серы наиболее эффективным и экономичным является гидроочистка. Преимущество этого процесса — высокий выход очищенного продукта и незначительные потери. Российские НПЗ хоть и располагают более 40 крупными установками гидроочистки дизельных топлив мощностью более 49 млн. т. сырья в од, обеспечить выработку топлив с указанным содержанием серы в массовом юрядке не могут.

Исследования показывают, что на значительной части действующих остановок гидроочистки дизельных топлив с использованием вырабатываемых в громышленном масштабе новых катализаторов уже в ближайшее время можно >рганизовать выработку малосернистого дизельного топлива с содержанием серы ie выше 0,05 и' 0,035% мае., а на некоторых заводах и с содержанием фоматических углеводородов не более 20% мае., что потребует частичной) еконструкции этих установок.

В настоящее время в России нет специализированных установок тдроочистки дизельных топлив для производства ЭЧДТ. Для перевода всех предприятии отрасли на производство экологически чистого дизельного топлива 1вобходимое сооружение новых мощностей, обеспечивающих не только глубокое) бессериваиие сырья, но и его деароматизацию.

Очевидно, «настраивание производства» на выпуск дизельных топлив с 10выми качественными характеристиками потребует реализации на НПЗ современных технических и технологических решений.

Учитывая приоритетность выбора при модернизации установок^{идроочистки} отечественных технологий и оборудования, руководителям НПЗ и соответствующих нефтяных компаний целесообразно проанализировать, с лривлечением специалистов научных и проектных организаций, технические эешения по модернизации с целью максимального использования отечественных эазработок, подтвердивших свой высокий уровень.

В этой связи настоящая диссертационная работа, посвященная изучению гстории становления процессов гидроочистки, их поэтапной модернизации и совершенствованию на нефтеперерабатывающих предприятиях России является актуальной, и, несомненно, сможет сыграть определенную роль при дальнейшей модернизации существующих и сооружении новых установок гидроочистки дизельных топлив.

Для обеспечения производства малосернистых топлив на действующих остановках требуется проведение комплекса проектных работ по переводу их на лубокое обессеривание дизельного топлива.

В диссертационной работе изложен также опыт автора по проектированию ювых и реконструкции действующих установок гидроочистки дизельных топлив — целью увеличения их производительности и улучшения качества получаемого т них дизельного топлива, отвечающего требованиям новых стандартов Российской Федерации.

ВЫВОДЫ.

1. Анализ работы установок гидроочистки показывает, что для крупнотоннажных установок третьего поколения характерен более высокий выход целевого продукта, что связано с использованием более прогрессивных технологических решений, оборудования и катализаторов.

2. Обобщение опыта проектирования и эксплуатации установок гидроочистки первого и второго поколений (Л-24−5, Л-24−6, Л-24−7) позволило выявить основные тенденции развития процесса, найти новые оптимальные технологические решения. Эти решения были учтены при проектировании и строительстве крупнотоннажных установок и блоков гидроочистки (ЛЧ-24−2000, секций 300−1 ЛК-бу). К числу таких решений относится применение центробежных компрессоров, внедрение горячей сепарации, использование тепла газопродуктовой смеси для производства пара, стабилизация при повышенном давлении с использованием инертного компонента и др.

Прогрессивные технические решения крупнотоннажных установок гидроочистки позволили добиться высокой экономической эффективности, снижения расхода энергоресурсов. Включение в состав установок узлов очистки жидких и газовых выбросов дало возможность значительно повысить экологическую безопасность процесса.

3. В связи с увеличением мощностей установок гидроочистки дизельного топлива особое значение приобретает дальнейшее совершенствование технологической схемы процесса, оснащение ее более прогрессивным оборудованием, а также применение новых типов катализаторов с целью снижения энергетических показателей по установкам в целом.

4. Важнейшей статьей экономии средств является переориентация НПЗ-Заказчиков на новые технологии, преимущественно на отечественные разработки и оборудование (более дешевые по сравнению с зарубежными), что позволит в более короткие сроки и при меньших затратах реализовать существующие программы модернизации отечественных НПЗ.

5. На предприятиях, перерабатывающих малосернистые нефти, где дизельные дистилляты характеризуются сравнительно низким (0,24−0,6% мае.) содержанием серы и благоприятным составом ее соединений, производство ЭЧДТ можно организовать на действующих мощностях после небольшой их реконструкции.

6. Производство ЭЧДТ целесообразно осваивать поэтапно, в зависимости от местных условий и содержания серы в сырье. На предприятиях, вовлекающих в переработку высокосернистые нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов, целесообразно начинать с производства дизельного топлива с содержанием серы 0,1% мае. и последовательно переходить на выработку топлива с содержанием серы не более 0,05% мае.

Для обеспечения переработки смеси прямогонного сырья и вторичных дистиллятов требуется существенная реконструкция действующих установок или создание новых, работающих при давлении не ниже 7 МПа, или организация двухступенчатой схемы очистки.

7. Для получения дизельного топлива с ограниченным содержанием ароматических углеводородов необходимы специальные катализаторы гидрирования и технологии, более сложная реконструкция действующих установок гидроочистки (в частности, организация двухступенчатой схемы: на первой ступени — гидроочистка, на второй — деароматизация).

8. Специалисты ЗАО «ПМП», г. Санкт-Петербург могут проектировать современные установки гидроочистки, в том числе для производства экологически чистых дизельных топлив. В каждом конкретном случае возможен оптимальный выбор катализатора обессеривания, деароматизации и депарафинизации (отечественного или зарубежного).

9. Проектируемые и строящиеся в настоящее время установки гидроочистки и гидродепарафинизации дизельного топлива имеют ряд существенных преимуществ перед установками I, II, III поколений, а именно: о Возможность использования всех имеющихся в мире технологий и катализаторов. в Возможность применения любого оборудования, в том числеи закупаемого по импорту (распределительных тарелок для реакторов, компрессорного и насосного оборудования, внутренних устройств для колонного оборудования, распределенных систем управления, полевого КИП и т. д.).

Приведенные выше преимущества позволяют создавать установки, где возможно получать товарную продукцию по мировым стандартам, при минимальных энергетических затратах.