авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Разработка технологических решений по переработке высокопарафинистых нефтей (на примере ставропольско-дагестанской нефтесмеси)

-- [ Страница 3 ] --

Четвертая глава посвящена разработке технологических решений по переработке дистиллятных фракций высокопарафинистых нефтей в компоненты товарных моторных топлив. Для депарафинизации прямогонных дизельных фракций ставропольско-дагестанской нефтесмеси рассмотрены варианты процессов адсорбционного выделения н-алканов на цеолитах и их легкого крекинга на цеолитсодержащих катализаторах в условиях безводородной среды.

При изучении закономерностей процесса адсорбционной депарафинизации использовались фракции 200–320оС, выделенные из высокопарафинистых ставропольско-дагестанской (I) и мангышлакской (II), а также парафинистых усинской (III), ромашкинской (IV) и самотлорской (V) нефтей. Для исходного сырья, денормализатов и полученных концентратов парафинов были определены плотности по ГОСТ 3900, фракционный состав по ГОСТ 2177, температуры застывания по ГОСТ 20287, цетановые числа по ГОСТ 3122, а также содержание н-алканов и ароматических углеводородов газохроматографическим методом.

Исходные дизельные фракции содержали от 37,0 до 16,8% масс. н-алканов, имели температуры застывания от –12 до –28оС и цетановые числа от 61 до 49. Характеристики денормализатов приведены в таблице 6.

Таблица 6 – Характеристики денормализатов дизельных фракций 200–320оС

Показатели Денормализаты фракций нефтей
I II III IV V
Плотность при 20оС, кг/м3 821 822 838 842 841
Остаточное содержание н-алканов, % масс. 9,4 7,7 6,1 5,8 5,1
Температура застывания, оС –46 –45 –55 –60 –60
Цетановое число 53 50 48 46 42

В связи с трудностью регулирования глубины депарафинизации для уточнения влияния содержания н-алканов на низкотемпературные свойства и воспламеняемость дизельных топлив к денормализатам фракций 200–320оС ставропольско-дагестанской и самотлорской нефтей добавляли различные количества выделенных из них же парафинов и смесям определяли температуры застывания по ГОСТ 20287 и цетановые числа по ГОСТ 3122. Характеристики денормализатов дизельных фракций 200–320оС с разным содержанием н-алканов приведены в таблице 7.

Таблица 7 – Характеристики денормализатов дизельных фракций 200–320оС

Показатели Характеристики денормализатов
ставропольско-дагестанская нефтесмесь
Содержание н-алканов, % масс. 9,4 15,0 20,0 25,0 30,0
Температура застывания, оС –46 –28 –22 –18 –15
Цетановое число 53 54 55 57 59
самотлорская нефть
Содержание н-алканов, % масс. 5,1 10,0 15,0 20,0 25,0
Температура застывания, оС –60 –47 –33 –26 –21
Цетановое число 42 44 48 51 52

Из данных таблицы видно, что при адсорбционной депарафинизации дизельной фракции парафинистой самотлорской нефти критичным параметром является цетановое число. Удаление н-алканов из исходной фракции приводит к его падению ниже 45 пунктов, что требует введения в состав товарного топлива промоторов воспламенения. При депарафинизации дизельной фракции высокопарафинистой ставропольско-дагестанской нефтесмеси критичными являются низкотемпературные свойства. Это позволяет при различной глубине извлечения н-алканов получить товарные топлива для различных климатических зон без применения присадок. В качестве побочного продукта с высоким выходом получается концентрат н-алканов. На основании данных по содержанию
н-алканов в сырье и выделенных концентратах были рассчитаны показатели эффективности концентрирования.

В таблице 8 приведен примерный материальный баланс установки адсорбционной депарафинизации дизельной фракции 180–320оС ставропольско-дагестанской нефтесмеси мощностью по сырью 263500 т в год.

Таблица 8 – Материальный баланс установки адсорбционной депарафинизации дизельной фракции 180–320оС ставропольско-дагестанской нефтесмеси

Наименование продукта Выход при переработке
% масс. т/год
Депарафинированная дизельная фракция 69,9 184200
Концентрат н-парафинов 29,6 78000
Потери 0,5 1300
Итого: 100,0 263500

Выявленные закономерности адсорбционной депарафинизации можно использовать для разработки процесса получения товарных дизельных топлив из высокопарафинистой ставропольско-дагестанской нефтесмеси. В то же время малотоннажность и сложность технологической схемы адсорбционной установки накладывают определенные ограничения.

Проведены исследования безводородной депарафинизации дизельной фракции 280–350оС, выделенной из ставропольско-дагестанской нефтесмеси, в присутствии катализаторов 5% ZnBETA–42, 5% ZnBETA–88 и 5% ZnBETA–140. Особенностью состава фракции, определенного хроматографическим методом, является высокое общее содержание н-парафинов С10–С25 78,54% масс., а также высокомолекулярных парафинов С19–С25 24,40% масс.

Опыты проводили при температурах 250–400оС, давлении 0,1 МПа, объемной скорости подачи сырья 2 ч-1. Высокомолекулярные парафины С19–С25 интенсивнее подвергались крекингу на катализаторе 5% ZnBETA–42, этот образец оказался наиболее селективным в целевой реакции депарафинизации. При температуре опыта 350оС выход дизельной фракции с температурой застывания –5оС составляет 72,64% масс., содержание в ней н-алканов С19–С25 снижается по сравнению с сырьем более чем в 3 раза – с 24,40 до 7,67% масс. Это гарантирует обеспечение необходимых низкотемпературных свойств товарного дизельного топлива при смешении с легкой дизельной фракцией 180–280оС. Основные закономерности депарафинизации дизельной фракции на катализаторе 5% ZnBETA–42 представлены на рисунках 5–7.

  Зависимость выхода дизельной-7

Рисунок 5 – Зависимость выхода дизельной фракции (1), суммарного содержания в ней н-алканов С10–С25 (2) и н-алканов С19–С25 (3) от температуры опыта

  Зависимость температуры-8

Рисунок 6 – Зависимость температуры застывания дизельной фракции
от температуры опыта

  Зависимость цетанового числа-9

Рисунок 7 – Зависимость цетанового числа дизельной фракции
от температуры опыта

Принципиальная технологическая схема установки каталитической депарафинизации дизельной фракции 280–350°С приведена на рисунке 8.

  Принципиальная-10

Рисунок 8 – Принципиальная технологическая схема установки безводородной каталитической депарафинизации дизельной фракции 280–350°С

I – сырьевая дизельная фракция; II – продукты реакции; III – углеводородный газ;
IV – бензиновая фракция; V – депарафинированная дизельная фракция на компаундирование

1 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – трубчатая печь; 4 – реакторный блок;
5 – ректификационная колонна; 6 – конденсатор-холодильник; 7 – рефлюксная емкость

В таблице 9 приведен примерный материальный баланс установки безводородной каталитической депарафинизации дизельной фракции 280–350оС ставропольско-дагестанской нефтесмеси мощностью по сырью 168000 т в год.

Таблица 9 – Материальный баланс установки безводородной каталитической депарафинизации дизельной фракции 280–350оС

Наименование продукта Выход при переработке
% масс. т/год
Углеводородный газ 2,0 3400
Бензиновая фракция С5–С9 25,0 42000
Депарафинированная дизельная фракция 72,4 121600
Кокс + потери 0,6 1000
Итого: 100,0 168000

Затруднительно выработать товарные нефтепродукты – автобензины или их компоненты – из прямогонных бензиновых фракций высокопарафинистых нефтей из-за их изначально очень низкой детонационной стойкости. Для малотоннажной переработки этого вида сырья необходима экспериментальная проработка доступных технологических решений и технико-экономическая оценка различных вариантов использования бензиновых фракций. Бензиновая фракция 85–180оС, выделенная из ставропольско-дагестанской нефтесмеси, имеет ОЧММ 32,6, и для решения вопроса о целесообразности ее переработки в процессах платформинга или безводородного риформинга необходимы дополнительные исследования. В то же время благодаря высокому содержанию н-алканов она является хорошим сырьем пиролиза и может обеспечить максимальный выход этилена.

Перспективным направлением переработки легкой бензиновой фракции н.к.–85оС может быть безводородная каталитическая изомеризация с получением высокооктанового изомеризата – дефицитного компонента товарных автобензинов. Проведены исследования безводородной изомеризации фракции н.к.–85оС, выделенной из ставропольско-дагестанской нефтесмеси, в присутствии катализаторов на основе цеолитов типа BETA, модифицированных цинком и платиной. Особенностью состава фракции, определенного хроматографическим методом, является высокое содержание н-алканов С5–С7 46,61% масс. при практически полном отсутствии высокооктановых дизамещенных изопарафинов.

Процесс безводородной изомеризации изучали в присутствии катализаторов 5% ZnBETA–42 и 0,5% PtBETA–42 в интервале температур 250–400оС, давлении 0,1 МПа, объемной скорости подачи сырья 0,4 ч-1. Платинусодержащий образец проявил умеренную активность в крекинге, которую оценивали по выходу газа (водород + углеводороды С1–С4), и более высокую селективность в деструктивной изомеризации. Кроме того, в его присутствии заметно выше оказался выход дизамещенных изопарафинов, что приводило к увеличению октанового числа изомеризата на 9,2–19,1 единицы. При температуре опыта 350оС выход изомеризата с ОЧММ 83,5 составляет 88,68% масс., содержание изопарафинов С5–С8 72,58% масс., в том числе дизамещенных 28,93% масс., содержание аренов 2,41% масс. Это обеспечивает хорошее качество изомеризата как легкого высокооктанового компонента автобензина, пригодного для компаундирования с катализатом распространенного на российских заводах процесса платформинга.

В таблице 10 приведен примерный материальный баланс установки безводородной каталитической изомеризации бензиновой фракции н.к.–85оС ставропольско-дагестанской нефтесмеси мощностью по сырью 50000 т в год.

Таблица 10 – Материальный баланс установки безводородной каталитической изомеризации бензиновой фракции н.к.–85оС

Наименование продукта Выход при переработке
% масс. т/год
Углеводородный газ 10,8 5400
Высокооктановый изомеризат 88,4 44200
Кокс + потери 0,8 400
Итого: 100,0 50000

В пятой главе представлено технико-экономическое обоснование поточной схемы первой очереди завода для малотоннажной переработки ставропольско-дагестанской нефтесмеси.

В связи с высоким выходом остатка атмосферной перегонки – фракции выше 350оС – при реализации вторичных процессов облагораживания только дистиллятных фракций глубина переработки сырья оказывается недостаточной. В то же время термокаталитические процессы переработки остаточных фракций требуют значительных капитальных затрат, срок окупаемости которых при малой производительности завода часто превышает 10–15 лет, что делает невозможным привлечение инвестиций. Более реально строительство завода в две очереди, когда сначала реализуются первичная переработка сырья и доступные процессы облагораживания дистиллятов, а углубление переработки осуществляется на следующем этапе, в том числе, за счет использования прибыли предприятия.

Исследования превращений дистиллятных фракций высокопарафинистой ставропольско-дагестанской нефтесмеси позволяют предложить несколько вариантов поточных схем малотоннажной переработки, наиболее рациональная из которых приведена на рисунке 9. Она предусматривает выделение в процессе ректификации целевых фракций н.к.–85оС для безводородной каталитической изомеризации, 85–180оС для реализации в качестве сырья пиролиза, 180–280оС – компонента товарного дизельного топлива, 280–350оС для безводородной каталитической депарафинизации и остаточной фракции выше 350оС котельного топлива. Товарными продуктами завода являются дизельное топливо для умеренного климата, легкий изомеризат (товарный компонент автобензина), бензиновая фракция 85–180°С для пиролиза, котельное топливо марки 100.

  Поточная схема переработки-11

Рисунок 9 – Поточная схема переработки ставропольско-дагестанской
нефтесмеси с использованием безводородных каталитических
процессов депарафинизации и изомеризации

I – ставропольско-дагестанская нефтесмесь; II – интенсификаторы (газовые конденсаты, газовые бензины); III – углеводородный газ (технологическое топливо); IV – широкая бензиновая фракция н.к.–180°С; V – дизельная фракция 180–280°С; VI – дизельная фракция 280–350°С; VII – фракция выше 350°С котельного топлива; VIII – бензиновая фракция
н.к.–85°С; IX – бензиновая фракция 85–180°С; X – изомеризат; XI – депарафинизат фракции 280–350°С; XII – присадки; XIII – товарное дизельное топливо

Примерный материальный баланс завода для переработки ставропольско-дагестанской нефтесмеси мощностью по сырью 1000000 т/год по этому варианту приведен в таблице 11.

Таблица 11 – Материальный баланс завода для переработки ставропольско-дагестанской нефтесмеси мощностью по сырью 1000000 т/год

Наименование продукта Выход при переработке
% масс. т/год
Топливный газ 1,7 16800
Высокооктановый изомеризат 4,4 44200
Бензиновая фракция 85–180оС 16,1 161000
Дизельное топливо (фракция 180–350°С) 29,4 293600
Котельное топливо марки 100 (выше 350°С) 47,8 478000
Потери 0,6 6400
Итого: 100,0 1000000


Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.