Переработка газообразного топлива

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУ ВПО БКЛГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ФАКУЛЬТЕТ БИЗНЕСА И СЕРВИСА

Кафедра экономика и управление на предприятии (в городском хозяйстве)

КУРСОВАЯ РАБОТА

На тему: «Переработка газообразного топлива»

Выполнила: студентка группы 171003 О. М. Городова

Руководитель: к.ф-м.н. Г. И. Ткаченко

Белгород, 2011 г.

Содержание

Введение

1. Газообразное топливо и его характеристика

1.1 Классификация и состав газообразных топлив

1.2 Сырьевые источники природного газообразного топлива

1.3 Значение и область применения газообразного топлива

2. Технологические методы переработки газообразного топлива

2.1 Подготовка газообразного топлива

2.2 Переработка различных видов газообразных топлив

2.3 Конверсия углеводородных газов

3. Совершенствование процессов переработки газообразного топлива

3.1 Способ получения углеводородов из газообразных продуктов плазменной переработки твердых отходов (варианты)

3.2 Реакторная система для получения газообразных продуктов

3.3 Способ переработки газоконденсата

Заключение

Введение

Топливом называют существующие в природе или искусственно полученные вещества, являющиеся источником тепловой энергии и сырьем для химической промышленности

Роль топлива в народном хозяйстве страны велико и все время возрастает, так как бурное развитие промышленности органического синтеза - производство пластических масс, химических волокон, синтетических каучуков, красителей, растворителей и т.д. - требует огромных количеств углеродного сырья, которое получается в результате химической переработки различных топлив

Все топлива можно разделить по агрегатному состоянию на твердые, жидкие и газообразные, а по происхождению - на естественные и искусственные. В свою очередь естественные топлива делятся на твердые (угли, древесина, сланцы, торф), жидкие (нефть) и газообразные (природные и попутные газы). газообразный топливо переработка углеводородный

Газообразное топливо обладает рядом преимуществ по сравнению с твердым и жидким топливом, которые обусловлены его свойствами. При сгорании газа можно довести до минимума потерю теплоты с уходящими в дымовую трубу продуктами горения; при сгорании газа не образуется золы, шлака, дыма. Газ можно транспортировать самым дешевым видом транспорта - трубопроводом. По этим причинам газообразное топливо находит все более широкое применение в промышленности, а так же в качестве бытового топлива и топлива для автотранспорта.

Данная работа ставит перед собой целью рассмотреть, как именно происходят процессы переработки газообразного топлива. Кроме того, необходимо подробно рассмотреть технологические схемы переработки, конверсии и газификации.

Задачи работы заключаются в следующем:

1) рассмотреть классификацию и состав газообразных топлив

2) изучить происхождение видов газообразного топлива

3) проанализировать значение и область применения газообразного топлива

4) рассмотреть подготовку газообразного топлива

5) изучить методы переработки разных видов газообразного топлива

6) рассмотреть конверсию углеводородных газов

7) проанализировать совершенствование процессов переработки газообразного топлива

Интерес к данной теме связан, прежде всего, с тем, что газообразное топливо может быть использовано не только в качестве обычного энергетического ресурса, но и в качестве сырья. Так, например, изделия и материалы, производимые на основе переработки газообразного топлива имеют место быть в химической, металлургической, горной, пищевой, деревообрабатывающей, медицинской, строительной, топливно-энергетической и текстильной промышленности, а также в машиностроении, сельском хозяйстве, культуре и в быту.

1. Газообразное топливо и его характеристика

1.1 Классификация и состав газообразных топлив

Газообразным топливом называется топливо, находящееся в состоянии газа при температуре и давлении его эксплуатации. Таким образом, газообразное топливо может храниться и транспортироваться в жидком (сжиженный газ) и в твердом (например, гидриды водорода) состоянии.

По происхождению газообразное топливо подразделяется на природное (ископаемое топливо) и синтетическое. К газообразному топливу относятся также отходы некоторых металлургических (доменный газ) и химических производств.

К природному газообразному топливу относятся различные природные горючие газы, представляющие собой естественные смеси углеродов различного состава и строения:

- собственно природные газы, месторождения которых не связаны с месторождениями нефти;

- попутные газы, которые растворены в нефти или находятся над скоплениями ее в виде «газовой шапки», то есть газы, месторождения которых генетически связаны с месторождениями нефти;

- газы газоконденсатных месторождений, обогащенные жидкими легкокипящими углеводородами, которые отделяются от газа при снижении давления в виде жидкой фазы - конденсата.

К синтетическому газообразному топливу относятся разнообразные горючие газы, полученные при переработке твердого и жидкого топлива: газы нефтепереработки, генераторные газы, обратный коксовый газ и другие.

Классификация газообразных топлив представлена на рис. 1.1.

Более наглядно газообразное топливо можно классифицировать иначе:

- пропан C₃H₈ -- органическое вещество класса алканов. Содержится в природном газе, образуется при крекинге нефтепродуктов. Ядовит. Применяется в качестве топлива при: при выполнении газопламенных работ на заводах и предприятиях, при кровельных работах, для обогрева производственных помещений, для газовых плит, водогрейных колонок в пищевой промышленности, в быту. В последнее время широко используется в качестве автомобильного топлива, т.к. дешевле и экологически безопаснее бензина.

- бутамн C₄H₁₀-- органическое соединение класса алканов. Ядовит, вдыхание бутана вызывает дисфункцию лёгочно-дыхательного аппарата.

Содержится в газовом конденсате и нефтяном газе (до 12 %). Является

Продуктом каталитического и гидрокаталитического крекинга нефтяных фракций. При полном сгорании на воздухе образует углекислый газ и воду. Бутан применяется в смеси с пропаном в зажигалках, в газовых баллонах в сжиженном состоянии, где он имеет запах, так как содержит специально добавленные одоранты. При этом используются «зимние» и «летние» смеси с различным составом.

- метан СН₄ - простейший углеводород, бесцветный газ без запаха. Малорастворим в воде, легче воздуха. Сам по себе метан не токсичен и не опасен для здоровья человека. Область применения метана: топливо, продукты хлорирования используются в огнетушителях, а так же как снотворное, или растворитель, производство продукта дегидрирования-ацетилена, продукт конверсии-синтез-газ. Используется для производства метанола и формальдегида, а следовательно и полимеров, медикаментов и денатурирующих и дезинфицирующих материалов. Также из синтез-газа изготавливаются аммиак и удобрения.

- водород Н₂ - первый элемент периодической системы элементов. Лёгкий бесцветный газ. В смеси с воздухом или кислородом горюч и взрывоопасен. Нетоксичен. Область применения водорода: химическая промышленность, пищевая промышленность, авиационная промышленность, топливо.

- сжатый природный газ - используется в качестве моторного топлива вместо бензина, дизельного топлива и пропана. Не токсичен в малых концентрациях. Не вызывает коррозии металлов. Компримированный природный газ дешевле, чем любое нефтяное топливо, в том числе и дизельное, но по калорийности их превосходит. Низкая температура кипения гарантирует полное испарение природного газа при самых низких температурах окружающего воздуха. Природный газ сгорает практически полностью и не оставляет копоти, ухудшающей экологию и снижающей КПД. Отводимые дымовые газы не имеют примесей серы и не разрушают металл дымовой трубы. Эксплуатационные затраты на обслуживание газовых котельных также ниже, чем традиционных.

- смеси- сжиженные углеводородные газы (СУГ)-- смесь сжиженных под давлением лёгких углеводородов с температурой кипения от ?50 до 0 °C. Предназначены для применения в качестве топлива. Состав может существенно различаться, основные компоненты: пропан, пропилен, изобутан, изобутилен, н-бутан и бутилен. Производится в основном из попутного нефтяного газа. Транспортируется и хранится в баллонах и газгольдерах. Применяется для приготовления пищи, кипячения воды, отопления, используется в зажигалках, в качестве топлива на автотранспорте.

Состав газообразного топлива зависит от его природы, происхождения и способа получения. Природные газы состоят преимущественно из метана с незначительным содержанием других низших алканов оксида углерода и азота. В попутных газах содержится значительное количество алканов от этана до пентана и выше, при относительно низком содержании метана. Газы газоконденсатных месторождений в них колеблется от 10 до 350 г/м³. Во всех углеводородных газах природного происхождения содержатся в различных количествах азот, оксид углерода (IV), сероводород, аргон и гелий.



Рис.1.1. Классификация газообразного топлива

В состав газов нефтепереработки входят помимо алканов низшие алкены и водород. Горючие газы, получаемые переработкой твердого топлива, существенно различаются по составу, однако общим для них является высокое содержание водорода, азота и оксида углерода (IV), что связано с особенностями их получения.

Средний состав газообразного топлива различного происхождения приведен в табл. 1.1, 1.2 и 1.3.

Таблица 1.1

Состав газов нефтепереработки (% об.)

Компонент	Метод переработки
	Термический крекинг	Пиролиз керосина	Каталитический крекинг	Каталитиче-кий риформинг	Гидро-крекинг
1	2	3	4	5	6
Метан	16,0	41,4	3,4	13,0	6,9

продолжение табл. 1.1

1	2	3	4	5	6
Этан	17,0	8,3	2,8	21,0	14,0
Пропан	21,5	1,0	10,7	32,0	44,7
Бутан	19,5	5,4	31,0	28,0	34,4
Этилен	2,5	22,0	4,5	-	-
Пропилен	9,0	14,5	23,8	-	-
Бутилены	14,3	11,7	23,7	-	-
Водород	0,2	0,6	0,1	6,0	-

Таблица 1.2

Состав газов природного происхождения (% об.)

Вид газа	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	C5H12 и выше	CO2, N2, H2, He
Природный	98,9	0,3	0,2	0,1	-	0,5
Попутный	30,8	7,5	21,5	20,4	19,8	-
Газоконденсатных месторождений	84,7	4,6	1,6	0,8	1,9	6,4

Таблица 1.3

Состав газов переработки твердого топлива (% об.)

Компонент газа	Вид газа
	Полукок-сования	Обратный коксовый	Сланцевый	Подземной газификации
Водород	17-30	52-60	22-28	13-9
Метан	55-65	22-30	15-18	1,5-2,5
Алкены	2-7	1,5-3	5,2-5,5	0,2
Сероводород	0,2-0,3	0,2-0,3	0,2-0,3	0,5-1,7
Оксид углерода (II)	5-8	5,5-8	9-12	3-19
Оксид углерода (IV)	4-10	1,7-2,8	14-17	10-29
Кислород	0,1-3	0,3-1,2	0,5-10	0,2-0,6
Азот	3-8	4-8	23-31	48-56

1.2 Сырьевые источники природного газообразного топлива

Все запасы газообразного топлива на Планете по степени из разведанности делятся на три категории:

- промышленные (разведанные) запасы, на основании которых составляются проекты разработки месторождений и проекты газопроводов;

- запасы, установленные на основании благоприятных геолого-физических данных и являющиеся основанием для организации разведочных работ на конкретных земельных площадях;

-прогнозируемые запасы, устанавливаемые на основе анализа общих геологических критериев нефтегазоносности.

Разведанные запасы природного газообразного топлива на Земле превышают 60 трлн. м³, а прогнозируемые запасы оцениваются в 200 трлн. м³. Крупнейшие газовые месторождения находятся в Алжире, США, Иране, Нидерландах. В РФ открыто около 500 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений с запасами топлива в них свыше 1 трлн. м³. Важнейшими из них являются Уренгойское, Заполярное, Медвежье, Ямбургское газовые, Оренбургское, Вуктыльское (Коми АССР) и Астраханское газоконденсатные месторождения. Все разведанные запасы газа в стране оцениваются в 31 трлн. м³.

Месторождения газообразного топлива в РФ распределены неравномерно как по территории, так и по глубине залегания. Из общего количества разведанных запасов 75% приходится на районы Сибири и Дальнего Востока, причем основные запасы газа падают на месторождения Тюменской области. Глубина залегания газовых месторождений колеблется от 0,1 до 5 км; при этом на глубинах 1 - 3 км сосредоточено около 85% всего газа.

Попутный нефтяной газ выделяется из нефти при ее добыче и стабилизации. Природный газ и газ газоконденсатных месторождений находятся в газовых залежах под давлением 5 - 10 МПа, которое создается напором пластовых вод и давлением горных пород. Поэтому эти газы извлекают через сеть скважин фонтанным способом, при котором газ поднимается на поверхность за счет пластового давления. Так как при свободном истечении газа энергия пласта расходуется нерационально и возможно разрушение скважины, расход газа ограничивают, устанавливая на выходе скважины штуцер. С помощью которого регулируют количество отбираемого из скважины газа.

Современный газовый промысел представляет сложный технический комплекс, в состав которого входят эксплуатационные скважины, газосборные сети с установками по сбору газа, компрессорные, холодильные и газораспределительные станции.

Сбор газа на промысле организуется по кольцевой или лучевой схемам. На рис. 1.2 представлена наиболее распространенная кольцевая схема сбора газа.

Рис. 1.2. Кольцевая схема сбора газа на промысле:1 - газовые скважины, 2 - промысловый коллектор, 3 - сборный пункт газа, 4 - перемычка на кольцевом коллекторе, 5 - регулировочные штуцеры.

Число скважин, подключаемых к пунктам сбора газа, зависит от размера месторождения, конфигурации газовой залежи, системы расположения скважин и параметров извлекаемого газа (состав, давление, температура).

Важнейшей характеристикой работы газового промысла является коэффициент извлечения газа при эксплуатации или газоотдача месторождения. В отличие от коэффициента извлечения твердых ископаемых (50 - 60%) и нефтеотдачи (30 - 40%) газоотдача значительно выше и составляет в среднем 85%, достигая в отдельных случаях 92% и более. Это объясняется малой вязкостью и высокой упругостью газа по сравнению с нефтью и низким коэффициентом сорбции газа горными породами. При указанной газоотдаче время эксплуатации газового месторождения составляет 15 - 20 лет.

Масштабы добычи природного газообразного топлива непрерывно возрастают. С начала разработки газовых месторождений из недр добыто 24,4 трлн. м³ газа. Если в 1970 году мировая добыча газа составляла 1, 03 трлн. м³, то в 1987 году она возросла до 1,77 трлн. м³. В РФ в 1993 году было добыто 638 млрд. м³ газа, что составило 30% энергетического баланса страны.

Добытый газ перед транспортировкой очищают от механических примесей и капель жидкости в сепараторах различного типа, после чего для предотвращения коррозии газопроводов подвергают осушке и очистке от сернистых соединений.

Для осушки газа используют абсорбционный или адсорбционный методы. При абсорбционной осушке газ промывают в скрубберах диэтиленгликолем, при адсорбционной - влагу удаляют при пропускании газа через колонны, наполненные силикагелем или синтетическим цеолитом.

Для удаления сернистых соединений применяют мокрые методы, основанные на поглощении соединений серы растворами слабо щелочных реагентов, обычно карбонатов

K₂CO₃ + H₂S KHS + KHCO₃ (1)

или моноэтаноламина

2HOC₂H₄NH₂ + H₂S (HOC₂H₄NH₃)₂⁺S^-2 (2)

с последующей регенерацией абсорбента нагреванием раствора соли.

Газы газоконденсатных месторождений помимо общей очистки подвергаются низкотемпературной сепарации. При этом, за счет резкого снижения давления, пары воды и жидких углеводородов в газе конденсируются и отделяются от газа, после чего конденсат разделяется на воду и углеводородный слой.

Для транспортировки газообразного природного топлива используются газопроводы диаметром до 1 м, по которым газ под давлением 7 МПа перемещается со скоростью до 500 метров в минуту. Для компенсации падения давления по длине газопровода, через каждые 80 - 100 км установлены специальные компрессионные станции, оборудованные газоперекачивающими агрегатами. Длина газопроводов в России составляет 65000 км. Важнейшими и наиболее протяженными из них являются газопроводы: Саратов - Москва (843 км), Ставрополь - Москва (1254 км), кольцевой газопровод Московской области (1000 км), Краснодар - Серпухов (1773 км), Саратов - Череповец (1118 км), Серпухов - Санкт-Петербург (803 км) и другие.

1.3 Значение и область применения газообразного топлива

Газообразное топливо с каждым годом находит все более широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. В сельскохозяйственном производстве газообразное топливо широко используется для технологических (при отоплении теплиц, парников, сушилок, животноводческих и птицеводческих комплексов) и бытовых целей.

В последнее время его все больше стали применять для двигателей внутреннего сгорания. По сравнению с другими видами газообразное топливо обладает следующими преимуществами:

- сгорает в теоретическом количестве воздуха, что обеспечивает высокие тепловой кпд и температуру горения;

- при сгорании не образует нежелательных продуктов сухой перегонки и сернистых соединений, копоти и дыма;

- сравнительно легко подводится по газопроводам к удаленным объектам потребления и может храниться централизованно;

- легко зажигается при любой температуре окружающего воздуха;

- требует сравнительно небольших затрат при добыче, а значит, является по сравнению с другими более дешевым видом топлива;

- может быть использовано в сжатом или сжиженном виде для двигателей внутреннего сгорания;

- обладает высокими противодетонационными свойствами;

- при сгорании не образует конденсата, что обеспечивает значительное уменьшение износа деталей двигателя и т.п.

Вместе с тем газообразное топливо имеет также определенные отрицательные свойства, к которым относятся: отравляющее действие, образование взрывчатых смесей при смешении с воздухом, легкое протекание через неплотности соединений и др. Поэтому при работе с газообразным топливом требуется тщательное соблюдение соответствующих правил техники безопасности.

Применение газообразных видов топлива обусловливается их составом и свойствами углеводородной части. Наиболее широко применяются природный или попутный газ нефтяных или газовых месторождений, а также заводские газы нефтеперерабатывающих и других заводов. Основными составляющими компонентами этих газов являются углеводороды с числом углеродных атомов в молекуле от одного до четырех (метан, этан, пропан, бутан и их производные).

Применение газообразного топлива для двигателей внутреннего сгорания. Непрерывно увеличивающийся парк автомобилей требует все большего количества топлива. Решить важнейшие народнохо-зяйственные проблемы стабильного обеспечения автомобильных двигателей эффективными энергоносителями и сокращения потребления жидкого топлива нефтяного происхождения возможно за счет использования газообразного топлива - сжиженного нефтяного и природного газов. Для автомобилей используют только высококалорийные или среднекалорийные газы. При работе на низкокалорийном газе двигатель не развивает необходимой мощности, а также сокращается дальность пробега автомобиля, что экономически невыгодно.

Применение сжатых газов. Выпускают следующие виды сжатых газов: природный, коксовый механизированный и коксовый обогащенный Основным горючим компонентом этих газов является метан. Так же как и для жидкого топлива, наличие в газообразном топливе сероводорода нежелательно из-за его коррозионного воздействия на газовую аппаратуру и детали двигателя. Октановое число газов позволяет форсировать автомобильные двигатели по степени сжатия (до 10 - 12). Основным горючим компонентом этих газов является метан. Так же как и для жидкого топлива, наличие в газообразном топливе сероводорода нежелательно из-за его коррозионного воздействия на газовую аппаратуру и детали двигателя. Октановое число газов позволяет форсировать автомобильные двигатели по степени сжатия (до 10 - 12).

В газе для автомобилей крайне нежелательно присутствие циана CN. Соединяясь с водой, он образует синильную кислоту, под действием которой в стенках баллонов образуются мельчайшие трещины. Наличие в газе смолистых веществ и механических примесей приводит к образованию отложений и загрязнений на приборах газовой аппаратуры и на деталях двигателей.

Наиболее часто на автомобилях устанавливают цилиндрические баллоны, рассчитанные на рабочее давление 20 МПа. В одном баллоне (вместимостью по воде 50 л) находится 10 м3 газа при температуре 20 °С и давлении 101,08 кПа. Масса заполненного баллона составляет около 65 кг, т.е. на 1 м3 газа приходится приблизительно 6,5 кг. Установка на автомобиль газовых баллонов вызывает снижение полезной грузоподъемности на 12 - 20 %, дальность пробега примерно на 200 км. Мощность также несколько снижается. Мощность двигателей снижается из-за меньшей теплоты сгорания газовоздушной смеси по сравнению с бензовоздушной и меньшего коэффициента наполнения цилиндров. Эксплуатационные качества автомобилей, работающих на бензине и гаге, выравнивают за счет повышения на 23 ... 25 % степени сжатия в двигателях, работающих на газе.

Применение сжиженных газов. Для газобаллонных автомобилей используют пропанбутановые фракции нефтяных и не нефтяных газов. Теплота сгорания этих фракций составляет около 46 055 кДж/м3, октановое число у сжиженных газов выше, чем у бензинов, и находится в пределах 90 … 120 ед. При работе двигателей на газообразном топливе улучшаются условия работы моторного масла, которое значительно меньше загрязняется различными примесями. Так, концентрация загрязняющих примесей в масле двигателя автомобиля ЗИЛ-158, работавшего на газообразном топливе, после 5000 км пробега составляла 0,07 %, а после 10 000 км - 0,11 %; в моторном масле двигателя автомобиля ЗИЛ-158, работавшем на бензине, концентрация загрязнений после 5000 км составляла 0,4 %.

При переводе двухтактного дизеля ЗАЗ-204 с жидкого на газообразное топливо загрязнение масла и количество отложений на деталях цилиндропоршневой группы уменьшилось в 15 - 17 раз, несмотря на то, что двигатель работал в более напряженном температурном и нагруженном режиме. Масло меняли при этом в два раза реже.

По ГОСТ выпускаются сжиженные газы трех марок: СПБТЗ - зимняя техническая пропанобутановая смесь для коммунально-бытового потребления; СПБТЛ - летняя техническая пропанобутановая смесь для коммунально-бытового потребления; БТ - технический бутан для коммунально-бытового потребления.

Пропан и пропилен являются основными компонентами сжиженного газа, которые обеспечивают оптимальное давления насыщенных паров в газовом баллоне. Бутановая составляющая, которая включает в себя нормальный бутан, изобутан, бутилен, изобутилен и другие изомеры, является наиболее калорийной составляющей сжиженных газов и легкосжимаемым компонентом. Наиболее целесообразно применять газ с большим содержанием бутановых фракций в летнее время, особенно в районах с жарким климатом.

2. Технологические методы переработки газообразного топлива

2.1 Подготовка газообразного топлива

Газообразное топливо используется в качестве источника энергии и сырья для химической промышленности. Из общего потребления газообразного топлива в стране 55% его перерабатывают в промышленности, 26% сжигается в ТЭЦ, 15% расходуется на бытовые нужды и 4% потребляется другими отраслями народного хозяйства. В настоящее время с применением газообразного топлива производится до 90% стали и чугуна, 65% цемента и 85% всех минеральных удобрений.

При использовании газообразного топлива в качестве химического сырья его предварительно разделяют на индивидуальные компоненты или пригодные для дальнейшей переработки фракции. Для этого используют следующие методы:

1. Низкотемпературная конденсация, при которой газ в результате охлаждения превращается в двухфазную систему, механически затем разделяемую на жидкость и газ. В качестве охлаждающих агентов используются вода, жидкий аммиак и сжиженные этан и пропан. В некоторых случаях конденсация сочетается со сжатием газа, что способствует сжижению тяжелокипящих компонентов разделяемого газа.

2. Абсорбция, при которой отдельные компоненты газа извлекаются из него при охлаждении жидкими углеводородами с последующей десорбцией полученных растворов в отпарной колонне-десорбере. Для уменьшения потерь абсорбента в виде паров с газом применяют двухступенчатую абсорбцию: в качестве основного абсорбента используется бензин, а выходящий после первой ступени абсорбции газ дополнительно промывается тяжело кипящим газойлем, который извлекает из газа унесенный им бензин.

3. Низкотемпературная ректификация, при которой предварительно охлажденный газ в смеси с образовавшимся при этом конденсатом разделяется под давлением в ректификационной колонне. Обычно ректификация завершает процесс разделения газообразного топлива и применяется для получения индивидуальных углеводородов высокой чистоты. В этом случае на ректификацию подается только конденсат, выделенный из газа конденсационно-компрессионным методом.

Для химической переработки выделенных из газа углеводородов используются, практически, все основные реакции органического и нефтехимического синтеза: пиролиз, конверсия, окисление, гидрирование и дегидрирование, гидратация, алкилирование, реакции введения функциональных групп - сульфирование, нитрование, хлорирование, карбонилирование и др. Наряду с процессами разделения они позволяют получать на основе газообразного топлива водород, оксид углерода (II), синтез-газ, азотоводородную смесь, ацетилен, алкадиены, цианистый водород, разнообразные кислородосодержащие соединения, хлор, нитропроизводные и многое другое. В свою очередь эти полупродукты являются сырьем в производстве многочисленных целевых продуктов для различных отраслей народного хозяйства: высококачественного топлива, пластических масс, эластомеров, химических волокон, растворителей, фармацевтических препаратов, стройматериалов и других.

2.2 Переработка разных видов газообразного топлива

Переработка нефтяных газов. К нефтяным газам относятся попутный нефтяной газ и газы нефтепереработки - крекинг-газ и газ риформинга.

Процесс переработки попутного нефтяного газа заключается в разделении его на узкие фракции и выделении из них индивидуальных углеводородов в соответствии с их назначением. Для этого используют метод низкотемпературной компрессионной ректификации.

Так как попутный газ относится к так называемым «жирным» газам, то есть содержит помимо алканов С₁-С₄ значительное количество (до 50 г/м³ и более) паров пентана и высших углеводородов, его перед ректификацией подвергают операции отбензинивания - удаляют из газа высшие алканы в виде конденсата. Этот конденсат (газовый бензин) используется как добавка к бензинам, а так же служить сырьем для выделения из него пентановой и изопентановой фракций. На рисунке 2.1 представлена схема подобного разделения попутного нефтяного газа.

Рис. 2.1. Разделение попутного нефтяного газа

Полученные разделением попутного газа фракции используются:

- этановая - сырье для пиролиза, хладоагент;

- пропановая - сырье для пиролиза, хладоагент, бытовой сжиженный газ индивидуального газоснабжения;

- бутановая - сырье для производства синтетического каучука и пиролиза, компонент бытового сжиженного газа, добавка к автобензинам;

- изобутановая - сырье для производства изопренового каучука и бутилкаучука, реагент алкилирования;

- пентановая - сырье для пиролиза и изометрии;

- изопентановая - сырье для производства изопренового каучука, компонент высокоактанового бензина.

Использование попутного нефтяного газа имеет большое экономическое значение. Тем не менее, на большинстве нефтепромыслов его сжигают во избежание отравления атмосферы. В 1988 году только в Западной Сибири было сожжено в факелах попутного газа на 16 млрд. руб. (в ценах того времени). Одной из причин этого является излишняя централизация процессов стабилизации нефти и сосредоточение их на немногих крупных газобензинных заводах. Гораздо более эффективным является установка небольших газобензинных станций на отдельных скважинах. Такой способ практикуется на зарубежных нефтепромыслах.

Переработка крекинг-газа. В отличие от попутного нефтяного газа газы крекинга содержат значительное количество (до 40% об.) алкенов от этилена до бутиленов. Разделение крекинг-газа на фракции совмещается с процессом стабилизации крекинг-бензина, то есть процессом извлечения из него растворенных газообразных углеводородов. Подобная переработка крекинг-газа и крекинг-бензина осуществляется на газофракционирующих установках (ГФУ) конденсационно-компрессионного или абсорбционного типа. На рисунке 2.2 представлена принципиальная схема этого процесса, а на рисунке 2.3 приведена технологическая схема ГФУ абсорбционно-ректификационного типа, работающей под давлением 1,4 МПа.

Рис. 2.2. Принципиальная схема работы ГФУ



Рис 2.3. Технологическая схема стабилизации крекинг-бензина на ГФУ абсорбционно-ректификационного типа: 1 - компрессор, 2, 3 - насосы, 4, 5, 6 - водяные холодильники, 7, 8, 9 - кипятильники, 10, 11, 12 - ректификационные колонны (фракционирующие абсорберы).

Сжатый в компрессоре 1 крекинг-газ смешивается под давлением 1,4 МПа с нестабильным бензином, подаваемым насосом 2, охлаждается в холодильнике 4 и подается в фракционирующий абсорбер (абсорбер-десорбер) 10, орошаемый стабильным бензином. В верхней части абсорбера из газа бензином извлекаются углеводороды С₃-С₄, а в нижней, которая обогревается бензином, циркулирующим через кипятильник 7, происходит десорбция их из раствора и регенерация абсорбента. В результате этого из верхней части абсорбера выходит «сухой» газ, содержащий водород и углеводороды С₁ - С₂, а из нижней, вместе с регенерированным абсорбентом, выводятся углеводороды С₃ - С₄. Насыщенный ими бензин проходит последовательно ректификационные колонны 11 и 12, работающие в аналогичном режиме. С верха колонны 11 отбирается фракция газа С₃, а с верха колонны 12 - фракция С₄. Для полноты отгонки углеводородов из бензина часть их конденсируется в холодильниках 5 и 6 и направляется на орошение колонн. В отдельных случаях схема ГФУ может быть дополнена специальной колонной отбора изопентановой фракции. Стабильный бензин выводится из низа колонны 12 и поступает в хранилища.

Продукты стабилизации бензина на ГФУ используются:

- пропан-пропиленовая фракция - в качестве сырья для производства фенола, ацетона, бутанолов, синтетических моющих средств;

- бутан-бутиленовая фракция - как сырье в процессах алкилирования и полимеризации, в производстве СК, присадок к маслам, для производства метилэтилкетона, метилбутанола.

Переработка обратного коксового газа. Обратный коксовый газ (ОКГ) представляет собой сложную смесь газообразных веществ, основной компонент которой - водород. Его содержание достигает 60% по объему. Поэтому переработка ОКГ с целью выделения из него водорода является одним из наиболее доступных промышленных способов его производства.

Газификация твердого топлива (ГТТ). ГТТ - процесс превращения органической части топлива в горючие газы путем воздействия на него окислителей. ГТТ представляет одно из направлений совершенствования переработки экологически «грязного» топлива, в процессе горения которого выделяются зола, оксиды азота и серы. Метод ГТТ известен с 1670 года и в настоящее время приобрел значение как источник получения беззольного газообразного топлива и различных технологических газов для химической промышленности. Он стал универсальным процессом переработки топлива, так как позволяет перерабатывать любые виды твердого топлива, получать газы заданного состава, использовать процесс в установках различной мощности - от автотранспорта до крупных стационарных агрегатов. Реакторы, в которых осуществляется процесс ГТТ называются газогенераторами; поэтому газы, полученные ГТТ получили название генераторных газов.

Во всех случаях экономически и технологически целесообразно использовать для газификации низкосортное твердое топливо - торф, бурые угли, сланцы, полукокс, отходы лесоразработок и др. Таким топливом являются, например, угли Канско-Ачинского бассейна, которые даже при низкой зольности и малом содержании серы не могут эффективно использоваться как твердое топливо из-за низкой теплоты сгорания.

Технологическая схема и режим процесса ГТТ зависят от состава генераторного газа и назначения газогенераторной установки. В настоящее время в мире эксплуатируются сотни промышленных стационарных газогенераторных установок, которые конструктивно классифицируются по следующим признакам:

а) по состоянию топлива в реакторе:

- с топливом в стационарном слое,

- с топливом в кипящем слое,

- с топливом во взвешенном состоянии;

б) по принципу подвода тепла в реактор:

- автотермические с использованием теплоты сгорания части газифицируемого топлива,

- автотермические с использованием внешнего тепла, в том числе, энергии атомных реакторов.

На рисунке 2.4 представлен один из наиболее распространенных видов газогенераторов - реактор шахтного типа для проведения процесса в стационарном слое топлива.

Рис. 2.4. Газогенератор: 1 - загрузочная коробка, 2 - конусный затвор, 3 - шахта, 4 - колосниковая решетка, 5 - чаша. I - зона газификации, II - зона сухой перегонки, III - зона сушки топлива.

Генератор выполнен в виде цилиндра высотой 4,5 м и диаметром 3,5 м, футерованного изнутри огнеупорным кирпичом. Нижняя часть шахты погружена во вращающуюся чашу, наполненную водой для создания гидравлического затвора. В чаше укреплена колосниковая решетка, через которую в реактор подается дутье. Твердое топливо периодически поступает в реактор через загрузочную коробку при опущенном конусе затвора. При поднятии конуса топливо попадает в шахту. Образующаяся зола проходит через колосниковую решетку и гасится водой в чаше.

Максимальной интенсивностью обладают газогенераторы кипящего слоя, в которых используется тонкодисперсное топливо. На рисунке 2.5 представлена технологическая схема производства водяного газа газификацией в кипящем слое.

Рис. 2.5. Технологическая схема ГТТ в кипящем слое: 1 - бункер топлива, 2 - газогенератор «КС», 3 - котел-утилизатор, 4 - циклон, 5 - сборник пыли, 6 - конденсатор-холодильник, 7 - каплеуловитель.

Кипящий слой измельченного топлива в подобной установке создается за счет подачи в газогенератор водяного пара. Производительность установки достигает 10⁵ м³ генераторного газа в час.

Состав полученных генераторных газов зависит от природы окислителя (вида дутья), типа газифицируемого топлива и режима процесса. В зависимости от назначения генераторные газы делятся на:

- энергетические (генераторные)

- технологические (синтез-газ)

- восстановительные (для металлургии)

- отопительные (бытовые).

В таблице 2.1 приведен средний состав газов, полученных на различном дутье. Из данных таблицы следует, что наиболее богаты ценными компонентами - оксидом углерода (II) и водородом водяной и парокислородный генераторные газы.

Таблица 2.1

Состав генераторных газов

Дутье	Название газа	Состав газа, % об.	Низшая теплота сгорания кДж/м3
		CO	H2	CO2	CH4	N2
Воздух	Воздушный	30	5,0	4,0	1,0	60	4950
Водяной пар	Водяной	36	50	8,0	-	6,0	10000
Воздух и вод. пар	Паровоздушный	20	16	4,0	2,0	48	6300
Кислород и вод. пар	Парокислородный	66	31	1,0	1,0	1,0	9850

2.3 Конверсия углеводородных газов

Конверсией называется технологический процесс переработки газообразного топлива с целью изменения его состава. Наиболее распространенными видами этого процесса являются конверсия углеводородных газов и конверсия оксида углерода (II), проводимая для удаления его из продуктов конверсии углеводородного сырья. Сырьем для конверсии являются: природный газ (метан), попутный нефтяной газ, газы нефтепереработки.

По своему содержанию процесс конверсии - это неполное окисление углеводородов, одним из продуктов которого является водород:

C_nH_2n+2+mA(n+1)H₂+СaN_m (3)

где: А - окислитель, C_nA_m - продукт окисления.

В качестве окислителей в конверсионных процессах используются: кислород, воздух, водяной пар, оксид углерода (IV), оксиды металлов. В соответствии с природой окислителя различают три основных вида конверсии:

-паровая конверсия (окислитель- водяной пар),

-неполное окисление (окислитель - кислород или воздух),

-окислительный пиролиз.

Часто для получения конвертированного газа определенного состава и обеспечения автотермичности в одном процессе используют различные окислители (комбинированная схема конверсии).

Конверсию углеводородных газов проводят для получения технологических газов (синтез-газ, АВС), используемых в производстве метанола, аммиака, высших спиртов, синтетического бензина, водорода и других продуктов органического и неорганического синтеза; восстановительного газа для прямого получения железа, ацетилена. Процесс конверсии газообразного топлива осуществляется в реакторах различного типа - конвертерах, а полученный методом конверсии газ называют конвертированным газом. Наиболее распространены процессы каталитической конверсии в присутствии гетерогенных катализаторов.

1. Конверсия с водяным паром. Реакция окисления метана и его гомологов водяным паром может быть представлена уравнениями:

CH₄+H₂OCO+3H₂+H H=206 кДж (4)

C_nH_2n+2+nH₂OnCO+(2n+1)H₂ (5)

Состояние равновесия этой системы зависит от температуры, давления и состава парогазовой смеси.

2. Конверсия с кислородом. Процесс неполного окисления метана кислородом (и воздухом) описывается реакциями окисления части метана до оксида углерода (IV):

CH₄+2OCO₂+2H₂O-H H=891 кДж (6)

и последующего взаимодействия метана с продуктами окисления:

CH₄+CO₂CO+3H₂+H H=248 кДж (7)

CH₄+H₂OCO+3H₂+H H=206 кДж (8)

Так как все эти реакции обратимы и протекают с увеличением объема, а процесс конверсии кислородом, описываемый уравнением суммарной реакции:

CH₄+0,5O₂CO+2H₂-H H=35 кДж (9)

идет с выделением тепла, кислородная (и воздушная) конверсия подчиняется тем же законам, что и паровая конверсия.

3. Конверсия оксида углерода (II). Конверсия оксида углерода (II) проводится только с водяным паром и представляют обратимую экзотермическую реакцию:

CO+H₂OCO₂+H₂-H H=41 кДж (10)

В отличие от реакций конверсии метана эта реакция протекает без изменения объема, поэтому повышение давления не влияет на состояние системы, но ускоряет реакцию.

Общая схема конверсии углеводородных газов. Технологическую схему конверсии выбирают исходя из значения и состава конвертированного газа. При этом учитывается как качественный состав газа (наличие азота, оксида углерода (II) и т.п.), так как и соотношение компонентов (например, азота и водорода для синтеза в АВС).

На рисунке 2.6 представлены наиболее распространенные виды конверсии метана, состав конвертируемого газа и назначение процесса.

Рис. 2.6. Основные виды конверсионных процессов.

При выборе технологической схемы конверсии учитывают также возможность организации автотермического процесса в целом и полноту использования углеводородного сырья.

В настоящее время в промышленности используют только процессы конверсии метана и оксида углерода (II) при повышенном давлении. К их преимуществам относятся:

-уменьшение расхода энергии на сжатие конвертированного газа, объем которого существенно больше объема исходных газов;

-уменьшение размеров аппаратуры и коммуникаций;

-более полное использование теплоты влажных газов за счет повышения температуры их конденсации.

Технологическая схема конверсии углеводородных газов, независимо от типа процесса, включает операции: компрессия газа и окислителя, очистка газа от сернистых соединений, собственно конверсия и очистка конвертированного газа.

Очистка газа для конверсии. Природный газ, используемый для конверсии, содержит механические примеси и масла, дезактивирующие поверхность катализатора, и сернистые соединения, отравляющие катализатор. К таким соединениям серы относятся: сероводород, сульфидооксид углерода, сероуглерод, тиофен, органические сульфиды, меркаптаны и др. для удаления соединений серы газ подвергают двухстадийной обработке.

На первой стадии сернистые соединения гидрируют на алюмоникельмолибденовом катализаторе с образованием сероводорода:

CS₂4H₂=2H₂S+CH₄ (11)

COS+H₂=H₂S+CO (12)

C₄H₄S+4H₂=H₂S+C₄H₁₀ (13)

На второй стадии образовавшийся и содержавшийся в газе сероводород поглощают адсорбентом на основе оксида цинка:

H₂S+ZnO=ZnS+H₂O (14)

При более высоком содержании сернистых соединений для очистки природного газа применяется адсорбционный метод с использованием синтетических цеолитов состава Na₂O·Al₂O₃·SiO₂, которые затем регенерируют пропусканием азота или очищенного природного газа при 300-400 єС.

Очищенный газ поступает на стадию конверсии для получения водорода, синтез-газа или АВС, на установках комбинированного действия (парокислородная или паровоздушная конверсия).

Существует множество этих и других технологических способов переработки газообразного топлива.

3. Совершенствование процессов переработки газообразного топлива

3.1 Способ получения углеводородов из газообразных продуктов плазменной переработки твердых отходов (варианты)

1. Способ получения углеводородов из газообразных продуктов плазменной переработки твердых отходов, по которому с помощью одного или нескольких плазмотронов осуществляют плазменный пиролиз отходов с получением шлака и пирогаза, очищают пирогаз от твердых частиц, смолы и газообразных примесей, затем нагретый за счет тепла исходного потока пирогаза очищенный пирогаз разделяют на два потока, первый поток очищенного пирогаза последовательно направляют в газотурбинную установку, оснащенную электрогенератором и вырабатывающую электроэнергию, затем в котел-утилизатор, вырабатывающий перегретый водяной пар, второй поток очищенного пирогаза последовательно направляют на стадию очистки от диоксида углерода и на стадию получения углеводородов с использованием процесса Фишера-Тропша, затем разделяют углеводороды на метан, легкие углеводородные фракции, керосин и дизельное топливо, подают выделенный метан двумя отдельными потоками на стадию парового риформинга и на стадию углекислотного риформинга с получением на этих стадиях дополнительного количества синтез-газа (смеси оксида углерода и водорода), который подают на стадию получения углеводородов с использованием процесса Фишера-Тропша, причем перегретый водяной пар, получаемый в котле-утилизаторе, разделяют на два потока, один из которых направляют на стадию парового риформинга, а второй направляют в паротурбинную установку, оснащенную электрогенератором и вырабатывающую электроэнергию, после прохождения которой водяной пар конденсируют и направляют полученный конденсат в котел-утилизатор.

2. Способ получения углеводородов из газообразных продуктов плазменной переработки твердых отходов, по которому с помощью одного или нескольких плазмотронов осуществляют плазменный пиролиз отходов с получением шлака и пирогаза, очищают пирогаз от твердых частиц, смолы и газообразных примесей, затем нагретый за счет тепла исходного потока пирогаза очищенный пирогаз направляют в котел-утилизатор, пирогаз из которого очищают от углекислого газа, подают на стадию получения углеводородов с использованием процесса Фишера-Тропша, затем разделяют углеводороды на метан, легкие углеводородные фракции, керосин и дизельное топливо, подают выделенный метан двумя отдельными потоками на стадию парового риформинга и на стадию углекислотного риформинга, получают на этих стадиях дополнительное количества синтез-газа (смеси оксида углерода и водорода), который подают на стадию получения углеводородов с использованием процесса Фишера-Тропша, причем перегретый водяной пар, получаемый в котле-утилизаторе, разделяют на два потока, один из которых направляют на стадию парового риформинга, а второй направляют в паротурбинную установку, оснащенную электрогенератором и вырабатывающую электроэнергию, после прохождения которой водяной пар конденсируют и направляют полученный конденсат в котел-утилизатор, а углекислый газ, полученный при очистке пирогаза, направляют на стадию углекислотного риформинга.

3. Способ получения углеводородов из газообразных продуктов плазменной переработки твердых отходов, по которому с помощью одного или нескольких плазмотронов осуществляют плазменный пиролиз отходов с получением шлака и пирогаза, очищают пирогаз от твердых частиц, смолы и газообразных примесей, затем нагретый за счет тепла исходного потока пирогаза очищенный от твердых частиц, смолы и газообразных примесей пирогаз нагревается за счет тепла исходного потока пирогаза и направляют в турбодетандер, вырабатывающий электроэнергию, после прохождения которого пирогаз направляют на стадию очистки от диоксида углерода, который в свою очередь подают на стадию углекислотного риформинга и на стадию получения углеводородов с использованием процесса Фишера-Тропша, разделяют углеводороды на метан, легкие углеводородные фракции, керосин и дизельное топливо, подают выделенный метан на стадию углекислотного риформинга, где получают дополнительное количества синтез-газа и подают его на стадию получения углеводородов с использованием процесса Фишера-Тропша.

3.2 Реакторная система для получения газообразных продуктов

1. Прямоточный реактор с нисходящими потоками для превращения жидкого исходного сырья в неконденсирующийся газообразный продукт с использованием гетерогенного катализатора, включающий реакционную камеру, содержащую по меньшей мере одну реакционную трубку, содержащую гетерогенный катализатор;

входное отверстие, давление в котором равно P_i, выполненное с возможностью подавать жидкий питающий поток в верхнюю часть реакционной камеры;

выходное отверстие, давление в котором равно Р_о, выполненное с возможностью выпускать неконденсирующийся газообразный продукт и жидкий выходящий поток из нижней части реакционной камеры; и в котором P_i больше, чем Р_о.

2. Реактор по п.1, в котором реакционная камера включает ряд реакционных трубок, каждая из которых содержит катализатор, внешнюю оболочку, выполненную с возможностью заключать в себе по меньшей мере часть реакционных трубок, и систему нагрева, выполненную с возможностью вводить теплоноситель внутрь оболочки для осуществления нагревания реакционных трубок.

3. Реактор по п.1, в котором катализатор включает по меньшей мере один металл группы VIIIВ, и в котором исходное сырье включает воду и по меньшей мере один растворимый в воде кислородсодержащий С₂₊ углеводород.

4. Реактор по п.3, в котором металл группы VIIIB выбирают из группы, состоящей из платины, никеля, палладия, рутения, родия, иридия, железа, их сплавов и их смесей, и в котором кислородсодержащий углеводород представляет собой кислородсодержащий С_2-6 углеводород.

5. Реактор по п.4, в котором катализатор дополнительно включает второй каталитический материал, выбранный из группы, состоящей из металлов группы VIIIB, металлов группы VIIB, металлов группы VIB, металлов группы VB, металлов группы IVB, металлов группы IIB, металлов группы IB, металлов группы IVA, металлов группы VA, их сплавов и их смесей.

6. Реактор по п.5, в котором второй каталитический материал представляет собой рений, а переходный металл группы VIIIB выбран из группы, состоящей из железа, никеля, палладия, платины, рутения, родия, их сплавов и их смесей.

7. Реактор по п.3, в котором катализатор нанесен на носитель, изготовленный из одного или более материалов, выбранных из группы, состоящей из углерода, оксида кремния, оксида кремния-оксида алюминия, оксида алюминия, оксида циркония, оксида титана, оксида церия, оксида ванадия и их смесей.

8. Реактор по п.1, в котором неконденсирующийся газообразный продукт включает один или более газов, выбранных из группы, состоящей из водорода, диоксида углерода, моноксида углерода, метана, этана, этилена, пропана, пропилена, бутана, бутена, пентана и пентена.

9. Система получения электроэнергии, включающая любой из реакторов по пп.1-8 и устройство для получения электроэнергии, способное использовать неконденсирующийся газообразный продукт в качестве топлива.

10. Система получения электроэнергии по п.9, в которой устройство для получения электроэнергии представляет собой элемент, выбранный из группы, состоящей из двигателя внутреннего сгорания, топливного элемента с протонообменной мембраной, топливного элемента на основе твердых оксидов и генераторной установки с газовой турбиной.

11. Способ получения неконденсирующегося газа, включающий проведение реакции жидкого исходного сырья, содержащего воду и по меньшей мере один водорастворимый кислородсодержащий С₂₊ углеводород, с использованием гетерогенного катализатора, содержащего один или более металлов группы VIIIB, при температуре примерно от 80 до 300°С и давлении реакции, пригодном для получения неконденсирующегося газа и жидкого выходящего потока, в котором градиент давления обеспечивает течение жидкого исходного сырья, выходящего жидкого потока и неконденсирующегося газа прямотоком в направлении сверху вниз.

12. Способ по п.11, в котором металл группы VIIIB выбран из группы, состоящей из платины, никеля, палладия, рутения, родия, иридия, железа, их сплавов и их смесей.

13. Способ по п.11, в котором катализатор дополнительно включает второй каталитический материал, выбранный из группы, состоящей из металлов группы VIIB, металлов группы VIB, металлов группы VB, металлов группы IVB, металлов группы IIВ, металлов группы IB, металлов группы IVA, металлов группы VA, их сплавов и их смесей.

14. Способ по п.13, в котором второй каталитический материал представляет собой рений, а металл группы VIIIB выбран из группы, состоящей из железа, никеля, палладия, платины, рутения, родия, их сплавов и их смесей.