Rafinerija Orsk započela je probno pokretanje svog kompleksa hidrokrekinga. Projekt proizvodnje i isporuke reaktora za hidrokrekiranje u rafineriju nafte RN-Tuapse (JSC NK Rosneft) Hidrokrekiranje frakcija benzina

Hidrokreking je namijenjen za proizvodnju destilata goriva s niskim sadržajem sumpora iz različitih sirovina.

Hidrokrekiranje je kasnija generacija procesa od katalitičkog krekiranja i katalitičkog reformiranja, tako da učinkovitije ispunjava iste zadatke kao ova 2 procesa.

Sirovine koje se koriste u postrojenjima za hidrokrekiranje su vakuumska i atmosferska plinska ulja, plinska ulja termičkog i katalitičkog krekiranja, deasfaltirana ulja, loživa ulja i katrani.

Tehnološka jedinica hidrokrekinga obično se sastoji od 2 bloka:

Reakcijska jedinica, uključujući 1 ili 2 reaktora,

Jedinica za frakcioniranje koja se sastoji od različitog broja destilacijskih stupaca.

Proizvodi hidrokrekinga su motorni benzin, mlazno i ​​dizelsko gorivo, sirovine za petrokemijsku sintezu i UNP (iz benzinskih frakcija).

Hidrokreking može povećati prinos komponenti benzina, obično pretvaranjem sirovina kao što je plinsko ulje.

Kvaliteta komponenti benzina koja se postiže na ovaj način nedostižna je ponovnim propuštanjem plinskog ulja kroz proces krekiranja u kojem je i dobiveno.

Hidrokreking također omogućuje pretvorbu teškog plinskog ulja u lake destilate (mlazno i ​​dizelsko gorivo). Tijekom hidrokrekinga ne nastaju teški nedestilirajući talog (koks, smola ili talog na dnu), već samo slabo kipuće frakcije.

Prednosti hidrokrekinga

Prisutnost jedinice za hidrokreking omogućuje rafineriji prebacivanje kapaciteta s proizvodnje velikih količina benzina (kada jedinica za hidrokreking radi) na proizvodnju velikih količina dizelskog goriva (kada je isključena).

Hidrokreking poboljšava kvalitetu komponenti benzina i destilata.

U postupku hidrokrekinga koriste se najlošije komponente destilata i dobiva se benzinska komponenta iznadprosječne kvalitete.

Proces hidrokrekiranja proizvodi značajne količine izobutana, što je korisno za kontrolu količine sirovine u procesu alkilacije.

Korištenje jedinica za hidrokrekiranje povećava volumen proizvoda za 25%.

Postoji oko 10 različitih tipova hidrokrekera koji su danas u uobičajenoj uporabi, ali svi su vrlo slični tipičnom dizajnu.

Katalizatori hidrokrekinga jeftiniji su od katalizatora katalitičkog krekiranja.

Tehnološki proces

Riječ hidrokrekiranje objašnjava se vrlo jednostavno. Ovo je katalitičko krekiranje u prisutnosti vodika.

Uvođenje hladnog plina koji sadrži vodik u zone između slojeva katalizatora omogućuje izjednačavanje temperature mješavine sirovina po visini reaktora.

Kretanje smjese sirovina u reaktorima je prema dolje.

Kombinacija vodika, katalizatora i odgovarajućeg načina procesa omogućuje krekiranje nekvalitetnog lakog plinskog ulja koje nastaje u drugim postrojenjima za krekiranje i ponekad se koristi kao komponenta dizelskog goriva.
Jedinica za hidrokrekiranje proizvodi visokokvalitetni benzin.

Katalizatori hidrokrekinga su obično spojevi sumpora s kobaltom, molibdenom ili niklom (CoS, MoS 2, NiS) i aluminijevim oksidom.
Za razliku od katalitičkog krekiranja, ali slično katalitičkom reformingu, katalizator se nalazi u fiksnom sloju. Kao i katalitički reforming, hidrokrekiranje se najčešće provodi u 2 reaktora.

Sirovi materijal dobavljen crpkom miješa se sa svježim plinom koji sadrži vodik i cirkulirajućim plinom, koje pumpa kompresor.

Neobrađena plinska smjesa, koja je prošla kroz izmjenjivač topline i zavojnice peći, zagrijava se na reakcijsku temperaturu od 290-400°C (550-750°F) i pod pritiskom od 1200-2000 psi (84-140 atm) se uveden u reaktor odozgo. Uzimajući u obzir veliko oslobađanje topline tijekom procesa hidrokrekinga, hladni plin koji sadrži vodik (cirkulacijski) uvodi se u reaktor u zone između slojeva katalizatora kako bi se izjednačile temperature po visini reaktora. Tijekom prolaska kroz sloj katalizatora, približno 40-50% sirovine se krekira kako bi se formirali proizvodi s vrelištem sličnim benzinu (vrelište do 200°C (400°F).

Katalizator i vodik nadopunjuju se na nekoliko načina. Prvo dolazi do pucanja na katalizatoru. Da bi se krekiranje nastavilo potreban je dovod topline, odnosno to je endoterman proces. Istodobno, vodik reagira s molekulama koje nastaju tijekom krekiranja, zasićujući ih, pri čemu se oslobađa toplina. Drugim riječima, ova reakcija, koja se naziva hidrogenacija, je egzotermna. Dakle, vodik osigurava toplinu potrebnu za pojavu pucanja.

Drugo, to je stvaranje izoparafina. Krekiranje proizvodi olefine koji se mogu međusobno kombinirati, što dovodi do normalnih parafina. Zbog hidrogenacije dolazi do brzog zasićenja dvostrukih veza, pri čemu se često stvaraju izoparafini, čime se sprječava ponovna proizvodnja neželjenih molekula (oktanski brojevi izoparafina su veći nego kod normalnih parafina).

Smjesa produkata reakcije i cirkulirajućeg plina koji izlazi iz reaktora hladi se u izmjenjivaču topline, hladnjaku i ulazi u visokotlačni separator. Ovdje se plin koji sadrži vodik, za povratak u proces i miješanje sa sirovinom, odvaja od tekućine koja s dna separatora preko reducirnog ventila zatim ulazi u niskotlačni separator. Dio plinova ugljikovodika oslobađa se u separatoru, a tok tekućine se šalje u izmjenjivač topline koji se nalazi ispred međudestilacijske kolone za daljnju destilaciju. U stupcu se pri blagom nadtlaku oslobađaju ugljikovodični plinovi i laki benzin. Kerozinska frakcija može se odvojiti kao sporedni tok ili ostaviti zajedno s plinskim uljem kao ostatak destilacije.

Benzin se djelomično vraća u međudestilacijsku kolonu u obliku akutnog navodnjavanja, a njegova se bilančna količina ispumpava iz instalacije kroz sustav "alkalizacije". Ostatak iz međudestilacijske kolone odvaja se u atmosferskoj koloni na teški benzin, dizelsko gorivo i frakciju >360°C. Budući da su sirovine u ovoj operaciji već bile podvrgnute hidrogenizaciji, krekiranju i reformingu u 1. reaktoru, proces u 2. reaktoru teče u oštrijem režimu (više temperature i tlakovi). Kao i proizvodi 1. stupnja, smjesa koja napušta 2. reaktor se odvaja od vodika i šalje na frakcioniranje.

Debljina stijenki čeličnog reaktora za proces koji se odvija na 2000 psi (140 atm) i 400 °C ponekad doseže 1 cm.

Glavni zadatak je spriječiti da pucanje izmakne kontroli. Budući da je cjelokupni proces endoterman, moguć je brz porast temperature i opasno povećanje stope pucanja. Kako bi se to izbjeglo, većina hidrokrekera sadrži ugrađene uređaje za brzo zaustavljanje reakcije.

Benzin iz atmosferskog stupca miješa se s benzinom iz srednjeg stupca i uklanja iz instalacije. Dizelsko gorivo nakon stripping kolone se hladi, "alkalizira" i ispumpava iz instalacije. Frakcija >360°C koristi se kao vruća struja na dnu atmosferskog stupca, a ostatak (ostatak) se uklanja iz instalacije. U slučaju proizvodnje uljnih frakcija, jedinica za frakcioniranje također ima vakuumsku kolonu.

Regeneracija katalizatora provodi se mješavinom zraka i inertnog plina; životni vijek katalizatora je 4-7 mjeseci.

Proizvodi i izlazi.

Kombinacijom krekiranja i hidrogenacije nastaju proizvodi čija je relativna gustoća znatno manja od gustoće sirovine.

Dolje je prikazana tipična distribucija prinosa proizvoda hidrokrekiranja kada se plinsko ulje iz jedinice za koksiranje i lake frakcije iz jedinice za katalitičko krekiranje koriste kao sirovina.

Proizvodi hidrokrekinga su 2 glavne frakcije koje se koriste kao komponente benzina.

Volumni udjeli

Koksni plin 0,60

Lagane frakcije iz jedinice katalitičkog krekiranja 0,40

Proizvodi:

Izobutan 0,02

N-butan 0,08

Proizvod laganog hidrokrekiranja 0.21

Teški proizvod hidrokrekinga 0.73

Frakcije kerozina 0,17

Prisjetimo se da se od 1 jedinice sirovine dobije oko 1,25 jedinica proizvoda.

Ne pokazuje potrebnu količinu vodika, koja se mjeri u standardnim ft 3 /bbl sirovine.

Uobičajena potrošnja je 2500 st.

Teški proizvod hidrokrekinga je nafta, koja sadrži mnoge aromatske prekursore (tj. spojeve koji se lako pretvaraju u aromate).

Ovaj se proizvod često šalje u reformer radi nadogradnje.

Kerozinske frakcije su dobro mlazno gorivo ili sirovina za destilatno (dizelsko) gorivo jer sadrže malo aromata (kao rezultat zasićenja dvostrukih veza vodikom).

Hidrokrekiranje ostatka.

Postoji nekoliko modela hidrokrekera koji su dizajnirani posebno za obradu taloga ili ostataka vakuumske destilacije.

Izlaz je više od 90% zaostalog (kotlovskog) goriva.

Cilj ovog procesa je uklanjanje sumpora kao rezultat katalitičke reakcije spojeva koji sadrže sumpor s vodikom kako bi se dobio sumporovodik.

Tako se ostatak koji ne sadrži više od 4% sumpora može pretvoriti u teško loživo ulje koje sadrži manje od 0,3% sumpora.
Korištenje jedinica za hidrokrekiranje nužno je u cjelokupnoj shemi prerade nafte.

S jedne strane, hidrokreker je središnja točka jer pomaže uspostaviti ravnotežu između količine benzina, dizel goriva i mlaznog goriva.
S druge strane, brzine punjenja i načini rada jedinica za katalitičko krekiranje i koksiranje nisu ništa manje važni.
Osim toga, alkilaciju i reforming također treba uzeti u obzir pri planiranju distribucije proizvoda hidrokrekinga.

Procesi obrade naftnih frakcija u prisutnosti vodika nazivaju se hidrogenacija. Nastaju na površini katalizatora hidrogenacije u prisutnosti vodika pri visokim temperaturama (250-420 °C) i tlaku (od 2,5-3,0 do 32 MPa). Takvi se procesi koriste za regulaciju ugljikovodika i frakcijskog sastava prerađenih naftnih frakcija, njihovo pročišćavanje od spojeva koji sadrže sumpor, dušik i kisik, metale i druge nepoželjne nečistoće, poboljšanje radnih (potrošačkih) karakteristika naftnih goriva, ulja i petrokemijskih proizvoda. sirovine. Hidrokrekiranje vam omogućuje dobivanje širokog spektra naftnih proizvoda iz gotovo bilo koje naftne sirovine odabirom odgovarajućih katalizatora i radnih uvjeta, tako da je to najsvestraniji, najučinkovitiji i najfleksibilniji proces rafiniranja nafte. Podjela procesa hidrogeniranja na hidrokreking i hidrotretiranje dosta je proizvoljna na temelju svojstava korištenih katalizatora, količine korištenog vodika i tehnoloških parametara procesa (tlak, temperatura i dr.).

Na primjer, prihvaćena je sljedeća terminologija: "Hidroobrada", "Hidrorafiniranje" i "Hidrokrekiranje". Hidroobrada uključuje postupke u kojima nema značajne promjene u molekularnoj strukturi sirovine (npr. odsumporavanje pri tlaku od 3-5 MPa). Hidroobrada uključuje procese u kojima do 10% sirovine prolazi kroz promjenu molekularne strukture (desulfurizacija - dearomatizacija - denitrogenizacija pri tlaku od 6-12 MPa). Hidrokrekiranje je proces (visoki tlak - više od 10 MPa i srednji tlak - manje od 10 MPa) u kojem se više od 50% sirovine podvrgava destrukciji uz smanjenje veličine molekula. U 80-im godinama XX. stoljeća. Postupci hidropročišćavanja s konverzijom manjom od 50% nazvani su meki ili lagani hidrokreking, koji je počeo uključivati ​​međupostupke s hidrodestrukcijom sirovina od 10 do 50% pri tlakovima manjim i većim od 10 MPa. Kapacitet postrojenja za hidrokrekiranje (milijuna tona godišnje) u svijetu je približno 230, a hidroobrade i hidrofininga - 1380, od čega u Sjevernoj Americi - 90 odnosno 420; u zapadnoj Europi - 50 i 320; u Rusiji i ZND - 3 i 100.

Povijest razvoja industrijskih procesa hidrogenizacije započela je hidrogenacijom proizvoda ukapljivanja ugljena. Još prije Drugog svjetskog rata Njemačka je postigla velike uspjehe u proizvodnji sintetskog benzina (syntina) hidrogenacijskom preradom ugljena (temeljenom primjenom Fischer-Tropschove sinteze), a tijekom Drugog svjetskog rata Njemačka je proizvodila više od 600 tisuća tona/god. sintetičkih tekućih goriva, čime je pokriven najveći dio potrošnje u zemlji. Trenutno je globalna proizvodnja umjetnih tekućih goriva na bazi ugljena oko 4,5 milijuna tona godišnje. Nakon široko rasprostranjenog industrijskog uvođenja katalitičkog reforminga, koji proizvodi višak jeftinog vodika kao nusproizvoda, nastupilo je razdoblje masovne distribucije raznih procesa hidroobrade frakcija sirove nafte (usput, neophodnih za procese reforminga) i komercijalnih rafinerijskih proizvoda (benzin, kerozin, dizel i naftne frakcije).

Hidrokreking (HC) omogućuje dobivanje lakih naftnih proizvoda (benzina, kerozina, dizelskih frakcija i ukapljenih plinova C3-C4) iz gotovo svake naftne sirovine odabirom odgovarajućih katalizatora i uvjeta tehnološkog procesa. Ponekad se izraz "hidrokonverzija" koristi kao sinonim za izraz hidrokrekiranje. Prva GK instalacija pokrenuta je 1959. godine u SAD-u. Većina GC procesa uključuje obradu destilatne sirovine: teška atmosferska i vakuumska plinska ulja, plinska ulja za katalitičko krekiranje i koksiranje, kao i sredstva za deasfaltizaciju. Dobiveni produkti su zasićeni (saturirani) ugljikovodični plinovi, visokooktanska frakcija benzina, frakcije slabog skrućivanja dizela i mlaznih goriva.

Hidrokrekiranje sirovina koje sadrže značajne količine spojeva na bazi sumpora, dušika, kisika i drugih elemenata obično se provodi u dvije faze (slika 2.22). U prvoj fazi provodi se plitki meki hidrokreking u modu hidrotretiranja kako bi se uklonile neželjene nečistoće, koje su obično otrovi katalizatora ili smanjila njihova aktivnost. Katalizatori ovog stupnja identični su konvencionalnim katalizatorima hidrotretiranja i sadrže okside i sulfide nikla, kobalta, molibdena i volframa na različitim nosačima - aktivnom aluminijevom oksidu, aluminosilikatnom ili posebnim zeolitima. U drugoj fazi pripremljena, pročišćena sirovina, koja ne sadrži više od 0,01% sumpora i ne više od 0,0001% dušika, prolazi bazični tvrdi hidrokreking na katalizatorima na bazi paladija ili platine na nosaču - zeoliti tipa Y.

Hidrokrekiranje teških frakcija plinskog ulja koristi se za proizvodnju benzina, mlaznog i dizelskog goriva, kao i za poboljšanje kvalitete ulja, kotlovskog goriva i sirovina za pirolizu i katalitički krekiranje. Hidrokrekiranje vakuumskih destilata s niskim sadržajem sumpora u benzin provodi se u jednoj fazi na sulfidnim katalizatorima koji su otporni na trovanje heteroorganskim spojevima pri temperaturi od 340-420 ° C i tlaku od 10-20 MPa s prinosom benzina od 30- 40% pa sve do 80-90 vol. %. Ako sirovina sadrži više od 1,5% sumpora i 0,003-0,015% dušika, tada se koristi dvostupanjski postupak s hidroobradom sirovine u prvoj fazi. Hidrokrekiranje u drugom stupnju odvija se pri temperaturi od 290-380 °C i tlaku od 7-10 MPa. Izlaz benzina doseže 70-120 vol. % za sirovine, dobiveni laki benzin do 190 °C koristi se kao visokooktanska komponenta komercijalnog benzina, teški benzin se može poslati na reforming. Hidrokrekiranje teških plinskih ulja u srednje frakcije (mlazno i ​​dizelsko gorivo) također se provodi u jednoj ili dvije faze.

U toku benzina, dobiti do 85% mlazno ili dizel gorivo. Na primjer, domaći jednostupanjski vakuumski hidrokreking proces plinskog ulja na katalizatoru koji sadrži zeolit ​​tipa GK-8 može proizvesti do 52% mlaznog goriva ili do 70% zimskog dizelskog goriva s udjelom aromatskih ugljikovodika od 5 -7%. Hidrokrekiranje vakuumskih destilata sumpornih ulja provodi se u dvije faze. Uključivanjem hidrokrekinga u tehnološku shemu rafinerije postiže se visoka fleksibilnost u proizvodnji njezinih komercijalnih proizvoda.

Na istom postrojenju za hidrokrekiranje moguće su različite mogućnosti proizvodnje benzina, mlaznog ili dizelskog goriva promjenom tehnološkog režima hidrokrekinga i jedinice za rektifikacijsku frakcionaciju produkata reakcije. Na primjer, benzinska verzija proizvodi frakciju benzina s prinosom do 51% sirovina i frakciju dizelskog goriva od 180-350 °C s prinosom od 25% sirovina. Benzinska frakcija podijeljena je na laki benzin C5-C6 s RON = 82 i teški benzin Su-Syu s RON = 66 s udjelom sumpora do 0,01%. Frakcija Cy-C^ može se poslati na katalitički reforming kako bi se povećao njen oktanski broj. Dizelska frakcija ima cetanski broj 50-55, ne više od 0,01% sumpora i točku tečenja ne višu od minus 10 ° C (komponenta ljetnog dizelskog goriva).

Za razliku od katalitičkog krekiranja, C3-C4 plinovi i tekuće frakcije hidrokrekinga sadrže samo zasićene stabilne ugljikovodike i praktički ne sadrže heteroorganske spojeve, manje su aromatizirani od plinskih ulja katalitičkog krekiranja. S opcijom mlaznog goriva moguće je dobiti do 41% frakcije 120-240 °C, što udovoljava standardnim zahtjevima za mlazno gorivo. Kod opcije dizelsko gorivo moguće je proizvesti 47 ili 67% frakcije dizelskog goriva s cetanskim brojem oko 50.

Obećavajuće područje hidrokrekinga je obrada frakcija nafte (vakuumski destilati i deasfaltirana ulja). Duboka hidrogenacija naftnih frakcija povećava njihov indeks viskoznosti sa 36 na 85-140 uz smanjenje sadržaja sumpora sa 2 na 0,04-0,10%, koksiranje se smanjuje gotovo za red veličine i smanjuje se točka stiništa. Odabirom tehnološkog načina hidrokrekinga moguće je iz gotovo svake nafte dobiti frakcije baznog ulja s visokim indeksom viskoznosti. Tijekom hidrokrekinga uljnih frakcija dolazi do reakcija hidroizomerizacije normalnih alkana (stvrdnjavanje na višim temperaturama), pa se hidroizomerizacijom snižava točka tečenja (zbog porasta izoparafina u uljima) i eliminira potreba za deparafinizacijom ulja otapalima. Hidroizomerizacija frakcija kerozin-plinsko ulje na bifunkcionalnim aluminij-platinastim katalizatorima ili nikl i volfram sulfidima na aluminijevom oksidu omogućuje dobivanje dizelskog goriva s točkom tečenja do minus 35 ° C.

Hidrokrekiranje, kombiniranje reformiranja i selektivnog hidrokrekiranja, nazvano selektoformiranje, povećava oktanski broj reformata ili rafinata (nakon odvajanja aromatskih ugljikovodika) za 10-15 točaka pri temperaturi od oko 360 ° C, tlaku od 3 MPa i vodiku koji sadrži protok plina od 1000 nm3/m3 sirovine na katalizatoru koji sadrži zeolit ​​s veličinom ulaznog prozora od 0,50-0,55 nm s aktivnim metalima platinske skupine, niklom ili s oksidima ili sulfidima molibdena i volframa. Selektivnim uklanjanjem normalnih alkana iz frakcija kerozina i dizela, točka tečenja mlaznih i dizel goriva se snižava na minus 50-60 °C, a točka tečenja ulja može se sniziti sa 6 na minus 40-50 °C.

Hidrodearomatizacija je glavni proces za proizvodnju visokokvalitetnih mlaznih goriva iz izravnih (s udjelom arena 14-35%) i sekundarnih (s udjelom arena do 70%) sirovina. Mlazno gorivo za nadzvučnu avijaciju, na primjer T-6, ne smije sadržavati više od 10 svibnja. % aromatskih ugljikovodika. Stoga se dogradnja frakcija mlaznog goriva provodi hidroobradom u načinu hidrodearomatizacije. Ako sirovina ima manje od 0,2% sumpora i manje od 0,001% dušika, tada se hidrokrekiranje provodi u jednom stupnju na katalizatoru platina zeolit ​​pri temperaturi od 280-340 °C i tlaku od 4 MPa sa stupnjem uklanjanja. (konverzija) arena do 75-90%.

Pri većem sadržaju sumpora i dušika u sirovini hidrokrekiranje se provodi u dvije faze. Reciklirane sirovine obrađuju se pod strožim uvjetima na temperaturi od 350-400 °C i tlaku od 25-35 MPa. Hidrokrekiranje je vrlo skup proces (velika potrošnja vodika, skupa visokotlačna oprema), ali je odavno u širokoj industrijskoj primjeni. Njegove glavne prednosti su tehnološka fleksibilnost procesa (mogućnost proizvodnje različitih ciljnih proizvoda na jednoj opremi: frakcija benzina, kerozina i dizela iz širokog spektra sirovina: od teškog benzina do frakcija zaostalog ulja); prinos mlaznog goriva povećava se od 2-3 do 15% za naftu, a prinos zimskog dizelskog goriva - od 10-15 do 100%; visoka kvaliteta dobivenih proizvoda u skladu sa suvremenim zahtjevima.

Procesi obrade vodom naširoko se koriste u rafineriji nafte i petrokemijskoj industriji. Koriste se za proizvodnju visokooktanskih benzina, za poboljšanje kvalitete dizelskih, mlaznih i kotlovskih goriva te naftnih ulja. Hidropročišćavanjem uklanjaju se sumporni, dušikovi, kisikovi spojevi i metali iz frakcija nafte, smanjuje sadržaj aromatskih spojeva, te uklanjaju nezasićene ugljikovodike pretvarajući ih u druge tvari i ugljikovodike. U ovom se slučaju sumpor, dušik i kisik gotovo potpuno hidrogeniraju i pretvaraju u vodikovu okolinu u vodikov sulfid H2S, amonijak NH3 i vodu H20, organometalni spojevi razgrađuju se za 75-95% uz oslobađanje slobodnog metala, koji je ponekad katalizator Otrov. Za hidrotretiranje koriste se različiti katalizatori koji su otporni na trovanje raznim otrovima. To su oksidi i sulfidi skupih metala: nikal Ni, kobalt Co, molibden Mo i volfram W, na aluminijevom oksidu A1203 s drugim dodacima. Većina procesa hidroobrade koristi katalizatore aluminij-kobalt-molibden (ACM) ili aluminij-nikal-molibden (ANM). ANM katalizatori mogu imati aditiv zeolita (tip G-35). Ovi se katalizatori obično proizvode u obliku nepravilnih cilindričnih granula veličine 4 mm i nasipne gustoće 640-740 kg/m3. Prilikom pokretanja reaktora katalizatori se sulfidiraju (proces sumporenja) plinskom smjesom sumporovodika i vodika. ANM i aluminij-kobalt-volfram (AKV) katalizatori dizajnirani su za duboku hidrotretaciju teških, visoko aromatičnih sirovina, parafina i ulja. Regeneracija katalizatora za spaljivanje koksa s njegove površine provodi se na temperaturi od 530 °C. Postupci hidroobrade obično su ograničeni na temperaturu od 320-420 °C i tlak od 2,5-4,0, rjeđe 7-8 MPa. Potrošnja plina koji sadrži vodik (HCG) varira od 100-600 do 1000 nm3/m3 sirovine ovisno o vrsti sirovine, savršenosti katalizatora i procesnim parametrima.

Hidroobrada benzinskih frakcija koristi se uglavnom u njihovoj pripremi za katalitički reforming. Temperatura hidroobrade 320-360 °C, tlak 3-5 MPa, potrošnja VSG 200-500 nm3/m3 sirovine. Pri pročišćavanju benzinskih frakcija katalitičkog i toplinskog krekiranja, potrošnja VSG je veća od 400-600 nm3/m3 sirovine.

Hidroobrada kerozinskih frakcija provodi se na aktivnijem katalizatoru pri tlaku do 7 MPa kako bi se smanjio sadržaj sumpora na manje od 0,1%, a aromatskih ugljikovodika do 10-18 svibnja. %.

Više od 80-90% frakcija podvrgava se hidrotretiranju dizelskih frakcija na temperaturi od 350-400 °C i tlaku od 3-4 MPa uz VSG potrošnju od 300-600 nm3/m3 sirovina na AKM katalizatorima, stupanj desulfurizacije doseže 85-95% ili više. Za povećanje cetanskog broja dizelskih frakcija koje potječu od produkata reakcije katalitičkog i toplinskog krekiranja, dio aromatskih ugljikovodika se uklanja na aktivnim katalizatorima pri temperaturi od oko 400 °C i tlaku do 10 MPa.

Hidroobrada vakuumskih destilata (plinskih ulja) koji se koriste kao sirovina za katalitički krekiranje, hidrokreking i koksiranje (za proizvodnju koksa s niskim sadržajem sumpora) provodi se na temperaturi od 360-410 °C i tlaku od 4-5 MPa. U ovom slučaju postiže se desulfurizacija od 90-94%, sadržaj dušika smanjuje se za 20-25%, metali - za 75-85, areni - za 10-12, sposobnost koksiranja - za 65-70%.

Hidroobrada ulja i parafina. Hidrotretman baznih ulja je napredniji od klasičnog čišćenja sumpornom kiselinom uz kontaktnu naknadnu obradu ulja. Hidroobrada ulja provodi se na katalizatorima AKM i ANM pri temperaturi od 300-325 °C i tlaku od 4 MPa. Hidroobrada ulja na aluminij-molibden katalizatoru s promotorima omogućuje smanjenje temperature na 225-250 °C i tlaka na 2,7-3,0 MPa. Hidroobrada parafina, cerezina i petrolatuma provodi se radi smanjenja sadržaja sumpora, smolastih spojeva, nezasićenih ugljikovodika, poboljšanja boje i stabilnosti (kao kod ulja). Proces s katalizatorima AKM i ANM sličan je hidrotretiranju ulja. Također su korišteni katalizatori sulfidirani aluminij-krom-molibden i nikal-volfram-željezo.

Hidroobrada uljnih ostataka. Obično se dobiva iz ulja 45.-55. % ostataka (lož ulja i katrana) koji sadrže velike količine sumpornih, dušikovih i organometalnih spojeva, smola, asfaltena i pepela. Da bi se ovi ostaci uključili u katalitičku obradu, potrebno je pročišćavanje naftnih ostataka. Hidroobrada naftnih ostataka ponekad se naziva hidrodesulfurizacija, iako se ne uklanja samo sumpor, već i metali i drugi nepoželjni spojevi. Hidrodesulfurizacija loživog ulja provodi se pri temperaturi od 370-430 °C i tlaku od 10-15 MPa na AKM katalizatorima. Iskorištenje loživog ulja sa sadržajem sumpora do 0,3% je 97-98%. Istodobno se uklanjaju dušik, smole, asfalteni i dolazi do djelomičnog poboljšanja sirovina. Hidroobrada katrana složeniji je zadatak od hidroobrade loživih ulja, budući da se značajna demetalizacija i deasfaltizacija katrana mora postići bilo preliminarno ili izravno tijekom procesa hidrodesulfurizacije. Na katalizatore se postavljaju posebni zahtjevi, budući da konvencionalni katalizatori brzo gube aktivnost zbog velikih naslaga koksa i metala. Ako koks izgori tijekom regeneracije, tada neki metali (nikal, vanadij itd.) truju katalizatore i njihova se aktivnost obično ne obnavlja tijekom oksidativne regeneracije. Stoga bi hidrodemetalizacija ostataka trebala prethoditi hidrotretiranju, što omogućuje smanjenje potrošnje katalizatora hidrotretiranja za 3-5 puta.

Reaktori za hidrokreking i hidroobradu s fiksnim slojem široko su korišteni i uvelike su slični po dizajnu reaktorima za katalitičku reformu. Reaktor je cilindrični vertikalni aparat sa sfernim dnom promjera od 2-3 do 5 m i visine od 10-24 pa čak i 40 m. Pri visokim procesnim tlakovima debljina stijenke doseže 120-250 mm. Obično se koristi jedan fiksni sloj katalizatora. Ali ponekad, zbog oslobađanja velike količine topline tijekom egzotermnih reakcija hidrokrekiranja, postaje potrebno ohladiti unutarnji prostor reaktora uvođenjem rashladnog sredstva u svaku zonu. Da bi se to postiglo, volumen reaktora je podijeljen u 2-5 zona (sekcija), od kojih svaka ima potpornu rešetku za ulijevanje katalizatora, bočne armature za punjenje i pražnjenje katalizatora, distribucijske uređaje za smjesu pare i plina, kao i kao armature i razdjelnici za uvođenje rashladnog sredstva - hladnog cirkulirajućeg plina za odvođenje topline reakcije i reguliranje potrebne temperature po visini reaktora. Sloj katalizatora reaktora s jednim dijelom ima visinu do 3-5 m ili više, au reaktorima s više odjeljaka - do 5-7 m ili više. Sirovina ulazi u aparat kroz gornji priključak, a produkti reakcije napuštaju reaktor kroz donji priključak, prolazeći kroz posebna pakiranja od mrežastih i porculanskih kuglica za zadržavanje katalizatora. Uređaji za filtriranje (sustav perforiranih mlaznica i metalnih mreža) ugrađeni su na vrhu reaktora za hvatanje produkata korozije iz parno-plinske sirovine. Za visokotlačne uređaje (10-32 MPa) postavljaju se posebni zahtjevi za dizajn kućišta i unutarnjih uređaja.

Regeneracija katalizatora provodi se oksidativnim spaljivanjem koksa. Regeneracija je u mnogočemu slična regeneraciji katalitičkog reforming katalizatora, ali ima i svoje karakteristike. Nakon odvajanja reaktora od sirovine, smanjiti tlak i prebaciti na cirkulaciju pomoću VSG. Za teške vrste sirovina isperite katalizator otapalima, benzinom ili dizel gorivom na temperaturi od 200-300 °C. Tada se VSG zamjenjuje inertnim plinom (vodena para). U slučaju regeneracije plin-zrak proces je sličan regeneraciji reforming katalizatora. Tijekom regeneracije para-zrak, sustav se prvo pročišćava inertnim plinom sve dok sadržaj zaostalog vodika ne bude veći od 0,2 vol. %, zatim se inertni plin zamjenjuje vodenom parom i ispušta u dimnjak cijevne peći pod uvjetima koji isključuju kondenzaciju vodene pare (temperatura na izlazu iz peći 300-350 °C, tlak u reaktoru oko 0,3 MPa). Zatim se katalizator zagrijava na temperaturu od 370-420 °C spaljivanjem koksa pri koncentraciji kisika u smjesi ne većoj od 0,1 vol. % Povećanje protoka zraka pri koncentraciji kisika do 1,0-1,5 vol. % temperatura katalizatora raste na 500-520 °C (ali ne više od 550 °C). Praćenjem smanjenja koncentracije CO2 u dimnim plinovima donosi se odluka o zaustavljanju regeneracije, koja je završena kada se sadržaj kisika u dimnim plinovima približi sadržaju kisika u smjesi na ulazu u reaktor. Regeneracija para-zrak je jednostavnija i odvija se pri niskim tlakovima ne višim od 0,3 MPa korištenjem vodene pare iz mreže postrojenja. Vodena para se miješa sa zrakom i dovodi u reaktor kroz cijevnu peć, a dimni plinovi se ispuštaju u dimnjak cijevne peći.

Industrijska postrojenja za hidroobradu i hidrokreking. Tipične instalacije razdoblja 1956.-1965. za hidroobradu dizelskih goriva bile su dvostupanjske jedinice kapaciteta 0,9 milijuna tona sirovina/god tipa L-24-6; hidroobrada benzinskih frakcija provodila se u zasebnim jedinicama kapaciteta 0,3 milijuna tona sirovine/god. Godine 1965.-1970 Uvedene su jedinice za hidroobradu raznih frakcija destilata kapaciteta 1,2 milijuna tona/god tipa L-24-7, LG-24-7, LCh-24-7. Benzinske frakcije su pročišćene u blokovima kombiniranih reforming jedinica kapaciteta 0,3 i 0,6 milijuna tona/god. Kerozinske frakcije su pročišćene u jedinicama za hidroobradu dizelskog goriva prethodno opremljenim za te svrhe. Od 1970. proširena postrojenja različitih tipova i namjena široko su uvedena - kako samostalna tipa J1-24-9 i J14-24-2000, tako iu sklopu kombiniranih postrojenja JlK-bu (odjel 300) kapaciteta 1 do 2 milijuna tona godišnje. Tehnološke sheme hidroobrade mlaznih i dizelskih goriva umnogome su slične shemi hidroobrade benzinskih frakcija - sirovine jedinica za katalitički reforming.

Postrojenja za hidrodesulfurizaciju kotlovskih goriva, loživih ulja i katrana tipa 68-6 rade u reaktorima s trofaznim fluidiziranim slojem. Kapacitet postrojenja, ovisno o sirovini, može varirati od 1,25 milijuna tona godišnje sumpornog katrana do 2,5 milijuna tona godišnje sumpornog loživog ulja. Procesni tlak je 15 MPa, temperatura je 360-390 °C, potrošnja VSG je 1000 nm3/m3 sirovine. AKM katalizator se koristi u obliku ekstrudiranih čestica promjera 0,8 mm i visine 3-4 mm. Katalizator u reaktoru se ne regenerira, već se uklanja u malim količinama i zamjenjuje svježim dijelom jednom svaka 2 dana. Posuda reaktora je višeslojna s debljinom stijenke 250 mm, težina reaktora je oko 800 tona.

Evo naziva postupaka hidrokrekinga i hidrotretiranja stranih tvrtki:

Suvremeni procesi hidrogenacije tvrtke Union Oil: proces Unicracking/DP, koji uključuje dva sekvencijalna reaktora za hidrotretiranje i selektivnu hidrodeparafinizaciju za preradu sirovina - dizelskih frakcija i vakuumskih plinskih ulja za proizvodnju dizelskog goriva niskog skrućivanja (stilište ponekad do minus 80 °C) koji sadrži 0,002% sumpora, manje od 10% aromata na katalizatorima NS-K i NS-80 s konverzijom sirovine od 20%; Unicracking proces s djelomičnom konverzijom 80% sirovina - vakuumskih plinskih ulja za proizvodnju dizelskog goriva koje sadrži 0,02% sumpora, manje od 10% aromata na NS-K katalizatoru predhidroobrade i poboljšanom zeolitnom katalizatoru DHC-32, proces može također se koristiti u radu Rafinerije s opcijom benzina u shemi pripreme sirovina za katalitički krekiranje; Unicracking proces s potpunom 100% pretvorbom sirovina - vakuumska plinska ulja s krajnjim vrelištem od 550 °C za proizvodnju ekološki prihvatljivih mlaznih i dizelskih goriva koja sadrže 0,02% sumpora, 4 i 9% aromata na amorfnom sfernom katalizatoru DHC-8 ( radni ciklus katalizatora je 2-3 godine), čime se osigurava maksimalan prinos visokokvalitetnih destilata, posebno dizelskih goriva; proces “Unisar” s konverzijom od 10% na novom katalizatoru AS-250 za učinkovito smanjenje sadržaja aromata do 15% u mlaznim i dizelskim gorivima (hidrodearomatizacija), posebno preporučljiv za proizvodnju dizelskih goriva iz teško rafiniranih sirovina materijali, kao što su laka plinska ulja iz katalitičkog krekiranja i koksiranja; AN-Unibon proces tvrtke UOP za hidrotretiranje i hidrofiniranje dizelskih goriva tipa AR-10 i AR-10/2 (dva stupnja) do sadržaja sumpora od 0,01 mas. % i aromati do 10 vol. % s cetanskim brojem 53 pri tlaku procesa od 12,7 i 8,5 MPa (dva stupnja).

Za preformulaciju (kontroliranu hidroprocesiranje) naftnih ostataka u svjetskoj praksi se posebno koriste sljedeći postupci: hidrotretiranje - proces RCD Unionfining tvrtke Union Oil za smanjenje sadržaja sumpora, dušika, asfaltena, metala i smanjenje svojstava koksanja zaostalih sirovina (vakumskih ostataka i asfalta u procesima deasfaltiranja) u svrhu dobivanja visokokvalitetnog niskosumpornog kotlovskog goriva ili za daljnju preradu tijekom hidrokrekinga, koksiranja, katalitičkog krekiranja zaostalih sirovina; hidrotretiranje - proces Chevron RDS/VRDS po namjeni je sličan prethodnom procesu, dok se obrađuju sirovine viskoznosti na 100°C do 6000 mm2/s s udjelom metala do 0,5 g/kg (za dub. hidrodemetalizacija sirovina), koristi se tehnologija on-the-fly zamjene katalizatora, koja omogućuje istovar katalizatora iz reaktora i zamjenu svježim uz održavanje normalnog rada u paralelnim reaktorima, što omogućuje obradu vrlo teške sirovine s radom instalacije dužim od godinu dana; hydrovisbreaking - proces "Aqvaconversion" tvrtki "Intevep SA", "UOP", "Foster Wheeler" osigurava značajno smanjenje viskoznosti (više u usporedbi s visbreakingom) teških kotlovskih goriva uz veću konverziju sirovina, a također omogućuje dobivanje vodika iz vode pod osnovnim uvjetima procesa uvođenjem u sirovinu, zajedno s vodom (para), sastava dvaju katalizatora na bazi osnovnih metala; hidrokrekiranje - proces “LC-Fining” tvrtki “ABB Lummus”, “Oxy Research”, “British Petroleum” za odsumporavanje, demetalizaciju, redukciju koksanja i konverziju atmosferskih i vakuumskih ostataka uz konverziju sirovina od 40- 77%, stupanj odsumporavanja 60-90%, potpuna demetalizacija 50-98% i smanjenje koksiranja za 35-80%, dok se u reaktoru katalizator održava u suspenziji uzlaznim tokom tekuće sirovine (za primjer, katran) pomiješan s vodikom; hidrokrekiranje - proces “H-Oil” (slika 2.23) za hidroprocesiranje zaostalih i teških sirovina, kao što je katran, u dva ili tri reaktora sa suspendiranim slojem katalizatora; tijekom procesa, katalizator se može dodavati i uklanjati iz reaktora, održavajući njegovu aktivnost i stupanj konverzije katrana od 30 do 80%; hidrorafiniranje zaostalih sirovina - Shellov Nusop proces koristi sve bunker reaktore (jedan ili više ovisno o sadržaju metala u sirovini) s pokretnim slojem katalizatora za stalno ažuriranje katalizatora u reaktorima (0,5-2,0% ukupnog katalizatora po dan. ), u ovom slučaju, dva reaktora s fiksnim slojem katalizatora također se mogu koristiti nakon bunker reaktora; ako je potrebno, reaktor hidrokrekinga je uključen u shemu za povećanje pretvorbe sirovina za procesne tlakove od 10-20 MPa i temperature od 370-420 ° C (Sl. 2.24).

Najvažnije dostignuće posljednjih godina u tehnologiji proizvodnje mlaznih i dizelskih goriva bez sumpora niskog skrućivanja i baznih ulja visokog indeksa je stvaranje procesa hidrogenacije pod nazivom "Isocracking" od strane tvrtki Chevron zajedno s ABB-om.

Lummus”, koji provode hidrokrekiranje s konverzijom 40-60 % (nafta), 50-60, 70-80 ili 100 % (dizel) vakuumskih plinskih ulja 360-550 °C ili teških vakuumskih plinskih ulja 420-570 ° C, smanjiti sadržaj sumpora na 0,01-0,001% (dizelsko gorivo) ili do 0,005% (ulje), dovesti aromatski sadržaj na 1-10% ovisno o marki katalizatora (amorfni-zeolit ​​ili zeolit) ICR-117, 120, 139, 209 i dr., broj reakcijskih stupnjeva (jedan ili dva), tlak u reaktorima (manje od 10 ili više od 10 MPa), korištenje sustava recikliranja, a također provodi selektivnu hidroizomerizaciju n- parafini. Ovim postupkom, u režimu s hidroizodeparafinizacijom, moguće je prerađivati ​​teška vakuumska plinska ulja s maksimalnim prinosima mazivih ulja visokog indeksa (IV = 110-130) uz istovremenu proizvodnju dizelskih goriva niskog skrućivanja. Za razliku od hidrodeparafinizacije, u kojoj se n-parafini uklanjaju, u ovom procesu oni se hidroizomeriziraju. Prepoznatljiva modifikacija hidrokrekinga (s visokom razinom pretvorbe) posljednjih godina je uporaba dodatnih tehnoloških rješenja za uklanjanje teških polinuklearnih aromata (HMA) iz tekućine za reciklažu (vruće odvajanje, selektivna adsorpcija TMA, itd.) u hidrokreking sustavi s recikliranjem. TMA (aroma s 11 ili više prstenova) koji nastaje tijekom rada nepoželjan je u komercijalnim proizvodima, smanjuje učinkovitost katalizatora, taloži se na hladnijim površinama opreme i cjevovoda te remeti rad instalacije.

Hidrokrekiranje je katalitički proces za preradu naftnih destilata i ostataka na umjerenim temperaturama i povišenim tlakovima vodika na polifunkcionalnim katalizatorima s hidrogenirajućim i kiselim svojstvima (i u procesi selektivnog hidrokrekinga i efekt sita).

Hidrokreking omogućuje dobivanje širokog spektra visokokvalitetnih naftnih proizvoda (ukapljeni plinovi C 3 -C 4 , benzin, mlazna i dizelska goriva, naftne komponente) s visokim prinosima iz gotovo svih naftnih sirovina odabirom odgovarajućih katalizatora i tehnoloških uvjeta te je jedan od isplativih, fleksibilnih i procesa koji produbljuju preradu nafte.

1. Lagani hidrokreking vakuum plinskog ulja

Zbog stalnog trenda ubrzanog rasta potražnje za dizelskim gorivom u odnosu na motorni benzin u inozemstvu, od 1980. godine započela je industrijska implementacija lakih hidrokreking jedinica (LHC) vakuumskih destilata, što omogućuje proizvodnju značajnih količina dizelskog goriva. istovremeno sa sirovinama s niskim sadržajem sumpora za katalitički krekiranje. Uvođenje JIGC procesa najprije je provedeno rekonstrukcijom dotadašnjih postrojenja za hidrodesulfurizaciju sirovina katalitičkog krekiranja, zatim izgradnjom posebno projektiranih novih postrojenja.

Domaća tehnologija LGK procesa razvijena je u Sveruskom znanstveno-istraživačkom institutu NP početkom 1970-ih, ali još nije primila industrijsku primjenu.

Prednosti LHA procesa u odnosu na hidrodesulfurizaciju:

Visoka tehnološka fleksibilnost, koja omogućuje, ovisno o potražnji za motornim gorivima, jednostavnu promjenu (podešavanje) omjera dizelsko gorivo: benzin u režimu maksimalne konverzije u dizelsko gorivo ili duboke desulfurizacije za dobivanje maksimalne količine sirovina katalitičkog krekiranja. ;

Zbog proizvodnje dizelskog goriva LGK-a, kapacitet jedinice za katalitički krekiranje je odgovarajuće rasterećen, što omogućuje uključivanje drugih izvora sirovina u preradu.

Domaći jednostupanjski LGC proces vakuumskog plinskog ulja 350...500 °C provodi se na ANMC katalizatoru pri tlaku od 8 MPa, temperaturi od 420...450 °C, volumetrijskom protoku sirovine materijala od 1,0...1,5 h -1 i omjerom cirkulacije VSG od oko 1200 m 3 /m 3 .

Pri preradi sirovina s visokim udjelom metala, LGK proces se provodi u jednoj ili dvije faze u višeslojnom reaktoru uz korištenje tri vrste katalizatora: širokih pora za hidrodemetalizaciju (T-13), s visokom hidrodesulfurizacijom (GO-116). ) i zeolit ​​za hidrokrekiranje (GK-35 ). U LGC procesu vakuumskog plinskog ulja moguće je dobiti do 60% ljetnog dizelskog goriva s udjelom sumpora od 0,1% i stiništem od 15 °C (tablica 8.20).

Nedostatak jednostupanjskog LGK procesa je kratak radni ciklus (3...4 mjeseca). Sljedeća verzija procesa, razvijena u Sveruskom znanstveno-istraživačkom institutu NP, je dvostupanjski LGK s međuregeneracijskim ciklusom od 11 mjeseci. - preporučuje se za kombinaciju s jedinicom za katalitički krekiranje tipa G-43-107u.

Hidrokrekiranje vakuum destilata pri 15 MPa

Hidrokreking je učinkovit i izuzetno fleksibilan katalitički proces koji omogućuje cjelovito rješavanje problema duboke prerade vakuum destilata (GVD) uz proizvodnju širokog spektra motornih goriva u skladu sa suvremenim zahtjevima i potrebama za određenim gorivima.

Jednostupanjski postupak hidrokrekinga vakuumskog destilata provodi se u višeslojnom (do pet slojeva) reaktoru s nekoliko vrsta katalizatora. Kako bi se osiguralo da temperaturni gradijent u svakom sloju ne prelazi 25 °C, između pojedinačnih slojeva katalizatora predviđeno je hlađenje VSG (kaljenje) i ugrađeni su uređaji za kontaktnu distribuciju kako bi se osigurao prijenos topline i mase između plina i reakcijskog toka i ravnomjeran raspodjela protoka plin-tekućina preko sloja katalizatora. Gornji dio reaktora opremljen je apsorberima kinetičke energije protoka, mrežastim kutijama i filtrima za hvatanje produkata korozije.

Na sl. Slika 8.15 prikazuje shematski dijagram toka jedne od dvije paralelne radne sekcije 68-2k jedinice za jednostupanjski hidrokreking vakuumskog destilata (s kapacitetom od 1 milijun tona/godina za dizel verziju ili 0,63 milijuna tona/godina za proizvodnju mlazno gorivo).

Sirovine (350...500 °C) i reciklirani ostatak hidrokrekinga miješaju se s VSG-om, prvo zagrijavaju u izmjenjivačima topline, a zatim u peći P-1 na temperaturu reakcije i dovodi u reaktore R-1 (R-2 itd.). Reakcijska smjesa se hladi u izmjenjivačima topline sirovine, zatim u hladnjacima zraka i na temperaturi od 45...55°C šalje se u visokotlačni separator S-1, gdje dolazi do razdvajanja na VSG i nestabilne hidrogenacije. VSG nakon čišćenja od H 2 S u apsorberu K-4 kompresor se isporučuje za cirkulaciju.

Nestabilni hidrogenat se šalje kroz ventil za smanjenje tlaka u niskotlačni separator S-2, gdje se dio plinova ugljikovodika odvaja, a tok tekućine dovodi kroz izmjenjivače topline u stabilizacijsku kolonu K-1 za destilaciju plinova ugljikovodika i lakog benzina.

Stabilni hidrogenat se dalje odvaja u atmosferskom stupcu K-2 za teški benzin, dizel gorivo (kroz stripping kolonu K-3) i frakcija >360 °C, od čega dio može poslužiti kao reciklaža, a ostatak može poslužiti kao sirovina za pirolizu, osnova mazivih ulja i sl.

U tablici 8.21 prikazuje materijalnu bilancu jednostupanjskog i dvostupanjskog HCVD-a s recirkulacijom ostatka hidrokrekiranja (način procesa: tlak 15 MPa, temperatura 405 ... 410 ° C, volumetrijski protok sirovina 0,7 h -1, brzina cirkulacije VSG 1500 m 3 /m 3 ).

Nedostaci procesa hidrokrekinga su velika potrošnja metala, visoki kapitalni i operativni troškovi, te visoka cijena vodikove instalacije i samog vodika.

Ulje. U Rusiji se pojavio novi kompleks za duboku preradu nafte tehnologijom hidrokrekinga. Ali prerano je reći da naftne kompanije prelaze s primarne na duboku rafinaciju.

Novi kompleks uključuje postrojenje za hidrokreking, što je prilično moderna, ali skupa tehnologija. "F" nam je ispričao više o tome. Alexander Yakovlev, direktor tvrtke EPN-Consulting: "Prethodno je u Rusiji jedinica za hidrokrekiranje radila samo u Ufi u Ufaneftekhimu. Ali radila je loše - stalno se rekonstruirala. Sada je druga jedinica počela raditi u Permu koristeći novu, modernija tehnologija, koja vam omogućuje povećanje proizvodnje lakih naftnih proizvoda.Međutim, ovaj proces je vrlo skup, pa se sada uglavnom koristi katalitički krekiranje. Izgradnja postrojenja za preradu 2 milijuna tona nafte godišnje košta oko 1,5 dolara- 2 milijarde, koliko košta rafinerija nafte za 5-6 milijuna tona "Odluka o tome što točno graditi ovisi o startnim mogućnostima tvrtke. Ako ima mali rafinerijski kapacitet, onda gradi novu rafineriju, ali ako ima dovoljno, može si priuštiti modernizaciju."

Dmitry Lukashov, analitičar Aton Investment Group, rekao je za F. da se hidrokrekiranje u inozemstvu ne smatra supertehnologijom, ali za Rusiju je prilično progresivno. Kada se koristi, povećava se prinos svijetlih naftnih derivata, ali na ljestvici Lukoila promjene neće biti ozbiljne. A kompleks je skup. S tim novcem bilo je moguće izgraditi novi pogon za preradu. No, Lukoil nije jedina tvrtka koja se odlučila za hidrokreking. Rosneft planira koristiti ovu tehnologiju u rafineriji Komsomolsk od 2005., a Surgutneftegaz je planira instalirati u rafineriji Kirishi do 2008.

Prema izračunima Lukoila, novi kompleks povećat će proizvodnju motornog goriva za više od milijun tona godišnje, dok će kvaliteta naftnih derivata zadovoljiti europske standarde. "Međutim, proizvodi niske prerade su u velikoj potražnji u inozemstvu", rekla je Anastasia Andronova, analitičarka u CenterInvest Securities, za F. "Kratkoročno gledano, bilo bi isplativije izgraditi poduzeće za primarnu preradu nafte. U ovom slučaju, Lukoil se fokusira na "budućnost, ali za 3-4 godine ova će tehnologija biti jeftinija. Malo je vjerojatno da će hidrokreking sada postati vrlo popularan, budući da u Rusiji nedostaje prerađivačkih kapaciteta."

Prema podacima Lukoila, ulaganja u kompleks iznosila su 10,8 milijardi rubalja. “Prema našim izračunima, dodatni prihodi od projekta iznosit će više od 4 milijarde rubalja godišnje,” rekao je Dmitry Mangilev, analitičar u Prospekt Investment Company, za F. “Dakle, možemo govoriti o prilično brzom povratu za projekt. S druge strane, izgradnja nove rafinerije, projektirane za preradu 2 milijuna tona nafte godišnje, mogla bi koštati Lukoil oko 300-350 milijuna dolara, što je otprilike ista razina kao i nova instalacija. dvojbeno je hoće li druge domaće tvrtke ulagati u slične projekte ili će radije graditi nove kapacitete. Štoviše, velike tvrtke osim Lukoila više su usmjerene na izvoz sirove nafte."

Dakle, nove tehnologije prerade nafte uzimaju maha u Rusiji, ali sada je teško reći koliko će ih naftne kompanije koristiti. Velike tvrtke još uvijek preferiraju izvoz primarne nafte. Štoviše, za neke je problem nedostatka rafinerijskih kapaciteta akutan i prije svega će ga pokušati riješiti izgradnjom rafinerija. A tek tada će razmišljati o modernizaciji i poboljšanju kvalitete proizvoda. l

referentne informacije

Sve veća potražnja za motornim gorivima s nižim sadržajem sumpora i ispuštanjem manje onečišćujućih tvari u atmosferu tijekom njihove proizvodnje i izgaranja utjecali su na rađanje takvog procesa kao što je katalitički proces hidrokrekiranja sirovina pod pritiskom vodika.

Glavna svrha procesa hidrokrekinga je proizvodnja hidrotretiranih frakcija benzina, komercijalnog kerozina i dizel goriva, kao i ukapljenih plinova iz težih naftnih sirovina od dobivenih ciljnih proizvoda. Osim toga, ako se neizreagirani ostatak ne vrati u sirovinu hidrokrekinga, tada se može koristiti kao visokokvalitetna sirovina ili komponenta sirovine za katalitičko krekiranje, koksiranje i pirolizu.

Proces hidrokrekinga uspješno se koristi za proizvodnju baznih mazivih ulja visokog indeksa.

Hidrokrekiranje kombinira katalitički krekiranje i hidrogenaciju. Sekvencijalna shema reakcija koje se odvijaju u tipičnim procesima hidrokrekinga teške nafte prikazana je na slici 1.

Hidrogenoliza spojeva koji nisu ugljikovodici odvija se brže, što omogućuje uklanjanje heteroatoma u obliku sumporovodika, amonijaka i vode iz sirovine. Najlakše se odvija hidrogenoliza S-organskih spojeva. Najotporniji na njega su spojevi koji sadrže N.

Brzina hidrogenacije i odsumporavanja opada kako se molekularna težina povećava, a struktura molekula spojeva koji sadrže sumpor postaje složenija.

Reakcije hidrogenolize spojeva koji sadržavaju dušik karakterizirane su stupnjem zasićenja prstena vodikom. Zatim se razgrađuje i tvori spoj koji se hidrogenolizom pretvara u ugljikovodik i amonijak.

Hidrokrekiranje frakcija nafte- proces je egzoterman. Budući da je hidrokrekiranje složen skup kemijskih reakcija, čiji sastav ovisi o sirovini koja se obrađuje, usvojenoj dubini konverzije i drugim čimbenicima, toplina reakcije ne može se jednoznačno odrediti. Za parafinske sirovine toplinski učinak hidrokrekinga obično iznosi 290-420 kJ/kg. Za visoko aromatične sirovine toplinski učinak može doseći 840 kJ/kg. To sugerira da što je veća potrošnja vodika za reakcije, to se više topline oslobađa.

Kako bi se regulirala temperatura procesa po visini reaktora, u zone između slojeva katalizatora uvodi se hladni plin koji sadrži vodik (HCG). Visina svakog sloja katalizatora je takva da se temperatura u njemu ne povećava za više od 25 °C (približno).

Budući da se tipovi reakcija, razine taloženja koksa i metala na katalizatoru te aktivnost katalizatora mijenjaju duž tijeka mješavine sirovina (sirovine, VSG, produkti hidrokrekinga), proizvodnja topline se sukladno tome smanjuje, a visine slojeva katalizatora se povećava.

Katalizatorihidrokrekiranje

U procesu hidrokrekinga koristi se nekoliko vrsta katalizatora. Ovi katalizatori kombiniraju aktivnosti krekiranja i hidrogenacije u različitim omjerima kako bi se postigla ciljana pretvorba određene sirovine u željeni proizvod. Aktivnost hidrogeniranja postiže se upotrebom metalnih promotora nanesenih na nosač katalizatora. Promotori mogu biti metali VI i VIII skupine.

Aktivnost krekiranja se postiže mijenjanjem kiselosti nosača katalizatora. Ove se mogućnosti uglavnom postižu korištenjem kombinacije amorfnog i kristalnog aluminija i silicijevog dioksida ili zeolita (molekularno sito) kao potpornog materijala. Kristalni zeoliti koriste se za nosače katalizatora.

Pri odabiru vrste katalizatora od velike je važnosti njegova sposobnost obnavljanja aktivnosti tijekom regeneracije. Razdoblje rada katalizatora dulje od 2 godine između regeneracija može se smatrati normalnim. Glavna svrha regeneracije je izgaranje koksa nataloženog na katalizatoru. Amorfni katalizatori i katalizatori koji sadrže zeolit ​​gotovo u potpunosti zadržavaju svoju aktivnost nakon izgaranja koksa.

Izbor katalizatora određuje proizvodnju željenog proizvoda:

Glavne značajke amorfnih i zeolitnih katalizatora navedene su u nastavku:

Katalizatori se proizvode uglavnom u obliku ekstrudata ili ponekad u obliku mikrosfera s veličinom čestica od 1-2 mm.

Prije nego što postrojenje počne raditi na sirovinama, katalizator se podvrgava sumporenju kako bi se aktivirali njegovi centri. Katalizator se sumporira pri temperaturi od 150-350 °C i tlaku od 20-50 MPa u struji cirkulirajućeg plina koji sadrži vodik koji sadrži od 0,5 do 5,0 vol. % sumpornih spojeva u odnosu na sumporovodik. Merkaptani, disulfidi, laki naftni proizvodi koji sadrže S i drugi koriste se kao sumporizatori koji se dodaju cirkulirajućem plinu koji sadrži vodik.

Za proces hidrokrekinga bilo koja sirovina ugljikovodika je prikladna, uključujući benzinske frakcije primarnih i sekundarnih procesa, plinska ulja za izravnu destilaciju, vakuumska plinska ulja, katalitička plinska ulja, plinska ulja za koksiranje, plinsko ulje za visbreaking, ulje za deasfaltizaciju.

Hidrokreking za različite vrste sirovina:

Najlakše se prerađuju sirovine iz ravnog trpanja. Krekirane sirovine teže je preraditi jer: sadrži više raznih nečistoća koje se talože i truju katalizator; policiklički aromatski spojevi zahtijevaju stroži režim, što dovodi do brže deaktivacije katalizatora.

Posljedice korištenja ove sirovine izražavaju se u porastu temperatura hidrotretiranja i krekiranja, stupnju dezaktivacije katalizatora i smanjenju selektivnosti katalizatora; kao i kvaliteta proizvoda hidrokrekinga.

Vrlo je važno pitanje utjecaja različitih komponenti sirovina na aktivnost katalizatora. Asfalteni sadržani u sirovini imaju snažan dezaktivirajući učinak na katalizator, što naglo usporava brzinu hidrogenolize sumpornih spojeva, praktički bez utjecaja na stvaranje koksa. Najjači otrov za katalizatore hidrokrekinga su spojevi koji sadrže dušik. Vjeruje se da se visokomolekularni dušikovi spojevi snažno adsorbiraju na kiselim mjestima, blokiraju ih i time smanjuju sposobnost razgradnje. S povećanjem parcijalnog tlaka vodika, čime se povećava njegova koncentracija na površini katalizatora, ubrzavaju se procesi hidrogenacije molekula dušikovih spojeva.

Prilikom obrade naftnih ostataka veliku opasnost za katalizatore predstavljaju metali sadržani u sirovini u obliku organometalnih spojeva. Taloženje metala na katalizatorima gotovo je neizbježno. Prije svega, zbroj metala nikla i vanadija (Ni + V) ima negativan učinak na aktivnost katalizatora hidrokrekinga. Problem usporavanja procesa trovanja katalizatora hidrokrekinga rješava se na različite načine. Kod hidrokrekinga vakuumskog plinskog ulja postavljaju se strogi zahtjevi za vakuumsku destilaciju loživog ulja (ostatak atmosferske destilacije), što ograničava sadržaj metala (Ni + V). Kod hidrokrekinga teških naftnih ostataka osigurava se preliminarna hidrodesulfurizacija i demetalizacija sirovina na posebnom katalizatoru. U preliminarnoj fazi odvijaju se reakcije "pročišćavanja" koje uključuju metale, sumpor, dušik, kisik, olefine, aromatske spojeve (uključujući policikličke) itd. Faze "pročišćavanja" i hidrokrekinga mogu se odvijati u istom reaktoru. Kod hidrokrekiranja teških naftnih sirovina u trofaznom fluidiziranom sloju, konstantna aktivnost katalizatora se održava povremenim uklanjanjem ravnotežnog katalizatora iz sustava i uvođenjem svježeg katalizatora.

Tehnološki parametri procesa

Ovisno o sirovinama koje se prerađuju i potrebnim proizvodima, proces hidrokrekinga ima različite tehnološke parametre. Utjecaj glavnih tehnoloških parametara je sljedeći:

Uz glavne tehnološke parametre, na proces hidrokrekinga utječu: parcijalni tlak vodika, koncentracija vodika u plinu koji sadrži vodik (HCG), temperatura, volumetrijska brzina punjenja sirovina, potrošnja (kemijska i ukupna) od 100 %. vodik, omjer cirkulacije HCG-a u odnosu na prerađene sirovine.

Temperatura. Karakteristično temperaturno područje za proces hidrokrekinga je 350-405 °C. Temperatura se postupno povećava od donje granice prema gornjoj kako se aktivnost katalizatora smanjuje. Osim toga, što je veća konverzija procesa, to je viša temperatura u reaktoru (slika 2). Kod provođenja procesa na amorfnim katalizatorima potrebne su više temperature (u rasponu od 390-400 °C) nego na katalizatorima koji sadrže zeolit ​​(350-365 °C).

Pritisak. Tlak procesa hidrokrekinga (češće se naziva tlak u visokotlačnom separatoru, odnosno na ulazu u cirkulacijski kompresor) varira u širokim granicama - od 5,5 do 20,0 MPa. Izbor procesnog tlaka uglavnom ovisi o kvaliteti sirovine i potrebnom proizvodu (slika 3).

Apsolutni tlak u reaktoru ovisi o parcijalnom tlaku vodika u sustavu, koji ima veliku ulogu u procesu hidrokrekinga, te ovisi o koncentraciji vodika u cirkulirajućem plinu koji sadrži vodik.

U industrijskim postrojenjima za hidrokrekiranje minimalni sadržaj vodika u plinu koji sadrži vodik nije manji od 80-85 vol. %. Povećanjem koncentracije vodika u cirkulirajućem VSG-u moguće je smanjiti ukupni procesni tlak procesa i, sukladno tome, proračunski tlak opreme reaktorske jedinice.

Pretvorba. Proces hidrokrekiranja poboljšava kvalitetu proizvoda (slika 4) zbog kombiniranih učinaka parcijalnog tlaka vodika i razine konverzije u prisutnosti katalizatora. Vrlo kvalitetna destilatna goriva, uključujući mlazno gorivo Jet A-1, mogu se proizvesti iz teških sirovina u tradicionalnim hidrokrekerima uz visoku konverziju ili punu konverziju pri procesnim tlakovima od 14,0 do 17,5 MPa.

Volumetrijska brzina dodavanja sirovina. Volumetrijski protok sirovina je omjer volumena tekućih sirovina isporučenih unutar 1 sata i volumena katalizatora određenog nasipnom masom. Volumetrijska brzina ovisi o kvaliteti sirovine, korištenom katalizatoru, procesnom tlaku, vrsti dobivenih proizvoda i dubini konverzije. Tipične volumetrijske brzine tijekom hidrokrekinga su u rasponu od 0,5-2,0 h -1 (za određene vrste sirovina i više). Smanjenje trajanja kontakta kao rezultat povećanja volumetrijske brzine punjenja sirovina smanjuje dubinu odsumporavanja.

Potrošnja vodika. Za ekonomske pokazatelje hidrokrekinga odlučujući je utrošak vodika koji je određen rasponom dobivenih proizvoda. Potrošnja vodika za reakcije može se odrediti pomoću pojednostavljene jednadžbe materijalne bilance:

100 N s + X = N p (100 + X)

gdje je: X utrošak vodika za reakciju u masi. % na sirovine; H c je koncentracija vodika u sirovini; H p je prosječna koncentracija vodika u produktima.

Što su dobiveni proizvodi teži, to je manja potrošnja vodika. U praksi se potrošnja vodika utvrđuje eksperimentalno.

Ukupna potrošnja vodika tijekom procesa hidrokrekinga sastoji se od njegove potrošnje za reakciju, za otapanje u produktu hidrogenacije, za stripping i gubitke. Glavna količina vodika troši se na reakciju. Potrošnja vodika za otapanje u hidrogeniranom produktu može se nadoknaditi ekstrakcijom iz hidrogeniranog produkta korištenjem učinkovitih tehnoloških shema odvajanja koristeći karakteristike njegove topljivosti u različitim ugljikovodicima pri različitim temperaturama i tlakovima. Potrošnja vodika s ispuhom, koji je po sastavu cirkulirajući plin koji sadrži vodik, ovisi o količini ovog ispuhavanja koju tehnologija zahtijeva za regulaciju optimalnog parcijalnog tlaka vodika u sustavu. Ukupna potrošnja vodika može varirati od 1,5 do 4,0 tež. % na sirovine.

Gotovo sva postrojenja za hidrokrekiranje opskrbljuju se vodikom iz postrojenja za proizvodnju vodika koja koriste metodu parnog reforminga prirodnog plina, plina ugljikovodika postrojenja, frakcija benzina i drugih naftnih proizvoda. Nedavno, kako bi se smanjila upotreba skupog vodika iz postrojenja za pretvorbu, dodaju mu se plinovi koji sadrže vodik iz reforminga i hidrotretiranja nakon prethodne koncentracije. Na primjer, koristeći proces apsorpcije kratkog ciklusa iz UOP-a ili Linde-a. Koncentracija svježeg vodika doseže 99,9 tež. %.

Omjer cirkulacije plina koji sadrži vodik (HCG). Proces hidrokrekiranja provodi se s viškom vodika, s tim da se s povećanjem parcijalnog tlaka vodika povećava brzina reakcije. Omjer cirkulacije predstavlja volumen VSG-a u odnosu na volumen sirovina koje se dovode u reaktor (nm 3 /m 3 sirovina). Brzina cirkulacije VSG prihvaćena je, ovisno o namjeni procesa i čistoći VSG, u rasponu od 800-2500 nm 3 /h.

Obrazac cirkulacije WASH u reaktorskom bloku glavna je komponenta troškova energije za cijelu jedinicu hidrokrekinga. Stoga prednost treba dati tehnologiji hidrokrekinga koja zahtijeva najmanju brzinu cirkulacije, a pri projektiranju je potrebno težiti minimalnom hidrauličkom otporu u sustavu od izlaza iz cirkulacijskog kompresora do njegovog ulaza.

Čistoća PRANJA. U većini industrijskih postrojenja za hidrokrekiranje, koncentracija cirkulirajućeg WASH održava se na 80-85 vol. %, ostalo je metan, etan i ostale lake komponente. Osim vodika i ugljikovodika, smjesa koja izlazi iz reaktora sadrži i sumporovodik, amonijak i vodenu paru.

Prilikom hlađenja reaktorske smjese, amonijak reagira sa sumporovodikom, stvarajući amonijev sulfid, koji se daljnjim hlađenjem može istaložiti u hladnjaku zraka. Kako bi se izbjegao ovaj nepoželjni proces i uklonila ravnotežna količina amonijaka iz sustava, amonijev sulfid se otapa u vodi za pranje koja se dovodi u sustav prije hladnjaka zraka. Zatim se u niskotlačnom separatoru ova kisela otopina uklanja iz sustava za stripping, koji ponovno može proizvesti sumporovodik i amonijak. Povećanjem količine sumporovodika u VSG smanjuje se učinkovitost procesa hidrokrekinga, pa se u suvremenim instalacijama kontinuirano uklanja prije cirkulacijskog kompresora u apsorberu amina. Kao obnovljivi apsorbent sumporovodika koriste se vodene otopine monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA), metildietanolamina (MDEA) različitih koncentracija. Zasićena otopina amina, kada se regenerira u stripperu strippingom, oslobađa apsorbirani sumporovodik, koji se koristi u postrojenjima za proizvodnju sumporne kiseline ili za proizvodnju elementarnog sumpora Clausovom metodom.

S razvojem novih, selektivnijih katalizatora hidrokrekiranja, sve veća pažnja se posvećuje čistoći VHC-a i povećanju njegovog sadržaja vodika.

Industrijski procesi hidrokrekinga

Hidrokreking karakteriziraju različite vrste i tehnološke sheme:

1. procesnim tlakom - hidrokreking pod visokim pritiskom i "meki" hidrokreking;
2. o odvijanju procesa u reaktoru - u stacionarnom sloju katalizatora (velika većina industrijskih postrojenja) iu trofaznom fluidiziranom sloju s periodičnom zamjenom dijelova katalizatora;
3. prema tehnološkim shemama:

• jednostupanjski jednoprolazni ("po prolazu");
• jednostupanjski s recirkulacijom ostataka;
• dvostupanjski;
• s paralelnim sustavom.

Izbor tehnološke sheme ovisi o mnogim gore navedenim čimbenicima. U industriji se najviše koristi jednostupanjska recirkulacijska shema (slika 5), ​​koja u broju implementacija znatno premašuje druge sheme.

Jedinice za hidrokrekiranje u trofaznom fluidiziranom sloju dizajnirane su za preradu teških naftnih ostataka (loživo ulje, katran, itd.), ali su implementirane u industrijskim razmjerima u malim količinama. To je bilo zbog velikih kapitalnih ulaganja, velike potrošnje skupog katalizatora i poteškoća u održavanju njegove stalne aktivnosti. Konstantna aktivnost se održava povremenim uvođenjem svježeg katalizatora u sustav i uklanjanjem ravnotežnog katalizatora iz sustava. Tehnološka shema ovog procesa slična je shemama hidrokrekinga u stacionarnom sloju.

Iskorištavanje sinergije između hidrokrekeringa i drugih procesnih jedinica

Proces hidrokrekinga posebno je prikladan za proizvodnju visokokvalitetnih komponenata srednjeg destilata goriva s niskim sadržajem sumpora i može se kombinirati kako bi se postigla sinergija s drugim procesima pretvorbe, posebice fluidnim katalitičkim krekiranjem (FCC) i koksiranjem. Ova okolnost dovela je jednofazni "on-pass" hidrokreking pri različitim pritiscima na vodeću poziciju. Tehnološka shema "po prolazu" ima niz značajnih prednosti:

• najniži trošak;
• maksimalna produktivnost za sirovine (do 3-3,5 milijuna tona godišnje);
• sposobnost obrade vrlo teških sirovina s visokom točkom vrenja;
• proizvodnja visokokvalitetnog donjeg proizvoda za daljnju upotrebu u drugim instalacijama.

Značajke frakcioniranja:

• uklanjanje bočne struje radi uklanjanja sumporovodika;
• atmosfersko frakcioniranje s upaljenim grijačem;
• odvajanje benzinskih frakcija na zahtjev kupca;
• grijano vakuumsko frakcioniranje za krajnje proizvode s visokim vrelištem (potreba se procjenjuje od projekta do projekta).

Jednostupanjski visokotlačni hidrokreking za nekoliko opcija dan je u donjoj tablici.

Blagi hidrokreking

Izgradnja hidrokreking jedinica s visokim stupnjem pretvorbe zahtijeva velike kapitalne izdatke. S tim u vezi, neke su rafinerije povećale dubinu prerade nafte u svojim poduzećima rekonstruirajući postojeće vakuumske jedinice za hidroobradu plinskog ulja u jedinice za blagi hidrokreking. Ove jedinice rade na procesnim tlakovima od 5,5 do 8,5 MPa, što odgovara standardnom pristupu pri odabiru proračunskog tlaka jedinica za vakuumsku hidroobradu plinskog ulja. U tim slučajevima prinos dizelskog goriva i njegova kvaliteta ograničeni su maksimalno dopuštenim karakteristikama postojeće opreme, a najčešće je glavni cilj takvih projekata povećanje dubine prerade nafte, a ne poboljšanje kvalitete proizvoda.

Rad jedinice za blagi hidrokreking pri relativno niskom tlaku i pretvorbi ne omogućuje dobivanje proizvoda visoke kvalitete. Cetanski indeks dobivenog dizelskog goriva kreće se od 39 do 42 boda. Vrlo često je visina bezdimnog plamena dobivenog kerozina samo 10 mm, što je znatno niže od 19 mm koliko zahtijevaju trenutne specifikacije za mlazno gorivo.

Donja tablica prikazuje radne parametre konvencionalnog blagog hidrokrekera i jednostupanjskog, jednoprolaznog hidrokrekera dizajniranog za proizvodnju dizelskog goriva pri istoj konverziji od 40%.

Jednoprolazni srednjetlačni hidrokreking sheme s djelomičnom konverzijom sirovina. Tradicionalne visokotlačne hidrokrekere vrlo je teško postići ravnotežu. Radna oprema s nepotpunom konverzijom sirovina može omogućiti optimizaciju odnosa između tlaka, stupnja konverzije, vijeka trajanja katalizatora, potrošnje vodika i kvalitete dobivenog proizvoda, što može značajno smanjiti potrebne kapitalne troškove i povećati profit.

Proces hidrokrekinga srednjeg pritiska (MPHC) pod markom "MAK". Proces MAK-MRNS razvili su Mobil, Akzo Nobel i M.W. Kellogg." Glavne razlike između procesa MAK-MRNS (Tablica 3) i tradicionalnog hidrokrekinga su korištenje novog učinkovitog dizajna unutarnjih uređaja reaktora pod nazivom "Spider-Vortex" i uključivanje visokotemperaturnog separatora u tehnološku shemu reaktora. blok.

Hidrokreking s djelomičnom konverzijom sirovina. Hidrokreking jedinice s djelomičnom konverzijom sirovina iz UOP-a, kao i MAK-MRNS proces, daju veći prinos kvalitetnijih proizvoda u odnosu na blage hidrokreking jedinice. Tradicionalne 35-70% djelomične konverzije hidrokreking sheme slične su potpune konverzije hidrokreking sheme, osim što je radni raspon tlaka oko 10,5 MPa umjesto 14,0-17,5 MPa. Zbog nižeg procesnog tlaka, dolazi do određenog pogoršanja kvalitete destilata. Osim toga, kvaliteta destilata također je ograničena stupnjem pretvorbe. Čak i uz veću konverziju sirovine, kvaliteta destilata dobivenog iz tradicionalnog hidrokrekera s djelomičnom konverzijom sirovine ostaje nedovoljno visoka da zadovolji zahtjeve za dizelsko gorivo s visokim cetanskim svojstvima.

UOP je razvio tri nove tehnološke sheme hidrokrekinga s djelomičnom konverzijom sirovina pri istom tlaku. Kvaliteta destilatnog goriva proizvedenog korištenjem ovih novih shema puno je bolja - sadržaj sumpora je manji od 50 ppm, cetanski indeks je iznad 50 bodova.

Dijagrami toka tvrtke UOP prikazani su na sl. 5, 6, 7. U sve tri sheme postoje dva identična tehnološka rješenja. Prvo, sve sheme imaju dva reaktora. Drugo, u svakoj shemi toka, hidroobrada i hidrokrekiranje odvojeni su u zasebne reakcijske zone, tako da ne moraju sve sirovine koje prolaze hidrotretiranje biti podvrgnute hidrokrekingu. Ova značajka tehnološke sheme je vrlo važna, a moguća je samo ako instalacija ima dva reaktora.

Prva tehnološka shema je modifikacija dvostupanjske sheme hidrokrekinga s potpunom pretvorbom, općom separacijom i frakcioniranjem produkata reakcije (slika 6). Druga shema predviđa korištenje dva paralelna jednoprolazna reaktora, također sa zajedničkim odvajanjem i frakcioniranjem produkata reakcije (slika 7). Treća tehnološka shema koristi dvostupanjski hidrokreking koji je razvio UOP s modificiranim obrascima toka (slika 8). Svaka od ovih shema ima određene prednosti u usporedbi s tradicionalnom shemom hidrokreking jedinice s djelomičnom konverzijom sirovina.

Ključ za osiguravanje visokokvalitetnih proizvoda s niskom sveukupnom pretvorbom procesa je odvajanje funkcija hidroobrade i hidrokrekinga u zasebne reaktore. Korištenje konverzije za postizanje kvalitete proizvoda je učinkovitije procesno rješenje u usporedbi s korištenjem viših procesnih pritisaka.

Sinergija kombinirane jedinice katalitičkog krekiranja (FCC) s predtretmanom sirovina

Prilikom zamjene odjeljka pripreme FCC sirovine hidroobradom s hidrokrekingom uz djelomičnu konverziju sirovina, gustoća FCC sirovine se smanjuje. Dakle, kombinirani učinak višeg tlaka i veće pretvorbe tijekom procesa hidrokrekiranja s djelomičnom pretvorbom sirovine omogućuje nam dobivanje kvalitetnije FCC sirovine s gotovo istom razinom odsumporavanja sirovine kao u tradicionalnom procesu hidroobrade. Sinergija hidroobrade sirovine katalitičkog krekiranja potvrđena je poboljšanjem tehničko-ekonomskih pokazatelja rafinerije i povećanjem proizvodnje visokokvalitetnih motornih goriva.

Prikazane tehnološke sheme hidrokrekinga s djelomičnom pretvorbom sirovina omogućuju povećanje fleksibilnosti rafinerija u pogledu proizvodnje visokokvalitetnog komercijalnog dizelskog goriva iz niskokvalitetnih plinskih ulja (bez korištenja varijanti sheme hidrokrekinga pri visokom tlaku s punom pretvorbom). Razdvajanjem reakcija hidroobrade i hidrokrekinga u različite reaktore ove nove tehnološke sheme omogućuju povećanje fleksibilnosti procesa koji ima određena ograničenja kada se provodi u režimima blagog hidrokrekinga i tradicionalnog hidrokrekinga s djelomičnom pretvorbom sirovina.

HyCYCLE-Unicracking proces iz UOP-a

HyCYCLE-Unicracking proces je korak naprijed u tehnologiji za proizvodnju maksimalnih količina destilata kroz hidrokreking proces. Proces je optimizirana shema toka dizajnirana za maksimiziranje prinosa visokokvalitetnog dizelskog goriva. Proces koristi kombinaciju nekoliko jedinstvenih tehnologija, uključujući poboljšani vrući separator, reaktorski sustav s povratnim protokom i novodizajniran frakcionirač s okomitom pregradom. Značajka dizajna reaktorskog bloka je da se reciklirani materijal prvo šalje u zonu katalizatora hidrokrekinga, a zatim u zonu katalizatora hidrotretiranja. Prednosti su u tome što čišća sirovina ulazi u katalizator krekiranja pri višem parcijalnom tlaku vodika. Konačni rezultat je povećana aktivnost katalizatora po jedinici volumena i stoga manje potrebnog katalizatora.

Proces karakterizira niži tlak i veća volumetrijska brzina u usporedbi s tradicionalnim instalacijama. Minimiziranjem sekundarnih reakcija krekiranja, troši se manje vodika. Još jedna sinergijska korist može se ostvariti tamo gdje je potrebna poboljšana kvaliteta sekundarnih destilata. U ovom slučaju, na primjer, lagano katalitičko plinsko ulje puni se izravno u napredni HighCYCLE separator. Kao rezultat toga, tvornica neće morati graditi zasebnu jedinicu za nadogradnju lakog plinskog ulja katalitičkog krekiranja.

Mjesto hidrokrekinga u rafineriji

U većini stranih rafinerija nafte s dubokom preradom nafte važna je prisutnost procesa hidrokrekinga. Uz povećanje dubine rafiniranja nafte, hidrokrekiranje je glavni proces koji utječe na fleksibilnost tehnološke sheme poduzeća i kvalitetu njegovih komercijalnih proizvoda. U nedostatku drugih procesa prerade ostataka destilacije nafte u rafineriji, hidrokreking s potpunom pretvorbom uglavnom se koristi za namjenu određenog proizvoda.

U slučajevima kada rafinerije već imaju uspostavljene procese konverzije ostataka, najatraktivnija opcija je koristiti hidrokreking s djelomičnom konverzijom i kombinirati ga s drugim procesima konverzije. U ovom slučaju hidrokreking kao sirovinu koristi nekvalitetna plinska ulja iz drugih procesa i proizvodi visokokvalitetni talog, koji služi kao poboljšana sirovina ili sastavni dio sirovina istih postrojenja. Ostatak hidrokrekinga plinskog ulja u vakuumu izvrsna je sirovina za pogone za proizvodnju etilena, koja nadmašuje druge sirovine.

Dakle, prisutnost hidrokrekinga u tehnološkoj shemi rafinerije značajno povećava fleksibilnost i, sukladno tome, učinkovitost njenog rada.

Informacije u ovom odjeljku služe samo u svrhu reference. Informacije o proizvodima i uslugama NPP Neftekhim LLC možete pronaći u odjeljcima “