Domov · Řízení · Orská rafinerie zahájila zkušební spuštění svého hydrokrakovacího komplexu. Projekt výroby a dodávky hydrokrakovacích reaktorů do rafinérie RN-Tuapse (JSC NK Rosněfť) Rekonstruované rafinérie začaly vyrábět ropné produkty evropské kvality a v regionech

Orská rafinerie zahájila zkušební spuštění svého hydrokrakovacího komplexu. Projekt výroby a dodávky hydrokrakovacích reaktorů do rafinérie RN-Tuapse (JSC NK Rosněfť) Rekonstruované rafinérie začaly vyrábět ropné produkty evropské kvality a v regionech

Hydrokrakování je určeno pro výrobu nízkosirných palivových destilátů z různých surovin.

Hydrokrakování je proces pozdější generace než katalytické krakování a katalytické reformování, takže efektivněji plní stejné úkoly jako tyto 2 procesy.

Suroviny používané v hydrokrakovacích zařízeních jsou vakuové a atmosférické plynové oleje, tepelné a katalytické krakování plynové oleje, odasfaltované oleje, topné oleje a dehty.

Technologická jednotka hydrokrakování se obvykle skládá ze 2 bloků:

Reakční jednotka, včetně 1 nebo 2 reaktorů,

Frakcionační jednotka sestávající z různého počtu destilačních kolon.

Produkty hydrokrakování jsou automobilové benzíny, tryskové a motorové nafty, suroviny pro petrochemickou syntézu a LPG (z benzínových frakcí).

Hydrokrakování může zvýšit výtěžek benzinových složek, obvykle přeměnou surovin, jako je plynový olej.

Kvalita benzinových komponentů, které se tímto způsobem dosáhne, je nedosažitelná opětovným průchodem plynového oleje krakovacím procesem, ve kterém byl získán.

Hydrokrakování také umožňuje přeměnu těžkého plynového oleje na lehké destiláty (tryskové a motorové nafty). Při hydrokrakování nevzniká žádný těžký nedestilovatelný zbytek (koks, smola nebo spodní zbytek), ale pouze lehce vroucí frakce.

Výhody hydrokrakování

Přítomnost hydrokrakovací jednotky umožňuje rafinérii přepnout její kapacitu z výroby velkého množství benzinu (když hydrokrakovací jednotka běží) na výrobu velkého množství motorové nafty (když je vypnutá).

Hydrokrakování zlepšuje kvalitu benzinu a složek destilátu.

Proces hydrokrakování využívá nejhorší složky destilátu a produkuje nadprůměrně kvalitní benzinovou složku.

Hydrokrakovací proces produkuje významné množství isobutanu, který je užitečný pro řízení množství suroviny v alkylačním procesu.

Použití hydrokrakovacích jednotek zvyšuje objem produktů o 25 %.

Dnes se běžně používá asi 10 různých typů hydrokrakerů, ale všechny jsou velmi podobné typickému designu.

Hydrokrakovací katalyzátory jsou levnější než katalytické krakovací katalyzátory.

Technologický proces

Slovo hydrokrakování je vysvětleno velmi jednoduše. Jedná se o katalytické krakování v přítomnosti vodíku.

Zavádění studeného plynu obsahujícího vodík do zón mezi vrstvami katalyzátoru umožňuje vyrovnat teplotu směsi surovin podél výšky reaktoru.

Pohyb směsi surovin v reaktorech je směrem dolů.

Kombinace vodíku, katalyzátoru a vhodného režimu procesu umožňuje krakování nekvalitního lehkého plynového oleje, který vzniká v jiných krakovnách a někdy se používá jako složka motorové nafty.
Hydrokrakovací jednotka vyrábí vysoce kvalitní benzín.

Hydrokrakovací katalyzátory jsou obvykle sloučeniny síry s kobaltem, molybdenem nebo niklem (CoS, MoS 2, NiS) a oxid hlinitý.
Na rozdíl od katalytického krakování, ale podobného katalytickému reformování, je katalyzátor umístěn v pevném loži. Hydrokrakování se stejně jako katalytické reformování nejčastěji provádí ve 2 reaktorech.

Surovina dodávaná čerpadlem se mísí s čerstvým plynem obsahujícím vodík a cirkulujícím plynem, které jsou čerpány kompresorem.

Směs surového plynu, která prošla výměníkem tepla a spirálami pece, se zahřeje na reakční teplotu 290-400 °C (550-750 °F) a pod tlakem 1200-2000 psi (84-140 atm). zaváděny do reaktoru shora. Vezmeme-li v úvahu velké uvolňování tepla během procesu hydrokrakování, je do reaktoru do zón mezi vrstvami katalyzátoru zaváděn studený (cirkulační) plyn obsahující vodík, aby se vyrovnaly teploty podél výšky reaktoru. Během průchodu ložem katalyzátoru je přibližně 40-50 % suroviny krakováno za vzniku produktů s body varu podobnými benzínu (bod varu až 200 °C (400 °F).

Katalyzátor a vodík se doplňují několika způsoby. Za prvé, na katalyzátoru dochází k praskání. Aby krakování pokračovalo, je nutný přívod tepla, to znamená, že jde o endotermický proces. Vodík zároveň reaguje s molekulami, které vznikají při praskání, nasytí je a tím se uvolňuje teplo. Jinými slovy, tato reakce, nazývaná hydrogenace, je exotermická. Vodík tedy poskytuje teplo nezbytné pro vznik trhlin.

Za druhé je to tvorba isoparafinů. Krakováním vznikají olefiny, které se mohou vzájemně kombinovat, což vede k normálním parafinům. Dvojné vazby se vlivem hydrogenace rychle nasytí, často vznikají izoparafiny, a tím se zabrání opětovné produkci nežádoucích molekul (oktanová čísla izoparafinů jsou vyšší než u normálních parafinů).

Směs reakčních produktů a cirkulujícího plynu opouštějící reaktor je ochlazena v tepelném výměníku, chladničce a vstupuje do vysokotlakého separátoru. Zde je plyn obsahující vodík, pro návrat do procesu a smíchání se surovinou, oddělen od kapaliny, která ze dna separátoru přes redukční ventil vstupuje do nízkotlakého separátoru. Část uhlovodíkových plynů se uvolňuje v separátoru a proud kapaliny se posílá do výměníku tepla umístěného před mezidestilační kolonou k další destilaci. V koloně se při mírném přetlaku uvolňují uhlovodíkové plyny a lehký benzín. Petrolejová frakce může být oddělena jako vedlejší proud nebo ponechána společně s plynovým olejem jako destilační zbytek.

Benzín se částečně vrací do mezidestilační kolony formou akutního výplachu a jeho bilanční množství je odčerpáváno ze zařízení systémem „alkalinizace“. Zbytek z mezidestilační kolony je separován v atmosférické koloně na těžký benzín, motorovou naftu a frakci >360 °C. Vzhledem k tomu, že suroviny v této operaci již prošly hydrogenací, krakováním a reformováním v 1. reaktoru, proces ve 2. reaktoru probíhá v přísnějším režimu (vyšší teploty a tlaky). Stejně jako produkty 1. stupně je směs opouštějící 2. reaktor oddělena od vodíku a odeslána k frakcionaci.

Tloušťka stěn ocelového reaktoru pro proces probíhající při 2000 psi (140 atm) a 400 °C někdy dosahuje 1 cm.

Hlavním úkolem je zabránit tomu, aby se praskání vymklo kontrole. Protože celý proces je endotermický, je možný rychlý nárůst teploty a nebezpečné zvýšení rychlosti krakování. Aby se tomu zabránilo, většina hydrokrakerů obsahuje vestavěná zařízení pro rychlé zastavení reakce.

Benzín z atmosférické kolony se mísí s benzínem z mezikolony a odstraňuje se ze zařízení. Motorová nafta po stripovací koloně je ochlazena, „alkalizována“ a odčerpána ze zařízení. Frakce >360 °C se používá jako horký proud na dně atmosférické kolony a zbytek (zbytek) se odstraní ze zařízení. V případě výroby olejových frakcí má frakcionační jednotka navíc vakuovou kolonu.

Regenerace katalyzátoru se provádí směsí vzduchu a inertního plynu; životnost katalyzátoru je 4-7 měsíců.

Produkty a výstupy.

Kombinací krakování a hydrogenace vznikají produkty, jejichž relativní hustota je výrazně nižší než hustota suroviny.

Níže je uvedena typická distribuce výtěžků produktů hydrokrakování, když se jako surovina používá plynový olej z koksovací jednotky a lehké frakce z jednotky katalytického krakování.

Produkty hydrokrakování jsou 2 hlavní frakce, které se používají jako komponenty benzinu.

Objemové zlomky

Koksovatelný plynový olej 0,60

Lehké frakce z jednotky katalytického krakování 0,40

Produkty:

Isobutan 0,02

N-butan 0,08

Lehký hydrokrakovací produkt 0,21

Těžký hydrokrakovací produkt 0,73

Petrolejové frakce 0,17

Připomeňme, že z 1 jednotky surovin se získá asi 1,25 jednotek výrobků.

Neuvádí požadované množství vodíku, které se měří ve standardních ft 3 /bbl krmiva.

Obvyklá spotřeba je 2500 st.

Těžkým produktem hydrokrakování je nafta, která obsahuje mnoho aromatických prekurzorů (tj. sloučenin, které se snadno přeměňují na aromáty).

Tento produkt je často zasílán do reformátoru k modernizaci.

Petrolejové frakce jsou dobrým leteckým palivem nebo surovinou pro destilátové (naftové) palivo, protože obsahují málo aromátů (v důsledku nasycení dvojných vazeb vodíkem).

Hydrokrakování zbytku.

Existuje několik modelů hydrokrakovacích jednotek, které byly navrženy speciálně pro zpracování zbytků nebo zbytků z vakuové destilace.

Výstupem je více než 90 % zbytkového (kotlového) paliva.

Cílem tohoto procesu je odstranit síru jako výsledek katalytické reakce sloučenin obsahujících síru s vodíkem za vzniku sirovodíku.

Zbytek obsahující ne více než 4 % síry lze tedy převést na těžký topný olej obsahující méně než 0,3 % síry.
Použití hydrokrakovacích jednotek je nezbytné v celkovém schématu rafinace ropy.

Na jedné straně je hydrokrak ústředním bodem, protože pomáhá vytvořit rovnováhu mezi množstvím benzínu, nafty a leteckého paliva.
Na druhé straně jsou neméně důležité rychlosti přivádění a provozní režimy katalytického krakování a koksovacích jednotek.
Kromě toho by se při plánování distribuce produktů hydrokrakování měla zvážit také alkylace a reformování.

Procesy zpracování ropných frakcí v přítomnosti vodíku se nazývají hydrogenace. Vyskytují se na povrchu hydrogenačních katalyzátorů v přítomnosti vodíku při vysokých teplotách (250-420 °C) a tlaku (od 2,5-3,0 až do 32 MPa). Tyto procesy se používají k regulaci uhlovodíkového a frakčního složení zpracovávaných ropných frakcí, k jejich čištění od sloučenin obsahujících síru, dusík a kyslík, kovů a jiných nežádoucích nečistot, ke zlepšení provozních (spotřebitelských) vlastností ropných paliv, olejů a petrochemických produktů. suroviny. Hydrokrakování umožňuje získat širokou škálu ropných produktů z téměř jakékoli ropné suroviny výběrem vhodných katalyzátorů a provozních podmínek, takže jde o nejuniverzálnější, nejefektivnější a nejflexibilnější proces rafinace ropy. Rozdělení hydrogenačních procesů na hydrokrakování a hydrorafinaci je zcela libovolné na základě vlastností použitých katalyzátorů, množství použitého vodíku a technologických parametrů procesu (tlak, teplota atd.).

Například je akceptována následující terminologie: „Hydroúprava“, „Hydrorafinace“ a „Hydrokrakování“. Hydrorafinace zahrnuje procesy, při kterých nedochází k výrazné změně molekulární struktury suroviny (například odsíření při tlaku 3-5 MPa). Hydrorafinace zahrnuje procesy, při kterých až 10 % suroviny prochází změnou molekulární struktury (odsiřování - dearomatizace - denitrogenizace při tlaku 6-12 MPa). Hydrokrakování je proces (vysoký tlak - více než 10 MPa a střední tlak - méně než 10 MPa), při kterém více než 50 % suroviny podléhá destrukci se snížením velikosti molekul. V 80. letech XX století. Hydrofinační procesy s konverzí menší než 50 % se nazývaly měkké nebo lehké hydrokrakování, které začalo zahrnovat meziprocesy s hydrodestrukcí surovin od 10 do 50 % při tlacích jak menších, tak vyšších než 10 MPa. Kapacita zařízení na hydrokrakování (v milionech tun/rok) ve světě je přibližně 230 a zařízení na hydrorafinaci a hydrofinaci - 1380, z toho v Severní Americe - 90 a 420; v západní Evropě - 50 a 320; v Rusku a SNS - 3 a 100.

Historie vývoje průmyslových hydrogenačních procesů začala hydrogenací produktů zkapalňování uhlí. Již před 2. světovou válkou dosáhlo Německo velkých úspěchů ve výrobě syntetického benzinu (syntinu) hydrogenačním zpracováním uhlí (na základě využití Fischer-Tropschovy syntézy) a během 2. světové války Německo vyrobilo více než 600 tis. tun/rok syntetických kapalných paliv, které pokryly většinu spotřeby země. V současnosti je celosvětová produkce umělých kapalných paliv na bázi uhlí asi 4,5 milionu tun ročně. Po rozsáhlém průmyslovém zavedení katalytického reformingu, při kterém vzniká jako vedlejší produkt přebytek levného vodíku, nastává období masové distribuce různých procesů hydrorafinace frakcí surové ropy (mimochodem nezbytných pro reformovací procesy) a komerčních rafinérských produktů (benzín, petrolej, nafta a ropné frakce).

Hydrokrakování (HC) umožňuje získat lehké ropné produkty (benzín, petrolej, naftové frakce a zkapalněné plyny C3-C4) z téměř jakékoli ropné suroviny volbou vhodných katalyzátorů a podmínek technologického procesu. Někdy se termín "hydrokonverze" používá jako synonymum pro termín hydrokrakování. První instalace GK byla spuštěna v roce 1959 v USA. Většina procesů GC zahrnuje zpracování výchozích destilátů: těžké atmosférické a vakuové plynové oleje, katalytické krakování a koksovací plynové oleje a také odasfaltovací činidla. Výslednými produkty jsou nasycené (nasycené) uhlovodíkové plyny, vysokooktanová benzinová frakce, nízkotuhnoucí frakce nafty a letecká paliva.

Hydrokrakování surovin obsahujících významné množství sloučenin na bázi síry, dusíku, kyslíku a dalších prvků se obvykle provádí ve dvou stupních (obr. 2.22). V první fázi se v hydrorafinačním režimu provádí mělké měkké hydrokrakování, aby se odstranily nežádoucí nečistoty, kterými jsou obvykle katalytické jedy, nebo se snížila jejich aktivita. Katalyzátory tohoto stupně jsou shodné s konvenčními hydrorafinačními katalyzátory a obsahují oxidy a sulfidy niklu, kobaltu, molybdenu a wolframu na různých nosičích - aktivní oxid hlinitý, hlinitokřemičitan nebo speciální zeolity. Ve druhém stupni je připravená čištěná surovina obsahující nejvýše 0,01 % síry a nejvýše 0,0001 % dusíku podrobena základnímu tvrdému hydrokrakování na katalyzátorech na bázi palladia nebo platiny na nosiči - zeolitech typu Y.

Hydrokrakování frakcí těžkého plynového oleje se používá k výrobě benzínu, tryskového a motorového paliva, jakož i ke zlepšení kvality olejů, kotlového paliva a surovin pro pyrolýzu a katalytické krakování. Hydrokrakování vakuových destilátů s nízkým obsahem síry na benzín se provádí v jednom stupni na sulfidových katalyzátorech, které jsou odolné vůči otravě heteroorganickými sloučeninami při teplotě 340-420 °C a tlaku 10-20 MPa s výtěžností benzínu 30- 40 % a až 80-90 obj. %. Pokud surovina obsahuje více než 1,5 % síry a 0,003-0,015 % dusíku, pak se použije dvoustupňový proces s hydrorafinací suroviny v prvním stupni. Hydrokrakování ve druhém stupni probíhá při teplotě 290-380 °C a tlaku 7-10 MPa. Výkon benzínu dosahuje 70-120 obj. % na suroviny, výsledný lehký benzin do 190 °C se používá jako vysokooktanová složka komerčního benzinu, těžký benzin je možné poslat k reformování. Hydrokrakování těžkých plynových olejů na střední frakce (tryskové palivo a motorová nafta) se rovněž provádí jedno až dvoustupňově.

V průběhu benzínu získáte až 85 % leteckého nebo motorového paliva. Například domácí jednostupňový proces vakuového hydrokrakování plynového oleje na katalyzátoru obsahujícím zeolit ​​typu GK-8 může vyrobit až 52 % leteckého paliva nebo až 70 % zimní motorové nafty s obsahem aromatických uhlovodíků 5 -7 %. Hydrokrakování vakuových destilátů sirných olejů se provádí ve dvou stupních. Zařazením hydrokrakování do technologického schématu rafinérie je dosaženo vysoké flexibility při výrobě jejích komerčních produktů.

Na stejném hydrokrakovacím zařízení jsou možné různé možnosti výroby benzínu, tryskového nebo motorového paliva změnou technologického režimu hydrokrakování a jednotky pro rektifikační frakcionaci reakčních produktů. Například benzinová verze vyrábí benzinovou frakci s výtěžností až 51 % surovin a motorovou naftu 180-350 °C s výtěžností 25 % surovin. Benzinová frakce se dělí na lehký benzin C5-C6 s RON = 82 a těžký benzin Su-Syu s RON = 66 s obsahem síry do 0,01 %. Frakce Cy-C^ může být odeslána do katalytického reformování, aby se zvýšilo její oktanové číslo. Naftová frakce má cetanové číslo 50-55, ne více než 0,01 % síry a bod tuhnutí ne vyšší než minus 10 °C (složka letní motorové nafty).

Na rozdíl od katalytického krakování obsahují plyny C3-C4 a kapalné frakce hydrokrakování pouze nasycené stabilní uhlovodíky a prakticky neobsahují heteroorganické sloučeniny, jsou méně aromatizované než plynové oleje katalytického krakování. S variantou leteckého paliva je možné získat až 41 % frakce 120-240 °C, která splňuje standardní požadavky na letecký benzín. S možností nafty je možné vyrobit 47 nebo 67 % frakce motorové nafty s cetanovým číslem přibližně 50.

Perspektivní oblastí hydrokrakování je zpracování ropných frakcí (vakuové destiláty a deasfaltované oleje). Hluboká hydrogenace olejových frakcí zvyšuje jejich viskozitní index z 36 na 85-140 při snížení obsahu síry z 2 na 0,04-0,10 %, koksování se sníží téměř o řád a sníží se bod tuhnutí. Volbou technologického režimu hydrokrakování je možné získat frakce základového oleje s vysokým indexem viskozity téměř z jakéhokoli oleje. Při hydrokrakování ropných frakcí dochází k hydroizomerizačním reakcím normálních alkanů (tuhnoucích při vyšších teplotách), takže hydroizomerace snižuje bod tuhnutí (vzhledem ke zvýšení isoparafinů v olejích) a eliminuje nutnost odparafínování olejů rozpouštědly. Hydroizomerace frakcí petroleje a plynového oleje na bifunkčních hliníko-platinových katalyzátorech nebo sulfidech niklu a wolframu na oxidu hlinitém umožňuje získat motorovou naftu s bodem tuhnutí až -35 °C.

Hydrokrakování, kombinující reformování a selektivní hydrokrakování, nazývané selektoformování, zvyšuje oktanové číslo reformátů nebo rafinátu (po separaci aromatických uhlovodíků) o 10-15 bodů při teplotě asi 360 °C, tlaku 3 MPa a obsahu vodíku. průtok plynu 1000 nm3/m3 suroviny na katalyzátoru obsahujícím zeolit ​​s velikostí vstupního okna 0,50-0,55 nm s aktivními kovy skupiny platiny, niklem nebo s oxidy či sulfidy molybdenu a wolframu. Selektivním odstraněním normálních alkanů z petrolejových a naftových frakcí se sníží bod tuhnutí tryskových a motorových naft na minus 50-60 °C a bod tuhnutí olejů lze snížit z 6 na minus 40-50 °C.

Hydrodearomatizace je hlavním procesem výroby vysoce kvalitních tryskových paliv z primárních (s obsahem arenu 14-35 %) a druhotných (s obsahem arenu do 70 %) surovin. Letecké palivo pro nadzvukové letectví, například T-6, by nemělo obsahovat více než 10. května. aromatických uhlovodíků. Proto se zušlechťování frakcí leteckého paliva provádí hydrorafinací v režimu hydrodearomatizace. Pokud má surovina méně než 0,2 % síry a méně než 0,001 % dusíku, pak se hydrokrakování provádí v jednom stupni na platinovém zeolitovém katalyzátoru při teplotě 280-340 °C a tlaku 4 MPa se stupněm odstranění (konverze) arén až 75-90 %.

Při vyšším obsahu síry a dusíku v surovině se hydrokrakování provádí dvoustupňově. Recyklované suroviny jsou zpracovávány za zpřísněných podmínek při teplotě 350-400 °C a tlaku 25-35 MPa. Hydrokrakování je velmi nákladný proces (vysoká spotřeba vodíku, drahá vysokotlaká zařízení), ale průmyslově je již dlouho široce využíván. Jeho hlavními výhodami jsou technologická flexibilita procesu (možnost vyrábět různé cílové produkty na jednom zařízení: benzin, petrolej a naftové frakce ze široké škály surovin: od těžkého benzinu po zbytkové ropné frakce); výtěžek leteckého paliva se zvyšuje z 2–3 na 15 % u ropy a výtěžek zimní motorové nafty – z 10–15 až 100 %; vysoká kvalita výsledných produktů v souladu s moderními požadavky.

Procesy hydrogenační rafinace jsou široce používány v rafinaci ropy a petrochemickém průmyslu. Používají se k výrobě vysokooktanových benzínů, ke zlepšení kvality motorové nafty, tryskových a kotlových paliv a ropných olejů. Hydrorafinace odstraňuje z ropných frakcí síru, dusík, kyslíkaté sloučeniny a kovy, snižuje obsah aromatických sloučenin a odstraňuje nenasycené uhlovodíky jejich přeměnou na jiné látky a uhlovodíky. V tomto případě se síra, dusík a kyslík téměř úplně hydrogenují a v prostředí vodíku se přeměňují na sirovodík H2S, čpavek NH3 a vodu H20, organokovové sloučeniny se rozkládají ze 75-95 % za uvolnění volného kovu, který je někdy katalyzátorem jed. Pro hydrorafinaci se používají různé katalyzátory, které jsou odolné vůči otravě různými jedy. Jedná se o oxidy a sulfidy drahých kovů: nikl Ni, kobalt Co, molybden Mo a wolfram W, na oxidu hlinitém A1203 s dalšími přísadami. Většina procesů hydrorafinace používá katalyzátory hliník-kobalt-molybden (ACM) nebo hliník-nikl-molybden (ANM). ANM katalyzátory mohou obsahovat zeolitové aditivum (typ G-35). Tyto katalyzátory jsou obvykle vyráběny ve formě nepravidelných válcových granulí o velikosti 4 mm a objemové hmotnosti 640-740 kg/m3. Při spouštění reaktorů se katalyzátory sulfidují (proces sulfurizace) plynnou směsí sirovodíku a vodíku. Katalyzátory ANM a hliník-kobalt-wolfram (AKV) jsou určeny pro hloubkovou hydrorafinaci těžkých, vysoce aromatických surovin, parafinů a olejů. Regenerace katalyzátorů pro spalování koksu z jeho povrchu se provádí při teplotě 530 °C. Hydrorafinační procesy jsou obvykle omezeny na teplotu 320-420 °C a tlak 2,5-4,0, méně často 7-8 MPa. Spotřeba plynu obsahujícího vodík (HCG) se pohybuje od 100-600 do 1000 nm3/m3 suroviny v závislosti na typu suroviny, dokonalosti katalyzátoru a procesních parametrech.

Hydrorafinace benzinových frakcí se využívá především při jejich přípravě pro katalytické reformování. Hydrorafinační teplota 320-360 °C, tlak 3-5 MPa, spotřeba VSG 200-500 nm3/m3 suroviny. Při čištění benzinových frakcí katalytického a tepelného krakování je spotřeba VSG více než 400-600 nm3/m3 surovin.

Hydrorafinace petrolejových frakcí se provádí na aktivnějším katalyzátoru při tlaku do 7 MPa pro snížení obsahu síry pod 0,1 % a aromatických uhlovodíků do 10.-18.5. %.

Více než 80-90 % frakcí je podrobeno hydrorafinaci naftových frakcí při teplotě 350-400 °C a tlaku 3-4 MPa se spotřebou VSG 300-600 nm3/m3 surovin na katalyzátorech AKM, stupeň odsíření dosahuje 85-95 % i více. Pro zvýšení cetanového čísla dieselových frakcí pocházejících z reakčních produktů katalytického a tepelného krakování se část aromatických uhlovodíků odstraňuje na aktivních katalyzátorech při teplotě cca 400 °C a tlaku do 10 MPa.

Hydrorafinace vakuových destilátů (plynových olejů) pro použití jako suroviny pro katalytické krakování, hydrokrakování a koksování (k výrobě nízkosirného koksu) se provádí při teplotě 360-410 °C a tlaku 4-5 MPa. V tomto případě je dosaženo 90-94% odsíření, obsah dusíku je snížen o 20-25%, kovy - o 75-85, areny - o 10-12, koksovatelnost - o 65-70%.

Hydrorafinace olejů a parafinů. Hydrorafinace základových olejů je pokročilejší než klasické čištění kyselinou sírovou s kontaktní dodatečnou úpravou olejů. Hydrorafinace olejů se provádí na katalyzátorech AKM a ANM při teplotě 300-325 °C a tlaku 4 MPa. Hydrorafinace olejů na hliník-molybdenovém katalyzátoru s promotory umožňuje snížit teplotu na 225-250 °C a tlak na 2,7-3,0 MPa. Hydrorafinace parafinů, ceresinů a petrolátů se provádí za účelem snížení obsahu síry, pryskyřičných sloučenin, nenasycených uhlovodíků, pro zlepšení barvy a stability (jako u olejů). Proces využívající katalyzátory AKM a ANM je podobný hydrorafinaci olejů. Rovněž byly použity sulfidové katalyzátory hliník-chrom-molybden a nikl-wolfram-železo.

Hydrorafinace ropných zbytků. Obvykle se získává z ropy 45. – 55. května. % zbytků (topných olejů a dehtů) obsahujících velká množství sirných, dusíkatých a organokovových sloučenin, pryskyřic, asfaltenů a popela. Pro zapojení těchto zbytků do katalytického zpracování je nezbytné čištění ropných zbytků. Hydrogenace ropných zbytků se někdy nazývá hydrodesulfurizace, i když se odstraňuje nejen síra, ale také kovy a další nežádoucí sloučeniny. Hydrodesulfurizace topného oleje se provádí při teplotě 370-430 °C a tlaku 10-15 MPa na katalyzátorech AKM. Výtěžnost topného oleje s obsahem síry do 0,3 % je 97-98 %. Současně se odstraňuje dusík, pryskyřice, asfaltény a dochází k částečnému zušlechtění surovin. Hydrorafinace dehtů je složitější úkol než hydrorafinace topných olejů, protože významné demetalizace a odasfaltování dehtů musí být dosaženo buď předběžně nebo přímo během procesu hydrogenačního odsíření. Na katalyzátory jsou kladeny zvláštní požadavky, protože konvenční katalyzátory rychle ztrácejí aktivitu v důsledku velkých usazenin koksu a kovů. Dojde-li při regeneraci k vyhoření koksu, pak některé kovy (nikl, vanad atd.) otráví katalyzátory a jejich aktivita se obvykle při oxidační regeneraci neobnoví. Hydrodemetalizaci zbytků by proto měla předcházet hydrorafinace, což umožňuje snížit spotřebu katalyzátorů pro hydrogenační rafinaci 3-5krát.

Hydrokrakovací a hydrorafinační reaktory s pevným ložem jsou široce používány a jsou svou konstrukcí do značné míry podobné reaktorům pro katalytické reformování. Reaktor je válcová vertikální aparatura s kulovým dnem o průměru 2-3 až 5 m a výšce 10-24 a dokonce 40 m. Při vysokých procesních tlacích dosahuje tloušťka stěny 120-250 mm. Typicky se používá jediné pevné lože katalyzátoru. Ale někdy, v důsledku uvolňování velkého množství tepla během exotermických hydrokrakovacích reakcí, je nutné ochladit vnitřní prostor reaktoru zavedením chladiva do každé zóny. K tomu je objem reaktoru rozdělen na 2-5 zón (sekcí), z nichž každá má nosný rošt pro nalévání katalyzátoru, boční armatury pro plnění a vykládání katalyzátoru, distribuční zařízení pro směs par a plynu, jakož i jako armatury a rozdělovače pro přivádění chladiva - studeného cirkulačního plynu pro odvod reakčního tepla a regulaci požadované teploty po výšce reaktoru. Vrstva katalyzátoru jednosekčního reaktoru má výšku až 3 až 5 m nebo více a ve vícedílných reaktorech až 5 až 7 m nebo více. Surovina vstupuje do zařízení přes horní armaturu a reakční produkty opouštějí reaktor spodní armaturou a procházejí speciálními balíčky síťoviny a porcelánových kuliček, aby zadržely katalyzátor. V horní části reaktoru jsou instalována filtrační zařízení (systém perforovaných trysek a kovových sítí) pro zachycování korozních produktů z paroplynové suroviny. U vysokotlakých zařízení (10-32 MPa) jsou kladeny zvláštní požadavky na konstrukci pouzdra a vnitřních zařízení.

Regenerace katalyzátorů se provádí oxidačním spalováním koksu. Regenerace je v mnoha ohledech podobná regeneraci katalyzátorů katalytického reformování, ale má také své vlastní charakteristiky. Po odpojení reaktoru od suroviny snižte tlak a přepněte na cirkulaci pomocí VSG. U těžkých druhů surovin omyjte katalyzátor rozpouštědly, benzínem nebo motorovou naftou při teplotě 200-300 °C. Poté je VSG nahrazen inertním plynem (vodní pára). V případě regenerace plyn-vzduch je proces podobný regeneraci reformovacích katalyzátorů. Během regenerace pára-vzduch se systém nejprve proplachuje inertním plynem, dokud zbytkový obsah vodíku není vyšší než 0,2 obj. %, poté je inertní plyn nahrazen vodní párou a vypouštěn do komína trubkové pece za podmínek vylučujících kondenzaci vodní páry (teplota na výstupu z pece 300-350 °C, tlak v reaktoru cca 0,3 MPa). Dále se katalyzátor zahřeje na teplotu 370-420 °C spalováním koksu při koncentraci kyslíku ve směsi nejvýše 0,1 obj. % Zvýšení průtoku vzduchu při koncentraci kyslíku až 1,0-1,5 obj. % teplota katalyzátoru stoupne na 500-520 °C (ale ne vyšší než 550 °C). Sledováním poklesu koncentrace CO2 ve spalinách se rozhoduje o zastavení regenerace, které je ukončeno, když se obsah kyslíku ve spalinách přiblíží obsahu kyslíku ve směsi na vstupu do reaktoru. Regenerace pára-vzduch je jednodušší a probíhá při nízkých tlacích do 0,3 MPa pomocí vodní páry ze sítě elektrárny. Vodní pára se mísí se vzduchem a přivádí do reaktoru trubkovou pecí, spaliny jsou odváděny do komína trubkové pece.

Průmyslové hydrorafinační a hydrokrakovací závody. Typické instalace z období 1956-1965. pro hydrorafinaci motorové nafty byly dvoustupňové jednotky s kapacitou 0,9 mil. t surovin/rok, typ L-24-6, hydrorafinace benzinových frakcí byla prováděna v samostatných jednotkách o kapacitě 0,3 mil. t suroviny/rok. V letech 1965-1970 Byly zavedeny hydrogenační jednotky na různé frakce destilátů s kapacitou 1,2 mil. t/rok typu L-24-7, LG-24-7, LCh-24-7. Benzínové frakce byly čištěny v blocích kombinovaných reformovacích jednotek s kapacitou 0,3 a 0,6 mil. tun/rok. Petrolejové frakce byly čištěny v jednotkách hydrorafinace motorové nafty dříve vybavených pro tyto účely. Od roku 1970 byly široce zaváděny rozšířené závody různých typů a účelů - jak samostatné typy J1-24-9 a J14-24-2000, tak jako součást kombinovaných závodů JlK-bu (sekce 300) s kapacitou 1 na 2 miliony tun/rok. Technologická schémata pro hydrorafinaci tryskových a naftových paliv jsou v mnoha ohledech podobná schématu pro hydrorafinační jednotku pro benzinové frakce - surovinu jednotek katalytického reformingu.

Zařízení pro hydrodesulfuraci kotlových paliv, topných olejů a dehtů typu 68-6 jsou provozována v reaktorech s třífázovým fluidním ložem. Kapacita zařízení se v závislosti na surovině může pohybovat od 1,25 milionu tun/rok sirného dehtu do 2,5 milionu tun/rok sirného topného oleje. Procesní tlak je 15 MPa, teplota 360-390 °C, spotřeba VSG je 1000 nm3/m3 suroviny. Katalyzátor AKM se používá ve formě extrudovaných částic o průměru 0,8 mm a výšce 3-4 mm. Katalyzátor v reaktoru se neregeneruje, ale odstraňuje se v malých množstvích a nahrazuje se čerstvou dávkou jednou za 2 dny. Nádoba reaktoru je vícevrstvá s tloušťkou stěny 250 mm, hmotnost reaktoru je cca 800 tun.

Zde jsou názvy procesů hydrokrakování a hydrorafinace zahraničních společností:

Moderní hydrogenační procesy společnosti Union Oil: proces Unicracking/DP, který zahrnuje dva sekvenčně pracující hydrorafinační a selektivní hydrodevoskovací reaktory pro zpracování surovin - naftových frakcí a vakuových plynových olejů pro výrobu nízkotuhnoucí motorové nafty (bod tuhnutí někdy až minus 80 °C) obsahující 0,002 % síry, méně než 10 % aromátů na katalyzátorech NS-K a NS-80 s konverzí nástřiku 20 %; Unikrakovací proces s částečnou konverzí 80 % surovin – vakuové plynové oleje k výrobě motorové nafty obsahující 0,02 % síry, méně než 10 % aromátů na NS-K předhydrorafinačním katalyzátoru a vylepšený zeolitový katalyzátor DHC-32, proces může být také použit v práci Rafinérie s možností benzínu ve schématu přípravy surovin pro katalytické krakování; Unikrakovací proces s kompletní 100% přeměnou surovin – vakuových plynových olejů s koncovým bodem varu 550 °C pro výrobu ekologických tryskových a motorových naftových paliv obsahujících 0,02 % síry, 4 a 9 % aromátů na amorfním sférickém katalyzátoru DHC-8 ( pracovní cyklus katalyzátoru je 2-3 roky), zajišťující maximální výtěžnost vysoce kvalitních destilátů, zejména motorové nafty; proces „Unisar“ s 10% konverzí na novém katalyzátoru AS-250 pro účinné snížení obsahu aromatických látek až o 15 % v tryskových a dieselových palivech (hydrodearomatizace), zvláště doporučený pro výrobu motorové nafty z obtížně rafinovatelné suroviny materiály, jako jsou lehké plynové oleje z katalytického krakování a koksování; Proces AN-Unibon od firmy UOP pro hydrogenační rafinaci a hydrofinaci motorové nafty typu AR-10 a AR-10/2 (dvoustupňové) na obsah síry 0,01 hm. % a aromatické látky do 10 obj. % s cetanovým číslem 53 při provozních tlacích 12,7 a 8,5 MPa (dva stupně).

Pro reformulaci (řízené hydrozpracování) ropných zbytků se ve světové praxi používají zejména následující procesy: hydrorafinace - proces RCD Unionfining společnosti Union Oil ke snížení obsahu síry, dusíku, asfaltenů, kovů a snížení koksovacích vlastností zbytkových surovin (vakuové zbytky a asfalty v procesech odasfaltování) za účelem získání kvalitního nízkosirného kotlového paliva nebo pro další zpracování při hydrokrakování, koksování, katalytickém krakování zbytkových surovin; hydrorafinace - proces RDS/VRDS od společnosti Chevron je svým účelem podobný předchozímu procesu, zpracovává suroviny s viskozitou při 100 °C do 6000 mm2/s s obsahem kovu do 0,5 g/kg (pro hloubkové hydrodemetalizace surovin), používá se technologie výměny katalyzátoru za chodu, která umožňuje vyjmout katalyzátor z reaktoru a nahradit jej čerstvým při zachování normálního provozu v paralelních reaktorech, což umožňuje zpracovávat velmi těžké suroviny s dobou instalace delší než rok; hydrovisbreaking - proces "Aqvaconversion" od společností "Intevep SA", "UOP", "Foster Wheeler" poskytuje výrazné snížení viskozity (více ve srovnání s visbreakingem) těžkých kotlových paliv s vyšší konverzí surovin a také umožňuje získat vodík z vody za základních podmínek procesem zavedením do suroviny spolu s vodou (párou) složení dvou katalyzátorů na bázi obecných kovů; hydrokrakování - proces „LC-Fining“ od společností „ABB Lummus“, „Oxy Research“, „British Petroleum“ pro odsíření, demetalizaci, redukci koksování a konverzi atmosférických a vakuových zbytků s konverzí surovin 40- 77%, stupeň odsíření 60-90%, úplná demetalizace 50-98% a snížení koksování o 35-80%, přičemž v reaktoru je katalyzátor udržován v suspenzi vzestupným proudem tekuté suroviny (např. například dehet) smíchaný s vodíkem; hydrokrakování - proces „H-Oil“ (obr. 2.23) pro hydrozpracování zbytkových a těžkých surovin, jako je dehet, ve dvou nebo třech reaktorech se suspendovaným ložem katalyzátoru, během procesu lze přidávat a odebírat katalyzátor z reaktoru, přičemž se jeho aktivita a stupeň přeměny dehtu udrží od 30 do 80 %; hydrorafinace zbytkových surovin – proces Nusop společnosti Shell využívá všechny bunkrové reaktory (jeden nebo více v závislosti na obsahu kovu v surovině) s pohyblivým ložem katalyzátoru pro neustálou aktualizaci katalyzátoru v reaktorech (0,5–2,0 % celkového množství katalyzátoru na den. ), v tomto případě lze za bunkrovými reaktory použít i dva reaktory s pevným ložem katalyzátoru, v případě potřeby je do schématu zařazen hydrokrakovací reaktor pro zvýšení konverze surovin pro procesní tlaky 10-20 MPa a teploty 370-420 °C (obr. 2.24).

Nejvýznamnějším počinem posledních let v technologii výroby bezsirných nízkotuhnoucích tryskových a motorových naftových paliv a vysokoindexových základových olejů je vytvoření hydrogenačních procesů s názvem „Isocracking“ společnostmi Chevron společně s ABB.

Lummus“, které provádějí hydrokrakování s konverzí 40-60 % (olej), 50-60, 70-80 nebo 100 % (nafta) vakuových plynových olejů 360-550 °C nebo těžkých vakuových plynových olejů 420-570 ° C, snížit obsah síry na 0,01-0,001 % (nafta) nebo až 0,005 % (olej), zvýšit obsah aromatických látek na 1-10 % v závislosti na značce katalyzátoru (amorfní zeolit ​​nebo zeolit) ICR-117, 120, 139, 209 atd., počet reakčních stupňů (jeden nebo dva), tlak v reaktorech (méně než 10 nebo více než 10 MPa), použití recyklačních systémů a také provádí selektivní hydroizomeraci n- parafíny. Tento proces v režimu s hydroizodevoskováním umožňuje zpracovávat těžké vakuové plynové oleje s maximálními výtěžnostmi mazacích olejů s vysokým indexem (IV = 110-130) při současné výrobě nízkotuhnoucí motorové nafty. Na rozdíl od hydrodeparafinizace, při které se n-parafiny odstraňují, jsou při tomto procesu hydroizomerizovány. Výraznou modifikací v posledních letech hydrokrakování (s vysokou úrovní konverze) je použití dodatečných technologických řešení pro odstraňování těžkých polynukleárních aromátů (HMA) z recyklované kapaliny (separace za horka, selektivní adsorpce TMA atd.) v hydrokrakovací systémy s recyklací. TMA (aromatika s 11 a více prstenci) vznikající během provozu je u komerčních produktů nežádoucí, snižuje účinnost katalyzátoru, sráží se na chladnějších površích zařízení a potrubí a narušuje fungování zařízení.

PJSC Orsknefteorgsintez neboli Orsky Rafinery je součástí průmyslové a finanční skupiny SAFMAR skupiny Michaila Gutserieva. Závod působí v regionu Orenburg, zásobuje svůj region a okolní oblasti ropnými produkty – motorovým palivem, topným olejem a bitumenem. Společnost již několik let prochází rozsáhlou modernizací, v jejímž důsledku zůstane závod dlouhá léta mezi lídry v odvětví rafinace ropy.

V současné době zahájila Orská rafinérie zkušební spuštění nejvýznamnějšího z nově vybudovaných zařízení, hydrokrakovacího komplexu. Do června byly na tomto zařízení dokončeny stavební, instalační a zprovozňovací práce „naprázdno“ a odladění a seřízení zařízení „pod zátěží“. Celková investice do výstavby tohoto komplexu bude více než 43 miliard rublů, k financování projektu jsou použity vlastní i vypůjčené prostředky.

V blízké budoucnosti budou přijímány suroviny pro instalaci a začne se ladění všech procesů pro získání produktů. Zkušební režim je nezbytný pro odladění technologického režimu na všech zařízeních hydrokrakovacího komplexu, získání produktů odpovídající kvality a mimo jiné také pro potvrzení záručních ukazatelů stanovených poskytovatelem licence Shell Global Solutions International B.V. (shell)

Úpravu režimu provádějí divize ONOS za účasti dodavatelů zprovoznění a za přítomnosti zástupce poskytovatele licence Shell. Hlavní akcionář ONOS, společnost ForteInvest, plánuje dokončit provoz v testovacím režimu a uvést zařízení do komerčního provozu v červenci letošního roku. I přes složitou ekonomickou situaci v zemi je tedy plánována výstavba Hydrokrakovacího komplexu v extrémně krátkém časovém horizontu – první práce na projektu začaly v polovině roku 2015 a hydrokrakování dosáhne své projektované kapacity přibližně 33 měsíců po zahájení projektu.

Uvedením modernizačních zařízení do provozu se rafinérie v Orsku dostane na novou úroveň rafinace, což jí umožní zvýšit její hloubku na 87 %. Výběr lehkých ropných produktů se zvýší na 74 %. V důsledku této etapy Programu modernizace se produktová řada podniku změní: vakuový plynový olej přestane být komerčním produktem, protože se stane surovinou pro hydrokrakovací jednotku; Výrazně vzroste výroba leteckého petroleje a motorové nafty Euro 5.

Akcionáři Orské ropné rafinérie věnují dlouhodobému rozvoji podniku velkou pozornost. Globální modernizace výroby, která probíhá od roku 2012, má velký význam nejen pro podnik, ale i pro region, protože závod je jedním z městotvorných podniků Orska. V současné době v rafinérii pracuje asi 2,3 tisíce lidí - obyvatel města a okolních vesnic. Obnova výroby má velký význam pro sociální sféru města - jde o vytvoření nových pracovních míst, zvýšení počtu kvalifikovaného personálu zapojeného do výroby a následně i zvýšení celkové životní úrovně závodu a města. pracovníků.

PJSC "Orsknefteorgsintez"‒ ropná rafinérie s kapacitou 6 milionů tun ročně. Spektrum technologických postupů závodu umožňuje vyrábět asi 30 druhů různých produktů. Patří mezi ně motorové benziny třídy 4 a 5; RT letecké palivo; motorová nafta letního a zimního typu třídy 4 a 5; silniční a stavební bitumen; topné oleje. V roce 2017 činil objem rafinace ropy 4 miliony 744 tisíc tun.

Součástí Hydrokrakovacího komplexu je hydrokrakovací jednotka, jednotka na výrobu síry s granulační a nakládací jednotkou, jednotka chemické úpravy vody, jednotka recyklace vody a dusíková stanice č. 2. Výstavba komplexu vakuového hydrokrakování plynového oleje začala v roce 2015, jeho spuštění je naplánováno na léto 2018.

Hydrokrakování je katalytický proces pro zpracování ropných destilátů a zbytků při mírných teplotách a zvýšeném tlaku vodíku na polyfunkčních katalyzátorech s hydrogenačními a kyselými vlastnostmi (a v procesy selektivního hydrokrakování a sítový efekt).

Hydrokrakování umožňuje získat širokou škálu vysoce kvalitních ropných produktů (zkapalněné plyny C 3 -C 4 , benzín, trysková a motorová paliva, ropné složky) s vysokými výtěžnostmi z téměř všech ropných surovin volbou vhodných katalyzátorů a technologických podmínek a je jedním z nákladově efektivních, flexibilních a procesů, které prohlubují rafinaci ropy.

      1. Lehké hydrokrakování vakuového plynového oleje

Vzhledem k setrvalému trendu zrychleného růstu poptávky po motorové naftě ve srovnání s automobilovým benzínem v zahraničí se od roku 1980 začala průmyslová implementace lehkých hydrokrakovacích jednotek (LHC) vakuových destilátů, které umožňují vyrábět značné množství motorové nafty současně se surovinami s nízkým obsahem síry pro katalytické krakování. Zavedení procesů JIGC bylo provedeno nejprve rekonstrukcí dříve provozovaných hydrodesulfuračních zařízení na katalytické krakování surovin, poté výstavbou speciálně navržených nových zařízení.

Domácí technologie procesu LGK byla vyvinuta v All-Russian Scientific Research Institute of NP na počátku 70. let 20. století, ale dosud nebyla průmyslově implementována.

Výhody procesu LHA oproti hydrodesulfurizaci:

Vysoká technologická flexibilita, která umožňuje v závislosti na poptávce po motorových palivech snadno měnit (upravovat) poměr motorová nafta:benzín v režimu maximální přeměny na motorovou naftu nebo hlubokého odsíření pro získání maximálního množství surovin katalytického krakování ;

Vzhledem k výrobě motorové nafty LGK je kapacita jednotky katalytického krakování odpovídajícím způsobem vytížena, což umožňuje zapojit do zpracování další zdroje surovin.

Domácí jednostupňový LGC proces vakuového plynového oleje 350...500 °C se provádí na katalyzátoru ANMC při tlaku 8 MPa, teplotě 420...450 °C, objemovém průtoku surového materiálu 1,0...1,5 h -1 a cirkulačním poměrem VSG cca 1200 m 3 /m 3 .

Při zpracování surovin s vysokým obsahem kovů se proces LGK provádí v jednom nebo dvou stupních ve vícevrstvém reaktoru za použití tří typů katalyzátorů: širokopórové pro hydrodemetalizaci (T-13), s vysokou hydrodesulfurizační aktivitou (GO-116 ) a zeolit ​​obsahující pro hydrokrakování (GK-35). V procesu LGC vakuového plynového oleje je možné získat až 60 % letní motorové nafty s obsahem síry 0,1 % a bodem tuhnutí 15 °C (tabulka 8.20).

Nevýhodou jednostupňového procesu LGK je krátký pracovní cyklus (3...4 měsíce). Následující verze procesu, vyvinutá v All-Russian Scientific Research Institute of NP, je dvoustupňová LGK s meziregeneračním cyklem 11 měsíců. - doporučeno pro kombinaci s jednotkou katalytického krakování typu G-43-107u.

        Hydrokrakování vakuového destilátu při 15 MPa

Hydrokrakování je efektivní a extrémně flexibilní katalytický proces, který umožňuje komplexní řešení problematiky hloubkového zpracování vakuových destilátů (GVD) s výrobou široké škály motorových paliv v souladu s moderními požadavky a potřebami na určitá paliva.

Jednostupňový proces vakuového hydrokrakování destilátu se provádí ve vícevrstvém (až pětivrstvém) reaktoru s několika typy katalyzátorů. Aby teplotní gradient v každé vrstvě nepřesáhl 25 °C, je mezi jednotlivými vrstvami katalyzátoru umístěno chlazení VSG (zhášení) a jsou instalována kontaktní distribuční zařízení, která zajišťují přenos tepla a hmoty mezi plynem a reakčním proudem a rovnoměrný distribuce proudu plyn-kapalina přes vrstvu katalyzátoru. Horní část reaktoru je vybavena absorbéry kinetické energie proudění, síťovými boxy a filtry pro zachycení korozních produktů.

Na Obr. Obrázek 8.15 ukazuje schematický vývojový diagram jedné ze dvou paralelních provozních sekcí 68-2k vakuové destilační jednostupňové hydrokrakovací jednotky (s kapacitou 1 mil. t/rok pro dieselovou verzi nebo 0.63 mil. t/rok pro výrobu Tryskové palivo).

Suroviny (350...500 °C) a recyklovaný hydrokrakovací zbytek jsou smíchány s VSG, zahřívány nejprve ve výměnících tepla a poté v peci P-1 na reakční teplotu a přiváděny do reaktorů R-1 (R-2 atd.). Reakční směs je ochlazena v surovinových výměnících tepla, poté ve vzduchových chladičích a při teplotě 45...55°C je posílána do vysokotlakého separátoru S-1, kde dochází k separaci na VSG a nestabilní hydrogenaci. VSG po vyčištění od H 2 S v absorbéru K-4 kompresor je dodáván pro cirkulaci.

Nestabilní hydrogenát se posílá přes redukční ventil do nízkotlakého separátoru S-2, kde se oddělí část uhlovodíkových plynů a proud kapaliny je přiváděn přes výměníky tepla do stabilizační kolony K-1 pro destilaci uhlovodíkových plynů a lehkého benzínu.

Stabilní hydrogenát je dále separován v atmosférické koloně K-2 pro těžký benzín, motorovou naftu (přes stripovací kolonu K-3) a frakce >360 °C, z nichž část může sloužit jako recyklát a bilanční množství může sloužit jako surovina pro pyrolýzu, základ mazacích olejů atd.

V tabulce 8.21 ukazuje materiálovou bilanci jedno- a dvoustupňového HCVD s recirkulací hydrokrakovacího zbytku (režim procesu: tlak 15 MPa, teplota 405...410 °C, objemový průtok surovin 0,7 h -1, rychlost cirkulace VSG 1500 m3/m3).

Nevýhody hydrokrakovacích procesů jsou jejich vysoká spotřeba kovu, vysoké investiční a provozní náklady a vysoké náklady na vodíkovou instalaci a vodík jako takový.

V Shakespearově Macbethovi se spíše přeruší spojení věcí

Hydrokrakování je proces pozdější generace než katalytické krakování a katalytické reformování, takže efektivněji plní stejné úkoly jako tyto dva procesy. Hydrokrakování může zvýšit výtěžek benzinových složek, obvykle přeměnou surovin, jako je plynový olej. Kvalita benzinových komponentů, které se tímto způsobem dosáhne, je nedosažitelná opětovným průchodem plynového oleje krakovacím procesem, ve kterém byl získán. Hydrokrakování také umožňuje přeměnu těžkého plynového oleje na lehké destiláty (tryskové a motorové nafty). A co je možná nejdůležitější, hydrokrakování neprodukuje žádné těžké nedestilovatelné zbytky (koks, smola nebo zbytky), ale pouze lehce vroucí frakce.

Technologický proces

Slovo hydrokrakování je vysvětleno velmi jednoduše. Jedná se o katalytické krakování v přítomnosti vodíku. Kombinace vodíku, katalyzátoru a vhodného režimu procesu umožňuje krakování nekvalitního lehkého plynového oleje, který vzniká v jiných krakovnách a někdy se používá jako složka motorové nafty. Hydrokrakovací jednotka vyrábí vysoce kvalitní benzín.

Zvažte na chvíli, jak prospěšný může být proces hydrokrakování. Jeho nejdůležitější výhodou je schopnost přepnout kapacitu rafinerie z výroby velkého množství benzínu (když hydrokrakovač běží) na výrobu velkého množství motorové nafty (když je vypnutý).

Známý vtip sportovního trenéra, který o přestupu svého hráče do týmu soupeře hanlivě prohlašuje: „Myslím, že to posílí oba týmy“, je do značné míry aplikovatelný i na hydrokrakování. Hydrokrakování zlepšuje kvalitu jak benzinových složek, tak destilátu. Spotřebovává nejhorší složky destilátu a produkuje nadprůměrně kvalitní benzínovou složku.

Dalším bodem, který je třeba poznamenat, je, že proces hydrokrakování produkuje významné množství isobutanu, který je užitečný pro řízení množství suroviny v alkylačním procesu.

Dnes se běžně používá asi deset různých typů hydrokrakerů, ale všechny jsou velmi podobné typickému designu popsanému v další části.

Hydrokrakovací katalyzátory jsou naštěstí méně hodnotné a drahé než katalyzátory, typicky se jedná o sloučeniny síry s kobaltem, molybdenem nebo niklem (CoS, MoS2, NiS) a oxid hlinitý. (Pravděpodobně už dlouho přemýšlíte, proč jsou tyto kovy obecně potřeba.) Na rozdíl od katalytického krakování je ale stejně jako katalytické reformování katalyzátor umístěn ve formě pevného lože. Podobně jako katalytické reformování se hydrokrakování nejčastěji provádí ve dvou reaktorech, jak je znázorněno na obrázku.

Surovina je smíchána s vodíkem zahřátým na 290-400 °C (550-750 °F) a natlakována na 1200-2000 psi (84-140 atm) a odeslána do prvního reaktoru. Během průchodu ložem katalyzátoru je přibližně 40-50 % suroviny krakováno za vzniku

Produkty s bodem varu podobným benzínu (bod varu do 200 °C (400 °F)).

Katalyzátor a vodík se doplňují několika způsoby. Za prvé, na katalyzátoru dochází k praskání. Aby krakování pokračovalo, je zapotřebí teplo, to znamená, že jde o endotermický proces. Vodík zároveň reaguje s molekulami, které vznikají při praskání, nasytí je a vytváří teplo. Jinými slovy, tato reakce, nazývaná hydrogenace, je exotermická. Vodík tedy poskytuje teplo nezbytné pro vznik trhlin.

Dalším aspektem, ve kterém se vzájemně doplňují, je tvorba isoparafinů. Krakováním vznikají olefiny, které se mohou vzájemně kombinovat za vzniku normálních parafinů. Dvojné vazby se vlivem hydrogenace rychle nasytí, často vznikají izoparafiny, a tím se zabrání opětovné produkci nežádoucích molekul (oktanová čísla izoparafinů jsou vyšší než u normálních parafinů).

Když uhlovodíková směs opustí první reaktor, ochladí se, zkapalní a vede přes separátor, aby se oddělil vodík. Vodík je znovu smíchán se surovinou a odeslán do procesu a kapalina je odeslána k destilaci. Produkty získané v prvním reaktoru se oddělují v destilační koloně a podle toho, co je ve výsledku požadováno (benzinové složky, letecký benzín nebo plynový olej), se oddělí jejich část. Petrolejová frakce může být oddělena jako vedlejší proud nebo ponechána společně s plynovým olejem jako destilační zbytek.

Destilační zbytek se znovu smíchá s proudem vodíku a vloží do druhého reaktoru. Protože tato látka již prošla hydrogenací, krakováním a reformováním v prvním reaktoru, proces ve druhém reaktoru probíhá v přísnějším režimu (vyšší teploty a tlaky). Stejně jako produkty prvního stupně je směs opouštějící druhý reaktor oddělena od vodíku a odeslána k frakcionaci.

Představte si zařízení potřebné pro proces běžící při 2000 psi (140 atm) a 400 ° C. Tloušťka stěn ocelového reaktoru někdy dosahuje cm. Hlavním problémem je zabránit tomu, aby se praskání vymklo kontrole. Protože celý proces je endotermický, je možný rychlý nárůst teploty a nebezpečné zvýšení rychlosti krakování. Aby se tomu zabránilo, většina hydrokrakerů má vestavěná opatření pro rychlé zastavení reakce.

Produkty a výstupy. Další pozoruhodnou vlastností hydrokrakovacího procesu je zvýšení objemu produktu o 25 %. Kombinací krakování a hydrogenace vznikají produkty, jejichž relativní hustota je výrazně nižší než hustota suroviny. Níže je uvedena typická distribuce výtěžků produktů hydrokrakování, když se jako surovina používá plynový olej z koksovací jednotky a lehké frakce z jednotky katalytického krakování. Produkty hydrokrakování jsou dvě hlavní frakce, které se používají jako komponenty benzinu.

Objemové zlomky

Koksovatelný plynový olej 0,60 Lehké frakce z rostlin kat. praskání 0.40

Produkty:

Isobutan 0,02

N-butan 0,08

Lehký hydrokrakovací produkt 0,21

Těžký hydrokrakovací produkt 0,73

Petrolejové frakce 0,17

Tabulka neuvádí požadované množství vodíku, které se měří ve standardních kubických stopách na barel krmiva. Obvyklá spotřeba je 2500 st. Těžký hydrokrakovací produkt -

Právě nafta obsahuje mnoho aromatických prekurzorů (tedy sloučenin, které se snadno přeměňují na aromáty). Tento produkt je často zasílán do reformátoru k modernizaci. Petrolejové frakce jsou dobrým leteckým palivem nebo surovinou pro destilátové (naftové) palivo, protože obsahují málo aromátů (v důsledku nasycení dvojných vazeb vodíkem). Podrobnější informace k tomuto tématu jsou obsaženy v kapitole XIII „Destilátová paliva“ a kapitole XIV „Ropný bitumen a zbytkový

Hydrokrakování zbytku. Existuje několik modelů hydrokrakovacích jednotek, které byly navrženy speciálně pro zpracování zbytků nebo zbytků z vakuové destilace. Většina z nich funguje jako hydrogenační rafinérie, jak je popsáno v kapitole XV. Výstupem je více než 90 % zbytkového (kotlového) paliva. Cílem tohoto procesu je odstranit síru jako výsledek katalytické reakce sloučenin obsahujících síru s vodíkem za vzniku sirovodíku. Zbytek s obsahem síry nejvýše 4 % lze tedy přeměnit na těžké kapalné palivo obsahující méně než 0,3 % síry.

Souhrn. Nyní, když můžeme integrovat hydrokrakery do celkového schématu rafinace ropy, je potřeba koordinovaných operací jasná. Na jedné straně je hydrokrak ústředním bodem, protože pomáhá vytvořit rovnováhu mezi množstvím benzínu, nafty a leteckého paliva. Na druhé straně jsou neméně důležité rychlosti přivádění a provozní režimy katalytického krakování a koksovacích jednotek. Kromě toho by se při plánování distribuce produktů hydrokrakování měla zvážit také alkylace a reformování.

CVIČENÍ

Analyzujte rozdíly mezi hydrokrakováním, katalytickým krakováním a tepelným krakováním z hlediska surovin, hnacích sil procesu a složení produktu.

Jak se hydrokrakování a katalytické krakování vzájemně doplňují? Reformování a hydrokrakování?

Nakreslete vývojový diagram ropné rafinérie včetně hydrokrakovací jednotky.