Die Orsker Raffinerie hat mit dem Teststart ihres Hydrocracking-Komplexes begonnen. Projekt zur Herstellung und Lieferung von Hydrocracking-Reaktoren an die RN-Tuapse-Raffinerie (JSC NK Rosneft) Die rekonstruierten Raffinerien begannen mit der Produktion von Erdölprodukten europäischer Qualität und in den Regionen

Hydrocracken dient der Herstellung schwefelarmer Kraftstoffdestillate aus verschiedenen Rohstoffen.

Hydrocracken ist ein Verfahren einer späteren Generation als katalytisches Cracken und katalytische Reformierung und erfüllt daher die gleichen Aufgaben effizienter wie diese beiden Verfahren.

Die in Hydrocracking-Anlagen verwendeten Rohstoffe sind Vakuum- und atmosphärische Gasöle, Gasöle für das thermische und katalytische Cracken, entasphaltierte Öle, Heizöle und Teere.

Eine Hydrocracking-Technologieeinheit besteht normalerweise aus 2 Blöcken:

Reaktionseinheit, bestehend aus 1 oder 2 Reaktoren,

Eine Fraktionierungseinheit, die aus einer unterschiedlichen Anzahl von Destillationskolonnen besteht.

Hydrocracking-Produkte sind Motorbenzin, Flug- und Dieselkraftstoff, Rohstoffe für die petrochemische Synthese und Flüssiggas (aus Benzinfraktionen).

Durch Hydrocracken kann die Ausbeute an Benzinkomponenten erhöht werden, in der Regel durch die Umwandlung von Ausgangsstoffen wie Gasöl.

Die auf diese Weise erreichte Qualität der Benzinkomponenten ist nicht erreichbar, wenn man Gasöl erneut dem Crackprozess, in dem es gewonnen wurde, zuführt.

Hydrocracken ermöglicht auch die Umwandlung von schwerem Gasöl in leichte Destillate (Flugzeug- und Dieselkraftstoff). Beim Hydrocracken entstehen keine schweren nicht destillierbaren Rückstände (Koks, Pech oder Sumpfrückstand), sondern nur leicht siedende Fraktionen.

Vorteile des Hydrocrackens

Das Vorhandensein einer Hydrocracking-Anlage ermöglicht es der Raffinerie, ihre Kapazität von der Produktion großer Benzinmengen (bei laufender Hydrocracking-Anlage) auf die Produktion großer Mengen Dieselkraftstoff (bei ausgeschalteter Hydrocracking-Anlage) umzustellen.

Hydrocracken verbessert die Qualität von Benzin- und Destillatkomponenten.

Der Hydrocracking-Prozess nutzt die schlechtesten Bestandteile des Destillats und erzeugt einen Benzinbestandteil von überdurchschnittlicher Qualität.

Beim Hydrocracken entstehen erhebliche Mengen an Isobutan, was für die Kontrolle der Einsatzstoffmenge im Alkylierungsprozess nützlich ist.

Durch den Einsatz von Hydrocracking-Anlagen erhöht sich das Produktvolumen um 25 %.

Heutzutage werden etwa 10 verschiedene Arten von Hydrocrackern verwendet, die jedoch alle einem typischen Design sehr ähnlich sind.

Hydrocrack-Katalysatoren sind kostengünstiger als katalytische Crack-Katalysatoren.

Technologischer Prozess

Das Wort Hydrocracken lässt sich sehr einfach erklären. Dabei handelt es sich um katalytisches Cracken in Gegenwart von Wasserstoff.

Die Einleitung von kaltem wasserstoffhaltigem Gas in die Zonen zwischen den Schichten des Katalysators ermöglicht einen Temperaturausgleich des Rohstoffgemisches über die Höhe des Reaktors.

Die Bewegung des Rohstoffgemisches in den Reaktoren erfolgt nach unten.

Die Kombination von Wasserstoff, einem Katalysator und der entsprechenden Prozessführung ermöglicht das Cracken von minderwertigem Leichtgasöl, das in anderen Crackanlagen entsteht und teilweise als Bestandteil von Dieselkraftstoff verwendet wird.
Die Hydrocracking-Anlage produziert hochwertiges Benzin.

Hydrocracking-Katalysatoren sind üblicherweise Schwefelverbindungen mit Kobalt, Molybdän oder Nickel (CoS, MoS 2, NiS) und Aluminiumoxid.
Anders als beim katalytischen Cracken, aber ähnlich wie beim katalytischen Reformieren, befindet sich der Katalysator in einem Festbett. Wie die katalytische Reformierung wird auch das Hydrocracken meist in zwei Reaktoren durchgeführt.

Das von der Pumpe geförderte Rohmaterial wird mit frischem wasserstoffhaltigem Gas und Umlaufgas vermischt, die vom Kompressor gepumpt werden.

Nachdem das Rohgasgemisch den Wärmetauscher und die Ofenschlangen passiert hat, wird es auf eine Reaktionstemperatur von 290–400 °C (550–750 °F) erhitzt und steht unter einem Druck von 1200–2000 psi (84–140 atm). von oben in den Reaktor eingeführt. Unter Berücksichtigung der großen Wärmefreisetzung während des Hydrocrackprozesses wird kaltes wasserstoffhaltiges (Umwälz-)Gas in den Reaktor in die Zonen zwischen den Katalysatorschichten eingeleitet, um die Temperaturen über die Höhe des Reaktors auszugleichen. Während des Durchgangs durch das Katalysatorbett werden etwa 40–50 % des Ausgangsmaterials gecrackt, um Produkte mit Siedepunkten zu bilden, die denen von Benzin ähneln (Siedepunkt bis zu 200 °C (400 °F).

Katalysator und Wasserstoff ergänzen sich auf verschiedene Weise. Zunächst erfolgt das Cracken am Katalysator. Damit das Cracken weitergehen kann, ist eine Wärmezufuhr erforderlich, es handelt sich also um einen endothermen Prozess. Gleichzeitig reagiert Wasserstoff mit den beim Cracken entstehenden Molekülen, sättigt diese und setzt dabei Wärme frei. Mit anderen Worten, diese Reaktion, Hydrierung genannt, ist exotherm. Somit liefert Wasserstoff die für das Cracken erforderliche Wärme.

Zweitens ist dies die Bildung von Isoparaffinen. Beim Cracken entstehen Olefine, die sich miteinander verbinden können und so zu Normalparaffinen führen. Durch die Hydrierung werden die Doppelbindungen schnell abgesättigt, wodurch häufig Isoparaffine entstehen und so die Vermehrung unerwünschter Moleküle verhindert wird (die Oktanzahlen von Isoparaffinen sind höher als bei Normalparaffinen).

Das den Reaktor verlassende Gemisch aus Reaktionsprodukten und zirkulierendem Gas wird in einem Wärmetauscher und Kühlschrank gekühlt und gelangt in den Hochdruckabscheider. Hier wird das wasserstoffhaltige Gas zur Rückführung in den Prozess und zur Vermischung mit dem Rohmaterial von der Flüssigkeit getrennt, die dann vom Boden des Abscheiders über ein Druckminderventil in den Niederdruckabscheider gelangt. Ein Teil der Kohlenwasserstoffgase wird im Abscheider freigesetzt und der Flüssigkeitsstrom zur weiteren Destillation zu einem Wärmetauscher vor der Zwischendestillationskolonne geleitet. In der Kolonne werden bei leichtem Überdruck Kohlenwasserstoffgase und Leichtbenzin freigesetzt. Die Kerosinfraktion kann als Seitenstrom abgetrennt oder zusammen mit Gasöl als Destillationsrückstand belassen werden.

Ein Teil des Benzins wird in Form einer akuten Bewässerung in die Zwischendestillationskolonne zurückgeführt und die Restmenge wird über das „Alkalisierungssystem“ aus der Anlage abgepumpt. Der Rückstand aus der Zwischendestillationskolonne wird in einer atmosphärischen Kolonne in schweres Benzin, Dieselkraftstoff und die >360 °C-Fraktion getrennt. Da die Rohstoffe bei diesem Vorgang bereits im 1. Reaktor einer Hydrierung, Crackung und Reformierung unterzogen wurden, läuft der Prozess im 2. Reaktor strenger ab (höhere Temperaturen und Drücke). Das den 2. Reaktor verlassende Gemisch wird wie die Produkte der 1. Stufe vom Wasserstoff getrennt und der Fraktionierung zugeführt.

Die Dicke der Wände des Stahlreaktors für den Prozess, der bei 2000 psi (140 atm) und 400 °C abläuft, erreicht manchmal 1 cm.

Die Hauptaufgabe besteht darin, zu verhindern, dass die Rissbildung außer Kontrolle gerät. Da der Gesamtprozess endotherm ist, ist ein schneller Temperaturanstieg und ein gefährlicher Anstieg der Crackrate möglich. Um dies zu vermeiden, verfügen die meisten Hydrocracker über eingebaute Vorrichtungen, um die Reaktion schnell zu stoppen.

Benzin aus der atmosphärischen Kolonne wird mit Benzin aus der Zwischenkolonne gemischt und aus der Anlage entfernt. Dieselkraftstoff wird nach der Strippkolonne gekühlt, „alkalisiert“ und aus der Anlage gepumpt. Die >360°C-Fraktion wird als heißer Strom am Boden der atmosphärischen Kolonne verwendet und der Rest (Rückstand) wird aus der Anlage entfernt. Im Falle der Produktion von Ölfraktionen verfügt die Fraktionierungseinheit zusätzlich über eine Vakuumkolonne.

Die Regeneration des Katalysators erfolgt mit einem Gemisch aus Luft und Inertgas; Die Lebensdauer des Katalysators beträgt 4-7 Monate.

Produkte und Ergebnisse.

Durch die Kombination von Cracken und Hydrieren entstehen Produkte, deren relative Dichte deutlich geringer ist als die Dichte des Rohmaterials.

Nachfolgend finden Sie eine typische Verteilung der Ausbeuten an Hydrocrackprodukten, wenn Gasöl aus einer Kokerei und leichte Fraktionen aus einer katalytischen Crackanlage als Ausgangsmaterial verwendet werden.

Hydrocrackprodukte sind zwei Hauptfraktionen, die als Benzinkomponenten verwendet werden.

Volumenanteile

Verkokungskraftstoff 0,60

Leichte Fraktionen aus der katalytischen Crackanlage 0,40

Produkte:

Isobutan 0,02

N-Butan 0,08

Leichtes Hydrocrackprodukt 0,21

Schweres Hydrocrackprodukt 0,73

Kerosinfraktionen 0,17

Denken Sie daran, dass aus 1 Einheit Rohstoff etwa 1,25 Einheiten Produkte gewonnen werden.

Es gibt nicht die erforderliche Wasserstoffmenge an, die in Standard-Fuß 3 /bbl Futter gemessen wird.

Der übliche Verbrauch beträgt 2500 st.

Das schwere Produkt des Hydrocrackens ist Naphtha, das viele aromatische Vorläufer enthält (d. h. Verbindungen, die sich leicht in Aromaten umwandeln lassen).

Dieses Produkt wird häufig zur Aufrüstung an einen Reformer geschickt.

Kerosinfraktionen sind ein guter Düsentreibstoff oder Ausgangsstoff für Destillatkraftstoff (Diesel), da sie wenig Aromaten enthalten (aufgrund der Sättigung der Doppelbindungen mit Wasserstoff).

Hydrocracken des Rückstandes.

Es gibt verschiedene Modelle von Hydrocrackern, die speziell für die Verarbeitung von Rückständen oder Vakuumdestillationsrückständen entwickelt wurden.

Die Leistung besteht zu mehr als 90 % aus Restbrennstoff.

Ziel dieses Verfahrens ist die Entfernung von Schwefel durch die katalytische Reaktion schwefelhaltiger Verbindungen mit Wasserstoff zu Schwefelwasserstoff.

Somit kann ein Rückstand, der nicht mehr als 4 % Schwefel enthält, in schweres Heizöl mit weniger als 0,3 % Schwefel umgewandelt werden.
Der Einsatz von Hydrocrackanlagen ist im gesamten Ölraffinierungssystem notwendig.

Einerseits ist der Hydrocracker der zentrale Punkt, da er hilft, ein Gleichgewicht zwischen der Menge an Benzin, Dieselkraftstoff und Kerosin herzustellen.
Nicht weniger wichtig sind hingegen die Zufuhrgeschwindigkeiten und Betriebsweisen von katalytischen Crack- und Verkokungsanlagen.
Darüber hinaus sollten auch Alkylierung und Reformierung bei der Planung des Vertriebs von Hydrocracking-Produkten berücksichtigt werden.

Die Prozesse der Verarbeitung von Erdölfraktionen in Gegenwart von Wasserstoff werden als Hydrierung bezeichnet. Sie treten auf der Oberfläche von Hydrierungskatalysatoren in Gegenwart von Wasserstoff bei hohen Temperaturen (250–420 °C) und Drücken (von 2,5–3,0 bis 32 MPa) auf. Solche Prozesse werden verwendet, um die Kohlenwasserstoff- und Fraktionszusammensetzung verarbeiteter Erdölfraktionen zu regulieren, sie von schwefel-, stickstoff- und sauerstoffhaltigen Verbindungen, Metallen und anderen unerwünschten Verunreinigungen zu reinigen und die Betriebs- (Verbraucher-) Eigenschaften von Erdölkraftstoffen, Ölen und Petrochemikalien zu verbessern rohes Material. Durch Hydrocracken können Sie durch die Auswahl geeigneter Katalysatoren und Betriebsbedingungen eine breite Palette von Erdölprodukten aus nahezu jedem Erdölrohstoff gewinnen. Daher handelt es sich um das vielseitigste, effizienteste und flexibelste Ölraffinierungsverfahren. Die Einteilung der Hydrierungsverfahren in Hydrocracken und Hydrotreating ist recht willkürlich und hängt von den Eigenschaften der verwendeten Katalysatoren, der Menge des verwendeten Wasserstoffs und den technologischen Parametern des Prozesses (Druck, Temperatur usw.) ab.

Beispielsweise wird die folgende Terminologie akzeptiert: „Hydro-treating“, „Hydrorefining“ und „Hydrocracking“. Hydrotreating umfasst Prozesse, bei denen sich die Molekularstruktur des Rohstoffs nicht wesentlich verändert (z. B. Entschwefelung bei einem Druck von 3-5 MPa). Hydrotreating umfasst Prozesse, bei denen bis zu 10 % des Rohstoffs eine Veränderung der Molekülstruktur erfährt (Entschwefelung – Desaromatisierung – Denitrisierung bei einem Druck von 6–12 MPa). Hydrocracken ist ein Prozess (hoher Druck – mehr als 10 MPa und mittlerer Druck – weniger als 10 MPa), bei dem mehr als 50 % des Rohmaterials zerstört werden, wobei die Molekülgröße abnimmt. In den 80er Jahren des 20. Jahrhunderts. Hydrofining-Prozesse mit einer Umwandlung von weniger als 50 % wurden als weiches oder leichtes Hydrocracken bezeichnet und umfassten zunehmend Zwischenprozesse mit Hydrozerstörung der Rohstoffe von 10 bis 50 % bei Drücken von weniger als und mehr als 10 MPa. Die Kapazität der Hydrocracking-Anlagen (Millionen Tonnen/Jahr) beträgt weltweit etwa 230, die der Hydrotreating- und Hydrofining-Anlagen 1380, davon 90 bzw. 420 in Nordamerika. in Westeuropa - 50 und 320; in Russland und der GUS - 3 und 100.

Die Geschichte der Entwicklung industrieller Hydrierungsverfahren begann mit der Hydrierung von Kohleverflüssigungsprodukten. Bereits vor dem Zweiten Weltkrieg erzielte Deutschland große Erfolge bei der Herstellung von synthetischem Benzin (Syntin) durch die Hydrierung von Kohle (basierend auf der Fischer-Tropsch-Synthese) und produzierte während des Zweiten Weltkriegs mehr als 600.000 Tonnen/Jahr an synthetischen flüssigen Kraftstoffen, die den größten Teil des Landesverbrauchs decken. Derzeit beträgt die weltweite Produktion kohlebasierter künstlicher Flüssigbrennstoffe etwa 4,5 Millionen Tonnen/Jahr. Nach der weit verbreiteten industriellen Einführung der katalytischen Reformierung, bei der überschüssiger billiger Wasserstoff als Nebenprodukt entsteht, begann eine Periode der Massenverbreitung verschiedener Verfahren zur Hydrobehandlung von Rohölfraktionen (übrigens notwendig für Reformierungsprozesse) und kommerziellen Raffinerieprodukten (Benzin, Kerosin-, Diesel- und Ölfraktionen) beginnt.

Hydrocracken (HC) ermöglicht durch die Auswahl geeigneter Katalysatoren und technologischer Prozessbedingungen die Gewinnung leichter Erdölprodukte (Benzin, Kerosin, Dieselfraktionen und verflüssigte Gase C3-C4) aus nahezu jedem Erdölrohstoff. Manchmal wird der Begriff „Hydrokonversion“ als Synonym für den Begriff Hydrocracken verwendet. Die erste GK-Installation wurde 1959 in den USA in Betrieb genommen. Die meisten GC-Prozesse umfassen die Verarbeitung von Destillat-Ausgangsmaterialien: schwere atmosphärische und Vakuumgasöle, katalytische Crack- und Verkokungsgasöle sowie Entasphaltierungsmittel. Die resultierenden Produkte sind gesättigte (gesättigte) Kohlenwasserstoffgase, Benzinfraktionen mit hoher Oktanzahl, Dieselfraktionen mit geringer Erstarrung und Kerosin.

Das Hydrocracken von Rohstoffen, die erhebliche Mengen an Verbindungen auf Basis von Schwefel, Stickstoff, Sauerstoff und anderen Elementen enthalten, erfolgt üblicherweise in zwei Stufen (Abb. 2.22). In der ersten Stufe wird im Hydrotreating-Modus ein flaches Soft-Hydrocracken durchgeführt, um unerwünschte Verunreinigungen, bei denen es sich in der Regel um Katalysatorgifte handelt, zu entfernen oder deren Aktivität zu verringern. Die Katalysatoren dieser Stufe sind identisch mit herkömmlichen Hydrotreating-Katalysatoren und enthalten Oxide und Sulfide von Nickel, Kobalt, Molybdän und Wolfram auf unterschiedlichen Trägern – aktivem Aluminiumoxid, Alumosilikat oder speziellen Zeolithen. In der zweiten Stufe wird der aufbereitete, gereinigte Rohstoff, der nicht mehr als 0,01 % Schwefel und nicht mehr als 0,0001 % Stickstoff enthält, einem grundlegenden harten Hydrocracken auf Katalysatoren auf Basis von Palladium oder Platin auf einem Träger – Zeolithen vom Typ Y – unterzogen.

Das Hydrocracken schwerer Gasölfraktionen wird zur Herstellung von Benzin, Düsen- und Dieselkraftstoff sowie zur Verbesserung der Qualität von Ölen, Kesselbrennstoffen und Pyrolyse- und katalytischen Crackrohstoffen eingesetzt. Das Hydrocracken von schwefelarmen Vakuumdestillaten zu Benzin erfolgt einstufig an Sulfidkatalysatoren, die gegen Vergiftungen durch heteroorganische Verbindungen bei einer Temperatur von 340–420 °C und einem Druck von 10–20 MPa beständig sind, mit einer Benzinausbeute von 30– 40 % und bis zu 80-90 vol. %. Enthält das Rohmaterial mehr als 1,5 % Schwefel und 0,003–0,015 % Stickstoff, kommt ein zweistufiges Verfahren zum Einsatz, bei dem das Rohmaterial in der ersten Stufe mit Hydrotreating behandelt wird. Das Hydrocracken in der zweiten Stufe erfolgt bei einer Temperatur von 290–380 °C und einem Druck von 7–10 MPa. Der Benzinausstoß erreicht 70-120 Vol. % für Rohstoffe, das resultierende Leichtbenzin mit einer Temperatur von bis zu 190 °C wird als hochoktaniger Bestandteil von kommerziellem Benzin verwendet, schweres Benzin kann zur Reformierung geschickt werden. Das Hydrocracken von schweren Gasölen in mittlere Fraktionen (Düsen- und Dieselkraftstoff) wird ebenfalls in einer oder zwei Stufen durchgeführt.

Bei Benzin handelt es sich um bis zu 85 % des Treibstoffs für Flugzeuge oder Diesel. Beispielsweise kann das inländische einstufige Vakuum-Gasöl-Hydrocrackverfahren an einem zeolithhaltigen Katalysator vom Typ GK-8 bis zu 52 % Kerosin oder bis zu 70 % Winterdiesel mit einem Gehalt an aromatischen Kohlenwasserstoffen von 5 produzieren -7 %. Das Hydrocracken von Vakuumdestillaten von Schwefelölen erfolgt in zwei Stufen. Durch die Einbeziehung des Hydrocrackens in das technologische Schema einer Raffinerie wird eine hohe Flexibilität bei der Herstellung ihrer kommerziellen Produkte erreicht.

In derselben Hydrocracking-Anlage sind durch Änderung des technologischen Regimes des Hydrocrackens und der Einheit zur rektifizierenden Fraktionierung der Reaktionsprodukte verschiedene Möglichkeiten zur Herstellung von Benzin, Düsen- oder Dieselkraftstoff möglich. Beispielsweise erzeugt die Benzinversion eine Benzinfraktion mit einer Ausbeute von bis zu 51 % der Rohstoffe und eine Dieselkraftstofffraktion von 180–350 °C mit einer Ausbeute von 25 % der Rohstoffe. Die Benzinfraktion wird unterteilt in Leichtbenzin C5-C6 mit ROZ = 82 und Schwerbenzin Su-Syu mit ROZ = 66 mit einem Schwefelgehalt von bis zu 0,01 %. Die Cy-C^-Fraktion kann einer katalytischen Reformierung zugeführt werden, um ihre Oktanzahl zu erhöhen. Die Dieselfraktion hat eine Cetanzahl von 50-55, höchstens 0,01 % Schwefel und einen Stockpunkt von höchstens minus 10 °C (Bestandteil von Sommerdiesel).

Im Gegensatz zum katalytischen Cracken enthalten C3-C4-Gase und flüssige Fraktionen des Hydrocrackens nur gesättigte, stabile Kohlenwasserstoffe und praktisch keine heteroorganischen Verbindungen; sie sind weniger aromatisiert als Gasöle des katalytischen Crackens. Mit der Jet-Fuel-Option ist es möglich, bis zu 41 % des 120-240 °C warmen Anteils zu gewinnen, was den Standardanforderungen für Jet-Fuel entspricht. Mit der Option Dieselkraftstoff ist es möglich, 47 bzw. 67 % des Dieselkraftstoffanteils mit einer Cetanzahl von etwa 50 zu produzieren.

Ein vielversprechender Bereich des Hydrocrackens ist die Verarbeitung von Ölfraktionen (Vakuumdestillate und entasphaltierte Öle). Durch die Tiefenhydrierung von Ölfraktionen erhöht sich deren Viskositätsindex von 36 auf 85–140, während gleichzeitig der Schwefelgehalt von 2 auf 0,04–0,10 % reduziert wird, die Verkokung um fast eine Größenordnung reduziert und der Stockpunkt gesenkt wird. Durch die Wahl der technologischen Art des Hydrocrackens ist es möglich, aus nahezu jedem Öl Grundölfraktionen mit einem hohen Viskositätsindex zu gewinnen. Beim Hydrocracken von Ölfraktionen kommt es zu Hydroisomerisierungsreaktionen normaler Alkane (Verfestigung bei höheren Temperaturen), sodass die Hydroisomerisierung den Stockpunkt senkt (aufgrund eines Anstiegs der Isoparaffine in Ölen) und eine Entparaffinierung von Ölen mit Lösungsmitteln überflüssig macht. Die Hydroisomerisierung von Kerosin-Gasölfraktionen an bifunktionellen Aluminium-Platin-Katalysatoren oder Nickel- und Wolframsulfiden an Aluminiumoxid ermöglicht die Gewinnung von Dieselkraftstoff mit einem Stockpunkt von bis zu minus 35 °C.

Hydrocracken, eine Kombination aus Reformierung und selektivem Hydrocracken, genannt Selectoforming, erhöht die Oktanzahl von Reformaten oder Raffinaten (nach Abtrennung aromatischer Kohlenwasserstoffe) um 10–15 Punkte bei einer Temperatur von etwa 360 ° C, einem Druck von 3 MPa und einem wasserstoffhaltigen Medium Gasdurchsatz von 1000 nm3/m3 Rohmaterial an einem zeolithhaltigen Katalysator mit einer Eingangsfenstergröße von 0,50–0,55 nm mit Aktivmetallen der Platingruppe, Nickel oder mit Oxiden oder Sulfiden von Molybdän und Wolfram. Durch die selektive Entfernung normaler Alkane aus Kerosin- und Dieselfraktionen wird der Stockpunkt von Flugzeug- und Dieselkraftstoffen auf minus 50–60 °C gesenkt, und der Stockpunkt von Ölen kann von 6 auf minus 40–50 °C gesenkt werden.

Die Hydrodearomatisierung ist das Hauptverfahren zur Herstellung hochwertiger Flugtreibstoffe aus Straight-Run-Rohstoffen (mit einem Arengehalt von 14–35 %) und Sekundärrohstoffen (mit einem Arengehalt von bis zu 70 %). Kerosin für Überschallflugzeuge, zum Beispiel T-6, sollte nicht mehr als 10 Mai enthalten. % aromatische Kohlenwasserstoffe. Daher erfolgt die Aufwertung der Kerosinfraktionen durch Hydrotreating im Hydrodearomatisierungsmodus. Wenn das Rohmaterial weniger als 0,2 % Schwefel und weniger als 0,001 % Stickstoff enthält, wird das Hydrocracken einstufig auf einem Platin-Zeolith-Katalysator bei einer Temperatur von 280–340 °C und einem Druck von 4 MPa mit dem Grad der Entfernung durchgeführt (Umsatz) von Arenen bis zu 75-90 %.

Bei höheren Schwefel- und Stickstoffgehalten im Rohstoff wird das Hydrocracken in zwei Stufen durchgeführt. Recycelte Rohstoffe werden unter strengeren Bedingungen bei einer Temperatur von 350–400 °C und einem Druck von 25–35 MPa verarbeitet. Hydrocracken ist ein sehr teures Verfahren (hoher Wasserstoffverbrauch, teure Hochdruckausrüstung), wird aber seit langem industriell weit verbreitet eingesetzt. Seine Hauptvorteile sind die technologische Flexibilität des Verfahrens (die Fähigkeit, auf einer Anlage unterschiedliche Zielprodukte herzustellen: Benzin-, Kerosin- und Dieselfraktionen aus einer Vielzahl von Rohstoffen: von schwerem Benzin bis zu Restölfraktionen); die Ausbeute an Kerosin steigt bei Öl von 2–3 auf 15 % und die Ausbeute an Winterdiesel von 10–15 auf 100 %; hohe Qualität der resultierenden Produkte gemäß modernen Anforderungen.

Hydrotreating-Verfahren werden häufig in der Ölraffinerie und der petrochemischen Industrie eingesetzt. Sie werden zur Herstellung von Benzin mit hoher Oktanzahl und zur Verbesserung der Qualität von Diesel-, Flugzeug- und Kesseltreibstoffen sowie Erdölen verwendet. Hydrotreating entfernt Schwefel, Stickstoff, Sauerstoffverbindungen und Metalle aus Ölfraktionen, reduziert den Gehalt an aromatischen Verbindungen und entfernt ungesättigte Kohlenwasserstoffe durch Umwandlung in andere Substanzen und Kohlenwasserstoffe. Dabei werden Schwefel, Stickstoff und Sauerstoff nahezu vollständig hydriert und in einer Wasserstoffumgebung in Schwefelwasserstoff H2S, Ammoniak NH3 und Wasser H20 umgewandelt, metallorganische Verbindungen zersetzen sich zu 75-95 % unter Freisetzung von freiem Metall, das manchmal als Katalysator fungiert Gift. Für das Hydrotreating werden verschiedene Katalysatoren verwendet, die gegen Vergiftungen durch verschiedene Gifte resistent sind. Dabei handelt es sich um Oxide und Sulfide teurer Metalle: Nickel Ni, Kobalt Co, Molybdän Mo und Wolfram W, auf Aluminiumoxid A1203 mit weiteren Zusätzen. Die meisten Hydrotreating-Prozesse verwenden Aluminium-Kobalt-Molybdän- (ACM) oder Aluminium-Nickel-Molybdän- (ANM) Katalysatoren. ANM-Katalysatoren können einen Zeolith-Zusatz (Typ G-35) enthalten. Diese Katalysatoren werden üblicherweise in Form unregelmäßiger zylindrischer Granulate mit einer Größe von 4 mm und einer Schüttdichte von 640–740 kg/m3 hergestellt. Beim Anfahren der Reaktoren werden die Katalysatoren mit einem Gasgemisch aus Schwefelwasserstoff und Wasserstoff sulfidiert (Schwefelungsprozess). ANM- und Aluminium-Kobalt-Wolfram-Katalysatoren (AKV) sind für die Tiefenhydrierung schwerer, hocharomatischer Rohstoffe, Paraffine und Öle konzipiert. Die Regeneration der Katalysatoren zum Verbrennen von Koks von der Oberfläche erfolgt bei einer Temperatur von 530 °C. Hydrotreating-Prozesse sind normalerweise auf eine Temperatur von 320–420 °C und einen Druck von 2,5–4,0, seltener 7–8 MPa beschränkt. Der Verbrauch an wasserstoffhaltigem Gas (HCG) variiert zwischen 100-600 und 1000 nm3/m3 Rohmaterial, abhängig von der Art des Rohmaterials, der Perfektion des Katalysators und den Prozessparametern.

Die Hydrobehandlung von Benzinfraktionen wird hauptsächlich bei deren Vorbereitung für die katalytische Reformierung eingesetzt. Hydrotreating-Temperatur 320–360 °C, Druck 3–5 MPa, VSG-Verbrauch 200–500 nm3/m3 Rohmaterial. Bei der Reinigung von Benzinfraktionen durch katalytisches und thermisches Cracken beträgt der Verbrauch an VSG mehr als 400–600 Nm3/m3 Rohstoffe.

Das Hydrotreating von Kerosinfraktionen wird an einem aktiveren Katalysator bei einem Druck von bis zu 7 MPa durchgeführt, um den Schwefelgehalt auf weniger als 0,1 % und aromatische Kohlenwasserstoffe auf den 10. bis 18. Mai zu reduzieren. %.

Mehr als 80–90 % der Fraktionen werden einer Hydrobehandlung von Dieselfraktionen bei einer Temperatur von 350–400 °C und einem Druck von 3–4 MPa mit einem VSG-Verbrauch von 300–600 Nm3/m3 Rohstoffen auf AKM-Katalysatoren unterzogen. der Entschwefelungsgrad erreicht 85-95 % oder mehr. Zur Erhöhung der Cetanzahl von Dieselfraktionen, die aus den Reaktionsprodukten der katalytischen und thermischen Spaltung entstehen, wird ein Teil der aromatischen Kohlenwasserstoffe an aktiven Katalysatoren bei einer Temperatur von etwa 400 °C und einem Druck von bis zu 10 MPa entfernt.

Die Hydrobehandlung von Vakuumdestillaten (Gasölen) zur Verwendung als Rohstoffe für katalytisches Cracken, Hydrocracken und Verkoken (zur Herstellung von Koks mit niedrigem Schwefelgehalt) wird bei einer Temperatur von 360–410 °C und einem Druck von 4–5 MPa durchgeführt. In diesem Fall wird eine Entschwefelung von 90–94 % erreicht, der Stickstoffgehalt wird um 20–25 %, der Metallgehalt um 75–85, der Arene um 10–12 und die Verkokungsfähigkeit um 65–70 % reduziert.

Hydrotreating von Ölen und Paraffinen. Das Hydrotreating von Grundölen ist weiter fortgeschritten als die klassische Schwefelsäurereinigung mit Kontaktnachbehandlung von Ölen. Das Hydrotreating von Ölen wird an AKM- und ANM-Katalysatoren bei einer Temperatur von 300–325 °C und einem Druck von 4 MPa durchgeführt. Durch die Hydrobehandlung von Ölen auf einem Aluminium-Molybdän-Katalysator mit Promotoren kann die Temperatur auf 225–250 °C und der Druck auf 2,7–3,0 MPa gesenkt werden. Die Hydrobehandlung von Paraffinen, Ceresinen und Vaseline wird durchgeführt, um den Gehalt an Schwefel, harzigen Verbindungen und ungesättigten Kohlenwasserstoffen zu reduzieren und die Farbe und Stabilität (wie bei Ölen) zu verbessern. Der Prozess mit AKM- und ANM-Katalysatoren ähnelt dem Hydrotreating von Ölen. Es wurden auch sulfidierte Aluminium-Chrom-Molybdän- und Nickel-Wolfram-Eisen-Katalysatoren verwendet.

Hydrotreating von Ölrückständen. Es wird normalerweise am 45. und 55. Mai aus Öl gewonnen. % der Rückstände (Heizöle und Teere), die große Mengen an Schwefel-, Stickstoff- und metallorganischen Verbindungen, Harzen, Asphaltenen und Asche enthalten. Um diese Rückstände in die katalytische Verarbeitung einzubeziehen, ist eine Reinigung der Ölrückstände erforderlich. Die Hydrobehandlung von Erdölrückständen wird manchmal als Hydrodesulfurierung bezeichnet, obwohl dabei nicht nur Schwefel, sondern auch Metalle und andere unerwünschte Verbindungen entfernt werden. Die Hydrodesulfurierung von Heizöl wird bei einer Temperatur von 370–430 °C und einem Druck von 10–15 MPa auf AKM-Katalysatoren durchgeführt. Die Ausbeute an Heizöl mit einem Schwefelgehalt von bis zu 0,3 % beträgt 97-98 %. Gleichzeitig werden Stickstoff, Harze und Asphaltene entfernt und es kommt zu einer teilweisen Aufwertung der Rohstoffe. Das Hydrotreating von Teeren ist eine komplexere Aufgabe als das Hydrotreating von Heizölen, da eine erhebliche Entmetallisierung und Entasphaltierung des Teers entweder vorab oder direkt während des Hydrodesulfurierungsprozesses erreicht werden muss. An Katalysatoren werden besondere Anforderungen gestellt, da herkömmliche Katalysatoren aufgrund großer Koks- und Metallablagerungen schnell an Aktivität verlieren. Wenn bei der Regeneration Koks ausgebrannt wird, vergiften einige Metalle (Nickel, Vanadium usw.) die Katalysatoren und ihre Aktivität wird bei der oxidativen Regeneration normalerweise nicht wiederhergestellt. Daher sollte die Hydrodemetallisierung von Rückständen vor dem Hydrotreating erfolgen, was es ermöglicht, den Verbrauch an Hydrotreating-Katalysatoren um das 3- bis 5-fache zu reduzieren.

Festbett-Hydrocrack- und Hydrotreating-Reaktoren sind weit verbreitet und ähneln im Design weitgehend den katalytischen Reformierungsreaktoren. Der Reaktor ist ein zylindrischer vertikaler Apparat mit kugelförmigen Böden mit einem Durchmesser von 2–3 bis 5 m und einer Höhe von 10–24 und sogar 40 m. Bei hohen Prozessdrücken erreicht die Wandstärke 120–250 mm. Typischerweise wird ein einzelnes Katalysatorfestbett verwendet. Aufgrund der Freisetzung großer Wärmemengen bei exothermen Hydrocracking-Reaktionen ist es jedoch manchmal erforderlich, den Reaktorinnenraum durch Einleiten von Kältemittel in jede Zone zu kühlen. Dazu wird das Reaktorvolumen in 2–5 Zonen (Sektionen) unterteilt, die jeweils über einen Stützrost zum Einfüllen des Katalysators, seitliche Armaturen zum Be- und Entladen des Katalysators sowie Verteilervorrichtungen für das Dampf-Gas-Gemisch verfügen als Armaturen und Verteiler zur Einleitung des Kühlmittels – kaltes zirkulierendes Gas zur Abführung der Reaktionswärme und Regulierung der erforderlichen Temperatur entlang der Höhe des Reaktors. Die Katalysatorschicht eines einteiligen Reaktors hat eine Höhe von bis zu 3–5 m oder mehr und in mehrteiligen Reaktoren eine Höhe von bis zu 5–7 m oder mehr. Das Rohmaterial gelangt durch die obere Armatur in die Apparatur, und die Reaktionsprodukte verlassen den Reaktor durch die untere Armatur und passieren spezielle Netzpakete und Porzellankugeln, um den Katalysator zurückzuhalten. Oben im Reaktor sind Filtervorrichtungen (ein System aus perforierten Düsen und Metallnetzen) installiert, um Korrosionsprodukte aus dem Dampf-Gas-Einsatzmaterial aufzufangen. Bei Hochdruckgeräten (10-32 MPa) werden besondere Anforderungen an die Gestaltung des Gehäuses und der Innengeräte gestellt.

Die Regeneration der Katalysatoren erfolgt durch oxidatives Verbrennen von Koks. Die Regeneration ähnelt in vielerlei Hinsicht der Regeneration katalytischer Reformierungskatalysatoren, weist jedoch auch eigene Merkmale auf. Nach dem Trennen des Reaktors vom Rohmaterial den Druck reduzieren und auf Zirkulation mit VSG umstellen. Waschen Sie den Katalysator bei schweren Rohstoffen mit Lösungsmitteln, Benzin oder Dieselkraftstoff bei einer Temperatur von 200–300 °C. Anschließend wird das VSG durch ein Inertgas (Wasserdampf) ersetzt. Bei der Gas-Luft-Regeneration ähnelt der Prozess der Regeneration von Reformierungskatalysatoren. Bei der Dampf-Luft-Regeneration wird das System zunächst mit Inertgas gespült, bis der Restwasserstoffgehalt nicht mehr als 0,2 Vol.-% beträgt. %, dann wird das Inertgas durch Wasserdampf ersetzt und unter Bedingungen, die eine Kondensation von Wasserdampf ausschließen (Temperatur am Ofenaustritt 300-350 °C, Druck im Reaktor ca. 0,3 MPa), in den Schornstein eines Rohrofens abgeleitet. Anschließend wird der Katalysator durch Verbrennen von Koks bei einer Sauerstoffkonzentration in der Mischung von nicht mehr als 0,1 Vol. auf eine Temperatur von 370–420 °C erhitzt. % Zunehmender Luftstrom bei einer Sauerstoffkonzentration von bis zu 1,0-1,5 Vol. % steigt die Katalysatortemperatur auf 500-520 °C (jedoch nicht höher als 550 °C). Durch Überwachung der Abnahme der CO2-Konzentration in den Rauchgasen wird entschieden, die Regeneration zu stoppen. Diese ist abgeschlossen, wenn der Sauerstoffgehalt in den Rauchgasen nahe an den Sauerstoffgehalt in der Mischung am Einlass des Reaktors herankommt. Die Dampf-Luft-Regeneration ist einfacher und erfolgt bei niedrigen Drücken von maximal 0,3 MPa unter Verwendung von Wasserdampf aus dem Anlagennetz. Wasserdampf wird mit Luft vermischt und über einen Rohrofen dem Reaktor zugeführt; Rauchgase werden in den Schornstein des Rohrofens abgeleitet.

Industrielle Hydrotreating- und Hydrocracking-Anlagen. Typische Installationen der Zeit 1956-1965. Für das Hydrotreating von Dieselkraftstoffen wurden zweistufige Anlagen mit einer Kapazität von 0,9 Millionen Tonnen Rohstoffen/Jahr, Typ L-24-6, eingesetzt; das Hydrotreating von Benzinfraktionen wurde in separaten Einheiten mit einer Kapazität von 0,3 Millionen Tonnen durchgeführt Rohstoffe/Jahr. 1965-1970 Es wurden Hydrotreating-Einheiten für verschiedene Destillatfraktionen mit einer Kapazität von 1,2 Millionen Tonnen/Jahr, Typ L-24-7, LG-24-7, LCh-24-7, eingeführt. Benzinfraktionen wurden in Blöcken kombinierter Reformierungseinheiten mit einer Kapazität von 0,3 und 0,6 Millionen Tonnen/Jahr gereinigt. Kerosinfraktionen wurden in zuvor für diese Zwecke ausgestatteten Hydrotreating-Einheiten für Dieselkraftstoff gereinigt. Seit 1970 wurden in großem Umfang vergrößerte Anlagen verschiedener Typen und Zwecke eingeführt – sowohl eigenständige Anlagen des Typs J1-24-9 und J14-24-2000 als auch als Teil kombinierter JlK-bu-Anlagen (Abschnitt 300) mit einer Kapazität von 1 bis 2 Millionen Tonnen/Jahr. Die technologischen Schemata für das Hydrotreating von Flug- und Dieselkraftstoffen ähneln in vielerlei Hinsicht dem Schema für die Hydrotreating-Einheit für Benzinfraktionen – den Rohstoff für katalytische Reformierungseinheiten.

Anlagen zur Hydrodesulfurierung von Kesselbrennstoffen, Heizölen und Teeren des Typs 68-6 werden in Reaktoren mit dreiphasigem Wirbelbett betrieben. Die Kapazität der Anlage kann je nach Rohstoff zwischen 1,25 Millionen Tonnen/Jahr schwefelhaltigem Teer und 2,5 Millionen Tonnen/Jahr schwefelhaltigem Heizöl variieren. Der Prozessdruck beträgt 15 MPa, die Temperatur 360–390 °C, der VSG-Verbrauch beträgt 1000 nm3/m3 Rohmaterial. Der AKM-Katalysator wird in Form extrudierter Partikel mit einem Durchmesser von 0,8 mm und einer Höhe von 3–4 mm eingesetzt. Der Katalysator im Reaktor wird nicht regeneriert, sondern alle 2 Tage in kleinen Mengen entnommen und durch eine frische Portion ersetzt. Der Reaktorbehälter ist mehrschichtig mit einer Wandstärke von 250 mm, das Reaktorgewicht beträgt etwa 800 Tonnen.

Hier sind die Namen der Hydrocracking- und Hydrotreating-Verfahren ausländischer Unternehmen:

Moderne Hydrierungsverfahren der Union Oil Company: das Unicracking/DP-Verfahren, das zwei nacheinander arbeitende Hydrotreating- und selektive Hydrodeparaffinierungsreaktoren zur Verarbeitung von Rohstoffen – Dieselfraktionen und Vakuumgasölen – zur Herstellung von Dieselkraftstoff mit geringer Verfestigung (Pourpoint manchmal bis zum Minus) umfasst 80 °C) mit 0,002 % Schwefel, weniger als 10 % Aromaten auf NS-K- und NS-80-Katalysatoren mit einer Feed-Umwandlung von 20 %; Unicracking-Prozess mit teilweiser Umwandlung von 80 % der Rohstoffe – Vakuumgasöle zur Herstellung von Dieselkraftstoff mit 0,02 % Schwefel, weniger als 10 % Aromaten auf dem NS-K-Vorhydrotreating-Katalysator und einem verbesserten Zeolithkatalysator DHC-32, der Prozess kann auch in der Arbeitsraffinerie mit Benzinoption im Rahmen der Vorbereitung von Rohstoffen für das katalytische Cracken eingesetzt werden; Unicracking-Prozess mit vollständiger 100-prozentiger Rohstoffumwandlung – Vakuumgasöle mit einem Endsiedepunkt von 550 °C zur Herstellung umweltfreundlicher Düsen- und Dieselkraftstoffe mit 0,02 % Schwefel, 4 und 9 % Aromaten auf einem amorphen kugelförmigen Katalysator DHC-8 ( Der Betriebszyklus des Katalysators beträgt 2-3 Jahre, wodurch eine maximale Ausbeute an hochwertigen Destillaten, insbesondere Dieselkraftstoffen, gewährleistet wird. das „Unisar“-Verfahren mit einer Umwandlung von 10 % auf dem neuen AS-250-Katalysator zur effektiven Reduzierung des Aromatengehalts um bis zu 15 % in Flugzeug- und Dieselkraftstoffen (Hydrodearomatisierung), besonders empfohlen für die Herstellung von Dieselkraftstoffen aus schwer zu raffinierenden Rohölen Materialien wie leichte Gasöle aus katalytischem Cracken und Verkoken; AN-Unibon-Verfahren der Firma UOP zum Hydrotreating und Hydrofining von Dieselkraftstoffen des Typs AR-10 und AR-10/2 (zweistufig) auf einen Schwefelgehalt von 0,01 Gew.-%. % und Aromastoffe bis 10 Vol. % mit einer Cetanzahl von 53 bei Prozessdrücken von 12,7 und 8,5 MPa (zweistufig).

Zur Neuformulierung (kontrollierte Hydroverarbeitung) von Ölrückständen in der weltweiten Praxis werden insbesondere folgende Verfahren eingesetzt: Hydrotreating – das RCD Unionfining-Verfahren der Union Oil Company zur Reduzierung des Gehalts an Schwefel, Stickstoff, Asphaltenen, Metallen und zur Reduzierung der Verkokungseigenschaften von Restrohstoffen (Vakuumrückstände und Asphalte in Entasphaltierungsprozessen) zur Gewinnung von hochwertigem schwefelarmen Kesselbrennstoff oder zur Weiterverarbeitung beim Hydrocracken, Verkoken, katalytischen Cracken von Restrohstoffen; Hydrotreating – das RDS/VRDS-Verfahren von Chevron ähnelt im Zweck dem vorherigen Verfahren; es verarbeitet Rohstoffe mit einer Viskosität bei 100 °C von bis zu 6000 mm2/s mit einem Metallgehalt von bis zu 0,5 g/kg (für Tief). Hydrodemetallisierung von Rohstoffen), es kommt die On-the-fly-Katalysatoraustauschtechnologie zum Einsatz, die es ermöglicht, den Katalysator aus dem Reaktor zu entladen und durch einen neuen zu ersetzen, während der normale Betrieb in Parallelreaktoren aufrechterhalten wird, was eine Verarbeitung sehr ermöglicht schwere Rohstoffe mit einer Installationsdauer von mehr als einem Jahr; Hydrovisbreaking – das „Aqvaconversion“-Verfahren der Firmen „Intevep SA“, „UOP“, „Foster Wheeler“ sorgt für eine deutliche Reduzierung der Viskosität (stärker im Vergleich zum Visbreaking) schwerer Kesselbrennstoffe bei einer höheren Rohstoffumwandlung und auch ermöglicht die Gewinnung von Wasserstoff aus Wasser unter basischen Bedingungen, indem in das Rohmaterial zusammen mit Wasser (Dampf) eine Zusammensetzung aus zwei Katalysatoren auf Basis unedler Metalle eingebracht wird; Hydrocracken – das „LC-Fining“-Verfahren der Firmen „ABB Lummus“, „Oxy Research“, „British Petroleum“ zur Entschwefelung, Entmetallisierung, Reduzierung der Verkokung und Umwandlung von atmosphärischen und Vakuumrückständen mit einer Rohstoffumwandlung von 40- 77 %, Entschwefelungsgrad 60–90 %, vollständige Entmetallisierung 50–98 % und Reduzierung der Verkokung um 35–80 %, während der Katalysator im Reaktor durch einen aufsteigenden Fluss der Rohmaterialflüssigkeit (z. B B. Teer) gemischt mit Wasserstoff; Hydrocracken – das „H-Öl“-Verfahren (Abb. 2.23) zur Hydroverarbeitung von Rest- und schweren Rohstoffen wie Teer in zwei oder drei Reaktoren mit suspendiertem Katalysatorbett; während des Prozesses kann der Katalysator hinzugefügt und entfernt werden aus dem Reaktor, wobei seine Aktivität und der Umwandlungsgrad des Teers zwischen 30 und 80 % aufrechterhalten werden; Hydroraffinierung von Restrohstoffen – Das Nusop-Verfahren von Shell nutzt alle Bunkerreaktoren (einen oder mehrere, abhängig vom Metallgehalt des Rohmaterials) mit einem beweglichen Katalysatorbett, um den Katalysator in den Reaktoren ständig zu aktualisieren (0,5–2,0 % des Gesamtkatalysators pro Jahr). Tag. ), in diesem Fall können nach Bunkerreaktoren auch zwei Reaktoren mit festem Katalysatorbett eingesetzt werden; bei Bedarf wird ein Hydrocracking-Reaktor zur Erhöhung der Rohstoffumwandlung für Prozessdrücke von 10-20 MPa und Temperaturen in das Schema einbezogen von 370-420 °C (Abb. 2.24).

Die wichtigste Errungenschaft der letzten Jahre in der Technologie zur Herstellung von schwefelfreien, niedrig erstarrenden Flug- und Dieselkraftstoffen sowie Grundölen mit hohem Index ist die Entwicklung von Hydrierungsprozessen namens „Isocracking“, die von Chevron-Unternehmen gemeinsam mit ABB entwickelt wurden.

Lummus“, die Hydrocracken mit einer Umwandlung von 40–60 % (Öl), 50–60, 70–80 oder 100 % (Diesel) von Vakuumgasölen 360–550 °C oder schweren Vakuumgasölen 420–570 °C durchführen C, Reduzieren Sie den Schwefelgehalt auf 0,01–0,001 % (Dieselkraftstoff) oder bis zu 0,005 % (Öl), bringen Sie den Aromatengehalt je nach Katalysatormarke (amorpher Zeolith oder Zeolith) auf 1–10 % ICR-117, 120, 139, 209 usw., die Anzahl der Reaktionsstufen (eine oder zwei), der Druck in den Reaktoren (weniger als 10 oder mehr als 10 MPa), die Verwendung von Recyclingsystemen und führt auch eine selektive Hydroisomerisierung von n- durch. Paraffine. Dieses Verfahren ermöglicht im Modus mit Hydroisodeparaffinierung die Verarbeitung schwerer Vakuumgasöle mit maximaler Ausbeute an Schmierölen mit hohem Index (IV = 110–130) bei gleichzeitiger Herstellung von Dieselkraftstoffen mit geringer Verfestigung. Im Gegensatz zur Hydrodeparaffinierung, bei der n-Paraffine entfernt werden, werden sie bei diesem Verfahren hydroisomerisiert. Eine markante Modifikation des Hydrocrackens (mit hohem Umwandlungsgrad) in den letzten Jahren ist der Einsatz zusätzlicher technologischer Lösungen zur Entfernung schwerer mehrkerniger Aromaten (HMA) aus der Recyclingflüssigkeit (Heißabtrennung, selektive Adsorption von TMA usw.). Hydrocracking-Systeme mit Recycling. Während des Betriebs gebildetes TMA (Aromaten mit 11 oder mehr Ringen) ist in kommerziellen Produkten unerwünscht; es verringert die Effizienz des Katalysators, schlägt sich auf den kälteren Oberflächen von Geräten und Rohrleitungen nieder und stört die Funktion der Anlage.

PJSC Orsknefteorgsintez oder Orsky Refinery ist Teil der industriellen und finanziellen SAFMAR-Gruppe von Mikhail Gutseriev. Das Werk ist in der Region Orenburg tätig und versorgt die Region und die umliegenden Gebiete mit Erdölprodukten – Kraftstoff, Heizöl und Bitumen. Seit einigen Jahren wird das Unternehmen umfassend modernisiert, wodurch das Werk noch viele Jahre lang zu den Spitzenreitern der Ölraffineriebranche zählen wird.

Derzeit hat die Raffinerie Orsk mit dem Teststart der bedeutendsten der neu errichteten Anlagen, des Hydrocracking-Komplexes, begonnen. Bis Juni waren in dieser Anlage die Bau-, Installations- und Inbetriebnahmearbeiten „im Leerlauf“ sowie die Fehlerbehebung und Einstellung der Ausrüstung „unter Last“ abgeschlossen. Die Gesamtinvestition in den Bau dieses Komplexes wird mehr als 43 Milliarden Rubel betragen; zur Finanzierung des Projekts werden sowohl Eigen- als auch Fremdmittel verwendet.

In naher Zukunft werden Rohstoffe für die Installation angenommen und das Debuggen aller Prozesse zur Herstellung von Produkten wird beginnen. Der Testmodus ist notwendig, um das technologische Regime in allen Anlagen des Hydrocracking-Komplexes zu testen, Produkte von angemessener Qualität zu erhalten und unter anderem auch, um die vom Lizenzgeber Shell Global Solutions International B.V. festgelegten Garantieindikatoren zu bestätigen. (Hülse)

Die Anpassung des Modus erfolgt durch die ONOS-Abteilungen unter Einbindung der beauftragten Auftragnehmer und im Beisein eines Vertreters des Lizenzgebers Shell. Der Hauptaktionär von ONOS, ForteInvest, plant, den Testbetrieb abzuschließen und die Anlage im Juli dieses Jahres in den kommerziellen Betrieb zu bringen. Trotz der schwierigen wirtschaftlichen Lage im Land ist der Bau des Hydrocracking-Komplexes daher in einem äußerst kurzen Zeitrahmen geplant – die ersten Arbeiten an dem Projekt begannen Mitte 2015, und das Hydrocracken wird seine geplante Kapazität etwa 33 Monate später erreichen Beginn des Projekts.

Die Inbetriebnahme der Modernisierungsanlagen wird die Raffinerie Orsk auf ein neues Raffinationsniveau bringen und es ihr ermöglichen, ihre Tiefe auf 87 % zu erhöhen. Die Auswahl an Leichtölprodukten wird auf 74 % steigen. Als Ergebnis dieser Phase des Modernisierungsprogramms wird sich die Produktpalette des Unternehmens ändern: Vakuumgasöl wird kein kommerzielles Produkt mehr sein, da es zu einem Rohstoff für eine Hydrocracking-Anlage wird; Die Produktion von Flugkerosin und Euro-5-Dieselkraftstoff wird deutlich steigen.

Die Aktionäre der Orsker Ölraffinerie legen großen Wert auf die langfristige Entwicklung des Unternehmens. Die seit 2012 laufende weltweite Modernisierung der Produktion ist nicht nur für das Unternehmen, sondern auch für die Region von großer Bedeutung, da das Werk zu den stadtbildenden Unternehmen von Orsk gehört. Derzeit arbeiten in der Raffinerie etwa 2,3 Tausend Menschen – Einwohner der Stadt und der umliegenden Dörfer. Die Erneuerung der Produktion ist für den sozialen Bereich der Stadt von großer Bedeutung – es geht um die Schaffung neuer Arbeitsplätze, eine Erhöhung der Zahl qualifizierter Arbeitskräfte in der Produktion und damit um eine Erhöhung des gesamten Lebensstandards des Werks und der Stadt Arbeitskräfte.

PJSC „Orsknefteorgsintez“‒ eine Ölraffinerie mit einer Kapazität von 6 Millionen Tonnen pro Jahr. Die Bandbreite der technologischen Prozesse des Werks ermöglicht die Herstellung von etwa 30 verschiedenen Produkttypen. Dazu gehören Motorenbenzin der Klassen 4 und 5; RT-Flugzeugtreibstoff; Dieselkraftstoff der Sommer- und Wintertypen der Klassen 4 und 5; Straßen- und Baubitumen; Heizöle. Im Jahr 2017 belief sich das Volumen der Ölraffinierung auf 4 Millionen 744 Tausend Tonnen.

Der Hydrocracking-Komplex umfasst eine Hydrocracking-Einheit, eine Schwefelproduktionseinheit mit Granulations- und Verladeeinheit, eine chemische Wasseraufbereitungseinheit, eine Wasserrecyclingeinheit und die Stickstoffstation Nr. 2. Der Bau des Vakuum-Gasöl-Hydrokrackkomplexes begann im Jahr 2015, die Inbetriebnahme ist für Sommer 2018 geplant.

Hydrocracken ist ein katalytischer Prozess zur Verarbeitung von Erdöldestillaten und -rückständen bei moderaten Temperaturen und erhöhten Wasserstoffdrücken an polyfunktionellen Katalysatoren mit hydrierenden und sauren Eigenschaften (und in Verfahren des selektiven Hydrocrackens und Siebeffekts).

Hydrocracken ermöglicht die Gewinnung einer breiten Palette hochwertiger Erdölprodukte (verflüssigte Gase C 3 -C 4 , Benzin, Flug- und Dieselkraftstoffe, Ölkomponenten) mit hohen Ausbeuten aus nahezu jedem Erdölrohstoff durch Auswahl geeigneter Katalysatoren und technologischer Bedingungen und ist eines der kosteneffizienten, flexiblen und Verfahren, die die Ölraffinierung vertiefen.

1. Leichtes Hydrocracken von Vakuumgasöl

Aufgrund des stetigen Trends eines beschleunigten Wachstums der Nachfrage nach Dieselkraftstoff im Vergleich zu Motorbenzin im Ausland wurde seit 1980 mit der industriellen Umsetzung von Light Hydrocracking-Anlagen (LHC) von Vakuumdestillaten begonnen, die die Produktion erheblicher Mengen Dieselkraftstoff ermöglichen gleichzeitig mit schwefelarmen Rohstoffen für das katalytische Cracken. Die Einführung von JIGC-Verfahren erfolgte zunächst durch den Umbau bisher betriebener Hydrodesulfurierungsanlagen für katalytische Crackrohstoffe, dann durch den Bau speziell konzipierter neuer Anlagen.

Die heimische Technologie des LGK-Verfahrens wurde Anfang der 1970er Jahre am Allrussischen Wissenschaftlichen Forschungsinstitut NP entwickelt, hat jedoch noch keine industrielle Umsetzung erfahren.

Vorteile des LHA-Verfahrens gegenüber der Hydrodesulfurierung:

Hohe technologische Flexibilität, die je nach Bedarf an Kraftstoffen eine einfache Änderung (Anpassung) des Verhältnisses von Dieselkraftstoff zu Benzin im Modus der maximalen Umwandlung in Dieselkraftstoff oder der Tiefenentschwefelung ermöglicht, um die maximale Menge an Rohstoffen für das katalytische Cracken zu erhalten ;

Durch die Produktion von Dieselkraftstoff durch LGK wird die Kapazität der katalytischen Crackanlage entsprechend entlastet, was die Einbeziehung anderer Rohstoffquellen in die Verarbeitung ermöglicht.

Der inländische einstufige LGC-Prozess von Vakuumgasöl mit 350 bis 500 °C wird an einem ANMC-Katalysator bei einem Druck von 8 MPa, einer Temperatur von 420 bis 450 °C und einem Volumenstrom des Rohöls durchgeführt Material von 1,0...1,5 h -1 und einem VSG-Umwälzverhältnis von ca. 1200 m 3 /m 3 .

Bei der Verarbeitung von Rohstoffen mit hohem Metallgehalt wird das LGK-Verfahren ein- oder zweistufig in einem Mehrschichtreaktor unter Verwendung von drei Katalysatortypen durchgeführt: weitporig für die Hydrodemetallisierung (T-13), mit hoher Hydrodesulfurierungsaktivität (GO-116). ) und zeolithhaltig zum Hydrocracken (GK-35 ). Im LGC-Verfahren von Vakuumgasöl ist es möglich, bis zu 60 % Sommerdiesel mit einem Schwefelgehalt von 0,1 % und einem Stockpunkt von 15 °C zu gewinnen (Tabelle 8.20).

Der Nachteil des einstufigen LGK-Verfahrens ist der kurze Arbeitszyklus (3...4 Monate). Die folgende Version des Prozesses, die am Allrussischen Wissenschaftlichen Forschungsinstitut NP entwickelt wurde, ist ein zweistufiges LGK mit einem Regenerationszyklus von 11 Monaten. - empfohlen für die Kombination mit der katalytischen Crackanlage Typ G-43-107u.

Hydrocracken von Vakuumdestillat bei 15 MPa

Hydrocracken ist ein wirksames und äußerst flexibles katalytisches Verfahren, das eine umfassende Lösung des Problems der Tiefenverarbeitung von Vakuumdestillaten (GVD) bei der Herstellung einer breiten Palette von Motorkraftstoffen gemäß den modernen Anforderungen und Bedürfnissen bestimmter Kraftstoffe ermöglicht.

Einstufiges Vakuumdestillat-Hydrocrackverfahren wird in einem Mehrschichtreaktor (bis zu fünf Schichten) mit mehreren Katalysatortypen durchgeführt. Um sicherzustellen, dass der Temperaturgradient in jeder Schicht 25 °C nicht überschreitet, ist zwischen den einzelnen Katalysatorschichten ein Kühl-VSG (Quenching) vorgesehen und Kontaktverteilungsvorrichtungen installiert, die einen gleichmäßigen Wärme- und Stoffübergang zwischen dem Gas und der Reaktionsströmung gewährleisten Verteilung des Gas-Flüssigkeits-Stroms über die Katalysatorschicht. Der obere Teil des Reaktors ist mit Absorbern für kinetische Strömungsenergie, Netzkästen und Filtern zum Auffangen von Korrosionsprodukten ausgestattet.

In Abb. Abbildung 8.15 zeigt ein schematisches Flussdiagramm eines von zwei parallelen Betriebsabschnitten der einstufigen 68-2k-Vakuumdestillat-Hydrocrackanlage (mit einer Kapazität von 1 Million Tonnen/Jahr für die Dieselversion oder 0,63 Millionen Tonnen/Jahr für die Produktion von). Kerosin).

Rohstoffe (350...500 °C) und recycelte Hydrocrackrückstände werden mit VSG vermischt, zunächst in Wärmetauschern und dann in einem Ofen erhitzt P-1 auf Reaktionstemperatur gebracht und den Reaktoren zugeführt R-1 (R-2 usw.). Das Reaktionsgemisch wird in Rohstoffwärmetauschern, dann in Luftkühlern abgekühlt und bei einer Temperatur von 45...55°C einem Hochdruckabscheider zugeführt S-1, wobei eine Trennung in VSG und eine instabile Hydrierung stattfinden. VSG nach Reinigung von H 2 S im Absorber K-4 Der Kompressor wird zur Umwälzung versorgt.

Das instabile Hydrogenat wird durch ein Druckminderventil zu einem Niederdruckabscheider geleitet S-2, wo ein Teil der Kohlenwasserstoffgase abgetrennt wird und der Flüssigkeitsstrom über Wärmetauscher in die Stabilisierungskolonne geleitet wird K-1 zum Destillieren von Kohlenwasserstoffgasen und Leichtbenzin.

Das stabile Hydrogenat wird in einer atmosphärischen Kolonne weiter aufgetrennt K-2 für schweres Benzin, Dieselkraftstoff (durch eine Strippkolonne). K-3) und eine Fraktion >360 °C, von der ein Teil als Recycling dienen kann und der Rest als Rohstoff für die Pyrolyse, als Grundlage für Schmieröle usw. dienen kann.

In der Tabelle In Abb. 8.21 zeigt die Stoffbilanz der ein- und zweistufigen HCVD mit Rezirkulation des Hydrocrackrückstands (Prozessmodus: Druck 15 MPa, Temperatur 405...410 °C, Volumenstrom der Rohstoffe 0,7 h -1, Zirkulationsrate von VSG 1500 m 3 /m 3 ).

Die Nachteile von Hydrocracking-Verfahren sind ihr hoher Metallverbrauch, hohe Kapital- und Betriebskosten sowie die hohen Kosten der Wasserstoffanlage und des Wasserstoffs selbst.

Vielmehr wird in Shakespeares Macbeth der Zusammenhang der Dinge unterbrochen

Hydrocracken ist ein Verfahren einer späteren Generation als katalytisches Cracken und katalytische Reformierung und erfüllt daher die gleichen Aufgaben effizienter wie diese beiden Verfahren. Durch Hydrocracken kann die Ausbeute an Benzinkomponenten erhöht werden, in der Regel durch die Umwandlung von Ausgangsstoffen wie Gasöl. Die auf diese Weise erreichte Qualität der Benzinkomponenten ist nicht erreichbar, wenn man Gasöl erneut dem Crackprozess, in dem es gewonnen wurde, zuführt. Hydrocracken ermöglicht auch die Umwandlung von schwerem Gasöl in leichte Destillate (Flugzeug- und Dieselkraftstoff). Und was vielleicht am wichtigsten ist: Beim Hydrocracken fallen keine schweren, nicht destillierbaren Rückstände (Koks, Pech oder Bodenprodukte) an, sondern nur leicht siedende Fraktionen.

Technologischer Prozess

Das Wort Hydrocracken lässt sich sehr einfach erklären. Dabei handelt es sich um katalytisches Cracken in Gegenwart von Wasserstoff. Die Kombination von Wasserstoff, einem Katalysator und der entsprechenden Prozessführung ermöglicht das Cracken von minderwertigem Leichtgasöl, das in anderen Crackanlagen entsteht und teilweise als Bestandteil von Dieselkraftstoff verwendet wird. Die Hydrocracking-Anlage produziert hochwertiges Benzin.

Denken Sie einen Moment darüber nach, wie vorteilhaft der Hydrocracking-Prozess sein kann. Sein wichtigster Vorteil ist die Möglichkeit, die Raffineriekapazität von der Produktion großer Benzinmengen (bei laufendem Hydrocracker) auf die Produktion großer Mengen Dieselkraftstoff (bei ausgeschaltetem Hydrocracker) umzustellen.

Der bekannte Witz eines Sporttrainers, der über den Transfer seines Spielers zur gegnerischen Mannschaft abfällig erklärt: „Ich denke, das wird beide Mannschaften stärken“, trifft weitgehend auf das Hydrocracken zu. Hydrocracken verbessert die Qualität sowohl der Benzinkomponenten als auch des Destillats. Es verbraucht die schlechtesten Destillatbestandteile und erzeugt einen Benzinbestandteil von überdurchschnittlicher Qualität.

Ein weiterer zu beachtender Punkt ist, dass beim Hydrocracken erhebliche Mengen an Isobutan entstehen, was für die Kontrolle der Ausgangsmaterialmenge im Alkylierungsprozess nützlich ist.

Heutzutage werden etwa zehn verschiedene Arten von Hydrocrackern verwendet, die jedoch alle dem typischen Design, das im nächsten Abschnitt beschrieben wird, sehr ähnlich sind.

Glücklicherweise sind Hydrocracking-Katalysatoren weniger wertvoll und teuer als Katalysatoren. Typischerweise handelt es sich hierbei um Schwefelverbindungen mit Kobalt, Molybdän oder Nickel (CoS, MoS2, NiS) und Aluminiumoxid. (Sie haben sich wahrscheinlich schon lange gefragt, warum diese Metalle überhaupt benötigt werden.) Anders als beim katalytischen Cracken, aber ebenso wie beim katalytischen Reformieren, befindet sich der Katalysator in Form eines Festbetts. Wie die katalytische Reformierung wird auch das Hydrocracken meist in zwei Reaktoren durchgeführt, wie in der Abbildung dargestellt.

Das Ausgangsmaterial wird mit Wasserstoff gemischt, auf 290–400 °C (550–750 °F) erhitzt und bei 1200–2000 psi (84–140 atm) unter Druck gesetzt und zum ersten Reaktor geleitet. Während des Durchgangs durch das Katalysatorbett werden etwa 40–50 % des Ausgangsmaterials gecrackt

Produkte mit benzinähnlichen Siedepunkten (Siedepunkt bis 200 °C (400 °F)).

Katalysator und Wasserstoff ergänzen sich auf verschiedene Weise. Zunächst erfolgt das Cracken am Katalysator. Damit das Cracken weitergeht, ist Wärme erforderlich, d. h. es handelt sich um einen endothermen Prozess. Gleichzeitig reagiert Wasserstoff mit den beim Cracken entstehenden Molekülen, sättigt diese und erzeugt Wärme. Mit anderen Worten, diese Reaktion, Hydrierung genannt, ist exotherm. Somit liefert Wasserstoff die für das Cracken erforderliche Wärme.

Ein weiterer Aspekt, in dem sie sich gegenseitig ergänzen, ist die Bildung von Isoparaffinen. Beim Cracken entstehen Olefine, die sich miteinander zu Normalparaffinen verbinden können. Durch die Hydrierung werden die Doppelbindungen schnell abgesättigt, wodurch häufig Isoparaffine entstehen und somit die Vermehrung unerwünschter Moleküle verhindert wird (die Oktanzahlen von Isoparaffinen sind höher als bei Normalparaffinen).

Wenn das Kohlenwasserstoffgemisch den ersten Reaktor verlässt, wird es abgekühlt, verflüssigt und durch einen Abscheider geleitet, um den Wasserstoff abzutrennen. Wasserstoff wird erneut mit dem Rohmaterial vermischt und dem Prozess zugeführt, und die Flüssigkeit wird der Destillation zugeführt. Die im ersten Reaktor anfallenden Produkte werden in einer Destillationskolonne getrennt und je nach gewünschtem Ergebnis (Benzinkomponenten, Kerosin oder Gasöl) ein Teil davon abgetrennt. Die Kerosinfraktion kann als Seitenstrom abgetrennt oder zusammen mit Gasöl als Destillationsrückstand belassen werden.

Der Destillationsrückstand wird erneut mit einem Wasserstoffstrom vermischt und in den zweiten Reaktor gegeben. Da dieser Stoff im ersten Reaktor bereits hydriert, gecrackt und reformiert wurde, läuft der Prozess im zweiten Reaktor strenger ab (höhere Temperaturen und Drücke). Wie die Produkte der ersten Stufe wird das Gemisch, das den zweiten Reaktor verlässt, vom Wasserstoff getrennt und der Fraktionierung zugeführt.

Stellen Sie sich die Ausrüstung vor, die für einen Prozess erforderlich ist, der bei 2000 psi (140 atm) und 400 °C abläuft. Die Wandstärke eines Stahlreaktors erreicht manchmal cm. Das Hauptproblem besteht darin, zu verhindern, dass die Rissbildung außer Kontrolle gerät. Da der Gesamtprozess endotherm ist, ist ein schneller Temperaturanstieg und ein gefährlicher Anstieg der Crackrate möglich. Um dies zu vermeiden, verfügen die meisten Hydrocracker über eingebaute Vorrichtungen, um die Reaktion schnell zu stoppen.

Produkte und Ergebnisse. Eine weitere bemerkenswerte Eigenschaft des Hydrocracking-Verfahrens ist die Steigerung des Produktvolumens um 25 %. Durch die Kombination von Cracken und Hydrieren entstehen Produkte, deren relative Dichte deutlich geringer ist als die Dichte des Rohmaterials. Nachfolgend finden Sie eine typische Verteilung der Ausbeuten an Hydrocrackprodukten, wenn Gasöl aus einer Kokerei und leichte Fraktionen aus einer katalytischen Crackanlage als Ausgangsmaterial verwendet werden. Hydrocrackprodukte sind zwei Hauptfraktionen, die als Benzinkomponenten verwendet werden.

Volumenanteile

Kokereigasöl 0,60 Leichte Fraktionen aus der Anlagenkat. knacken 0.40

Produkte:

Isobutan 0,02

N-Butan 0,08

Leichtes Hydrocrackprodukt 0,21

Schweres Hydrocrackprodukt 0,73

Kerosinfraktionen 0,17

Die Tabelle gibt nicht die erforderliche Wasserstoffmenge an, die in Standardkubikfuß pro Barrel Futter gemessen wird. Der übliche Verbrauch beträgt 2500 st. Schweres Hydrocrackprodukt -

Es handelt sich um Naphtha, das viele aromatische Vorläufer enthält (also Verbindungen, die sich leicht in Aromaten umwandeln lassen). Dieses Produkt wird häufig zur Aufrüstung an einen Reformer geschickt. Kerosinfraktionen sind ein guter Düsentreibstoff oder Ausgangsstoff für Destillatkraftstoff (Diesel), da sie wenig Aromaten enthalten (aufgrund der Sättigung der Doppelbindungen mit Wasserstoff). Ausführlichere Informationen zu diesem Thema finden Sie in Kapitel XIII „Destillatbrennstoffe“ und Kapitel XIV „Erdölbitumen und Rückstände“.

Hydrocracken des Rückstandes. Es gibt verschiedene Modelle von Hydrocrackern, die speziell für die Verarbeitung von Rückständen oder Vakuumdestillationsrückständen entwickelt wurden. Die meisten von ihnen arbeiten als Hydrotreater, wie in Kapitel XV beschrieben. Die Leistung besteht zu mehr als 90 % aus Restbrennstoff. Ziel dieses Verfahrens ist die Entfernung von Schwefel durch die katalytische Reaktion schwefelhaltiger Verbindungen mit Wasserstoff zu Schwefelwasserstoff, so dass der Rückstand mit einem Schwefelgehalt von maximal 4 % in schweren flüssigen Kraftstoff umgewandelt werden kann weniger als 0,3 % Schwefel.

Zusammenfassung. Da wir Hydrocracker nun in das gesamte Ölraffinierungssystem integrieren können, wird die Notwendigkeit koordinierter Abläufe deutlich. Einerseits ist der Hydrocracker der zentrale Punkt, da er hilft, ein Gleichgewicht zwischen der Menge an Benzin, Dieselkraftstoff und Kerosin herzustellen. Nicht weniger wichtig sind hingegen die Zufuhrgeschwindigkeiten und Betriebsweisen von katalytischen Crack- und Verkokungsanlagen. Darüber hinaus sollten auch Alkylierung und Reformierung bei der Planung des Vertriebs von Hydrocracking-Produkten berücksichtigt werden.

ÜBUNGEN

Analysieren Sie die Unterschiede zwischen Hydrocracken, katalytischem Cracken und thermischem Cracken im Hinblick auf Rohstoffe, prozesstreibende Kräfte und Produktzusammensetzung.

Wie ergänzen sich Hydrocracken und katalytisches Cracken? Reformieren und Hydrocracken?

Zeichnen Sie ein Flussdiagramm einer Ölraffinerie einschließlich einer Hydrocracking-Anlage.