dom · Kontrola · Rafineria Orsk rozpoczęła próbne uruchomienie kompleksu hydrokrakingu. Projekt produkcji i dostawy reaktorów do hydrokrakingu dla Rafinerii RN-Tuapse (JSC NK Rosnieft) Odbudowane rafinerie rozpoczęły produkcję produktów naftowych o europejskiej jakości, a w regionach

Rafineria Orsk rozpoczęła próbne uruchomienie kompleksu hydrokrakingu. Projekt produkcji i dostawy reaktorów do hydrokrakingu dla Rafinerii RN-Tuapse (JSC NK Rosnieft) Odbudowane rafinerie rozpoczęły produkcję produktów naftowych o europejskiej jakości, a w regionach

Hydrokraking przeznaczony jest do produkcji niskosiarkowych destylatów paliwowych z różnych surowców.

Hydrokraking jest procesem późniejszej generacji niż kraking katalityczny i reforming katalityczny, zatem skuteczniej realizuje te same zadania, co te dwa procesy.

Surowcami stosowanymi w instalacjach hydrokrakingu są oleje napędowe próżniowe i atmosferyczne, oleje napędowe z krakingu termicznego i katalitycznego, oleje odasfaltowane, oleje opałowe i smoły.

Jednostka technologiczna hydrokrakingu składa się zwykle z 2 bloków:

Jednostka reakcyjna obejmująca 1 lub 2 reaktory,

Jednostka frakcjonująca składająca się z różnej liczby kolumn destylacyjnych.

Produktami hydrokrakingu są benzyny silnikowe, oleje do silników odrzutowych i diesla, surowce do syntez petrochemicznych oraz LPG (z frakcji benzynowych).

Hydrokraking może zwiększyć wydajność składników benzyny, zwykle poprzez konwersję surowców, takich jak olej napędowy.

Osiągana w ten sposób jakość komponentów benzyny jest nieosiągalna poprzez ponowne poddanie oleju napędowego procesowi krakingu, w którym został on uzyskany.

Hydrokraking umożliwia również konwersję ciężkiego oleju napędowego na lekkie destylaty (paliwo do silników odrzutowych i olej napędowy). Podczas hydrokrakingu nie tworzą się ciężkie, niedestylowane pozostałości (koks, smoła lub pozostałość denna), a jedynie frakcje lekko wrzące.

Zalety hydrokrakingu

Obecność instalacji hydrokrakingu pozwala rafinerii przestawić swoją moc produkcyjną z produkcji dużych ilości benzyny (gdy instalacja hydrokrakingu pracuje) na produkcję dużych ilości oleju napędowego (gdy jest wyłączona).

Hydrokraking poprawia jakość komponentów benzyny i destylatów.

W procesie hydrokrakingu wykorzystuje się najgorsze składniki destylatu i otrzymuje się komponent benzynowy o ponadprzeciętnej jakości.

W procesie hydrokrakingu powstają znaczne ilości izobutanu, który jest przydatny do kontrolowania ilości surowca w procesie alkilowania.

Zastosowanie instalacji hydrokrakingu zwiększa wolumen produktów o 25%.

Obecnie w powszechnym użyciu jest około 10 różnych typów hydrokrakerów, ale wszystkie są bardzo podobne do typowej konstrukcji.

Katalizatory hydrokrakingu są tańsze niż katalizatory krakingu katalitycznego.

Proces technologiczny

Słowo hydrokraking jest wyjaśnione bardzo prosto. Jest to kraking katalityczny w obecności wodoru.

Wprowadzenie zimnego gazu zawierającego wodór do stref pomiędzy warstwami katalizatora umożliwia wyrównanie temperatury mieszaniny surowców na wysokości reaktora.

Ruch mieszaniny surowców w reaktorach jest skierowany w dół.

Połączenie wodoru, katalizatora i odpowiedniego trybu procesu pozwala na kraking niskiej jakości lekkiego oleju napędowego, który powstaje w innych instalacjach krakingowych i czasami jest wykorzystywany jako składnik oleju napędowego.
Instalacja hydrokrakingu produkuje benzynę wysokiej jakości.

Katalizatorami hydrokrakingu są najczęściej związki siarki z kobaltem, molibdenem lub niklem (CoS, MoS2, NiS) oraz tlenkiem glinu.
W przeciwieństwie do krakingu katalitycznego, ale podobnie do reformingu katalitycznego, katalizator znajduje się w nieruchomym złożu. Podobnie jak reforming katalityczny, hydrokraking najczęściej prowadzi się w 2 reaktorach.

Surowiec dostarczany przez pompę miesza się ze świeżym gazem zawierającym wodór i gazem obiegowym, które są pompowane przez sprężarkę.

Surowa mieszanina gazów, po przejściu przez wymiennik ciepła i wężownice pieca, jest podgrzewana do temperatury reakcji 290-400°C (550-750°F) i pod ciśnieniem 1200-2000 psi (84-140 atm). wprowadzony do reaktora od góry. Biorąc pod uwagę duże wydzielanie ciepła podczas procesu hydrokrakingu, do stref pomiędzy warstwami katalizatora wprowadza się zimny gaz zawierający wodór (cyrkulacyjny) w celu wyrównania temperatur na wysokości reaktora. Podczas przejścia przez złoże katalizatora około 40-50% surowca ulega krakowaniu, tworząc produkty o temperaturze wrzenia podobnej do benzyny (temperatura wrzenia do 200°C (400°F).

Katalizator i wodór uzupełniają się na kilka sposobów. Po pierwsze, na katalizatorze dochodzi do pękania. Aby pękanie mogło trwać dalej, wymagane jest doprowadzenie ciepła, czyli jest to proces endotermiczny. Jednocześnie wodór reaguje z cząsteczkami powstającymi podczas krakowania, nasycając je, co powoduje wydzielanie ciepła. Innymi słowy, ta reakcja, zwana uwodornieniem, jest egzotermiczna. Zatem wodór zapewnia ciepło niezbędne do wystąpienia pękania.

Po drugie, jest to powstawanie izoparafin. W wyniku krakingu powstają olefiny, które mogą się ze sobą łączyć, prowadząc do normalnych parafin. W wyniku uwodornienia wiązania podwójne ulegają szybkiemu nasyceniu, często tworząc izoparafiny, uniemożliwiając w ten sposób ponowne wytwarzanie niepożądanych cząsteczek (liczba oktanowa izoparafin jest wyższa niż w przypadku zwykłych parafin).

Mieszanina produktów reakcji i gazu obiegowego opuszczająca reaktor jest schładzana w wymienniku ciepła, lodówce i trafia do separatora wysokociśnieniowego. Tutaj gaz zawierający wodór, przeznaczony do zawrócenia do procesu i zmieszania z surowcem, oddzielany jest od cieczy, która od dołu separatora poprzez zawór redukcyjny trafia następnie do separatora niskociśnieniowego. Część gazów węglowodorowych uwalniana jest w separatorze, a ciekły strumień kierowany jest do wymiennika ciepła umieszczonego przed pośrednią kolumną destylacyjną w celu dalszej destylacji. W kolumnie przy niewielkim nadciśnieniu wydzielają się gazy węglowodorowe i lekka benzyna. Frakcję naftową można oddzielić jako strumień boczny lub pozostawić razem z olejem napędowym jako pozostałość po destylacji.

Benzyna częściowo zawracana jest do kolumny destylacyjnej pośredniej w formie ostrego płukania, a jej pozostała ilość jest wypompowywana z instalacji poprzez układ „alkalizacji”. Pozostałość z pośredniej kolumny destylacyjnej jest rozdzielana w kolumnie atmosferycznej na ciężką benzynę, olej napędowy i frakcję >360°C. Ponieważ surowce w tej operacji zostały już poddane uwodornieniu, krakingowi i reformingowi w I reaktorze, proces w II reaktorze przebiega w bardziej rygorystyczny sposób (wyższe temperatury i ciśnienia). Podobnie jak produkty I etapu, mieszanina opuszczająca reaktor II jest oddzielana od wodoru i kierowana do frakcjonowania.

Grubość ścian stalowego reaktora dla procesu odbywającego się pod ciśnieniem 2000 psi (140 atm) i 400°C osiąga czasami 1 cm.

Głównym zadaniem jest zapobieganie wymknięciu się spod kontroli pęknięć. Ponieważ cały proces jest endotermiczny, możliwy jest szybki wzrost temperatury i niebezpieczny wzrost szybkości pękania. Aby tego uniknąć, większość hydrokrakerów zawiera wbudowane urządzenia, które szybko zatrzymują reakcję.

Benzyna z kolumny atmosferycznej jest mieszana z benzyną z kolumny pośredniej i usuwana z instalacji. Olej napędowy po schłodzeniu kolumny odpędowej, „alkalizacji” i wypompowaniu z instalacji. Frakcję >360°C wykorzystuje się w postaci gorącego strumienia na dnie kolumny atmosferycznej, a pozostałą część (pozostałość) usuwa się z instalacji. W przypadku produkcji frakcji olejowych, jednostka frakcjonująca posiada również kolumnę próżniową.

Regeneracja katalizatora odbywa się za pomocą mieszaniny powietrza i gazu obojętnego; Żywotność katalizatora wynosi 4-7 miesięcy.

Produkty i produkty.

W wyniku połączenia krakingu i uwodornienia powstają produkty, których gęstość względna jest znacznie niższa od gęstości surowca.

Poniżej przedstawiono typowy rozkład uzysków produktów hydrokrakingu przy zastosowaniu jako surowca oleju napędowego z instalacji koksowniczej i lekkich frakcji z instalacji krakingu katalitycznego.

Produkty hydrokrakingu to 2 główne frakcje stosowane jako składniki benzyny.

Ułamki objętościowe

Olej napędowy koksujący 0,60

Frakcje lekkie z instalacji krakingu katalitycznego 0,40

Produkty:

Izobutan 0,02

N-butan 0,08

Lekki produkt hydrokrakingu 0,21

Produkt ciężkiego hydrokrakingu 0,73

Frakcje nafty 0,17

Pamiętajmy, że z 1 jednostki surowców uzyskuje się około 1,25 jednostki produktów.

Nie wskazuje wymaganej ilości wodoru, która jest mierzona w stopach standardowych/bbl surowca.

Zwykłe zużycie wynosi 2500 st.

Ciężkim produktem hydrokrakingu jest benzyna ciężka zawierająca wiele prekursorów aromatycznych (czyli związków łatwo przekształcających się w związki aromatyczne).

Ten produkt jest często wysyłany do reformatora w celu ulepszenia.

Frakcje nafty są dobrym paliwem do silników odrzutowych lub surowcem do destylatu (diesla), ponieważ zawierają mało związków aromatycznych (w wyniku nasycenia wiązań podwójnych wodorem).

Hydrokraking pozostałości.

Istnieje kilka modeli hydrokrakerów, które zostały zaprojektowane specjalnie do przetwarzania pozostałości lub pozostałości po destylacji próżniowej.

Wyjście stanowi ponad 90% paliwa resztkowego (kotłowego).

Celem tego procesu jest usunięcie siarki w wyniku reakcji katalitycznej związków zawierających siarkę z wodorem, w wyniku której powstaje siarkowodór.

W ten sposób pozostałość zawierającą nie więcej niż 4% siarki można przekształcić w ciężki olej opałowy zawierający mniej niż 0,3% siarki.
Stosowanie jednostek hydrokrakingu jest konieczne w całym programie rafinacji ropy naftowej.

Z jednej strony hydrokraker jest punktem centralnym, ponieważ pomaga ustalić równowagę pomiędzy ilością benzyny, oleju napędowego i paliwa do silników odrzutowych.
Nie mniej ważne są natomiast szybkości zasilania i tryby pracy instalacji krakingu katalitycznego i koksowania.
Ponadto przy planowaniu dystrybucji produktów hydrokrakingu należy wziąć pod uwagę alkilację i reforming.

Procesy przetwarzania frakcji ropy naftowej w obecności wodoru nazywane są uwodornieniem. Występują na powierzchni katalizatorów uwodornienia w obecności wodoru w wysokich temperaturach (250-420°C) i pod ciśnieniem (od 2,5-3,0 do 32 MPa). Procesy te służą do regulacji składu węglowodorowego i frakcyjnego przetworzonych frakcji ropy naftowej, oczyszczania ich ze związków zawierających siarkę, azot i tlen, metali i innych niepożądanych zanieczyszczeń, poprawy właściwości eksploatacyjnych (konsumenckich) paliw naftowych, olejów i produktów petrochemicznych. surowy materiał. Hydrokraking pozwala na otrzymanie szerokiej gamy produktów naftowych z niemal każdego surowca naftowego poprzez dobór odpowiednich katalizatorów i warunków pracy, dzięki czemu jest najbardziej wszechstronnym, wydajnym i elastycznym procesem rafinacji ropy naftowej. Podział procesów uwodornienia na hydrokraking i hydrorafinację jest dość dowolny, bazując na właściwościach stosowanych katalizatorów, ilości użytego wodoru oraz parametrach technologicznych procesu (ciśnienie, temperatura itp.).

Przyjmuje się na przykład następującą terminologię: „hydrorafinacja”, „hydrorafinacja” i „hydrokraking”. Hydrorafinacja obejmuje procesy, w których nie następuje istotna zmiana struktury molekularnej surowca (np. odsiarczanie pod ciśnieniem 3-5 MPa). Hydrorafinacja obejmuje procesy, w których do 10% surowca ulega zmianie struktury molekularnej (siarkowanie – odaromatyzacja – denitrogenizacja pod ciśnieniem 6-12 MPa). Hydrokraking to proces (wysokie ciśnienie – powyżej 10 MPa i średnie ciśnienie – poniżej 10 MPa), w którym ponad 50% surowca ulega zniszczeniu wraz ze zmniejszeniem wielkości cząsteczek. W latach 80-tych XX wieku. Procesy hydrorafinacji o konwersji mniejszej niż 50% nazwano hydrokrakingiem miękkim lub lekkim, do którego zaczęto zaliczać procesy pośrednie z hydrodestrukcją surowców od 10 do 50% przy ciśnieniach zarówno mniejszych, jak i większych niż 10 MPa. Moc instalacji hydrokrakingu (mln ton/rok) na świecie wynosi około 230, a hydrorafinacji i hydrorafinacji – 1380, w tym w Ameryce Północnej – odpowiednio 90 i 420; w Europie Zachodniej - 50 i 320; w Rosji i WNP - 3 i 100.

Historia rozwoju przemysłowych procesów uwodornienia rozpoczęła się od uwodornienia produktów upłynniania węgla. Jeszcze przed II wojną światową Niemcy osiągnęły duży sukces w produkcji benzyny syntetycznej (syntyny) poprzez obróbkę uwodorniającą węgla (w oparciu o zastosowanie syntezy Fischera-Tropscha), a podczas II wojny światowej Niemcy wyprodukowały ponad 600 tys. ton/rok syntetycznych paliw ciekłych, co pokrywało większość zużycia w kraju. Obecnie światowa produkcja sztucznych paliw ciekłych na bazie węgla wynosi około 4,5 mln ton/rok. Po powszechnym wprowadzeniu na skalę przemysłową reformingu katalitycznego, w wyniku którego jako produkt uboczny powstaje nadmiar taniego wodoru, nastąpił okres masowego rozkładu różnych procesów hydrorafinacji frakcji ropy naftowej (swoją drogą niezbędnych w procesach reformingu) i komercyjnych produktów rafineryjnych (benzyna, nafty, oleju napędowego i frakcji ropy naftowej).

Hydrokraking (HC) umożliwia otrzymanie lekkich produktów naftowych (benzyny, nafty, frakcji oleju napędowego i gazów skroplonych C3-C4) z niemal każdego surowca naftowego, poprzez dobór odpowiednich katalizatorów i warunków procesu technologicznego. Czasami termin „hydrokonwersja” jest używany jako synonim terminu hydrokraking. Pierwsza instalacja GK została uruchomiona w 1959 roku w USA. Większość procesów GC obejmuje przetwarzanie surowców destylatów: ciężkich olejów napędowych atmosferycznych i próżniowych, olejów napędowych z krakingu katalitycznego i koksowania, a także środków odasfaltujących. Powstałe produkty to nasycone (nasycone) gazy węglowodorowe, wysokooktanowa frakcja benzyny, frakcje o niskim zestaleniu oleju napędowego i paliw do silników odrzutowych.

Hydrokraking surowców zawierających znaczne ilości związków na bazie siarki, azotu, tlenu i innych pierwiastków przeprowadza się zwykle dwuetapowo (rys. 2.22). W pierwszym etapie przeprowadza się płytki, miękki hydrokraking w trybie hydrorafinacji, w celu usunięcia niepożądanych zanieczyszczeń, będących najczęściej truciznami katalizatorów lub zmniejszenia ich aktywności. Katalizatory tego etapu są identyczne z konwencjonalnymi katalizatorami hydrorafinacji i zawierają tlenki i siarczki niklu, kobaltu, molibdenu i wolframu na różnych nośnikach - aktywnym tlenku glinu, glinokrzemianach lub specjalnych zeolitach. W drugim etapie przygotowany, oczyszczony surowiec, zawierający nie więcej niż 0,01% siarki i nie więcej niż 0,0001% azotu, poddawany jest zasadowemu twardemu hydrokrakingowi na katalizatorach na bazie palladu lub platyny na nośniku – zeolitach typu Y.

Hydrokraking ciężkich frakcji oleju napędowego stosowany jest do produkcji benzyny, oleju napędowego, silników odrzutowych, a także do poprawy jakości olejów, paliwa kotłowego oraz surowców do pirolizy i krakingu katalitycznego. Hydrokraking niskosiarkowych destylatów próżniowych do benzyny prowadzi się jednoetapowo na katalizatorach siarczkowych odpornych na zatrucie związkami heteroorganicznymi w temperaturze 340-420°C i pod ciśnieniem 10-20 MPa z wydajnością benzyny 30- 40% i do 80-90 obj. %. Jeżeli surowiec zawiera więcej niż 1,5% siarki i 0,003-0,015% azotu, wówczas stosuje się proces dwuetapowy, z hydrorafinacją surowca w pierwszym etapie. Hydrokraking w drugim etapie zachodzi w temperaturze 290-380°C i pod ciśnieniem 7-10 MPa. Wydajność benzyny osiąga 70–120 obj. % surowców, otrzymaną benzynę lekką o temperaturze do 190°C wykorzystuje się jako wysokooktanowy składnik benzyny handlowej, benzynę ciężką można poddać reformingowi. Hydrokraking ciężkich olejów napędowych na frakcje średnie (paliwo do silników odrzutowych i olej napędowy) prowadzony jest również jedno lub dwuetapowo.

W przypadku benzyny uzyskuje się do 85% paliwa do silników odrzutowych lub oleju napędowego. Przykładowo, w krajowym jednoetapowym procesie hydrokrakingu próżniowego oleju napędowego na katalizatorze zawierającym zeolit ​​typu GK-8 można wytworzyć do 52% paliwa do silników odrzutowych lub do 70% zimowego oleju napędowego o zawartości węglowodorów aromatycznych 5 -7%. Hydrokraking próżniowych destylatów olejów siarkowych przeprowadza się dwuetapowo. Włączając hydrokraking do schematu technologicznego rafinerii, uzyskuje się dużą elastyczność w wytwarzaniu jej produktów handlowych.

Na tej samej instalacji hydrokrakingu możliwe są różne opcje produkcji benzyny, paliwa do silników odrzutowych lub oleju napędowego poprzez zmianę reżimu technologicznego hydrokrakingu i jednostki rektyfikacji frakcjonowania produktów reakcji. Na przykład wersja benzynowa wytwarza frakcję benzyny z wydajnością do 51% surowców oraz frakcję oleju napędowego o temperaturze 180-350 °C z wydajnością 25% surowców. Frakcja benzynowa dzieli się na benzynę lekką C5-C6 o liczbie RON = 82 i benzynę ciężką Su-Syu o liczbie RON = 66 o zawartości siarki do 0,01%. Frakcję Cy-C^ można poddać reformingowi katalitycznemu w celu zwiększenia jej liczby oktanowej. Frakcja oleju napędowego ma liczbę cetanową 50-55, nie więcej niż 0,01% siarki i temperaturę krzepnięcia nie wyższą niż minus 10 ° C (składnik letniego oleju napędowego).

W przeciwieństwie do krakingu katalitycznego, gazy C3-C4 i frakcje ciekłe z hydrokrakingu zawierają wyłącznie nasycone, stabilne węglowodory i praktycznie nie zawierają związków heteroorganicznych; są mniej aromatyzowane niż oleje napędowe z krakingu katalitycznego. W przypadku paliwa do silników odrzutowych możliwe jest uzyskanie do 41% frakcji o temperaturze 120-240°C, co spełnia standardowe wymagania dla paliwa do silników odrzutowych. W przypadku opcji na olej napędowy możliwe jest wytworzenie 47 lub 67% frakcji oleju napędowego o liczbie cetanowej około 50.

Obiecującym obszarem hydrokrakingu jest przerób frakcji olejowych (destylaty próżniowe i oleje odasfaltowane). Głębokie uwodornienie frakcji olejowych zwiększa ich wskaźnik lepkości z 36 do 85-140 przy jednoczesnym obniżeniu zawartości siarki z 2 do 0,04-0,10%, koksowaniu zmniejsza się o niemal rząd wielkości i obniża się temperatura płynięcia. Wybierając sposób technologiczny hydrokrakingu, można uzyskać frakcje oleju bazowego o wysokim wskaźniku lepkości z niemal każdego oleju. Podczas hydrokrakingu frakcji olejowych zachodzą reakcje hydroizomeryzacji normalnych alkanów (zestalających się w wyższych temperaturach), zatem hydroizomeryzacja obniża temperaturę krzepnięcia (ze względu na wzrost zawartości izoparafin w olejach) i eliminuje potrzebę odparafinowania olejów rozpuszczalnikami. Hydroizomeryzacja frakcji nafty i oleju napędowego na dwufunkcyjnych katalizatorach aluminiowo-platynowych lub siarczkach niklu i wolframu na tlenku glinu umożliwia otrzymanie oleju napędowego o temperaturze krzepnięcia do minus 35°C.

Hydrokraking, będący połączeniem reformingu i hydrokrakingu selektywnego, zwany selektywnym formowaniem, zwiększa liczbę oktanową reformatów lub rafinatu (po wydzieleniu węglowodorów aromatycznych) o 10-15 punktów w temperaturze około 360°C, pod ciśnieniem 3 MPa i w atmosferze zawierającej wodór. natężenie przepływu gazu 1000 nm3/m3 surowca na katalizatorze zawierającym zeolit ​​z okienkiem wejściowym o wielkości 0,50-0,55 nm z aktywnymi metalami z grupy platynowców, niklem lub z tlenkami lub siarczkami molibdenu i wolframu. Poprzez selektywne usuwanie normalnych alkanów z frakcji nafty i oleju napędowego temperatura krzepnięcia paliw do silników odrzutowych i oleju napędowego zostaje obniżona do minus 50-60°C, a temperatura płynięcia olejów może zostać obniżona z 6 do minus 40-50°C.

Hydrodearomatyzacja to główny proces wytwarzania wysokiej jakości paliw do silników odrzutowych z surowców prostych (o zawartości arenu 14-35%) i wtórnych (o zawartości arenu do 70%). Paliwo do silników odrzutowych dla lotnictwa naddźwiękowego, np. T-6, nie powinno zawierać więcej niż 10 maja. % Aromatyczne węglowodory. Dlatego uszlachetnianie frakcji paliwa do silników odrzutowych prowadzi się poprzez hydrorafinację w trybie hydrodearomatyzacji. Jeżeli surowiec zawiera mniej niż 0,2% siarki i mniej niż 0,001% azotu, to hydrokraking przeprowadza się jednoetapowo na katalizatorze zeolitowym platynowym w temperaturze 280-340°C i pod ciśnieniem 4 MPa ze stopniem usunięcia (konwersja) arenów do 75-90%.

Przy większej zawartości siarki i azotu w surowcu hydrokraking przeprowadza się dwuetapowo. Surowce pochodzące z recyklingu przetwarzane są w bardziej rygorystycznych warunkach, w temperaturze 350-400°C i pod ciśnieniem 25-35 MPa. Hydrokraking jest procesem bardzo kosztownym (duże zużycie wodoru, drogie urządzenia wysokociśnieniowe), jednak od dawna jest szeroko stosowany w przemyśle. Jego głównymi zaletami są elastyczność technologiczna procesu (możliwość wytwarzania na jednym urządzeniu różnych produktów docelowych: benzyny, nafty i frakcji oleju napędowego z szerokiej gamy surowców: od benzyny ciężkiej po resztkowe frakcje olejowe); wydajność paliwa do silników odrzutowych wzrasta z 2-3 do 15% w przypadku oleju, a wydajność zimowego oleju napędowego - z 10-15 do 100%; wysoką jakość powstałych produktów zgodną z nowoczesnymi wymaganiami.

Procesy hydrorafinacji są szeroko stosowane w przemyśle rafinacji ropy naftowej i petrochemii. Wykorzystuje się je do produkcji benzyn wysokooktanowych, do poprawy jakości paliw diesla, paliw do silników odrzutowych i kotłowych oraz olejów naftowych. Hydrorafinacja usuwa z frakcji olejowych siarkę, azot, związki tlenu i metale, zmniejsza zawartość związków aromatycznych oraz usuwa węglowodory nienasycone poprzez ich przekształcenie w inne substancje i węglowodory. W tym przypadku siarka, azot i tlen są prawie całkowicie uwodorniane i przekształcane w środowisku wodoru w siarkowodór H2S, amoniak NH3 i wodę H20, związki metaloorganiczne rozkładają się o 75-95% z uwolnieniem wolnego metalu, który czasami jest katalizatorem zatruć. Do hydrorafinacji stosuje się różnorodne katalizatory odporne na zatrucie różnymi truciznami. Są to tlenki i siarczki drogich metali: niklu Ni, kobaltu Co, molibdenu Mo i wolframu W, na tlenku glinu A1203 z innymi dodatkami. W większości procesów hydrorafinacji wykorzystuje się katalizatory glinowo-kobaltowo-molibdenowe (ACM) lub glinowo-niklowo-molibdenowe (ANM). Katalizatory ANM mogą zawierać dodatek zeolitu (typ G-35). Katalizatory te produkowane są najczęściej w postaci nieregularnych, cylindrycznych granulek o średnicy 4 mm i gęstości nasypowej 640-740 kg/m3. Podczas rozruchu reaktorów katalizatory poddaje się siarczkowaniu (proces siarkowania) mieszaniną gazową siarkowodoru i wodoru. Katalizatory ANM i glinowo-kobaltowo-wolframowe (AKV) przeznaczone są do głębokiej hydrorafinacji ciężkich, silnie aromatycznych surowców, parafin i olejów. Regeneracja katalizatorów do wypalania koksu z jego powierzchni odbywa się w temperaturze 530°C. Procesy hydrorafinacji ograniczają się zwykle do temperatury 320-420°C i ciśnienia 2,5-4,0, rzadziej 7-8 MPa. Zużycie gazu zawierającego wodór (HCG) waha się od 100-600 do 1000 nm3/m3 surowca w zależności od rodzaju surowca, doskonałości katalizatora i parametrów procesu.

Hydrorafinację frakcji benzynowych stosuje się głównie przy ich przygotowaniu do reformingu katalitycznego. Temperatura hydrorafinacji 320-360°C, ciśnienie 3-5 MPa, zużycie VSG 200-500 nm3/m3 surowca. Przy oczyszczaniu frakcji benzynowych z krakingu katalitycznego i termicznego zużycie VSG wynosi ponad 400-600 nm3/m3 surowca.

Hydrorafinację frakcji naftowych prowadzi się na bardziej aktywnym katalizatorze pod ciśnieniem do 7 MPa w celu obniżenia zawartości siarki do poniżej 0,1% i węglowodorów aromatycznych do 10-18 maja. %.

Ponad 80-90% frakcji poddaje się hydrorafinacji frakcji oleju napędowego w temperaturze 350-400°C i ciśnieniu 3-4 MPa przy zużyciu VSG 300-600 nm3/m3 surowców na katalizatorach AKM, stopień odsiarczenia sięga 85-95% lub więcej. W celu zwiększenia liczby cetanowej frakcji oleju napędowego pochodzących z produktów reakcji krakingu katalitycznego i termicznego, część węglowodorów aromatycznych usuwa się na aktywnych katalizatorach w temperaturze około 400°C i pod ciśnieniem do 10 MPa.

Hydrorafinacja destylatów próżniowych (olejów napędowych) do wykorzystania jako surowce do krakingu katalitycznego, hydrokrakingu i koksowania (do produkcji koksu niskosiarkowego) prowadzona jest w temperaturze 360-410°C i pod ciśnieniem 4-5 MPa. W tym przypadku osiąga się odsiarczanie na poziomie 90-94%, zawartość azotu zmniejsza się o 20-25%, metale - o 75-85, areny - o 10-12, zdolność koksowania - o 65-70%.

Hydrorafinacja olejów i parafin. Hydrorafinacja olejów bazowych jest bardziej zaawansowana niż klasyczne czyszczenie kwasem siarkowym z kontaktową obróbką końcową olejów. Hydrorafinację olejów przeprowadza się na katalizatorach AKM i ANM w temperaturze 300-325°C i pod ciśnieniem 4 MPa. Hydrorafinacja olejów na katalizatorze glinowo-molibdenowym z aktywatorami umożliwia obniżenie temperatury do 225-250°C i ciśnienia do 2,7-3,0 MPa. Hydrorafinację parafin, cerezyn i wazeliny przeprowadza się w celu zmniejszenia zawartości siarki, związków żywicznych, węglowodorów nienasyconych, w celu poprawy barwy i stabilności (jak w przypadku olejów). Proces z wykorzystaniem katalizatorów AKM i ANM jest podobny do hydrorafinacji olejów. Stosowano także katalizatory glinowo-chromowo-molibdenowe i niklowo-wolframowo-żelazowe z siarczkami.

Hydrorafinacja pozostałości olejowych. Zwykle pozyskiwany jest z ropy naftowej w dniach 45-55 maja. % pozostałości (olejów opałowych i smoły) zawierających duże ilości związków siarki, azotu i metaloorganicznych, żywic, asfaltenów i popiołu. Aby włączyć te pozostałości do obróbki katalitycznej, konieczne jest oczyszczenie pozostałości olejowych. Hydrorafinację pozostałości ropy naftowej nazywa się czasami hydroodsiarczaniem, chociaż usuwa się nie tylko siarkę, ale także metale i inne niepożądane związki. Hydroodsiarczanie oleju opałowego przeprowadza się w temperaturze 370-430°C i pod ciśnieniem 10-15 MPa na katalizatorach AKM. Wydajność oleju opałowego o zawartości siarki do 0,3% wynosi 97-98%. Jednocześnie usuwany jest azot, żywice, asfalteny i następuje częściowe uszlachetnianie surowców. Hydrorafinacja smoły jest zadaniem bardziej złożonym niż hydrorafinacja olejów opałowych, ponieważ znaczna demetalizacja i odasfaltowanie smoły musi zostać osiągnięta albo wcześniej, albo bezpośrednio w procesie hydroodsiarczania. Katalizatorom stawiane są specjalne wymagania, ponieważ konwencjonalne katalizatory szybko tracą aktywność z powodu dużych osadów koksu i metali. Jeśli podczas regeneracji koks ulegnie wypaleniu, wówczas niektóre metale (nikiel, wanad itp.) zatruwają katalizatory i ich aktywność zwykle nie zostaje przywrócona podczas regeneracji oksydacyjnej. Dlatego też hydrodemetalizację pozostałości należy poprzedzać hydrorafinacją, co pozwala na 3-5-krotne zmniejszenie zużycia katalizatorów do hydrorafinacji.

Reaktory do hydrokrakingu i hydrorafinacji ze złożem stałym są szeroko stosowane, a ich konstrukcja jest w dużej mierze podobna do reaktorów do reformingu katalitycznego. Reaktor jest cylindrycznym aparatem pionowym z kulistym dnem, o średnicy od 2-3 do 5 mi wysokości 10-24, a nawet 40 m. Przy wysokich ciśnieniach procesowych grubość ścianki sięga 120-250 mm. Zwykle stosuje się pojedyncze nieruchome złoże katalizatora. Czasami jednak, ze względu na wydzielanie się dużej ilości ciepła podczas egzotermicznych reakcji hydrokrakingu, konieczne staje się ochłodzenie wewnętrznej przestrzeni reaktora poprzez wprowadzenie czynnika chłodniczego do każdej strefy. W tym celu objętość reaktora dzieli się na 2-5 stref (sekcji), z których każda posiada ruszt wsporczy do zasypywania katalizatora, boczne armatury do załadunku i rozładunku katalizatora, urządzenia rozprowadzające mieszaninę parowo-gazową oraz jako armatura i rozdzielacze do wprowadzenia chłodziwa - zimnego gazu obiegowego w celu odprowadzenia ciepła reakcji i regulacji wymaganej temperatury na całej wysokości reaktora. Warstwa katalizatora w reaktorze jednosekcyjnym ma wysokość do 3-5 m lub więcej, a w reaktorach wielosekcyjnych do 5-7 m lub więcej. Surowiec wchodzi do aparatu przez górną armaturę, a produkty reakcji opuszczają reaktor przez dolną armaturę, przechodząc przez specjalne opakowania z siatki i kulek porcelanowych zatrzymujących katalizator. Urządzenia filtrujące (system perforowanych dysz i metalowych siatek) instalowane są na górze reaktora w celu wychwytywania produktów korozji z surowca parowo-gazowego. W przypadku urządzeń wysokociśnieniowych (10-32 MPa) na konstrukcję obudowy i urządzeń wewnętrznych nałożone są specjalne wymagania.

Regeneracja katalizatorów odbywa się poprzez oksydacyjne spalanie koksu. Regeneracja pod wieloma względami przypomina regenerację katalizatorów reformingu katalitycznego, ma jednak również swoje własne cechy. Po odłączeniu reaktora od surowca należy zredukować ciśnienie i przejść na obieg za pomocą VSG. W przypadku surowców ciężkich należy przemyć katalizator rozpuszczalnikami, benzyną lub olejem napędowym w temperaturze 200-300°C. Następnie VSG zastępuje się gazem obojętnym (parą wodną). W przypadku regeneracji gazowo-powietrznej proces przebiega podobnie jak w przypadku regeneracji katalizatorów reformingu. Podczas regeneracji parowo-powietrznej układ najpierw przepłukuje się gazem obojętnym, aż zawartość resztkowego wodoru nie będzie wyższa niż 0,2 obj. %, następnie gaz obojętny zastępuje się parą wodną i odprowadza do komina pieca rurowego w warunkach wykluczających kondensację pary wodnej (temperatura na wylocie pieca 300-350°C, ciśnienie w reaktorze około 0,3 MPa). Następnie katalizator podgrzewa się do temperatury 370-420°C poprzez spalanie koksu przy stężeniu tlenu w mieszaninie nie większym niż 0,1 obj. % Zwiększenie przepływu powietrza przy stężeniu tlenu do 1,0-1,5 obj. % temperatura katalizatora wzrasta do 500-520°C (ale nie więcej niż 550°C). Monitorując spadek stężenia CO2 w spalinach, podejmuje się decyzję o zatrzymaniu regeneracji, która zostaje zakończona, gdy zawartość tlenu w spalinach zrówna się z zawartością tlenu w mieszaninie na wlocie do reaktora. Regeneracja parowo-powietrzna jest prostsza i odbywa się przy niskich ciśnieniach nie wyższych niż 0,3 MPa przy wykorzystaniu pary wodnej z sieci zakładowej. Para wodna miesza się z powietrzem i wprowadza do reaktora poprzez piec rurowy, a gazy spalinowe odprowadzane są do komina pieca rurowego.

Przemysłowe instalacje do hydrorafinacji i hydrokrakingu. Typowe instalacje z lat 1956-1965. do hydrorafinacji olejów napędowych zastosowano instalacje dwustopniowe o wydajności 0,9 mln ton surowca/rok typu L-24-6; hydrorafinację frakcji benzynowych prowadzono na wydzielonych jednostkach o wydajności 0,3 mln ton surowca surowce/rok. W latach 1965-1970 Wprowadzono instalacje do hydrorafinacji różnych frakcji destylatów o wydajności 1,2 mln ton/rok typu L-24-7, LG-24-7, LCh-24-7. Frakcje benzynowe oczyszczano w blokach połączonych jednostek reformingu o wydajności 0,3 i 0,6 mln ton/rok. Frakcje naftowe oczyszczano w wyposażonych wcześniej do tego celu instalacjach do hydrorafinacji oleju napędowego. Od 1970 roku wprowadzono szeroko rozbudowane instalacje różnego typu i przeznaczenia – zarówno samodzielne typu J1-24-9 i J14-24-2000, jak i w ramach łączonych zakładów JlK-bu (sekcja 300) o wydajności 1 do 2 mln ton/rok. Schematy technologiczne hydrorafinacji paliw do silników odrzutowych i oleju napędowego są pod wieloma względami podobne do schematu instalacji hydrorafinacji frakcji benzynowych – surowca instalacji do reformingu katalitycznego.

Instalacje hydroodsiarczania paliw kotłowych, olejów opałowych i smół typu 68-6 pracują w trójfazowych reaktorach ze złożem fluidalnym. Wydajność instalacji, w zależności od surowca, może wahać się od 1,25 mln ton/rok smoły siarkowej do 2,5 mln ton/rok siarkowego oleju opałowego. Ciśnienie procesowe wynosi 15 MPa, temperatura 360-390°C, zużycie VSG wynosi 1000 nm3/m3 surowca. Katalizator AKM stosuje się w postaci wytłaczanych cząstek o średnicy 0,8 mm i wysokości 3-4 mm. Katalizator w reaktorze nie jest regenerowany, lecz usuwany w małych ilościach i zastępowany świeżą porcją raz na 2 dni. Zbiornik reaktora jest wielowarstwowy o grubości ścianki 250 mm, masa reaktora wynosi około 800 ton.

Oto nazwy procesów hydrokrakingu i hydrorafinacji firm zagranicznych:

Nowoczesne procesy uwodornienia firmy Union Oil: proces Unicracking/DP, który obejmuje dwa działające sekwencyjnie reaktory hydrorafinacji i selektywnego hydroodparafinowania do przetwarzania surowców - frakcji diesla i próżniowych olejów napędowych w celu wytworzenia nisko zestalającego się oleju napędowego (temperatura krzepnięcia czasami do minus 80°C) zawierający 0,002% siarki, poniżej 10% związków aromatycznych na katalizatorach NS-K i NS-80 z konwersją surowca 20%; Proces unikrakingu z częściową konwersją 80% surowców - próżniowych olejów napędowych do produkcji oleju napędowego zawierającego 0,02% siarki i mniej niż 10% związków aromatycznych na katalizatorze wstępnej hydrorafinacji NS-K oraz ulepszonym katalizatorze zeolitowym DHC-32, proces może mieć także zastosowanie w pracy Rafinerii z opcją benzynową w schemacie przygotowania surowców do krakingu katalitycznego; Proces unikrakingu z pełną 100% konwersją surowców - próżniowe oleje napędowe o końcowej temperaturze wrzenia 550°C do produkcji przyjaznych dla środowiska paliw do silników odrzutowych i diesla zawierających 0,02% siarki, 4 i 9% związków aromatycznych na amorficznym kulistym katalizatorze DHC-8 ( cykl pracy katalizatora wynosi 2-3 lata), zapewniając maksymalny uzysk wysokiej jakości destylatów, zwłaszcza olejów napędowych; proces „Unisar” z konwersją 10% na nowym katalizatorze AS-250 do skutecznej redukcji zawartości aromatów do 15% w paliwach do silników odrzutowych i diesla (hydrodearomatyzacja), szczególnie zalecany do produkcji olejów napędowych z trudnego do rafinacji surowca materiały, takie jak lekkie oleje napędowe z krakingu katalitycznego i koksowania; Proces AN-Unibon firmy UOP do hydrorafinacji i hydrorafinacji olejów napędowych typu AR-10 i AR-10/2 (dwuetapowy) do zawartości siarki 0,01% wag. % i aromaty do 10 obj. % o liczbie cetanowej 53 przy ciśnieniach procesowych 12,7 i 8,5 MPa (dwa etapy).

Do przeformułowania (kontrolowanej hydroprzeróbki) pozostałości olejowych w praktyce światowej stosuje się w szczególności następujące procesy: hydrorafinacja – proces RCD Unionfining firmy Union Oil mający na celu zmniejszenie zawartości siarki, azotu, asfaltenów, metali i zmniejszenie właściwości koksujących surowców resztkowych (pozostałości próżniowe i asfalty z procesów odasfaltowania) w celu uzyskania wysokiej jakości niskosiarkowego paliwa kotłowego lub do dalszego przerobu w procesie hydrokrakingu, koksowania, krakingu katalitycznego surowców resztkowych; hydrorafinacja - proces Chevron RDS/VRDS ma podobny cel do poprzedniego procesu, natomiast przetwarzane są surowce o lepkości w temperaturze 100°C do 6000 mm2/s i zawartości metalu do 0,5 g/kg (do głębokich hydrodemetalizacja surowców), stosowana jest technologia wymiany katalizatora „w locie”, która umożliwia wyładunek katalizatora z reaktora i wymianę go na nowy przy zachowaniu normalnej pracy w reaktorach równoległych, co pozwala na przetwarzanie bardzo ciężkie surowce z czasem instalacji dłuższym niż rok; hydrovisbreaking – proces „Aqvaconversion” firm „Intevep SA”, „UOP”, „Foster Wheeler” zapewnia znaczną redukcję lepkości (bardziej w porównaniu do visbreakingu) ciężkich paliw kotłowych przy wyższej konwersji surowców, a także pozwala na otrzymanie wodoru z wody w warunkach zasadowych poprzez wprowadzenie do surowca wraz z wodą (parą) kompozycji dwóch katalizatorów na bazie metali nieszlachetnych; hydrokraking - proces „LC-Fining” firm „ABB Lummus”, „Oxy Research”, „British Petroleum” do odsiarczania, demetalizacji, redukcji koksowania i konwersji pozostałości atmosferycznych i próżniowych z konwersją surowców 40- 77%, stopień odsiarczenia 60-90%, całkowita demetalizacja 50-98% i redukcja koksowania o 35-80%, natomiast w reaktorze katalizator utrzymywany jest w zawiesinie przez rosnący przepływ ciekłego surowca (np. przykładowo smoła) zmieszana z wodorem; hydrokraking – proces „H-Oil” (rys. 2.23) przeznaczony do hydroprzeróbki surowców resztkowych i ciężkich, takich jak smoła, w dwóch lub trzech reaktorach z zawieszonym złożem katalizatora, w trakcie procesu można dodawać i usuwać katalizator; z reaktora, utrzymując jego aktywność i stopień konwersji smoły od 30 do 80%; hydrorafinacja surowców resztkowych - proces Nusop firmy Shell wykorzystuje wszystkie reaktory bunkrowe (jeden lub więcej w zależności od zawartości metalu w surowcu) z ruchomym złożem katalizatora w celu ciągłej aktualizacji katalizatora w reaktorach (0,5-2,0% całkowitego katalizatora na dzień. ), w tym przypadku można zastosować także dwa reaktory ze stałym złożem katalizatora po reaktorach bunkrowych, w razie potrzeby w schemacie uwzględniono reaktor hydrokrakingu w celu zwiększenia konwersji surowców dla ciśnień procesowych 10-20 MPa i temperatur; 370-420°C (ryc. 2.24).

Najważniejszym osiągnięciem ostatnich lat w technologii produkcji bezsiarkowych, niskokrzepnących paliw do silników odrzutowych i diesla oraz wysokoindeksowych olejów bazowych jest opracowanie przez firmy Chevron wspólnie z ABB procesów uwodornienia zwanych „Isocrackingiem”.

Lummus”, które przeprowadzają hydrokraking z konwersją 40-60% (olej), 50-60, 70-80 lub 100% (diesel) próżniowych olejów napędowych 360-550 °C lub ciężkich olejów napędowych próżniowych 420-570 °C C, zmniejszyć zawartość siarki do 0,01-0,001% (olej napędowy) lub do 0,005% (olej), zwiększyć zawartość aromatów do 1-10% w zależności od marki katalizatora (zeolit ​​amorficzny lub zeolit) ICR-117, 120, 139, 209 itd., liczbę etapów reakcji (jeden lub dwa), ciśnienie w reaktorach (poniżej 10 lub więcej niż 10 MPa), zastosowanie systemów recyklingu, a także prowadzi selektywną hydroizomeryzację n- parafiny. Proces ten, w trybie hydroizodewoskowania, umożliwia przeróbkę ciężkich próżniowych olejów napędowych z maksymalną wydajnością olejów smarowych o wysokim indeksie (IV = 110-130) przy jednoczesnej produkcji nisko zestalających się olejów napędowych. W przeciwieństwie do hydrodeparafinizacji, podczas której usuwane są n-parafiny, w procesie tym ulegają one hydroizomeryzacji. Charakterystyczną modyfikacją hydrokrakingu w ostatnich latach (o wysokim stopniu konwersji) jest zastosowanie dodatkowych rozwiązań technologicznych polegających na usuwaniu ciężkich wielopierścieniowych związków aromatycznych (HMA) z cieczy zawracanej (separacja na gorąco, selektywna adsorpcja TMA itp.) w systemy hydrokrakingu z recyklingiem. Tworzący się podczas pracy TMA (aromaty posiadające 11 lub więcej pierścieni) jest niepożądany w produktach handlowych, zmniejsza wydajność katalizatora, wytrąca się na zimniejszych powierzchniach urządzeń i rurociągów, zakłócając funkcjonowanie instalacji.

PJSC Orsknefteorgsintez, czyli Rafineria Orsky, jest częścią przemysłowo-finansowej grupy SAFMAR Michaiła Gutseriewa. Zakład działa w regionie Orenburg, zaopatruje swój region i okolice w produkty naftowe - paliwo silnikowe, olej opałowy i bitum. Od kilku lat przedsiębiorstwo przechodzi zakrojoną na szeroką skalę modernizację, w wyniku której zakład na długie lata pozostanie w czołówce branży rafineryjnej.

Obecnie Rafineria Orsk rozpoczęła próbne uruchomienie najważniejszego z nowo budowanych obiektów – Kompleksu Hydrokrakingu. Do czerwca w tym obiekcie zakończono prace konstrukcyjne, instalacyjne i rozruchowe „na biegu jałowym” oraz debugowanie i regulację sprzętu „pod obciążeniem”. Całkowita wartość inwestycji w budowę tego kompleksu wyniesie ponad 43 miliardy rubli, zarówno ze środków własnych, jak i pożyczonych.

W najbliższej przyszłości zostaną przyjęte surowce do instalacji i rozpocznie się debugowanie wszystkich procesów w celu uzyskania produktów. Tryb testowy jest niezbędny do debugowania reżimu technologicznego na wszystkich obiektach kompleksu Hydrokrakingu, uzyskania produktów odpowiedniej jakości, a także między innymi do potwierdzenia wskaźników gwarancyjnych określonych przez licencjodawcę Shell Global Solutions International B.V. (Powłoka)

Dostosowanie trybu przeprowadzane jest przez oddziały ONOS przy udziale wykonawców zlecających i w obecności przedstawiciela licencjodawcy Shell. Główny akcjonariusz ONOS, ForteInvest, planuje zakończyć pracę w trybie testowym i oddać obiekt do komercyjnej eksploatacji w lipcu tego roku. Tym samym, pomimo trudnej sytuacji gospodarczej kraju, Kompleks Hydrokrakingu ma powstać w niezwykle krótkim czasie – pierwsze prace nad projektem rozpoczęły się w połowie 2015 roku, a moc obliczeniową hydrokrakingu osiągnie po około 33 miesiącach od zakończenia budowy. rozpoczęcie projektu.

Uruchomienie obiektów modernizacyjnych wprowadzi Rafinerię Orsk na nowy poziom rafinacji, umożliwiając jej zwiększenie głębokości do 87%. Do 74% wzrośnie wybór lekkich produktów naftowych. W wyniku realizacji tego etapu Programu Modernizacji zmieni się oferta produktowa przedsiębiorstwa: próżniowy olej napędowy przestanie być produktem handlowym, stanie się surowcem do instalacji hydrokrakingu; Znacząco wzrośnie produkcja nafty lotniczej i oleju napędowego Euro 5.

Akcjonariusze Rafinerii Orsk przywiązują dużą wagę do długoterminowego rozwoju przedsiębiorstwa. Trwająca od 2012 roku globalna modernizacja produkcji ma ogromne znaczenie nie tylko dla przedsiębiorstwa, ale także dla regionu, gdyż zakład jest jednym z miastotwórczych przedsiębiorstw Orska. Obecnie w rafinerii pracuje około 2,3 tys. osób – mieszkańców miasta i okolicznych wsi. Odnowa produkcji ma ogromne znaczenie dla sfery społecznej miasta - polega na stworzeniu nowych miejsc pracy, zwiększeniu liczby wykwalifikowanych kadr zajmujących się produkcją, a w konsekwencji podniesieniu ogólnego standardu życia zakładów i miast. pracownicy.

PJSC „Orsknefteorgsintez”– rafineria ropy naftowej o zdolności produkcyjnej 6 mln ton rocznie. Zakres procesów technologicznych zakładu pozwala na wytwarzanie około 30 rodzajów różnych wyrobów. Należą do nich benzyna silnikowa klasy 4 i 5; paliwo do silników odrzutowych RT; olej napędowy letnich i zimowych klas 4 i 5; asfalt drogowy i budowlany; oleje opałowe. W 2017 roku wolumen przerobu ropy naftowej wyniósł 4 mln 744 tys. ton.

Kompleks Hydrokrakingu składa się z instalacji hydrokrakingu, instalacji do produkcji siarki z instalacją granulacji i załadunku, instalacji chemicznego uzdatniania wody, instalacji recyklingu wody oraz stacji azotu nr 2. Budowa kompleksu hydrokrakingu próżniowego oleju napędowego rozpoczęła się w 2015 roku, jego uruchomienie planowane jest na lato 2018 roku.

Hydrokraking to katalityczny proces przetwarzania destylatów i pozostałości ropy naftowej w umiarkowanych temperaturach i podwyższonym ciśnieniu wodoru na wielofunkcyjnych katalizatorach o właściwościach uwodorniających i kwasowych (oraz w procesy selektywnego hydrokrakingu i efektu sitowego).

Hydrokraking umożliwia otrzymanie szerokiej gamy wysokiej jakości produktów naftowych (gazów skroplonych C 3 - C 4 , benzyny, paliw do silników odrzutowych i diesla, komponentów olejowych) z dużą wydajnością z niemal każdego surowca naftowego, poprzez dobór odpowiednich katalizatorów i warunków technologicznych oraz jest jednym z procesów ekonomicznych, elastycznych i pogłębiających rafinację ropy naftowej.

      1. Lekki hydrokraking próżniowego oleju napędowego

W związku z utrzymującą się tendencją przyspieszonego wzrostu zapotrzebowania na olej napędowy w porównaniu do benzyny silnikowej za granicą, od 1980 roku rozpoczęto przemysłowe wdrażanie instalacji lekkiego hydrokrakingu (LHC) destylatów próżniowych, co pozwala na produkcję znacznych ilości tego paliwa olej napędowy jednocześnie z surowcami niskosiarkowymi do krakingu katalitycznego. Wprowadzenie procesów JIGC polegało najpierw na przebudowie funkcjonujących wcześniej instalacji hydroodsiarczania surowców z krakingu katalitycznego, a następnie na budowie specjalnie zaprojektowanych nowych instalacji.

Krajowa technologia procesu LGK została opracowana w Ogólnorosyjskim Instytucie Badań Naukowych NP na początku lat 70. XX wieku, ale nie doczekała się jeszcze wdrożenia przemysłowego.

Zalety procesu LHA w porównaniu z hydroodsiarczaniem:

Wysoka elastyczność technologiczna, która pozwala, w zależności od zapotrzebowania na paliwa silnikowe, na łatwą zmianę (regulację) proporcji oleju napędowego: benzyny w trybie maksymalnej konwersji na olej napędowy lub głębokiego odsiarczania w celu uzyskania maksymalnej ilości surowców krakingu katalitycznego ;

W związku z produkcją oleju napędowego przez LGK następuje odpowiednie odciążenie instalacji krakingu katalitycznego, co pozwala na włączenie do przerobu innych źródeł surowców.

Krajowy jednoetapowy proces LGC próżniowego oleju napędowego 350...500°C prowadzony jest na katalizatorze ANMC pod ciśnieniem 8 MPa, w temperaturze 420...450°C, przy objętościowym natężeniu przepływu surowca materiału 1,0...1,5 h -1 i współczynniku cyrkulacji VSG około 1200 m 3 /m 3 .

Przy przetwarzaniu surowców o dużej zawartości metali proces LGK prowadzony jest jedno lub dwuetapowo w reaktorze wielowarstwowym z wykorzystaniem trzech rodzajów katalizatorów: szerokoporowego do hydrodemetalizacji (T-13), o wysokiej aktywności hydroodsiarczającej (GO- 116) i zawierający zeolit ​​do hydrokrakingu (GK-35 ). W procesie próżniowego oleju napędowego LGC można otrzymać do 60% letniego oleju napędowego o zawartości siarki 0,1% i temperaturze krzepnięcia 15°C (tabela 8.20).

Wadą jednoetapowego procesu LGK jest krótki cykl pracy (3...4 miesiące). Następna wersja procesu, opracowana w Ogólnorosyjskim Instytucie Badań Naukowych NP, to dwustopniowy LGK z cyklem międzyregeneracyjnym trwającym 11 miesięcy. - zalecany do współpracy z jednostką krakingu katalitycznego typu G-43-107u.

        Hydrokraking destylatu próżniowego pod ciśnieniem 15 MPa

Hydrokraking jest skutecznym i niezwykle elastycznym procesem katalitycznym, pozwalającym na kompleksowe rozwiązanie problemu głębokiego przetwarzania destylatów próżniowych (GVD) z produkcją szerokiej gamy paliw silnikowych zgodnie ze współczesnymi wymaganiami i zapotrzebowaniem na określone paliwa.

Jednostopniowy proces hydrokrakingu destylatów próżniowych prowadzone w wielowarstwowym (do pięciu warstw) reaktorze z kilkoma rodzajami katalizatorów. Aby zapewnić, że gradient temperatury w każdej warstwie nie przekroczy 25°C, pomiędzy poszczególnymi warstwami katalizatora zapewniono chłodzenie VSG (hartowanie), a także zainstalowano urządzenia do dystrybucji kontaktowej, aby zapewnić transfer ciepła i masy pomiędzy gazem a przepływem reagującym oraz równomierny rozkład przepływu gazu i cieczy w warstwie katalizatora. Górna część reaktora wyposażona jest w pochłaniacze energii kinetycznej przepływu, skrzynki siatkowe i filtry wychwytujące produkty korozji.

Na ryc. Rysunek 8.15 przedstawia schemat blokowy jednej z dwóch równoległych sekcji roboczych jednostopniowej instalacji hydrokrakingu destylatów próżniowych 68-2k (o wydajności 1 mln ton/rok dla wersji Diesel lub 0,63 mln ton/rok dla produkcji paliwo odrzutowe).

Surowce (350...500°C) i pozostałości hydrokrakingu poddane recyklingowi miesza się z VSG, podgrzewa w wymiennikach ciepła, a następnie w piecu P-1 do temperatury reakcji i wprowadza się do reaktorów R-1 (R-2 itp.). Mieszanina reakcyjna jest chłodzona w wymiennikach ciepła surowca, następnie w chłodnicach powietrznych i w temperaturze 45...55°C kierowana jest do separatora wysokociśnieniowego S-1, gdzie następuje rozdzielenie na VSG i niestabilne uwodornienie. VSG po oczyszczeniu z H 2 S w absorberze K-4 sprężarka jest dostarczana do obiegu.

Niestabilny wodorat przesyłany jest przez zawór redukcyjny do separatora niskociśnieniowego S-2, gdzie oddzielana jest część gazów węglowodorowych, a strumień cieczy wprowadzany jest poprzez wymienniki ciepła do kolumny stabilizacyjnej K-1 do destylacji gazów węglowodorowych i benzyny lekkiej.

Trwały wodorat rozdziela się dalej w kolumnie atmosferycznej K-2 do ciężkiej benzyny, oleju napędowego (przez kolumnę odpędową K-3) i frakcję >360°C, której część może służyć do recyklingu, a pozostała część może służyć jako surowiec do pirolizy, baza olejów smarowych itp.

W tabeli 8.21 przedstawiono bilans materiałowy jedno- i dwustopniowego HCVD z recyrkulacją pozostałości po hydrokrakingu (tryb procesu: ciśnienie 15 MPa, temperatura 405...410°C, objętościowe natężenie przepływu surowców 0,7 h -1, natężenie cyrkulacji VSG 1500 m 3 /m 3 ).

Wadami procesów hydrokrakingu jest duże zużycie metalu, wysokie koszty inwestycyjne i operacyjne oraz wysoki koszt instalacji wodorowej i samego wodoru.

Raczej połączenie rzeczy zostanie zerwane w Makbecie Szekspira

Hydrokraking jest procesem późniejszej generacji niż kraking katalityczny i reforming katalityczny, zatem skuteczniej realizuje te same zadania, co te dwa procesy. Hydrokraking może zwiększyć wydajność składników benzyny, zwykle poprzez konwersję surowców, takich jak olej napędowy. Osiągana w ten sposób jakość komponentów benzyny jest nieosiągalna poprzez ponowne poddanie oleju napędowego procesowi krakingu, w którym został on uzyskany. Hydrokraking umożliwia również konwersję ciężkiego oleju napędowego na lekkie destylaty (paliwo do silników odrzutowych i olej napędowy). I, co być może najważniejsze, w wyniku hydrokrakingu nie powstają żadne ciężkie, niedestylowane pozostałości (koks, smoła lub pozostałości podestylacyjne), a jedynie lekko wrzące frakcje.

Proces technologiczny

Słowo hydrokraking jest wyjaśnione bardzo prosto. Jest to kraking katalityczny w obecności wodoru. Połączenie wodoru, katalizatora i odpowiedniego trybu procesu pozwala na kraking niskiej jakości lekkiego oleju napędowego, który powstaje w innych instalacjach krakingowych i czasami jest wykorzystywany jako składnik oleju napędowego. Instalacja hydrokrakingu produkuje benzynę wysokiej jakości.

Zastanów się przez chwilę, jak korzystny może być proces hydrokrakingu. Jej najważniejszą zaletą jest możliwość przestawienia mocy rafinerii z produkcji dużych ilości benzyny (przy pracującym hydrokrakingu) na produkcję dużych ilości oleju napędowego (gdy jest wyłączony).

Znany żart trenera sportowego, który lekceważąco deklaruje transfer swojego zawodnika do drużyny przeciwnej: „Myślę, że to wzmocni obie drużyny”, ma duże zastosowanie w przypadku hydrokrakingu. Hydrokraking poprawia jakość zarówno komponentów benzyny, jak i destylatu. Zużywa najgorsze składniki destylatu i wytwarza składnik benzyny o ponadprzeciętnej jakości.

Kolejną kwestią wartą odnotowania jest to, że w procesie hydrokrakingu powstają znaczne ilości izobutanu, który jest przydatny do kontrolowania ilości surowca w procesie alkilowania.

Obecnie w powszechnym użyciu jest około dziesięciu różnych typów hydrokrakerów, ale wszystkie są bardzo podobne do typowej konstrukcji opisanej w następnej sekcji.

Katalizatory hydrokrakingu są na szczęście mniej wartościowe i droższe niż katalizatory. Zazwyczaj są to związki siarki z kobaltem, molibdenem lub niklem (CoS, MoS2, NiS) oraz tlenkiem glinu. (Prawdopodobnie od dawna zastanawiasz się, po co w ogóle potrzebne są te metale.) W przeciwieństwie do krakingu katalitycznego, ale podobnie jak reformingu katalitycznego, katalizator umieszczony jest w postaci nieruchomego złoża. Podobnie jak reforming katalityczny, hydrokraking najczęściej prowadzi się w dwóch reaktorach, jak pokazano na rysunku.

Surowiec miesza się z wodorem ogrzanym do 290-400°C (550-750°F) i pod ciśnieniem 1200-2000 psi (84-140 atm) i przesyła do pierwszego reaktora. Podczas przejścia przez złoże katalizatora około 40-50% surowca ulega krakowaniu

Produkty o temperaturze wrzenia podobnej do benzyny (temperatura wrzenia do 200°C (400°F)).

Katalizator i wodór uzupełniają się na kilka sposobów. Po pierwsze, na katalizatorze dochodzi do pękania. Aby pękanie mogło trwać dalej, potrzebne jest ciepło, czyli jest to proces endotermiczny. Jednocześnie wodór reaguje z cząsteczkami powstającymi podczas krakowania, nasycając je i wytwarzając ciepło. Innymi słowy, ta reakcja, zwana uwodornieniem, jest egzotermiczna. Zatem wodór zapewnia ciepło niezbędne do wystąpienia pękania.

Kolejnym aspektem, w którym się uzupełniają, jest tworzenie izoparafin. W wyniku krakingu powstają olefiny, które mogą łączyć się ze sobą, tworząc normalne parafiny. W wyniku uwodornienia wiązania podwójne ulegają szybkiemu nasyceniu, często tworząc izoparafiny, uniemożliwiając w ten sposób ponowne wytwarzanie niepożądanych cząsteczek (liczba oktanowa izoparafin jest wyższa niż w przypadku zwykłych parafin).

Kiedy mieszanina węglowodorów opuszcza pierwszy reaktor, jest schładzana, skraplana i przepuszczana przez separator w celu oddzielenia wodoru. Wodór jest ponownie mieszany z surowcem i kierowany do procesu, a ciecz kierowana do destylacji. Produkty otrzymane w pierwszym reaktorze rozdzielane są w kolumnie destylacyjnej i w zależności od tego, jakie jest w rezultacie zapotrzebowanie (składniki benzyny, paliwo do silników odrzutowych czy olej napędowy), oddzielana jest ich część. Frakcję naftową można oddzielić jako strumień boczny lub pozostawić razem z olejem napędowym jako pozostałość po destylacji.

Pozostałość po destylacji ponownie miesza się ze strumieniem wodoru i wprowadza do drugiego reaktora. Ponieważ substancja ta została już poddana uwodornieniu, krakingowi i reformingowi w pierwszym reaktorze, proces w drugim reaktorze przebiega w bardziej rygorystyczny sposób (wyższe temperatury i ciśnienia). Podobnie jak produkty pierwszego etapu, mieszanina opuszczająca drugi reaktor jest oddzielana od wodoru i kierowana do frakcjonowania.

Wyobraź sobie sprzęt wymagany do procesu prowadzonego pod ciśnieniem 2000 psi (140 atm) i w temperaturze 400°C. Grubość ścian stalowego reaktora czasami sięga cm. Głównym problemem jest zapobieganie wymknięciu się spod kontroli pęknięć. Ponieważ cały proces jest endotermiczny, możliwy jest szybki wzrost temperatury i niebezpieczny wzrost szybkości pękania. Aby tego uniknąć, większość hydrokrakerów ma wbudowane zabezpieczenia umożliwiające szybkie zatrzymanie reakcji.

Produkty i produkty. Kolejną niezwykłą właściwością procesu hydrokrakingu jest zwiększenie objętości produktu o 25%. W wyniku połączenia krakingu i uwodornienia powstają produkty, których gęstość względna jest znacznie niższa od gęstości surowca. Poniżej przedstawiono typowy rozkład uzysków produktów hydrokrakingu przy zastosowaniu jako surowca oleju napędowego z instalacji koksowniczej i lekkich frakcji z instalacji krakingu katalitycznego. Produkty hydrokrakingu to dwie główne frakcje stosowane jako składniki benzyny.

Ułamki objętościowe

Olej napędowy koksujący 0,60 Lekkie frakcje roślinne kat. Pękanie 0.40

Produkty:

Izobutan 0,02

N-butan 0,08

Lekki produkt hydrokrakingu 0,21

Produkt ciężkiego hydrokrakingu 0,73

Frakcje nafty 0,17

W tabeli nie wskazano wymaganej ilości wodoru mierzonej w standardowych stopach sześciennych na baryłkę paszy. Zwykłe zużycie wynosi 2500 st. Produkt ciężkiego hydrokrakingu -

Jest to benzyna ciężka zawierająca wiele prekursorów aromatycznych (czyli związków, które łatwo przekształcają się w związki aromatyczne). Ten produkt jest często wysyłany do reformatora w celu ulepszenia. Frakcje nafty są dobrym paliwem do silników odrzutowych lub surowcem do destylatu (diesla), ponieważ zawierają mało związków aromatycznych (w wyniku nasycenia wiązań podwójnych wodorem). Bardziej szczegółowe informacje na ten temat zawarte są w Rozdziale XIII „Paliwa destylowane” oraz Rozdziale XIV „Asfalt naftowy i pozostałości

Hydrokraking pozostałości. Istnieje kilka modeli hydrokrakerów, które zostały zaprojektowane specjalnie do przetwarzania pozostałości lub pozostałości po destylacji próżniowej. Większość z nich działa jako hydrorafinatory, jak opisano w rozdziale XV. Wyjście stanowi ponad 90% paliwa resztkowego (kotłowego). Celem tego procesu jest usunięcie siarki w wyniku reakcji katalitycznej związków zawierających siarkę z wodorem, w wyniku której powstaje siarkowodór. Dzięki temu pozostałość o zawartości siarki nie większej niż 4% może zostać przekształcona w ciężkie paliwo ciekłe zawierające mniej niż 0,3% siarki.

Streszczenie. Teraz, gdy możemy włączyć hydrokrakery do ogólnego programu rafinacji ropy naftowej, potrzeba skoordynowanych działań staje się jasna. Z jednej strony hydrokraker jest punktem centralnym, ponieważ pomaga ustalić równowagę pomiędzy ilością benzyny, oleju napędowego i paliwa do silników odrzutowych. Nie mniej ważne są natomiast szybkości zasilania i tryby pracy instalacji krakingu katalitycznego i koksowania. Ponadto przy planowaniu dystrybucji produktów hydrokrakingu należy wziąć pod uwagę alkilację i reforming.

ĆWICZENIA

Przeanalizuj różnice między hydrokrakingiem, krakingiem katalitycznym i krakingiem termicznym pod względem surowców, sił napędowych procesu i składu produktu.

W jaki sposób hydrokraking i kraking katalityczny uzupełniają się? Reformowanie i hydrokrakowanie?

Narysuj schemat technologiczny rafinerii ropy naftowej zawierający instalację hydrokrakingu.