Domov · Kontrola · Rafinéria v Orsku začala testovacie spustenie svojho hydrokrakovacieho komplexu. Projekt výroby a dodávky hydrokrakovacích reaktorov do rafinérie RN-Tuapse (JSC NK Rosneft) Zrekonštruované rafinérie začali vyrábať ropné produkty európskej kvality a v regiónoch

Rafinéria v Orsku začala testovacie spustenie svojho hydrokrakovacieho komplexu. Projekt výroby a dodávky hydrokrakovacích reaktorov do rafinérie RN-Tuapse (JSC NK Rosneft) Zrekonštruované rafinérie začali vyrábať ropné produkty európskej kvality a v regiónoch

Hydrokrakovanie je určené na výrobu palivových destilátov s nízkym obsahom síry z rôznych surovín.

Hydrokrakovanie je proces neskoršej generácie ako katalytické krakovanie a katalytické reformovanie, takže efektívnejšie plní rovnaké úlohy ako tieto 2 procesy.

Suroviny používané v hydrokrakovacích zariadeniach sú vákuové a atmosférické plynové oleje, tepelné a katalytické krakovacie plynové oleje, odasfaltované oleje, vykurovacie oleje a dechty.

Technologická jednotka hydrokrakovania sa zvyčajne skladá z 2 blokov:

Reakčná jednotka vrátane 1 alebo 2 reaktorov,

Frakcionačná jednotka pozostávajúca z rôzneho počtu destilačných kolón.

Produkty hydrokrakovania sú automobilové benzíny, tryskové a motorové nafty, suroviny pre petrochemickú syntézu a LPG (z benzínových frakcií).

Hydrokrakovanie môže zvýšiť výťažok komponentov benzínu, zvyčajne premenou surovín, ako je plynový olej.

Kvalita benzínových komponentov, ktorá je dosiahnutá týmto spôsobom, je nedosiahnuteľná opätovným prechodom plynového oleja cez proces krakovania, v ktorom bol získaný.

Hydrokrakovanie tiež umožňuje premenu ťažkého plynového oleja na ľahké destiláty (tryskové a naftové palivo). Počas hydrokrakovania nevzniká žiadny ťažký nedestilovateľný zvyšok (koks, smola alebo spodný zvyšok), ale len ľahko vriace frakcie.

Výhody hydrokrakovania

Prítomnosť hydrokrakovacej jednotky umožňuje rafinérii prepnúť svoju kapacitu z výroby veľkého množstva benzínu (keď je hydrokrakovacia jednotka v prevádzke) na výrobu veľkého množstva motorovej nafty (keď je vypnutá).

Hydrokrakovanie zlepšuje kvalitu komponentov benzínu a destilátu.

Proces hydrokrakovania využíva najhoršie zložky destilátu a produkuje nadpriemerne kvalitnú benzínovú zložku.

Proces hydrokrakovania produkuje významné množstvá izobutánu, ktorý je užitočný na riadenie množstva suroviny v alkylačnom procese.

Použitie hydrokrakovacích jednotiek zvyšuje objem produktov o 25 %.

V súčasnosti sa bežne používa asi 10 rôznych typov hydrokrakerov, ale všetky sú veľmi podobné typickému dizajnu.

Hydrokrakovacie katalyzátory sú lacnejšie ako katalytické krakovacie katalyzátory.

Technologický proces

Slovo hydrokrakovanie je vysvetlené veľmi jednoducho. Ide o katalytické krakovanie v prítomnosti vodíka.

Zavedenie studeného plynu obsahujúceho vodík do zón medzi vrstvami katalyzátora umožňuje vyrovnávať teplotu zmesi surovín pozdĺž výšky reaktora.

Pohyb zmesi surovín v reaktoroch je nadol.

Kombinácia vodíka, katalyzátora a vhodného spôsobu procesu umožňuje krakovanie nekvalitného ľahkého plynového oleja, ktorý vzniká v iných krakovacích zariadeniach a niekedy sa používa ako zložka motorovej nafty.
Hydrokrakovacia jednotka vyrába vysokokvalitný benzín.

Hydrokrakovacie katalyzátory sú zvyčajne zlúčeniny síry s kobaltom, molybdénom alebo niklom (CoS, MoS 2, NiS) a oxid hlinitý.
Na rozdiel od katalytického krakovania, ale podobného katalytickému reformovaniu, je katalyzátor umiestnený v pevnom lôžku. Podobne ako katalytické reformovanie, aj hydrokrakovanie sa najčastejšie vykonáva v 2 reaktoroch.

Surovina dodávaná čerpadlom sa mieša s čerstvým plynom obsahujúcim vodík a cirkulujúcim plynom, ktoré sú čerpané kompresorom.

Surová plynná zmes, ktorá prešla cez výmenník tepla a pece, sa zahrieva na reakčnú teplotu 290-400 °C (550-750 °F) a pod tlakom 1200-2000 psi (84-140 atm). zavádzané do reaktora zhora. Berúc do úvahy veľké uvoľňovanie tepla počas procesu hydrokrakovania, studený (cirkulačný) plyn obsahujúci vodík sa zavádza do reaktora do zón medzi vrstvami katalyzátora, aby sa vyrovnali teploty pozdĺž výšky reaktora. Počas prechodu cez lôžko katalyzátora sa približne 40 až 50 % suroviny krakuje za vzniku produktov s bodmi varu podobnými benzínu (bod varu do 200 °C (400 °F).

Katalyzátor a vodík sa navzájom dopĺňajú niekoľkými spôsobmi. Po prvé, na katalyzátore dochádza k praskaniu. Aby praskanie pokračovalo, je potrebný prívod tepla, to znamená, že ide o endotermický proces. Vodík zároveň reaguje s molekulami, ktoré vznikajú pri praskaní, nasýti ich a tým sa uvoľňuje teplo. Inými slovami, táto reakcia, nazývaná hydrogenácia, je exotermická. Vodík teda poskytuje teplo potrebné na to, aby došlo k praskaniu.

Po druhé, ide o tvorbu izoparafínov. Krakovanie produkuje olefíny, ktoré sa môžu navzájom kombinovať, čo vedie k normálnym parafínom. Vplyvom hydrogenácie sa dvojité väzby rýchlo nasýtia, často vznikajú izoparafíny, a tým sa zabráni opätovnej produkcii nežiaducich molekúl (oktánové čísla izoparafínov sú vyššie ako v prípade normálnych parafínov).

Zmes reakčných produktov a cirkulujúceho plynu opúšťajúca reaktor sa ochladzuje vo výmenníku tepla, chladničke a vstupuje do vysokotlakového separátora. Tu sa plyn obsahujúci vodík na návrat do procesu a zmiešanie so surovinou oddelí od kvapaliny, ktorá zo spodnej časti separátora cez redukčný ventil vstupuje do nízkotlakového separátora. Časť uhľovodíkových plynov sa uvoľňuje v separátore a prúd kvapaliny sa posiela do výmenníka tepla umiestneného pred strednou destilačnou kolónou na ďalšiu destiláciu. V kolóne sa pri miernom pretlaku uvoľňujú uhľovodíkové plyny a ľahký benzín. Petrolejová frakcia môže byť oddelená ako vedľajší prúd alebo ponechaná spolu s plynovým olejom ako destilačný zvyšok.

Benzín sa čiastočne vracia do medzidestilačnej kolóny vo forme akútnej závlahy a jeho bilančné množstvo sa odčerpáva zo zariadenia cez „alkalizačný“ systém. Zvyšok z medzidestilačnej kolóny sa separuje v atmosférickej kolóne na ťažký benzín, motorovú naftu a frakciu >360 °C. Keďže suroviny v tejto operácii už boli podrobené hydrogenácii, krakovaniu a reformovaniu v 1. reaktore, proces v 2. reaktore prebieha v tvrdšom režime (vyššie teploty a tlaky). Podobne ako produkty 1. stupňa sa zmes opúšťajúca 2. reaktor oddelí od vodíka a pošle sa na frakcionáciu.

Hrúbka stien oceľového reaktora pre proces prebiehajúci pri 2000 psi (140 atm) a 400 °C niekedy dosahuje 1 cm.

Hlavnou úlohou je zabrániť tomu, aby sa praskanie vymklo spod kontroly. Pretože celý proces je endotermický, je možný rýchly nárast teploty a nebezpečné zvýšenie rýchlosti krakovania. Aby sa tomu zabránilo, väčšina hydrokrakov obsahuje vstavané zariadenia na rýchle zastavenie reakcie.

Benzín z atmosférickej kolóny sa zmieša s benzínom z medziľahlej kolóny a odstráni sa zo zariadenia. Motorová nafta po stripovacej kolóne je ochladená, „alkalizovaná“ a odčerpávaná zo zariadenia. Frakcia > 360 °C sa používa ako horúci prúd na dne atmosférickej kolóny a zvyšok (zvyšok) sa odstráni zo zariadenia. V prípade výroby olejových frakcií má frakcionačná jednotka aj vákuovú kolónu.

Regenerácia katalyzátora sa uskutočňuje zmesou vzduchu a inertného plynu; životnosť katalyzátora je 4-7 mesiacov.

Produkty a výstupy.

Kombináciou krakovania a hydrogenácie vznikajú produkty, ktorých relatívna hustota je výrazne nižšia ako hustota suroviny.

Nižšie je uvedené typické rozdelenie výťažkov produktov hydrokrakovania, keď sa ako surovina používa plynový olej z koksovacej jednotky a ľahké frakcie z jednotky katalytického krakovania.

Produkty hydrokrakovania sú 2 hlavné frakcie, ktoré sa používajú ako zložky benzínu.

Objemové zlomky

Koksovateľný plynový olej 0,60

Ľahké frakcie z jednotky katalytického krakovania 0,40

Produkty:

Izobután 0,02

N-bután 0,08

Ľahký hydrokrakovací produkt 0,21

Ťažký produkt hydrokrakovania 0,73

Petrolejové frakcie 0,17

Pripomeňme si, že z 1 jednotky surovín sa získa približne 1,25 jednotky výrobkov.

Neuvádza požadované množstvo vodíka, ktoré sa meria v štandardných ft 3 /bbl krmiva.

Bežná spotreba je 2500 st.

Ťažkým produktom hydrokrakovania je ťažký benzín, ktorý obsahuje veľa aromatických prekurzorov (to znamená zlúčeniny, ktoré sa ľahko premieňajú na aromáty).

Tento produkt sa často posiela do reformátora na modernizáciu.

Petrolejové frakcie sú dobrým leteckým palivom alebo surovinou pre destilačné (naftové) palivo, pretože obsahujú málo aromatických látok (v dôsledku nasýtenia dvojitých väzieb vodíkom).

Hydrokrakovanie zvyšku.

Existuje niekoľko modelov hydrokrakerov, ktoré boli navrhnuté špeciálne na spracovanie zvyškov alebo zvyškov z vákuovej destilácie.

Výstupom je viac ako 90% zvyškového (kotlového) paliva.

Cieľom tohto procesu je odstrániť síru ako výsledok katalytickej reakcie zlúčenín obsahujúcich síru s vodíkom za vzniku sírovodíka.

Takto možno zvyšok obsahujúci nie viac ako 4 % síry premeniť na ťažký vykurovací olej obsahujúci menej ako 0,3 % síry.
Použitie hydrokrakovacích jednotiek je nevyhnutné v celkovej schéme rafinácie ropy.

Na jednej strane je hydrokrak centrálnym bodom, pretože pomáha vytvoriť rovnováhu medzi množstvom benzínu, nafty a leteckého paliva.
Na druhej strane nie menej dôležité sú rýchlosti podávania a prevádzkové režimy jednotiek katalytického krakovania a koksovania.
Okrem toho by sa pri plánovaní distribúcie produktov hydrokrakovania mala zvážiť aj alkylácia a reformovanie.

Procesy spracovania ropných frakcií v prítomnosti vodíka sa nazývajú hydrogenácia. Vyskytujú sa na povrchu hydrogenačných katalyzátorov v prítomnosti vodíka pri vysokých teplotách (250-420 °C) a tlaku (od 2,5-3,0 až do 32 MPa). Takéto procesy sa používajú na reguláciu uhľovodíkového a frakčného zloženia spracovaných ropných frakcií, ich čistenie od zlúčenín obsahujúcich síru, dusík a kyslík, kovov a iných nežiaducich nečistôt, zlepšenie prevádzkových (spotrebných) vlastností ropných palív, olejov a petrochemických produktov. suroviny. Hydrokrakovanie umožňuje získať širokú škálu ropných produktov z takmer všetkých ropných surovín výberom vhodných katalyzátorov a prevádzkových podmienok, takže ide o najuniverzálnejší, najefektívnejší a najflexibilnejší proces rafinácie ropy. Rozdelenie hydrogenačných procesov na hydrokrakovanie a hydrorafináciu je celkom ľubovoľné na základe vlastností použitých katalyzátorov, množstva použitého vodíka a technologických parametrov procesu (tlak, teplota atď.).

Napríklad je akceptovaná nasledujúca terminológia: „Hydroúprava“, „Hydrorafinácia“ a „Hydrokrakovanie“. Hydrorafinácia zahŕňa procesy, pri ktorých nedochádza k výraznej zmene molekulárnej štruktúry suroviny (napríklad odsírenie pri tlaku 3-5 MPa). Hydrorafinácia zahŕňa procesy, pri ktorých až 10 % suroviny podlieha zmene molekulárnej štruktúry (odsírenie - dearomatizácia - denitrogenizácia pri tlaku 6-12 MPa). Hydrokrakovanie je proces (vysoký tlak – viac ako 10 MPa a stredný tlak – menej ako 10 MPa), pri ktorom viac ako 50 % suroviny podlieha deštrukcii so znížením veľkosti molekúl. V 80-tych rokoch XX storočia. Hydrofinačné procesy s konverziou menšou ako 50 % sa nazývali mäkké alebo ľahké hydrokrakovanie, ktoré začalo zahŕňať medziprocesy s hydrodeštrukciou surovín od 10 do 50 % pri tlakoch nižších aj vyšších ako 10 MPa. Kapacita zariadení na hydrokrakovanie (v miliónoch ton/rok) vo svete je približne 230 a kapacita zariadení na hydrorafináciu a hydrofináciu - 1380, z toho v Severnej Amerike - 90 a 420; v západnej Európe - 50 a 320; v Rusku a SNŠ - 3 a 100.

História vývoja procesov priemyselnej hydrogenácie sa začala hydrogenáciou produktov skvapalňovania uhlia. Už pred 2. svetovou vojnou dosiahlo Nemecko veľké úspechy vo výrobe syntetického benzínu (syntínu) hydrogenačným spracovaním uhlia (na základe využitia Fischer-Tropschovej syntézy) a počas 2. svetovej vojny Nemecko vyrobilo viac ako 600 tis. ton/rok syntetických kvapalných palív, ktoré pokrývali väčšinu spotreby krajiny. V súčasnosti je celosvetová produkcia umelých kvapalných palív na báze uhlia približne 4,5 milióna ton ročne. Po rozšírenom priemyselnom zavedení katalytického reformingu, ktorý produkuje nadbytok lacného vodíka ako vedľajší produkt, nastalo obdobie masovej distribúcie rôznych procesov hydrorafinácie frakcií surovej ropy (mimochodom nevyhnutných pre reformovacie procesy) a komerčných rafinérskych produktov (benzín, petrolej, nafta a ropné frakcie).

Hydrokrakovanie (HC) umožňuje získať ľahké ropné produkty (benzín, petrolej, naftové frakcie a skvapalnené plyny C3-C4) z takmer všetkých ropných surovín výberom vhodných katalyzátorov a podmienok technologického procesu. Niekedy sa výraz "hydrokonverzia" používa ako synonymum pre výraz hydrokrakovanie. Prvá inštalácia GK bola spustená v roku 1959 v USA. Väčšina GC procesov zahŕňa spracovanie destilačnej suroviny: ťažké atmosférické a vákuové plynové oleje, katalytické krakovanie a koksovacie plynové oleje, ako aj odasfaltovacie činidlá. Výslednými produktmi sú nasýtené (nasýtené) uhľovodíkové plyny, vysokooktánová benzínová frakcia, nízkotuhnúce frakcie nafty a letecké palivá.

Hydrokrakovanie surovín obsahujúcich značné množstvo zlúčenín na báze síry, dusíka, kyslíka a iných prvkov sa zvyčajne uskutočňuje v dvoch stupňoch (obr. 2.22). V prvej fáze sa vykonáva plytké mäkké hydrokrakovanie v režime hydrorafinácie, aby sa odstránili nežiaduce nečistoty, ktorými sú zvyčajne katalytické jedy, alebo sa zníži ich aktivita. Katalyzátory tohto stupňa sú identické s konvenčnými hydrorafinačnými katalyzátormi a obsahujú oxidy a sulfidy niklu, kobaltu, molybdénu a volfrámu na rôznych nosičoch - aktívny oxid hlinitý, hlinitokremičitan alebo špeciálne zeolity. V druhom stupni sa pripravená, vyčistená surovina, ktorá neobsahuje viac ako 0,01 % síry a maximálne 0,0001 % dusíka, podrobuje zásaditému tvrdému hydrokrakovaniu na katalyzátoroch na báze paládia alebo platiny na nosiči - zeolity typu Y.

Hydrokrakovanie frakcií ťažkého plynového oleja sa používa na výrobu benzínu, leteckého paliva a motorovej nafty, ako aj na zlepšenie kvality olejov, kotlového paliva a pyrolýznych a katalytických krakovacích surovín. Hydrokrakovanie vákuových destilátov s nízkym obsahom síry na benzín sa vykonáva v jednom stupni na sulfidových katalyzátoroch, ktoré sú odolné voči otrave heteroorganickými zlúčeninami pri teplote 340-420 °C a tlaku 10-20 MPa s výťažnosťou benzínu 30- 40 % a do 80-90 obj. %. Ak surovina obsahuje viac ako 1,5 % síry a 0,003-0,015 % dusíka, potom sa použije dvojstupňový proces s hydrorafináciou suroviny v prvom stupni. Hydrokrakovanie v druhom stupni prebieha pri teplote 290-380 °C a tlaku 7-10 MPa. Výkon benzínu dosahuje 70-120 obj. % na suroviny, výsledný ľahký benzín do 190 °C sa používa ako vysokooktánová zložka komerčného benzínu, ťažký benzín je možné poslať na reformovanie. Hydrokrakovanie ťažkých plynových olejov na stredné frakcie (tryskové a motorové nafty) sa tiež uskutočňuje v jednom alebo dvoch stupňoch.

V priebehu benzínu získate až 85 % leteckého paliva alebo motorovej nafty. Napríklad domáci jednostupňový proces hydrokrakovania vákuového plynového oleja na katalyzátore obsahujúcom zeolit ​​typu GK-8 môže produkovať až 52 % leteckého paliva alebo až 70 % zimnej motorovej nafty s obsahom aromatických uhľovodíkov 5 -7 %. Hydrokrakovanie vákuových destilátov sírnych olejov sa uskutočňuje v dvoch stupňoch. Zaradením hydrokrakovania do technologickej schémy rafinérie sa dosahuje vysoká flexibilita pri výrobe jej komerčných produktov.

Na tom istom zariadení na hydrokrakovanie sú možné rôzne možnosti výroby benzínu, tryskového alebo motorového paliva zmenou technologického režimu hydrokrakovania a jednotky na rektifikáciu frakcionácie produktov reakcie. Napríklad benzínová verzia vyrába benzínovú frakciu s výťažnosťou až 51 % surovín a frakciu motorovej nafty 180-350 °C s výťažnosťou 25 % surovín. Benzínová frakcia sa delí na ľahký benzín C5-C6 s RON = 82 a ťažký benzín Su-Syu s RON = 66 s obsahom síry do 0,01 %. Frakciu Cy-C^ možno poslať do katalytického reformovania, aby sa zvýšilo jej oktánové číslo. Naftová frakcia má cetánové číslo 50-55, najviac 0,01 % síry a bod tuhnutia nie vyšší ako mínus 10 °C (zložka letnej motorovej nafty).

Na rozdiel od katalytického krakovania obsahujú plyny C3-C4 a kvapalné frakcie hydrokrakovania iba nasýtené stabilné uhľovodíky a prakticky neobsahujú heteroorganické zlúčeniny, sú menej aromatizované ako plynové oleje katalytického krakovania. S možnosťou leteckého paliva je možné získať až 41 % frakcie 120-240 °C, ktorá spĺňa štandardné požiadavky na letecké palivo. S možnosťou nafty je možné vyrobiť 47 alebo 67 % frakcie motorovej nafty s cetánovým číslom približne 50.

Perspektívnou oblasťou hydrokrakovania je spracovanie ropných frakcií (vákuové destiláty a odasfaltované oleje). Hlboká hydrogenácia olejových frakcií zvyšuje ich viskozitný index z 36 na 85-140 pri znížení obsahu síry z 2 na 0,04-0,10 %, koksovanie sa zníži takmer o jeden rád a zníži sa bod tuhnutia. Výberom technologického režimu hydrokrakovania je možné získať frakcie základného oleja s vysokým indexom viskozity takmer z akéhokoľvek oleja. Pri hydrokrakovaní ropných frakcií dochádza k hydroizomerizačným reakciám normálnych alkánov (tuhnúcich pri vyšších teplotách), takže hydroizomerizácia znižuje bod tuhnutia (v dôsledku zvýšenia izoparafínov v olejoch) a eliminuje potrebu odparafínovania olejov rozpúšťadlami. Hydroizomerizácia frakcií petroleja a plynového oleja na bifunkčných hliníkovo-platinových katalyzátoroch alebo sulfidoch niklu a volfrámu na oxide hlinitom umožňuje získať motorovú naftu s bodom tuhnutia až do mínus 35 °C.

Hydrokrakovanie, ktoré kombinuje reformovanie a selektívne hydrokrakovanie, nazývané selektoformovanie, zvyšuje oktánové číslo reformátov alebo rafinátu (po oddelení aromatických uhľovodíkov) o 10 až 15 bodov pri teplote asi 360 °C, tlaku 3 MPa a obsahu vodíka. prietok plynu 1000 nm3/m3 suroviny na katalyzátore obsahujúcom zeolit ​​s veľkosťou vstupného okna 0,50-0,55 nm s aktívnymi kovmi skupiny platiny, niklom alebo s oxidmi alebo sulfidmi molybdénu a volfrámu. Selektívnym odstránením normálnych alkánov z petrolejových a naftových frakcií sa bod tuhnutia leteckých a motorových naftových palív zníži na mínus 50-60 °C a bod tuhnutia olejov sa môže znížiť zo 6 na mínus 40-50 °C.

Hydrodearomatizácia je hlavným procesom výroby vysokokvalitných leteckých palív z primárnych (s obsahom arénov 14-35 %) a druhotných (s obsahom arénov do 70 %) surovín. Letecké palivo pre nadzvukové letectvo, napríklad T-6, by nemalo obsahovať viac ako 10. mája. aromatických uhľovodíkov. Preto sa zušľachťovanie frakcií leteckého paliva uskutočňuje hydrorafináciou v režime hydrodearomatizácie. Ak má surovina menej ako 0,2 % síry a menej ako 0,001 % dusíka, potom sa hydrokrakovanie vykonáva v jednom stupni na platinovom zeolitovom katalyzátore pri teplote 280-340 °C a tlaku 4 MPa so stupňom odstránenia. (konverzia) arén až do 75-90%.

Pri vyššom obsahu síry a dusíka v surovine sa hydrokrakovanie uskutočňuje v dvoch stupňoch. Recyklované suroviny sa spracovávajú za sprísnených podmienok pri teplote 350-400 °C a tlaku 25-35 MPa. Hydrokrakovanie je veľmi nákladný proces (veľká spotreba vodíka, drahé vysokotlakové zariadenia), ale už dlho je priemyselne využívaný. Jeho hlavnými výhodami sú technologická flexibilita procesu (možnosť vyrábať na jednom zariadení rôzne cieľové produkty: benzín, petrolej a naftové frakcie zo širokej škály surovín: od ťažkého benzínu až po zvyškové ropné frakcie); výťažok leteckého paliva sa zvyšuje z 2-3 na 15% v prípade ropy a výťažok zimnej motorovej nafty - z 10-15 na 100%; vysoká kvalita výsledných produktov v súlade s modernými požiadavkami.

Procesy hydrorafinácie sú široko používané v rafinácii ropy a petrochemickom priemysle. Používajú sa na výrobu vysokooktánových benzínov, na zlepšenie kvality motorovej nafty, leteckých a kotlových palív a ropných olejov. Hydrorafinácia odstraňuje z ropných frakcií síru, dusík, kyslíkaté zlúčeniny a kovy, znižuje obsah aromatických zlúčenín a odstraňuje nenasýtené uhľovodíky ich premenou na iné látky a uhľovodíky. V tomto prípade sa síra, dusík a kyslík takmer úplne hydrogenujú a v prostredí vodíka sa premieňajú na sírovodík H2S, amoniak NH3 a vodu H20, organokovové zlúčeniny sa rozkladajú o 75-95% za uvoľnenia voľného kovu, ktorý je niekedy katalyzátorom jed. Na hydrorafináciu sa používajú rôzne katalyzátory, ktoré sú odolné voči otravám rôznymi jedmi. Ide o oxidy a sulfidy drahých kovov: nikel Ni, kobalt Co, molybdén Mo a volfrám W, na oxide hlinitom A1203 s ďalšími prísadami. Väčšina procesov hydrorafinácie používa hliník-kobalt-molybdén (ACM) alebo hliník-nikel-molybdén (ANM) katalyzátory. ANM katalyzátory môžu obsahovať zeolitovú prísadu (typ G-35). Tieto katalyzátory sa zvyčajne vyrábajú vo forme nepravidelných valcových granúl s veľkosťou 4 mm a objemovou hmotnosťou 640-740 kg/m3. Pri spúšťaní reaktorov sa katalyzátory sulfidujú (proces sírenia) plynnou zmesou sírovodíka a vodíka. Katalyzátory ANM a hliník-kobalt-wolfrám (AKV) sú určené na hĺbkovú hydrorafináciu ťažkých, vysoko aromatických surovín, parafínov a olejov. Regenerácia katalyzátorov na spaľovanie koksu z jeho povrchu prebieha pri teplote 530 °C. Hydrorafinačné procesy sú zvyčajne obmedzené na teplotu 320-420 °C a tlak 2,5-4,0, menej často 7-8 MPa. Spotreba plynu obsahujúceho vodík (HCG) sa pohybuje od 100-600 do 1000 nm3/m3 suroviny v závislosti od druhu suroviny, dokonalosti katalyzátora a parametrov procesu.

Hydrorafinácia benzínových frakcií sa využíva najmä pri ich príprave na katalytické reformovanie. Teplota hydrogenačnej rafinácie 320-360 °C, tlak 3-5 MPa, spotreba VSG 200-500 nm3/m3 suroviny. Pri čistení benzínových frakcií katalytického a tepelného krakovania je spotreba VSG viac ako 400-600 nm3/m3 surovín.

Hydrorafinácia petrolejových frakcií prebieha na aktívnejšom katalyzátore pri tlaku do 7 MPa na zníženie obsahu síry pod 0,1 % a aromatických uhľovodíkov do 10. – 18. mája. %.

Viac ako 80-90% frakcií podlieha hydrorafinácii naftových frakcií pri teplote 350-400 °C a tlaku 3-4 MPa so spotrebou VSG 300-600 nm3/m3 surovín na katalyzátoroch AKM, stupeň odsírenia dosahuje 85-95% alebo viac. Pre zvýšenie cetánového čísla naftových frakcií pochádzajúcich z reakčných produktov katalytického a tepelného krakovania sa časť aromatických uhľovodíkov odstraňuje na aktívnych katalyzátoroch pri teplote okolo 400 °C a tlaku do 10 MPa.

Hydrorafinácia vákuových destilátov (plynových olejov) na použitie ako suroviny na katalytické krakovanie, hydrokrakovanie a koksovanie (na výrobu nízkosírneho koksu) sa vykonáva pri teplote 360 ​​– 410 °C a tlaku 4 – 5 MPa. V tomto prípade sa dosiahne 90-94% odsírenie, obsah dusíka sa zníži o 20-25%, kovy - o 75-85, arény - o 10-12, koksovateľnosť - o 65-70%.

Hydrorafinácia olejov a parafínov. Hydrorafinácia základových olejov je pokročilejšia ako klasické čistenie kyselinou sírovou s kontaktnou dodatočnou úpravou olejov. Hydrorafinácia olejov sa vykonáva na katalyzátoroch AKM a ANM pri teplote 300-325 °C a tlaku 4 MPa. Hydrorafinácia olejov na hliníkovo-molybdénovom katalyzátore s promótormi umožňuje znížiť teplotu na 225-250 °C a tlak na 2,7-3,0 MPa. Hydrorafinácia parafínov, cerezínov a petrolátov sa vykonáva s cieľom znížiť obsah síry, živicových zlúčenín, nenasýtených uhľovodíkov, zlepšiť farbu a stabilitu (ako pri olejoch). Proces využívajúci katalyzátory AKM a ANM je podobný hydrorafinácii olejov. Použili sa tiež sulfidové katalyzátory hliník-chróm-molybdén a nikel-volfrám-železo.

Hydrorafinácia ropných zvyškov. Zvyčajne sa získava z ropy 45. – 55. mája. % zvyškov (vykurovacie oleje a dechty) obsahujúcich veľké množstvo sírnych, dusíkatých a organokovových zlúčenín, živíc, asfalténov a popola. Na začlenenie týchto zvyškov do katalytického spracovania je potrebné čistenie ropných zvyškov. Hydrogenačná rafinácia ropných zvyškov sa niekedy nazýva hydrodesulfurizácia, aj keď sa odstraňuje nielen síra, ale aj kovy a iné nežiaduce zlúčeniny. Hydrodesulfurizácia vykurovacieho oleja sa uskutočňuje pri teplote 370-430 °C a tlaku 10-15 MPa na katalyzátoroch AKM. Výťažnosť vykurovacieho oleja s obsahom síry do 0,3 % je 97 – 98 %. Súčasne sa odstraňuje dusík, živice, asfaltény a dochádza k čiastočnému zušľachťovaniu surovín. Hydrorafinácia gudrónov je zložitejšia úloha ako hydrogenačná rafinácia vykurovacích olejov, pretože značná demetalizácia a odasfaltovanie dechtov sa musí dosiahnuť buď predbežne alebo priamo počas procesu hydrodesulfurizácie. Na katalyzátory sú kladené špeciálne požiadavky, pretože konvenčné katalyzátory rýchlo strácajú aktivitu v dôsledku veľkých nánosov koksu a kovov. Ak pri regenerácii dôjde k vyhoreniu koksu, potom niektoré kovy (nikel, vanád atď.) otrávia katalyzátory a ich činnosť sa pri oxidačnej regenerácii zvyčajne neobnoví. Hydrodemetalizácia zvyškov by preto mala predchádzať hydrorafinácii, čo umožňuje znížiť spotrebu hydrorafinačných katalyzátorov 3-5 krát.

Hydrokrakovacie a hydrorafinačné reaktory s pevným lôžkom sú široko používané a svojou konštrukciou sú do značnej miery podobné reaktorom na katalytické reformovanie. Reaktor je valcová vertikálna aparatúra s guľovitým dnom s priemerom 2-3 až 5 m a výškou 10-24 a dokonca 40 m.Pri vysokých procesných tlakoch dosahuje hrúbka steny 120-250 mm. Typicky sa používa jedno pevné lôžko katalyzátora. Ale niekedy, kvôli uvoľneniu veľkého množstva tepla počas exotermických hydrokrakovacích reakcií, je potrebné ochladiť vnútorný priestor reaktora zavedením chladiva do každej zóny. Za týmto účelom je objem reaktora rozdelený na 2 až 5 zón (sekcií), z ktorých každá má nosný rošt na nalievanie katalyzátora, bočné armatúry na nakladanie a vykladanie katalyzátora, distribučné zariadenia pre zmes pary a plynu, ako aj ako armatúry a rozvádzače na privádzanie chladiva - studeného cirkulačného plynu na odvádzanie reakčného tepla a reguláciu požadovanej teploty pozdĺž výšky reaktora. Vrstva katalyzátora jednosekčného reaktora má výšku až 3 až 5 m alebo viac a vo viacsekčných reaktoroch až 5 až 7 m alebo viac. Surovina vstupuje do zariadenia cez hornú armatúru a reakčné produkty opúšťajú reaktor cez spodnú armatúru, pričom prechádzajú cez špeciálne balenia sieťoviny a porcelánových guľôčok na zadržanie katalyzátora. V hornej časti reaktora sú inštalované filtračné zariadenia (systém perforovaných dýz a kovových sietí) na zachytávanie produktov korózie z paroplynovej suroviny. Pre vysokotlakové zariadenia (10-32 MPa) sú kladené špeciálne požiadavky na konštrukciu krytu a vnútorných zariadení.

Regenerácia katalyzátorov sa uskutočňuje oxidačným spaľovaním koksu. Regenerácia je v mnohých ohľadoch podobná regenerácii katalyzátorov katalytického reformovania, ale má tiež svoje vlastné charakteristiky. Po odpojení reaktora od suroviny znížte tlak a prepnite na cirkuláciu pomocou VSG. Pri ťažkých druhoch surovín umyte katalyzátor rozpúšťadlami, benzínom alebo motorovou naftou pri teplote 200-300 °C. Potom sa VSG nahradí inertným plynom (vodná para). V prípade regenerácie plyn-vzduch je proces podobný regenerácii reformovacích katalyzátorov. Počas regenerácie parou-vzduch sa systém najskôr preplachuje inertným plynom, kým zvyškový obsah vodíka nie je vyšší ako 0,2 obj. %, potom sa inertný plyn nahradí vodnou parou a vypustí sa do komína rúrovej pece za podmienok vylučujúcich kondenzáciu vodnej pary (teplota na výstupe z pece 300-350 °C, tlak v reaktore cca 0,3 MPa). Ďalej sa katalyzátor zahreje na teplotu 370-420 °C spaľovaním koksu pri koncentrácii kyslíka v zmesi nie vyššej ako 0,1 obj. % Zvýšenie prietoku vzduchu pri koncentrácii kyslíka do 1,0-1,5 obj. % teplota katalyzátora stúpne na 500-520 °C (ale nie viac ako 550 °C). Sledovaním poklesu koncentrácie CO2 v spalinách sa rozhoduje o zastavení regenerácie, ktorá je ukončená, keď sa obsah kyslíka v spalinách priblíži obsahu kyslíka v zmesi na vstupe do reaktora. Regenerácia parou-vzduch je jednoduchšia a prebieha pri nízkych tlakoch nie vyšších ako 0,3 MPa pomocou vodnej pary zo siete závodu. Vodná para sa zmieša so vzduchom a cez rúrovú pec sa privádza do reaktora, spaliny sa odvádzajú do komína rúrovej pece.

Priemyselné hydrorafinačné a hydrokrakovacie zariadenia. Typické inštalácie z obdobia 1956-1965. na hydrorafináciu motorovej nafty boli dvojstupňové bloky s kapacitou 0,9 mil. ton surovín/rok, typ L-24-6, hydrorafinácia benzínových frakcií bola realizovaná v samostatných blokoch s kapacitou 0,3 mil. suroviny/rok. V rokoch 1965-1970 Boli zavedené hydrorafinačné jednotky na rôzne frakcie destilátov s kapacitou 1,2 mil. ton/rok typu L-24-7, LG-24-7, LCh-24-7. Benzínové frakcie boli čistené v blokoch kombinovaných reformovacích jednotiek s kapacitou 0,3 a 0,6 milióna ton/rok. Petrolejové frakcie boli čistené v jednotkách hydrorafinácie motorovej nafty, ktoré boli predtým vybavené na tieto účely. Od roku 1970 sa vo veľkej miere zavádzajú rozšírené závody rôznych typov a účelov - ako samostatné typy J1-24-9 a J14-24-2000, tak aj ako súčasť kombinovaných závodov JlK-bu (sekcia 300) s kapacitou 1 na 2 milióny ton/rok. Technologické schémy pre hydrorafináciu prúdových palív a motorovej nafty sú v mnohom podobné schéme pre jednotku hydrogenačnej rafinácie benzínových frakcií - suroviny jednotiek katalytického reformovania.

Zariadenia na hydrodesulfurizáciu kotlových palív, vykurovacích olejov a dechtov typu 68-6 sú prevádzkované v reaktoroch s trojfázovým fluidným lôžkom. Kapacita zariadenia sa v závislosti od suroviny môže pohybovať od 1,25 milióna ton/rok sírneho dechtu do 2,5 milióna ton/rok sírneho vykurovacieho oleja. Procesný tlak je 15 MPa, teplota 360-390 °C, spotreba VSG je 1000 nm3/m3 suroviny. Katalyzátor AKM sa používa vo forme extrudovaných častíc s priemerom 0,8 mm a výškou 3-4 mm. Katalyzátor v reaktore sa neregeneruje, ale odstraňuje sa v malých množstvách a nahrádza sa čerstvou dávkou raz za 2 dni. Nádoba reaktora je viacvrstvová s hrúbkou steny 250 mm, hmotnosť reaktora je cca 800 ton.

Tu sú názvy procesov hydrokrakovania a hydrorafinácie zahraničných spoločností:

Moderné hydrogenačné procesy spoločnosti Union Oil: proces Unicracking/DP, ktorý zahŕňa dva sekvenčne pracujúce hydrorafinačné a selektívne hydrorafinačné reaktory na spracovanie surovín – naftových frakcií a vákuových plynových olejov na výrobu nízkotuhnúcej motorovej nafty (bod tuhnutia niekedy až mínus 80 °C) s obsahom 0,002 % síry, menej ako 10 % aromátov na katalyzátoroch NS-K a NS-80 s konverziou násady 20 %; Unikrakovacím procesom s čiastočnou konverziou 80 % surovín – vákuových plynových olejov na výrobu motorovej nafty obsahujúcej 0,02 % síry, menej ako 10 % aromátov na katalyzátore predhydrorafinácie NS-K a vylepšený zeolitový katalyzátor DHC-32, proces môže použiť aj v práci Rafinéria s možnosťou benzínu v schéme prípravy surovín na katalytické krakovanie; Unikrakovací proces s úplnou 100% premenou surovín – vákuových plynových olejov s koncovým bodom varu 550 °C na výrobu ekologických leteckých a motorových palív s obsahom 0,02 % síry, 4 a 9 % aromatických látok na amorfnom sférickom katalyzátore DHC-8 ( prevádzkový cyklus katalyzátora je 2-3 roky), čo zaručuje maximálnu výťažnosť vysokokvalitných destilátov, najmä motorovej nafty; proces „Unisar“ s konverziou 10 % na novom katalyzátore AS-250 na efektívne zníženie obsahu aromatických uhľovodíkov až o 15 % v prúdových a dieselových palivách (hydrodearomatizácia), špeciálne odporúčaný na výrobu naftových palív z ťažko rafinovateľných surovín materiály, ako sú ľahké plynové oleje z katalytického krakovania a koksovania; Proces AN-Unibon od firmy UOP na hydrorafináciu a hydrofináciu motorovej nafty typu AR-10 a AR-10/2 (dvojstupňový) na obsah síry 0,01 hm. % a aromatické látky do 10 obj. % s cetánovým číslom 53 pri procesných tlakoch 12,7 a 8,5 MPa (dva stupne).

Na reformuláciu (riadené hydrospracovanie) ropných zvyškov vo svetovej praxi sa používajú najmä tieto procesy: hydrorafinácia - proces RCD Unionfining spoločnosti Union Oil na zníženie obsahu síry, dusíka, asfalténov, kovov a zníženie koksovateľnosti zvyškových surovín (vákuové zvyšky a asfalty v procesoch odasfaltovania) za účelom získania vysokokvalitného nízkosírneho kotlového paliva alebo na ďalšie spracovanie pri hydrokrakovaní, koksovaní, katalytickom krakovaní zvyškových surovín; hydrorafinácia - proces RDS/VRDS od spoločnosti Chevron má podobný účel ako predchádzajúci proces, spracováva suroviny s viskozitou pri 100 °C do 6000 mm2/s s obsahom kovu do 0,5 g/kg (pre hĺbkové hydrodemetalizácia surovín), používa sa technológia výmeny katalyzátora za chodu, ktorá umožňuje vyložiť katalyzátor z reaktora a nahradiť ho čerstvým pri zachovaní normálnej prevádzky v paralelných reaktoroch, čo umožňuje spracovať veľmi ťažké suroviny s inštalačným chodom dlhším ako rok; hydrovisbreaking - proces "Aqvaconversion" od spoločností "Intevep SA", "UOP", "Foster Wheeler" poskytuje výrazné zníženie viskozity (viac v porovnaní s visbreakingom) ťažkých kotlových palív s vyššou konverziou surovín a tiež umožňuje získavať vodík z vody za základných podmienok procesom zavedením do suroviny spolu s vodou (para) zložením dvoch katalyzátorov na báze základných kovov; hydrokrakovanie - proces „LC-Fining“ od spoločností „ABB Lummus“, „Oxy Research“, „British Petroleum“ na odsírenie, demetalizáciu, redukciu koksovania a konverziu atmosférických a vákuových zvyškov s konverziou surovín 40- 77%, stupeň odsírenia 60-90%, úplná demetalizácia 50-98% a zníženie koksovania o 35-80%, pričom v reaktore je katalyzátor udržiavaný v suspenzii stúpajúcim prúdom kvapalnej suroviny (napr. napríklad decht) zmiešaný s vodíkom; hydrokrakovanie - proces „H-Oil“ (obr. 2.23) na hydrospracovanie zvyškových a ťažkých surovín, ako je decht, v dvoch alebo troch reaktoroch so suspendovaným lôžkom katalyzátora, počas procesu je možné pridávať a odoberať katalyzátor z reaktora, udržiavajúc jeho aktivitu a stupeň konverzie dechtu od 30 do 80 %; hydrorafinácia zvyškových surovín – proces Nusop spoločnosti Shell využíva všetky bunkrové reaktory (jeden alebo viacero v závislosti od obsahu kovu v surovine) s pohyblivým lôžkom katalyzátora, aby sa katalyzátor v reaktoroch neustále aktualizoval (0,5 – 2,0 % z celkového množstva katalyzátora na deň. ), v tomto prípade možno za bunkrovými reaktormi použiť aj dva reaktory s pevným lôžkom katalyzátora, v prípade potreby je do schémy zaradený hydrokrakovací reaktor na zvýšenie konverzie surovín pre procesné tlaky 10-20 MPa a teploty 370-420 °C (obr. 2.24).

Najvýznamnejším úspechom posledných rokov v technológii výroby bezsírnych nízkotuhnúcich prúdových a motorových naftových palív a vysokoindexových základových olejov je vytvorenie hydrogenačných procesov s názvom „Isocracking“ spoločnosťami Chevron spolu s ABB.

Lummus“, ktoré vykonávajú hydrokrakovanie s konverziou 40 – 60 % (olej), 50 – 60, 70 – 80 alebo 100 % (nafta) vákuových plynových olejov 360 – 550 °C alebo ťažkých vákuových plynových olejov 420 – 570 ° C, znížte obsah síry na 0,01 – 0,001 % (nafta) alebo až na 0,005 % (olej), zvýšte obsah aromatických látok na 1 – 10 % v závislosti od značky katalyzátora (amorfný zeolit ​​alebo zeolit) ICR-117, 120, 139, 209 atď., počet reakčných stupňov (jeden alebo dva), tlak v reaktoroch (menej ako 10 alebo viac ako 10 MPa), použitie recyklačných systémov a tiež sa vykonáva selektívna hydroizomerizácia n- parafíny. Tento proces v režime s hydroizodevoskovaním umožňuje spracovať ťažké vákuové plynové oleje s maximálnymi výťažkami vysokoindexových mazacích olejov (IV = 110-130) pri súčasnej výrobe nízkotuhnúcich motorových naftových palív. Na rozdiel od hydrodeparafinizácie, pri ktorej sa n-parafíny odstraňujú, sa pri tomto procese hydroizomerizujú. Výraznou modifikáciou v posledných rokoch hydrokrakovania (s vysokou úrovňou konverzie) je použitie dodatočných technologických riešení na odstraňovanie ťažkých polynukleárnych aromatických zlúčenín (HMA) z recyklovanej kvapaliny (separácia za horúca, selektívna adsorpcia TMA atď.) hydrokrakovacie systémy s recykláciou. TMA (aromatika s 11 a viac krúžkami) vznikajúca počas prevádzky je nežiaduca v komerčných produktoch, znižuje účinnosť katalyzátora, zráža sa na chladnejších povrchoch zariadení a potrubí a narúša fungovanie zariadenia.

PJSC Orsknefteorgsintez alebo Orsky Rafinery je súčasťou priemyselnej a finančnej skupiny SAFMAR skupiny Michaila Gutserieva. Závod pôsobí v regióne Orenburg, zásobuje svoj región a okolité oblasti ropnými produktmi – motorovým palivom, vykurovacím olejom a bitúmenom. Spoločnosť už niekoľko rokov prechádza rozsiahlou modernizáciou, v dôsledku ktorej zostane závod dlhé roky medzi lídrami v odvetví spracovania ropy.

V súčasnosti začala rafinéria v Orsku skúšobnú prevádzku najvýznamnejšieho z novovybudovaných zariadení, komplexu hydrokrakovania. Do júna boli na tomto zariadení ukončené stavebné, inštalačné a uvádzacie práce „naprázdno“ a odlaďovanie a nastavovanie zariadení „pod záťažou“. Celková investícia do výstavby tohto komplexu bude viac ako 43 miliárd rubľov, na financovanie projektu sa používajú vlastné aj požičané prostriedky.

V blízkej budúcnosti budú prijaté suroviny na inštaláciu a začne sa ladenie všetkých procesov na získanie produktov. Skúšobný režim je potrebný na odladenie technologického režimu na všetkých zariadeniach hydrokrakovacieho komplexu, získanie produktov zodpovedajúcej kvality a okrem iného aj na potvrdenie záručných ukazovateľov stanovených poskytovateľom licencie Shell Global Solutions International B.V. (škrupina)

Úpravu režimu vykonávajú divízie ONOS so zapojením dodávateľov do prevádzky a za prítomnosti zástupcu poskytovateľa licencie Shell. Hlavný akcionár ONOS, ForteInvest, plánuje ukončiť prevádzku v testovacom režime a uviesť zariadenie do komerčnej prevádzky v júli tohto roku. Aj napriek zložitej ekonomickej situácii v krajine sa teda plánuje výstavba komplexu hydrokrakovania v extrémne krátkom časovom horizonte – prvé práce na projekte sa začali v polovici roka 2015 a hydrokrakovanie dosiahne projektovanú kapacitu približne 33 mesiacov po r. začiatok projektu.

Uvedením modernizačných zariadení do prevádzky sa rafinéria v Orsku dostane na novú úroveň rafinácie, ktorá jej umožní zvýšiť jej hĺbku na 87 %. Výber ľahkých ropných produktov sa zvýši na 74 %. V dôsledku tejto etapy modernizačného programu sa produktový rad podniku zmení: vákuový plynový olej prestane byť komerčným produktom, pretože sa stane surovinou pre hydrokrakovaciu jednotku; Výrazne sa zvýši výroba leteckého petroleja a motorovej nafty Euro 5.

Akcionári Orskej ropnej rafinérie venujú veľkú pozornosť rozvoju podniku z dlhodobého hľadiska. Globálna modernizácia výroby, ktorá prebieha od roku 2012, má veľký význam nielen pre podnik, ale aj pre región, pretože závod je jedným z mestotvorných podnikov Orska. V súčasnosti v rafinérii pracuje asi 2,3 tisíc ľudí - obyvateľov mesta a blízkych obcí. Obnova výroby má veľký význam pre sociálnu sféru mesta - je to vytváranie nových pracovných miest, zvyšovanie kvalifikovaného personálu vo výrobe a tým aj zvyšovanie celkovej životnej úrovne závodu a mesta. pracovníkov.

PJSC "Orsknefteorgsintez"‒ ropná rafinéria s kapacitou 6 miliónov ton ročne. Spektrum technologických procesov závodu umožňuje vyrábať okolo 30 druhov rôznych produktov. Patria sem motorové benzíny triedy 4 a 5; RT letecké palivo; motorová nafta letného a zimného typu triedy 4 a 5; cestný a stavebný bitúmen; vykurovacie oleje. V roku 2017 dosiahol objem rafinácie ropy 4 milióny 744 tisíc ton.

Súčasťou hydrokrakovacieho komplexu je hydrokrakovacia jednotka, jednotka na výrobu síry s granulačnou a nakladacou jednotkou, jednotka chemickej úpravy vody, jednotka recyklácie vody a dusíková stanica č.2. Výstavba komplexu vákuového hydrokrakovania plynového oleja sa začala v roku 2015, jeho spustenie je naplánované na leto 2018.

Hydrokrakovanie je katalytický proces spracovania ropných destilátov a zvyškov pri miernych teplotách a zvýšených tlakoch vodíka na polyfunkčných katalyzátoroch s hydrogenačnými a kyslými vlastnosťami (a v procesy selektívneho hydrokrakovania a sitového efektu).

Hydrokrakovanie umožňuje získať širokú škálu vysokokvalitných ropných produktov (skvapalnené plyny C 3 - C 4 , benzín, letecké a motorové palivá, ropné zložky) s vysokými výťažkami z takmer všetkých ropných surovín výberom vhodných katalyzátorov a technologických podmienok a patrí medzi nákladovo efektívne, flexibilné a procesy, ktoré prehlbujú rafináciu ropy.

      1. Ľahké hydrokrakovanie vákuového plynového oleja

V dôsledku neustáleho trendu zrýchleného rastu dopytu po motorovej nafte v porovnaní s automobilovým benzínom v zahraničí sa od roku 1980 začala priemyselná implementácia ľahkých hydrokrakovacích jednotiek (LHC) vákuových destilátov, ktoré umožňujú vyrábať značné množstvá motorovej nafty. súčasne so surovinami s nízkym obsahom síry na katalytické krakovanie. Zavedenie procesov JIGC sa uskutočnilo najskôr rekonštrukciou predtým prevádzkovaných hydrodesulfurizačných zariadení na katalytické krakovanie surovín, potom výstavbou špeciálne navrhnutých nových zariadení.

Domáca technológia procesu LGK bola vyvinutá v All-Russian Scientific Research Institute of NP na začiatku 70. rokov 20. storočia, ale ešte nebola priemyselne implementovaná.

Výhody procesu LHA oproti hydrodesulfurizácii:

Vysoká technologická flexibilita, ktorá umožňuje v závislosti od dopytu po motorových palivách jednoducho meniť (upravovať) pomer motorová nafta : benzín v režime maximálnej premeny na motorovú naftu alebo hĺbkového odsírenia pre získanie maximálneho množstva surovín katalytického krakovania ;

V dôsledku výroby motorovej nafty LGK je kapacita jednotky katalytického krakovania zodpovedajúcim spôsobom vyťažená, čo umožňuje zapojiť do spracovania ďalšie zdroje surovín.

Domáci jednostupňový LGC proces vákuového plynového oleja 350...500 °C sa uskutočňuje na katalyzátore ANMC pri tlaku 8 MPa, teplote 420...450 °C, objemovom prietoku surového materiálu 1,0...1,5 h -1 a cirkulačný pomer VSG cca 1200 m 3 /m 3 .

Pri spracovaní surovín s vysokým obsahom kovov sa proces LGK uskutočňuje v jednom alebo dvoch stupňoch vo viacvrstvovom reaktore s použitím troch typov katalyzátorov: širokopórový pre hydrodemetalizáciu (T-13), s vysokou hydrodesulfurizačnou aktivitou (GO-116 ) a zeolit ​​obsahujúci na hydrokrakovanie (GK-35). V procese LGC vákuového plynového oleja je možné získať až 60 % letnej motorovej nafty s obsahom síry 0,1 % a bodom tuhnutia 15 °C (tabuľka 8.20).

Nevýhodou jednostupňového procesu LGK je krátky pracovný cyklus (3...4 mesiace). Nasledujúca verzia procesu, vyvinutá v All-Russian Scientific Research Institute of NP, je dvojstupňová LGK s medziregeneračným cyklom 11 mesiacov. - odporúčané pre kombináciu s jednotkou katalytického krakovania typu G-43-107u.

        Hydrokrakovanie vákuového destilátu pri 15 MPa

Hydrokrakovanie je efektívny a mimoriadne flexibilný katalytický proces, ktorý umožňuje komplexné riešenie problematiky hĺbkového spracovania vákuových destilátov (GVD) s výrobou širokého spektra motorových palív v súlade s modernými požiadavkami a potrebami pre určité palivá.

Jednostupňový proces hydrokrakovania vákuového destilátu uskutočnené vo viacvrstvovom (až päťvrstvovom) reaktore s niekoľkými typmi katalyzátorov. Aby sa zabezpečilo, že teplotný gradient v každej vrstve neprekročí 25 °C, medzi jednotlivými vrstvami katalyzátora je zabezpečený chladiaci VSG (kalenie) a sú nainštalované kontaktné distribučné zariadenia na zabezpečenie prenosu tepla a hmoty medzi plynom a reakčným prúdom a rovnomerné distribúcia toku plynu a kvapaliny cez vrstvu katalyzátora. Horná časť reaktora je vybavená absorbérmi kinetickej energie prúdenia, sieťovými boxmi a filtrami na zachytávanie produktov korózie.

Na obr. Obrázok 8.15 ukazuje schematický vývojový diagram jednej z dvoch paralelných prevádzkových sekcií jednostupňovej hydrokrakovacej jednotky vákuového destilátu 68-2k (s kapacitou 1 milión ton/rok pre dieselovú verziu alebo 0,63 mil. ton/rok pre výrobu letecké palivo).

Suroviny (350...500 °C) a recyklovaný hydrokrakovací zvyšok sa zmiešajú s VSG, zahrievajú sa najskôr vo výmenníkoch tepla, potom v peci P-1 na reakčnú teplotu a privádza sa do reaktorov R-1 (R-2 atď.). Reakčná zmes sa ochladzuje v surovinových výmenníkoch tepla, následne vo vzduchových chladičoch a pri teplote 45...55°C sa posiela do vysokotlakového separátora S-1, kde dochádza k separácii na VSG a nestabilnej hydrogenácii. VSG po vyčistení od H 2 S v absorbéri K-4 kompresor sa dodáva na cirkuláciu.

Nestabilný hydrogenát sa posiela cez redukčný ventil do nízkotlakového separátora S-2, kde sa oddeľuje časť uhľovodíkových plynov a prúd kvapaliny sa privádza cez výmenníky tepla do stabilizačnej kolóny K-1 na destiláciu uhľovodíkových plynov a ľahkého benzínu.

Stabilný hydrogenát sa ďalej separuje v atmosférickej kolóne K-2 pre ťažký benzín, motorovú naftu (cez stripovaciu kolónu K-3) a frakcia >360 °C, z ktorej časť môže slúžiť ako recyklát a bilančné množstvo môže slúžiť ako surovina pre pyrolýzu, základ mazacích olejov a pod.

V tabuľke 8.21 je uvedená materiálová bilancia jedno- a dvojstupňovej HCVD s recirkuláciou hydrokrakovacieho zvyšku (režim procesu: tlak 15 MPa, teplota 405...410 °C, objemový prietok surovín 0,7 h -1, rýchlosť cirkulácie VSG 1500 m3/m3).

Nevýhodami hydrokrakovacích procesov je ich vysoká spotreba kovu, vysoké kapitálové a prevádzkové náklady a vysoké náklady na vodíkovú inštaláciu a samotný vodík.

V Shakespearovom Macbethovi sa skôr preruší spojenie vecí

Hydrokrakovanie je proces neskoršej generácie ako katalytické krakovanie a katalytické reformovanie, takže efektívnejšie plní rovnaké úlohy ako tieto dva procesy. Hydrokrakovanie môže zvýšiť výťažok komponentov benzínu, zvyčajne premenou surovín, ako je plynový olej. Kvalita benzínových komponentov, ktorá je dosiahnutá týmto spôsobom, je nedosiahnuteľná opätovným prechodom plynového oleja cez proces krakovania, v ktorom bol získaný. Hydrokrakovanie tiež umožňuje premenu ťažkého plynového oleja na ľahké destiláty (tryskové a naftové palivo). A čo je možno najdôležitejšie, hydrokrakovanie neprodukuje žiadne ťažké nedestilovateľné zvyšky (koks, smola alebo destilačné zvyšky), ale iba ľahké vriace frakcie.

Technologický proces

Slovo hydrokrakovanie je vysvetlené veľmi jednoducho. Ide o katalytické krakovanie v prítomnosti vodíka. Kombinácia vodíka, katalyzátora a vhodného spôsobu procesu umožňuje krakovanie nekvalitného ľahkého plynového oleja, ktorý vzniká v iných krakovacích zariadeniach a niekedy sa používa ako zložka motorovej nafty. Hydrokrakovacia jednotka vyrába vysokokvalitný benzín.

Zvážte na chvíľu, aký užitočný môže byť proces hydrokrakovania. Jeho najdôležitejšou výhodou je schopnosť zmeniť kapacitu rafinérie z výroby veľkého množstva benzínu (keď je hydrokrak v prevádzke) na výrobu veľkého množstva motorovej nafty (keď je vypnutý).

Známy vtip športového trénera, ktorý o prestupe svojho hráča k súperovi hanlivo vyhlasuje: „Myslím si, že to posilní oba tímy“, je vo veľkej miere aplikovateľný aj na hydrokrakovanie. Hydrokrakovanie zlepšuje kvalitu benzínových zložiek aj destilátu. Spotrebúva najhoršie zložky destilátu a produkuje benzínovú zložku nadpriemernej kvality.

Ďalším bodom, ktorý treba poznamenať, je, že proces hydrokrakovania produkuje značné množstvá izobutánu, ktorý je užitočný na riadenie množstva suroviny v procese alkylácie.

Dnes sa bežne používa asi desať rôznych typov hydrokrakerov, ale všetky sú veľmi podobné typickému dizajnu opísanému v ďalšej časti.

Hydrokrakovacie katalyzátory sú našťastie menej hodnotné a drahé ako katalyzátory Typicky sú to zlúčeniny síry s kobaltom, molybdénom alebo niklom (CoS, MoS2, NiS) a oxid hlinitý. (Pravdepodobne ste sa dlho čudovali, prečo sú tieto kovy vo všeobecnosti potrebné.) Na rozdiel od katalytického krakovania, ale rovnako ako katalytické reformovanie je katalyzátor umiestnený vo forme pevného lôžka. Podobne ako katalytické reformovanie, aj hydrokrakovanie sa najčastejšie vykonáva v dvoch reaktoroch, ako je znázornené na obrázku.

Surovina sa zmieša s vodíkom zahriatym na 290-400 °C (550-750 °F) a natlakuje sa na 1200-2000 psi (84-140 atm) a odošle sa do prvého reaktora. Počas prechodu cez lôžko katalyzátora sa krakuje približne 40 až 50 % suroviny

Produkty s bodmi varu podobnými benzínu (bod varu do 200 °C (400 °F)).

Katalyzátor a vodík sa navzájom dopĺňajú niekoľkými spôsobmi. Po prvé, na katalyzátore dochádza k praskaniu. Aby praskanie pokračovalo, je potrebné teplo, to znamená, že ide o endotermický proces. Vodík zároveň reaguje s molekulami, ktoré vznikajú pri praskaní, saturuje ich a vytvára teplo. Inými slovami, táto reakcia, nazývaná hydrogenácia, je exotermická. Vodík teda poskytuje teplo potrebné na to, aby došlo k praskaniu.

Ďalším aspektom, v ktorom sa navzájom dopĺňajú, je tvorba izoparafínov. Krakovanie produkuje olefíny, ktoré sa môžu navzájom kombinovať za vzniku normálnych parafínov. Vplyvom hydrogenácie sa dvojité väzby rýchlo nasýtia, často vznikajú izoparafíny, a tým sa zabráni opätovnej produkcii nežiaducich molekúl (oktánové čísla izoparafínov sú vyššie ako v prípade normálnych parafínov).

Keď uhľovodíková zmes opustí prvý reaktor, ochladí sa, skvapalní a vedie cez separátor, aby sa oddelil vodík. Vodík sa opäť zmieša so surovinou a pošle sa do procesu a kvapalina sa pošle na destiláciu. Produkty získané v prvom reaktore sa separujú v destilačnej kolóne a v závislosti od toho, čo je výsledkom toho potrebné (benzínové zložky, letecký benzín alebo plynový olej), sa ich časť separuje. Petrolejová frakcia môže byť oddelená ako vedľajší prúd alebo ponechaná spolu s plynovým olejom ako destilačný zvyšok.

Destilačný zvyšok sa opäť zmieša s prúdom vodíka a vloží sa do druhého reaktora. Keďže táto látka už prešla hydrogenáciou, krakovaním a reformovaním v prvom reaktore, proces v druhom reaktore prebieha v prísnejšom režime (vyššie teploty a tlaky). Podobne ako produkty prvého stupňa sa zmes opúšťajúca druhý reaktor oddelí od vodíka a pošle sa na frakcionáciu.

Predstavte si zariadenie potrebné na proces bežiaci pri 2000 psi (140 atm) a 400 ° C. Hrúbka stien oceľového reaktora niekedy dosahuje cm Hlavným problémom je zabrániť tomu, aby sa praskanie vymklo spod kontroly. Pretože celý proces je endotermický, je možný rýchly nárast teploty a nebezpečné zvýšenie rýchlosti krakovania. Aby sa tomu zabránilo, väčšina hydrokrakov má zabudované opatrenia na rýchle zastavenie reakcie.

Produkty a výstupy. Ďalšou pozoruhodnou vlastnosťou procesu hydrokrakovania je zvýšenie objemu produktu o 25 %. Kombináciou krakovania a hydrogenácie vznikajú produkty, ktorých relatívna hustota je výrazne nižšia ako hustota suroviny. Nižšie je uvedené typické rozdelenie výťažkov produktov hydrokrakovania, keď sa ako surovina používa plynový olej z koksovacej jednotky a ľahké frakcie z jednotky katalytického krakovania. Produkty hydrokrakovania sú dve hlavné frakcie, ktoré sa používajú ako zložky benzínu.

Objemové zlomky

Koksovateľný plynový olej 0,60 Ľahké frakcie z rastliny kat. praskanie 0.40

Produkty:

Izobután 0,02

N-bután 0,08

Ľahký hydrokrakovací produkt 0,21

Ťažký produkt hydrokrakovania 0,73

Petrolejové frakcie 0,17

Tabuľka neuvádza požadované množstvo vodíka, ktoré sa meria v štandardných kubických stopách na barel krmiva. Bežná spotreba je 2500 st. Ťažký hydrokrakovací produkt -

Práve nafta obsahuje veľa aromatických prekurzorov (teda zlúčenín, ktoré sa ľahko premieňajú na aromáty). Tento produkt sa často posiela do reformátora na modernizáciu. Petrolejové frakcie sú dobrým leteckým palivom alebo surovinou pre destilačné (naftové) palivo, pretože obsahujú málo aromatických látok (v dôsledku nasýtenia dvojitých väzieb vodíkom). Podrobnejšie informácie o tejto téme sú uvedené v kapitole XIII „Destiláty“ a kapitole XIV „Ropný bitúmen a zvyškový

Hydrokrakovanie zvyšku. Existuje niekoľko modelov hydrokrakerov, ktoré boli navrhnuté špeciálne na spracovanie zvyškov alebo zvyškov z vákuovej destilácie. Väčšina z nich funguje ako hydrogenačné rafinérie, ako je opísané v kapitole XV. Výstupom je viac ako 90% zvyškového (kotlového) paliva. Cieľom tohto procesu je odstrániť síru ako výsledok katalytickej reakcie zlúčenín obsahujúcich síru s vodíkom za vzniku sírovodíka. Zvyšok s obsahom síry maximálne 4 % sa tak môže premeniť na ťažké kvapalné palivo obsahujúce menej ako 0,3 % síry.

Zhrnutie. Teraz, keď môžeme integrovať hydrokrakery do celkovej schémy rafinácie ropy, je potreba koordinovaných operácií jasná. Na jednej strane je hydrokrak centrálnym bodom, pretože pomáha vytvoriť rovnováhu medzi množstvom benzínu, nafty a leteckého paliva. Na druhej strane nie menej dôležité sú rýchlosti podávania a prevádzkové režimy jednotiek katalytického krakovania a koksovania. Okrem toho by sa pri plánovaní distribúcie produktov hydrokrakovania mala zvážiť aj alkylácia a reformovanie.

CVIČENIA

Analyzujte rozdiely medzi hydrokrakovaním, katalytickým krakovaním a tepelným krakovaním z hľadiska surovín, hnacích síl procesu a zloženia produktu.

Ako sa hydrokrakovanie a katalytické krakovanie navzájom dopĺňajú? Reformovanie a hydrokrakovanie?

Nakreslite vývojový diagram ropnej rafinérie vrátane hydrokrakovacej jednotky.