Rafinerija Orsk započela je probno pokretanje svog kompleksa hidrokrekinga. Projekt proizvodnje i opskrbe reaktora hidrokrekinga za rafineriju RN-Tuapse (JSC NK Rosneft) Rekonstruirane rafinerije počele su proizvoditi naftne derivate europske kvalitete iu regijama

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

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

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

Tehnološka jedinica hidrokrekinga obično se sastoji od 2 bloka:

Reakcijska jedinica, uključujući 1 ili 2 reaktora,

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

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

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

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

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

Prednosti hidrokrekinga

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

Hidrokreking poboljšava kvalitetu komponenti benzina i destilata.

Proces hidrokrekinga koristi najgore komponente destilata i proizvodi komponentu benzina više od prosječne kvalitete.

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

Korištenje jedinica za hidrokrekiranje povećava volumen proizvoda za 25%.

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

Katalizatori hidrokrekinga jeftiniji su od katalizatora katalitičkog krekiranja.

Tehnološki proces

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

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

Kretanje smjese sirovina u reaktorima je prema dolje.

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

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

Sirovina koju crpka dovodi miješa se sa svježim plinom koji sadrži vodik i cirkulirajućim plinom, koje pumpa kompresor.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Proizvodi i izlazi.

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

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

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

Volumni udjeli

Koksni plin 0,60

Lagane frakcije iz jedinice katalitičkog krekiranja 0,40

Proizvodi:

Izobutan 0,02

N-butan 0,08

Proizvod laganog hidrokrekiranja 0.21

Teški proizvod hidrokrekinga 0.73

Frakcije kerozina 0,17

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

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

Uobičajena potrošnja je 2500 st.

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

Ovaj se proizvod često šalje u reformer radi nadogradnje.

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

Hidrokrekiranje ostatka.

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

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

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

Tako se ostatak koji ne sadrži više od 4% sumpora može pretvoriti u teško loživo ulje koje sadrži manje od 0,3% sumpora.
U cjelokupnoj shemi prerade nafte potrebno je koristiti jedinice za hidrokreking.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Evo imena postupaka hidrokrekinga i hidrotretiranja stranih tvrtki:

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

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

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

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

PJSC Orsknefteorgsintez, ili Rafinerija nafte Orsky, dio je industrijske i financijske grupe SAFMAR Mikhaila Gutserieva. Tvornica djeluje u regiji Orenburg, opskrbljuje svoju regiju i okolna područja naftnim derivatima - motornim gorivom, loživim uljem i bitumenom. Već nekoliko godina tvrtka prolazi kroz opsežnu modernizaciju, zbog čega će postrojenje dugo godina ostati među vodećima u industriji prerade nafte.

Trenutno je rafinerija Orsk započela probno pokretanje najznačajnijeg od novoizgrađenih objekata, kompleksa hidrokrekinga. Do lipnja su na ovom objektu završeni radovi na izgradnji, montaži i puštanju u pogon u mirovanju te otklanjanju grešaka i podešavanju opreme pod opterećenjem. Ukupna ulaganja u izgradnju ovog kompleksa iznosit će više od 43 milijarde rubalja, a za financiranje projekta koriste se i vlastita i posuđena sredstva.

U bliskoj budućnosti će se prihvatiti sirovine za instalaciju i započet će otklanjanje pogrešaka u svim procesima za dobivanje proizvoda. Testni način je neophodan za otklanjanje grešaka u tehnološkom režimu u svim objektima hidrokreking kompleksa, dobivanje proizvoda odgovarajuće kvalitete, a također, između ostalog, za potvrdu jamstvenih pokazatelja koje je odredio davatelj licence Shell Global Solutions International B.V. (Ljuska)

Prilagodbu načina rada provode odjeli ONOS-a uz uključivanje izvođača radova i u prisutnosti predstavnika davatelja licence Shell. Glavni dioničar ONOS-a, ForteInvest, planira dovršiti rad u testnom načinu rada i dovesti objekt u komercijalni rad u srpnju ove godine. Tako se, unatoč teškoj gospodarskoj situaciji u zemlji, Hidrokreking kompleks planira izgraditi u iznimno kratkom roku – prvi radovi na projektu započeli su sredinom 2015. godine, a hidrokreking će svoj projektirani kapacitet dostići otprilike 33 mjeseca nakon početak projekta.

Puštanje u pogon objekata za modernizaciju dovest će rafineriju Orsk na novu razinu rafinerije, omogućujući joj povećanje dubine na 87%. Izbor svijetlih naftnih derivata povećat će se na 74%. Kao rezultat ove faze Programa modernizacije, linija proizvoda poduzeća će se promijeniti: vakuumsko plinsko ulje prestat će biti komercijalni proizvod, budući da će postati sirovina za jedinicu hidrokrekinga; Značajno će se povećati proizvodnja zrakoplovnog kerozina i dizelskog goriva Euro 5.

Dioničari Rafinerije nafte Orsk posvećuju veliku pozornost dugoročnom razvoju poduzeća. Globalna modernizacija proizvodnje, koja je u tijeku od 2012., od velike je važnosti ne samo za poduzeće, već i za regiju, jer je tvornica jedno od gradotvornih poduzeća Orska. Trenutno u rafineriji radi oko 2,3 tisuće ljudi - stanovnika grada i obližnjih sela. Obnova proizvodnje je od velike važnosti za društvenu sferu grada - to je otvaranje novih radnih mjesta, povećanje broja kvalificiranih kadrova uključenih u proizvodnju, a posljedično i povećanje ukupnog životnog standarda tvornice i grada. radnika.

PJSC "Orsknefteorgsintez"‒ rafinerija nafte kapaciteta 6 milijuna tona godišnje. Raspon tehnoloških procesa tvornice omogućuje proizvodnju oko 30 vrsta različitih proizvoda. To uključuje motorni benzin klase 4 i 5; RT mlazno gorivo; dizelsko gorivo ljetnih i zimskih vrsta klasa 4 i 5; cestovni i građevinski bitumen; loživa ulja. U 2017. obujam prerade nafte iznosio je 4 milijuna 744 tisuće tona.

Kompleks hidrokrekinga uključuje jedinicu za hidrokreking, jedinicu za proizvodnju sumpora s jedinicom za granulaciju i punjenje, jedinicu za kemijsku obradu vode, jedinicu za reciklažu vode i dušičnu stanicu br. Izgradnja kompleksa vakuumskog hidrokrekinga plinskog ulja započela je 2015., a njegovo lansiranje planirano je za ljeto 2018.

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

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

1. Lagani hidrokreking vakuum plinskog ulja

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

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

Prednosti LHA procesa u odnosu na hidrodesulfurizaciju:

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

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

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

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

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

Hidrokrekiranje vakuum destilata pri 15 MPa

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

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

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

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

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

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

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

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

Umjesto toga, veza stvari bit će prekinuta u Shakespeareovu Macbethu

Hidrokrekiranje je kasniji proces od katalitičkog krekiranja i katalitičkog reforminga, tako da učinkovitije ispunjava iste zadatke kao ova dva procesa. Hidrokreking može povećati prinos komponenti benzina, obično pretvaranjem sirovina kao što je plinsko ulje. Kvaliteta komponenti benzina koja se postiže na ovaj način nedostižna je ponovnim propuštanjem plinskog ulja kroz proces krekiranja u kojem je i dobiveno. Hidrokreking također omogućuje pretvorbu teškog plinskog ulja u lake destilate (mlazno i ​​dizelsko gorivo). I, što je možda najvažnije, hidrokrekiranje ne proizvodi teške ostatke koji se ne mogu destilirati (koks, smola ili dno), već samo lagane kipuće frakcije.

Tehnološki proces

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

Razmislite na trenutak koliko koristan može biti proces hidrokrekinga. Njegova najvažnija prednost je mogućnost prebacivanja kapaciteta rafinerije s proizvodnje velikih količina benzina (kada hidrokreker radi) na proizvodnju velikih količina dizelskog goriva (kada je isključen).

Poznata šala sportskog trenera koji o prelasku svog igrača u protivničku momčad pogrdno kaže: “Mislim da će ovo ojačati obje momčadi”, uvelike je primjenjiva na hidrokreking. Hidrokreking poboljšava kvalitetu komponenti benzina i destilata. Troši najlošiju komponentu destilata i proizvodi komponentu benzina iznadprosječne kvalitete.

Još jedna stvar koju treba napomenuti je da proces hidrokrekiranja proizvodi značajne količine izobutana, što je korisno za kontrolu količine sirovine u procesu alkilacije.

Postoji oko deset različitih tipova hidrokrekera koji su danas u uobičajenoj upotrebi, ali svi su vrlo slični tipičnom dizajnu opisanom u sljedećem odjeljku.

Katalizatori za hidrokrekiranje srećom su manje vrijedni i skupi od katalizatora. Obično su to spojevi sumpora s kobaltom, molibdenom ili niklom (CoS, MoS2, NiS) i aluminijev oksid. (Vjerojatno se već dugo pitate zašto su ti metali uopće potrebni.) Za razliku od katalitičkog krekiranja, ali baš kao i katalitičkog reforminga, katalizator se nalazi u obliku fiksnog sloja. Kao i katalitički reforming, hidrokreking se najčešće provodi u dva reaktora, kao što je prikazano na slici.

Sirovina se miješa s vodikom zagrijanim na 290-400°C (550-750°F) i pod tlakom od 1200-2000 psi (84-140 atm) i šalje u prvi reaktor. Tijekom prolaska kroz sloj katalizatora, otprilike 40-50% sirovine se krekira i formira

Proizvodi s vrelištem sličnim benzinu (vrelište do 200°C (400°F)).

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

Još jedan aspekt u kojem se međusobno nadopunjuju je stvaranje izoparafina. Krekiranje proizvodi olefine koji se mogu međusobno kombinirati u normalne parafine. Zbog hidrogenacije dolazi do brzog zasićenja dvostrukih veza, pri čemu često nastaju izoparafini, čime se sprječava ponovna proizvodnja neželjenih molekula (oktanski broj izoparafina je veći nego kod normalnih parafina).

Kada smjesa ugljikovodika napusti prvi reaktor, hladi se, ukapljuje i prolazi kroz separator za odvajanje vodika. Vodik se ponovno miješa sa sirovinom i šalje u proces, a tekućina se šalje na destilaciju. Produkti dobiveni u prvom reaktoru odvajaju se u destilacijskoj koloni, a ovisno o tome što je potrebno kao rezultat (komponente benzina, mlazno gorivo ili plinsko ulje), dio se odvaja. Kerozinska frakcija može se odvojiti kao sporedni tok ili ostaviti zajedno s plinskim uljem kao ostatak destilacije.

Destilacijski ostatak se ponovno miješa sa strujom vodika i stavlja u drugi reaktor. Budući da je ova tvar već prošla hidrogenaciju, krekiranje i reforming u prvom reaktoru, proces u drugom reaktoru teče u oštrijem režimu (više temperature i tlakovi). Kao i proizvodi prve faze, smjesa koja izlazi iz drugog reaktora se odvaja od vodika i šalje na frakcioniranje.

Zamislite opremu potrebnu za proces koji radi na 2000 psi (140 atm) i 400°C debljine stijenki čeličnog reaktora ponekad je spriječiti da pucanje izmakne kontroli. Budući da je cjelokupni proces endoterman, moguć je brz porast temperature i opasno povećanje stope pucanja. Kako bi se to izbjeglo, većina hidrokrekera ima ugrađene odredbe za brzo zaustavljanje reakcije.

Proizvodi i izlazi. Drugo značajno svojstvo procesa hidrokrekinga je povećanje volumena proizvoda za 25%. Kombinacijom krekiranja i hidrogenacije nastaju proizvodi čija je relativna gustoća znatno manja od gustoće sirovine. Dolje je prikazana tipična distribucija prinosa proizvoda hidrokrekiranja kada se plinsko ulje iz jedinice za koksiranje i lake frakcije iz jedinice za katalitičko krekiranje koriste kao sirovina. Proizvodi hidrokrekinga dvije su glavne frakcije koje se koriste kao komponente benzina.

Volumni udjeli

Plinsko ulje za koksiranje 0,60 Lake frakcije iz biljke kat. pucanje 0.40

Proizvodi:

Izobutan 0,02

N-butan 0,08

Proizvod laganog hidrokrekiranja 0.21

Teški proizvod hidrokrekinga 0.73

Frakcije kerozina 0,17

Tablica ne pokazuje potrebnu količinu vodika, koja se mjeri u standardnim kubičnim stopama po bačvi hrane. Uobičajena potrošnja je 2500 st. Teški proizvod hidrokrekinga -

Upravo nafta (nafta) sadrži mnogo aromatskih prekursora (odnosno spojeva koji se lako pretvaraju u aromate). Ovaj se proizvod često šalje u reformer radi nadogradnje. Kerozinske frakcije su dobro mlazno gorivo ili sirovina za destilatno (dizelsko) gorivo jer sadrže malo aromata (kao rezultat zasićenja dvostrukih veza vodikom). Detaljnije informacije o ovoj temi sadržane su u poglavlju XIII „Destilatna goriva” i poglavlju XIV „Naftni bitumen i ostaci

Hidrokrekiranje ostatka. Postoji nekoliko modela hidrokrekera koji su dizajnirani posebno za obradu ostatka ili ostatka vakuumske destilacije. Većina njih radi kao hidropročišćivači, kao što je opisano u poglavlju XV. Izlaz je više od 90% zaostalog (kotlovskog) goriva. Cilj ovog procesa je uklanjanje sumpora kao rezultat katalitičke reakcije spojeva koji sadrže sumpor s vodikom da bi se formirao vodikov sulfid. Dakle, ostatak s udjelom sumpora od najviše 4% može se pretvoriti u teško tekuće gorivo koje sadrži. manje od 0,3% sumpora.

Sažetak. Sada kada možemo integrirati hidrokrekere u cjelokupnu shemu rafiniranja nafte, potreba za koordiniranim operacijama postaje jasna. S jedne strane, hidrokreker je središnja točka jer pomaže uspostaviti ravnotežu između količine benzina, dizel goriva i mlaznog goriva. S druge strane, brzine punjenja i načini rada jedinica za katalitičko krekiranje i koksiranje nisu ništa manje važni. Osim toga, alkilaciju i reforming također treba uzeti u obzir pri planiranju distribucije proizvoda hidrokrekinga.

VJEŽBE

Analizirajte razlike između hidrokrekinga, katalitičkog krekiranja i toplinskog krekiranja u smislu sirovina, pokretačkih snaga procesa i sastava proizvoda.

Kako se hidrokrekiranje i katalitički krekiranje međusobno nadopunjuju? Reforming i hidrokreking?

Nacrtajte dijagram toka rafinerije nafte uključujući jedinicu za hidrokreking.