содержание      ..      1      2      3      ..

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ (ИТС 30-2021) - часть 2

Схемой предусматривается предварительная депентанизация исходного

бензина. В результате вторичной перегонки широкой бензиновой фракции

получают следующую продукцию (таблица 2.9).

Таблица 2.9 - Продукты вторичной перегонки широкой бензиновой фракции

Интервалы

Область использования продукта (в порядке

Наименование

кипения, °С

приоритета)

Изомеризация

Стабильная легкая

н.к.-62°С

Смешение бензина

бензиновая фракция

(70°С)

Товарная продукция (нафта)

Бензольная фракция

62-85°С

Производство соответствующих

Толуольная фракция

85-105°С

ароматических углеводородов

Ксилольная фракция

105-140°С

Каталитический риформинг, направленный

Сырье каталитического

85-180°С

на производство высокооктанового

риформинга

компонента товарных бензинов

Смесевой компонент керосина, зимнего

Тяжелая бензиновая

140-180°С

дизельного топлива.

фракция

Каталитический риформинг

Материальный баланс процесса вторичной перегонки широкой бензиновой

фракции вне зависимости от конфигурации установки зависит от качества

перерабатываемого сырья, то есть от потенциального содержания получаемых

фракций.

2.5.2 Технология вторичной перегонки фракций дизельного топлива

Установки вторичной перегонки фракции дизельного топлива используются

для получения компонентов зимнего (реже - арктического) и летнего дизельного

топлива, а также получения жидких парафинов С10-С18.

Как правило, в основной ректификационной колонне атмосферного блока

АВТ отбирают дизельную фракцию в виде двух боковых погонов: легкого - как

компонент зимнего дизельного топлива и тяжелого - как компонент летнего

дизельного топлива (рисунок 2.16). В случае необходимости выделения н-алканов

С10-С18 (жидкие парафины) используют вторичную перегонку широкой дизельной

фракции. На основе н-алканов получают сырье для производства синтетических

моющих средств - линейный алкилбензол (ЛАБ), линейный алкилбензолсульфонат

(ЛАБС).

70

1 - колонна; 2 - отпарные секции; I - фракция дизельного топлива;

II - фракция н.к.-200 °С; III - конденсат; IV - водяной пар;

V - легкий компонент фракции 200-320 °С;

VI - тяжелый компонент фракции 200-320 °С;

VII - фракция 200-320 °С; VIII - фракция >320 °С

Рисунок 2.16 - Схема установки вторичной перегонки фракции дизельного

топлива

В результате вторичной перегонки дизельной фракции получают следующую

продукцию (таблица 2.10). Материальный баланс процесса вторичной перегонки

фракций дизельного топлива зависит от качества перерабатываемого сырья.

Таблица 2.10 - Продукты вторичной перегонки фракций дизельного топлива

Интервалы

Область использования продукта (в порядке

Наименование

кипения, °С

приоритета)

Гидроочистка дизельного топлива

Легкая дизельная

Смесевой компонент зимнего (арктического)

200-320 °С

фракция

дизельного топлива

Смесевой компонент топочного мазута

Легкий компонент

200-260 °С

фракции 200-320 °С

Выделение н-алканов С10-С18 (жидких

Тяжелый компонент

парафинов)

260-320 °С

фракции 200-320 °С

Гидроочистка дизельного топлива

Тяжелая дизельная

Смесевой компонент летнего дизельного

320-380 °С

фракция

топлива

Смесевой компонент топочного мазута

71

2.6 Установки термического крекинга, висбрекинга

2.6.1 Технология термокрекинга под давлением (двухпечной глубокий

термический крекинг тяжелого дистиллятного или остаточного сырья)

Термический крекинг дистиллятного сырья используется для получения

газойлевых фракций. Цель процесса заключается в получении дополнительного

количества светлых нефтепродуктов, термогазойля (сырья для производства

технического углерода), дистиллятного крекинг-остатка (сырья для получения

игольчатого кокса), а также крекинг-остатка (котельного топлива заданной

вязкости).

Процесс осуществляется при давлении 2-7 МПа и температуре 480-540 °С.

Время пребывания сырья в зоне реакции 1,5-2,5 мин.

Термическому крекингу подвергают различные виды сырья: легкий газойль,

гудрон, тяжелые дистилляты вторичного происхождения, получаемые при

коксовании и в процессе каталитического крекинга.

На установках термокрекинга применяется двухпечная схема с

рециркуляцией. В первой печи происходит мягкий крекинг исходного тяжелого

остаточного сырья, а во второй

- жесткий крекинг более термостойких

дистиллятных рециркулируемых фракций. На рисунке

2.17 приведена схема

потоков установки двухпечного термического крекинга.

Рисунок 2.17 - Схема потоков двухпечного термического крекинга

При утяжелении исходного сырья единственным источником питания печи

глубокого крекинга является газойлевая фракция (250-350 °С) легкого крекинга,

выход которой незначителен. Остаточное сырье целесообразно перерабатывать

на однопечной установке.

На рисунке

2.18 приведена принципиальная технологическая схема

установки термического крекинга тяжелого дистиллятного или остаточного сырья.

72

II

18

19

III

20

21

9

5

8

13

14

15

22

IV

VIII

3

4

6

7

23

V

16

1

2

24

VI

12

25

11

VII

17

26

I

10

1, 2 - трубчатые печи; 3 - выносная реакционная камера; 4, 7 - испарители;

5, 8 - сепараторы; 6, 9 - колонны; 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 - насосы;

18, 19 - аппараты воздушного охлаждения; 20, 21, 22, 23, 24, 25 - холодильники;

26 - теплообменник; I - сырье; II - газы на ГФУ; III - газы и водяной пар к

вакуумной системе; IV - термогазойль; V - крекинг-остаток; VI - бензин на

стабилизацию; VII - тяжелый бензин; VIII - водяной пар

Рисунок 2.18 - Технологическая схема установки термического крекинга

под давлением

Исходное сырье после нагрева в теплообменнике 26 поступает в нижнюю

секцию колонны

6, которая разделена на две секции полуглухой тарелкой,

позволяющей перейти в верхнюю секцию только парам. Продукты конденсации

паров крекинга в верхней секции накапливаются в аккумуляторе (кармане) внутри

колонны. Потоки тяжелого и легкого сырья, отбираемые с нижней и из средней

частей колонны 6, подаются в змеевики трубчатых печей 1 и 2, где нагреваются до

температур соответственно 500 и 550 °С и поступают для углубления крекинга в

выносную реакционную камеру 3. Продукты крекинга направляются в испаритель

высокого давления 4. Крекинг-остаток и термогазойль через редукционный клапан

поступают в испаритель низкого давления 7, газы и пары бензинокеросиновых

фракций - в колонну 6.

Уходящие с верхней части колонны 6 и испарителя 7 газы и пары бензиновой

фракции охлаждаются в конденсаторах-холодильниках и поступают в

газосепараторы 5 и 8, после чего передаются для дальнейшей переработки на

газофракционирующую установку. Балансовое количество бензина из колонны 6

направляется на стабилизацию, а тяжелый бензин из испарителя 7 выводится для

дальнейшей переработки.

Крекинг-остаток, отбираемый с нижней части испарителя 7, подвергается

вакуумной перегонке в колонне 9 с получением вакуумного термогазойля и

вакуумного дистиллятного крекинг-остатка.

При термическом крекинге дистиллятного или тяжелого остаточного сырья

под давлением получают газ, бензин, газойль и крекинг-остаток (таблица 2.11).

73

Таблица

2.11 - Состав продуктов, получаемых при термокрекинге тяжелого

дистиллятного сырья

Продукт

Состав продуктов, % масс.

Получение крекинг-остатка

Получение термогазойля

Углеводородный газ

5,0

5,0

Головка стабилизации

1,3

1,3

бензина

Стабильный бензин

20,1

20,1

Термогазойль

24,2

52,6

Дистиллятный крекинг-остаток

48,3

19,9

Потери

1,1

1,1

ИТОГО:

100

100

В газе термического крекинга содержатся предельные С1-С4 и непредельные

С2-С4 углеводороды, водород и сероводород. Газ термического крекинга

направляется для дальнейшей переработки на газофракционирующую установку.

Бензины термического крекинга по углеводородному составу отличаются от

прямогонных. Если в прямогонных бензинах в основном содержатся парафиновые и

нафтеновые углеводороды, то в крекинг-бензине много непредельных и

ароматических углеводородов. Октановое число крекинг-бензинов, определенное по

моторному методу, составляет 66-68 пунктов, что не соответствует современным

требованиям. Кроме того, крекинг-бензины обладают низкой химической

стабильностью. Наличием смол и полимеров объясняется повышенная склонность

крекинг-бензина к нагарообразованию в двигателях. Образование смол замедляется

введением в бензины специальных присадок - ингибиторов окисления.

Газойль термического крекинга - фракция, выкипающая в пределах 200-

350 °С, в ней содержится большое количество непредельных углеводородов, и она

используется как компонент флотских мазутов, газотурбинного и печного топлива.

После гидрооблагораживания газойль может использоваться как компонент

дизельного топлива.

Крекинг-остаток представляет собой фракцию, выкипающую выше 350 °С, и

может быть использован в качестве котельного топлива для теплоэлектростанций,

морских судов, печей промышленных предприятий.

2.6.2 Висбрекинг (легкий термический крекинг)

Процесс используют для снижения вязкости тяжелых нефтяных остатков и для

получения компонента стабильного котельного топлива. Он проводится при давлении

1-5 МПа и температуре 430-500 °С. Висбрекинг может проводиться также для

получения газойля - сырья для процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Для снижения закоксовывания труб печей применяют турбулизаторы и присадки,

которые вводят в поток нагреваемого в печи сырья. Применение турбулизатора

способствует увеличению скорости движения жидкой части сырья в трубах печи,

уменьшая время пребывания ее в зоне высоких температур.

74

Разновидности процесса висбрекинга:

- печной висбрекинг, проводимый в нагревательно-реакционной печи при

температуре 480-500 °С и времени пребывания сырья в зоне реакции 1,5-

2,0 мин;

- висбрекинг с выносной реакционной камерой (сокинг-камерой),

осуществляемый при температуре 430-450 °С и времени реакции 10-15 мин.

- висбрекинг при температуре 490-492 ^оС с временем пребывания 5-7 минут

с сокинг-камерой, расположенной внутри печи в зоне конвекции после

пароперегревателя;

- висбрекинг с вакуумной перегонкой для снижения выхода висбрекинг-

остатка до 60% масс.

Технология висбрекинга с выносной реакционной камерой имеет

преимущества по сравнению с печным висбрекингом: большая продолжительность

межремонтного пробега, меньшее потребление топлива и электроэнергии,

меньшие капитальные затраты, более высокая управляемость процессом при

эксплуатации за счет возможности регулирования давления в сокинг-камере и

температуры в печи.

Конверсия сырья в процессе составляет 14-30% от исходного сырья, отбор

светлых нефтепродуктов при переработке гудрона не превышает 5-20%, при

конверсии мазута - 16-22%.

Сырьем для висбрекинга являются гудрон, тяжелые нефтяные остатки.

На рисунке 2.19 представлена схема установки висбрекинга гудрона с

выносной камерой (сокинг-камерой).

III

7

4

VII

IV

3

II

5

V

I

II

2

1

6

VI

1 - печь; 2 - выносная камера; 3 - ректификационная колонна;

4 - сепаратор; 5 - отпарная колонна; 6 - насос; 7 - холодильник;

I - сырье; II - пар; III - газ; IV - бензин; V - легкий газойль;

VI - остаток висбрекинга; VII - вода

Рисунок 2.19 - Технологическая схема установки висбрекинга с выносной камерой

75

Подогретое остаточное сырье подается в печь 1, где нагревается до

температуры 430-500 °С и поступает в выносную камеру 2. Продукты крекинга

направляются во фракционирующую колонну 3, процесс разделения в которой

происходит при атмосферном давлении. После разделения в сепараторе

4

получают газ и бензин, после отпарной колонны 5 - легкий газойль и остаток,

который можно использовать в качестве котельного топлива. Бензин и легкий

газойль после облагораживания используют в качестве компонентов товарных

нефтепродуктов.

Типичный материальный баланс висбрекинга гудрона с получением легкого

газойля и без получения легкого газойля приведен в таблице 2.12.

Таблица

2.12

- Типичный материальный баланс висбрекинга гудрона с

получением легкого газойля и без получения легкого газойля

Тип висбрекинга

Показатель

С получением легкого

Без получения легкого

газойля

газойля

Приход, % масс.

Гудрон

100

100

Всего

100

100

Получено, % масс.

Углеводородный газ

2,3

2,3

Нафта С5-С6

1,4

3,0

Бензин (С7-185 °С)

4,7

6,7

Легкий газойль (185-371 °С)

10,7

-

Остаток

80,9

88,0

Всего

100,0

100,0

2.6.3 Технология производства нефтяного пека (термический крекинг

тяжелого дистиллятного или остаточного сырья при низком давлении)

Производство нефтяных пеков осуществляется: путем термокрекинга

тяжелого дистиллятного или остаточного сырья, проводимого при низком давлении

(0,1-0,5 МПа), температуре

360-420 °С и времени реакции

0,5-10 ч,

термополиконденсацией крекинг-остатков или тяжелой смолы пиролиза.

Нефтяные пеки находят применение как связующий или пропиточный

материал при изготовлении графитированных электродов, анодной массы,

обожженных анодов, конструкционных материалов на основе графита,

электроугольных изделий, угольных и коксовых брикетов.

В качестве сырья для получения нефтяных пеков используют тяжелые смолы

пиролиза различного углеводородного сырья - плотность 1044-1140 кг/м³ при

20 °С, молекулярная масса 273-334, коксуемость 10-22 %. В тяжелой смоле

содержится углерода 92,7%, водорода 7,2%, серы 0,02-0,1%, азота менее 0,1%,

практически отсутствуют кислородные соединения; много непредельных

соединений, например, алкилпроизводных индена, склонных при хранении и

нагревании к полимеризации.

76

- для пеков из вакуумных газойлей с повышенной температурой размягчения

и высокотемпературного (температура размягчения пеков составляет 86 и 143 °С)

получены значения выхода летучих веществ

-

60,0 и

47%, содержания

нерастворимых в толуоле веществ - 26,1 и 33,3%, нерастворимых в хинолине

веществ - 2,9 и 1,2 %.

Содержание кислорода и азота в пеках составляет 0,20-0,41%, содержание

серы - 0,66-0,85%.

Схема процесса производства нефтяного пека путем термокрекинга

тяжелого дистиллятного или остаточного сырья, проводимого при низком давлении

(0,1-0,5 МПа), температуре 360-420 °С и времени реакции 0,5-10 ч, представлена

на рисунке 2.20.

II

VIII

IV

VI

V

III

I

4

3

1

III

VII

2

1 - ректификационная колонна; 2 - печь; 3 - реактор; 4 - вакуумная колонна;

I - сырье; II - газ; III - водяной пар; IV - бензиновая фракция; V - легкий газойль;

VI - тяжелый газойль; VII - пек; VIII - пары с верхней части вакуумной колонны к

вакуумсоздающей аппаратуре

Рисунок 2.20 - Схема установки термокрекинга тяжелого дистиллятного

(остаточного) сырья

Сырье после очистки от механических примесей и компонентов,

нерастворимых в хлороформе, подогревается и поступает в ректификационную

колонну 1 для удаления легких дистиллятов. Остаток с нижней части колонны 1

подогревается в печи 2 и поступает в реактор 3, который представляет собой

автоклав периодического действия. На установке может работать каскад

реакторов. Остаток после реактора 3 поступает в вакуумную колонну 4 для

испарения низкомолекулярных продуктов и разгазирования пека. Процесс ведут

при перемешивании, которое осуществляется подачей инертного или природного

газов или механическими мешалками. С вакуумной колонны отбирают следующие

погоны: дизельные фракции, тяжелый вакуумный газойль и пек.

Типичные выходы продуктов пекования при переработке гудрона

представлены в таблице 2.14.

78

Таблица 2.14 - Типичный выход продуктов пекования при переработке гудрона

Продукт

Выход, %

Углеводородный газ

8,5

Бензиновая фракция

15,0

Легкий газойль

10,0

Тяжелый газойль

30,0

Пек

36,5

Итого:

100,0

Термический крекинг с перегретым водяным паром

Технологическая схема процесса представлена на рисунке 2.21.

III

IV

V

1

2

2

5

VI

I

3

II

II

VII

4

6

VIII

1 - сырьевая печь; 2 - реакторы; 3 - ректификационная колонна; 4 -

пароперегреватель; 5 - колонна отпарки стоков; 6 - транспортер-рыхлитель;

I - сырье; II - пар; III - сероводород; IV -газ; V - бензин; VI - сточные воды на

очистку; VII - тяжелый газойль; VIII - пек; IX - вода

Рисунок 2.21 - Схема процесса термокрекинга гудрона с перегретым водяным

паром

Сырье подогревается и поступает в ректификационную колонну 3 для

удаления легких дистиллятов. Остаток нижней части колонны 3 подогревается в

печи 1 до температуры 500 °С и заполняет реакторы 2. Процесс происходит в

реакторном блоке, состоящем из двух реакторов. В то время как один реактор

заполняется сырьем, через другой (уже заполненный сырьем) с помощью крана-

переключателя пропускают перегретый в печи

4 до

600 °С водяной пар, в

результате чего происходит термокрекинг сырья и отпарка образующихся

продуктов. Газообразные и жидкие продукты вместе с водяным паром выводятся

сверху из реакторов 2 и направляются на фракционирование в ректификационную

колонну 3. С нижней части реакторов выводится пек, который выдерживают в

79

стабилизаторе, а затем охлаждают на ленточном транспортере-рыхлителе 6.

Выход продуктов, образующихся при термокрекинге гудрона с перегретым паром,

представлен в таблице 2.15.

Таблица 2.15 - Выход продуктов термокрекинга гудрона с перегретым паром

Продукт

Выход, %

Углеводородный газ

4,3

Сероводород

0,5

Бензиновая фракция

14,2

Термогазойль

50,5

Пек

30,5

Итого:

100,0

Получение нефтяных пеков методом термополиконденсации

Термополиконденсация позволяет получать пеки с температурой

размягчения 65-100 °С, плотностью 1250-1300 кг/м³ при следующих условиях

процесса: температура

420-430 °С, продолжительность

3-5 ч. Увеличение

температуры процесса до 460-510 °С при снижении продолжительности процесса

до 1-5 минут и последующей выдержке в реакторе при 380-440 °С в течение 1-

3 ч позволяет также получить нефтяной пек для алюминиевой промышленности.

Нефтяные пеки, полученные термополиконденсацией смолы пиролиза в двух

последовательно работающих реакторах и имеющие температуру размягчения 65

и 100 °С.

2.6.4 Технология производства технического углерода

(высокотемпературный термокрекинг тяжелого высокоароматического

сырья при низком давлении)

Выпуск технического углерода в России ведется в соответствии с

государственным стандартом (ГОСТ

7885-86 «Углерод технический для

производства резины. Технические условия»), а также ASTM D1765,

предусматривающих разделение технического углерода в зависимости от

качественных характеристик, определяемых способом получения.

Технический углерод образуется в газовой фазе при термоокислительном

или термическом пиролизе углеводородного сырья, сопровождающемся

разложением углеводородов на углерод и водород под действием высокой

температуры.

Качество, выход технического углерода и экономическая эффективность

производства в значительной мере определяются составом и свойством сырья, а

также технологическим режимом. Более 60% получаемого технического углерода

приходится на углерод активных марок. Сырье для получения углерода должно

отличаться высоким содержанием полициклических ароматических углеводородов

с короткими боковыми цепями, ограниченным содержанием нафтенопарафиновых

углеводородов, соединений серы, асфальтенов и механических примесей. Сырье

80

для производства технического углерода с допустимым содержанием серы состоит

из продуктов переработки малосернистых нефтей(таблица 2.16).

Таблица 2.16 - Основные виды сырья для производства технического углерода

Сырье для получения

Исходное сырье

Процесс производства

технического углерода

Нефтехимические продукты

Газойли пиролиза:

Газы, бензиновые фракции,

Пиролиз с получением

остаток производства

газойли

олефинов

нефтеполимерных смол,

смолы пиролиза

Газойлевые фракции

Керосиновые, газойлевые,

Различные

каталитического

вакуумные фракции прямой

модификации

крекинга: крекинг-

перегонки нефти, коксования,

каталитического

газойль, тяжелый

термического крекинга,

крекинга

каталитический газойль

деасфальтизаты и экстракты

масляного производства

Газойлевые фракции

Газойли каталитического крекинга

Термический крекинг

термолиза -

и коксования, дистиллятные

под давлением,

термогазойль

экстракты масляного производства

висбрекинг

Экстракты вторичных

Газойли каталитического крекинга

Экстракция

газойлей.

и коксования

селективными

Экстракты очистки

Масляные фракции нефти

растворителями.

дистиллятных масел

Очистка

селективными

растворителями

Коксохимические продукты

Антраценовые фракция и

Смолы высокотемпературного

Дистилляция

масло, пековые

коксования каменных углей и

каменноугольных и

дистилляты.

сланцев

сланцевых смол.

Сланцевое масло

Выделение сырого

антрацена

Композиционное сырье

Углеводородные смеси

Продукты переработки нефти и

Смешение и

угля различного происхождения с

гомогенизация.

высоким содержанием

Термолиз в

ароматических соединений

отделениях

Добавки и присадки

подготовки сырья на

заводах технического

углерода

Реакторный (печной) способ получения технического углерода является

основным в настоящее время. Он позволяет получать различные марки с

определенным набором свойств. На рисунке 2.22 показана принципиальная схема

производства технического углерода из жидкого углеводородного сырья. В реактор,

футерованный высокоогнеупорными материалами, подается природный газ и

нагретый до 900 °С воздух. За счет сжигания природного газа образуются продукты

81

полного сгорания с температурой до

2000 °С, содержащие определенное

количество свободного кислорода. В высокотемпературные продукты полного

сгорания впрыскивается жидкое углеводородное сырье, предварительно

тщательно перемешанное и нагретое до 300 °С. Пиролиз сырья происходит при

строго контролируемой температуре, которая в зависимости от марки

выпускаемого технического углерода имеет различные значения от 1400 до

1750 °С. На определенном расстоянии от места подачи сырья термоокислительная

реакция прекращается посредством впрыска воды. Образовавшиеся в результате

пиролиза технический углерод и газы реакции поступают в каскад

воздухоподогревателей, в которых они отдают часть своего тепла воздуху,

используемому в процессе, при этом температура углеродогазовой смеси

понижается от 900-1000 °С до 500-600 °С.

I - воздух в реактор, II - холодная вода; III - топливо; IV - сырье; V - отходящие

газы; VI - газы на очистку; VII - некондиционный ТУ, VIII - дымовые газы.

1 - резервуар сырья; 2 - воздуховка; 3 - реактор; 4 - подогреватель сырья; 5 -

подогреватель воздуха и топлива, 6 - холодильник-ороситель; 7 - рукавный

фильтр, 8 - микроизмельчитель; 9 - вентилятор аэрозоля; 10 - циклон; 11 -

мешалка-уплотнитель; 12 - гранулятор, 13 - сушильный барабан; 14 - элеватор;

15 - магнитный сепаратор; 16 - классификатор; 17 - конвейер; 18 - бункер

готовой продукции; 19 - загрузка в хопперы; 20 - упаковка в мешки; 21 -

утилизационная котельная

Рисунок 2.22 - Принципиальная схема производства технического углерода

Реакторное отделение

Получение технического углерода происходит в реакторах в результате

термоокислительного пиролиза углеводородного сырья в высокотемпературных

продуктах горения топлива. Реактор представляет собой горизонтальный

цилиндрический аппарат переменного сечения, стальной корпус которого изнутри

футеруется. Передняя торцевая крышка оборудована горелками для подачи

природного газа, по цилиндрической поверхности корпуса последовательно

располагаются патрубки для подачи воздуха, предварительно нагретого в

рекуперативных подогревателях до

900 °С. Для подачи сырья используется

аксиальный, радиальный или комбинированный ввод. На горизонтальной и

82

В котельных установлены котлы ППК-30/24. Дымовые газы удаляются через

дымовые трубы высотой 80 м и 120 м.

В таблице 2.17 приведен типичный материальный баланс установки по

производству технического углерода из газойля каталитического крекинга.

Таблица

2.17 - Типичный материальный баланс установки по производству

технического углерода из газойля каталитического крекинга

Показатель

% масс.

Взято:

Сырье

20,33

Топливо

2,87

Воздух

76,80

Получено:

Технический углерод

12,6

Метан

0,4

Диоксид углерода

4,9

Оксид углерода

8,4

Водород

1,7

Азот

60,7

Всего

100

Выход технического углерода на сырье

60

2.7 Установки коксования

2.7.1 Технология замедленного коксования в необогреваемых коксовых

камерах

При замедленном (полунепрерывном) коксовании из гудрона малосернистой

нефти получают до 25% масс. электродного кокса, а из дистиллятного крекинг-

остатка - около 38% масс. игольчатого кокса. Сырье нагревается в печи до 500 °С,

направляется в необогреваемую камеру, где находится длительное время и за счет

аккумулированной им теплоты коксуется. Из верхней части камеры удаляют потоки

легких дистиллятов. После заполнения камеры коксом на 70-90% поток сырья

переключают на другую камеру, а из отключенной камеры отгружают кокс.

Преимущества процесса замедленного коксования:

- полное превращение остаточного сырья и ликвидация производства

остаточного котельного топлива;

- технологическая гибкость, позволяющая перерабатывать любые виды

сырья с высоким содержанием асфальтенов, коксового остатка, металлов и

одновременно получать продукты, отвечающие соответствующим спецификациям,

и которые достаточно легко включить в технологическую схему переработки нефти

на НПЗ для получения экологически чистых моторных топлив;

84

- практически 100 %-ная деметаллизация;

- умеренные капитальные вложения и эксплуатационные затраты.

В качестве сырья процесса замедленного коксования используются тяжелые

нефтяные остатки первичной переработки нефти (гудроны), остатки от

производства масел (асфальты, остаточные экстракты), тяжелые остатки

термокаталитических

процессов

(крекинг-остатки,

тяжелые

газойли

каталитического крекинга, тяжелые смолы пиролиза).

Типичные физико-химические показатели качества сырья, используемого

для производства различных видов кокса, приведены в таблице 2.18.

Таблица

2.18

- Характеристика нефтяных остатков, используемых для

производства различных видов кокса

Показатели качества сырья для производства кокса

Наименование

Для алюминиевой

КНПС

Добавка

показателей

Игольчатый

промышленности

(изотропного)

коксующая

Плотность при

20 ºС, г/см³

0,9818

1,1767

1,0652

1,0342

Массовая доля серы,

1,20

0,23

0,56

3,34

%

Коксуемость, % масс.

11,5

21,1

5,7

17,5

Групповой

углеводородный

состав, % масс.:

- парафино-

20,6

-

10,7

7,6

нафтеновые;

5

- ароматические, в

62,2

64,9

84,4

5,2

т.ч.:

-

0,7

6,0

- легкие;

15,2

-

14,8

5,4

- средние;

10,5

64,9

68,9

43,8

- тяжелые;

36,5

18,1

4,9

27,6

- смолы;

15,4

11,4

отс.

9,4

- асфальтены

1,8

5,6

отс.

0,2

Содержание

металлов, ppm (V/Ni)

40/15

-

5/1

230/100

Продукты:

- углеводородный газ (после сероочистки используется в качестве

технологического топлива или подвергается газофракционированию с получением

сухого газа, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций для нефтехимии);

- бензиновая фракция (характеризуется низкой октановой характеристикой,

химической нестабильностью вследствие высокого содержания непредельных

углеводородов и повышенным содержанием серы. Подвергается сероочистке и

служит в качестве компонента сырья установок каталитического риформинга);

85

- легкий газойль коксования (подвергается гидроочистке в смеси с

прямогонными дизельными фракциями с получением высококачественного

дизельного топлива);

- тяжелый газойль коксования, используется в качестве компонента сырья

процесса гидрокрекинга с получением дизельного топлива или в качестве

компонента сырья без или после гидрооблагораживания процесса каталитического

крекинга с получением высокооктанового бензина.

Характеристики жидких продуктов коксования приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19 - Свойства жидких продуктов коксования

Легкий

Тяжелый

Показатели качества

Бензин

газойль

газойль

Плотность при 20 °С, г/см³

0,72-0,76

0,83-0,89

0,91-0,98

Массовая доля серы, %

0,1-0,7

0,3-2,0

0,7-3,0

Иодное число, г I2/100 г.

80-120

50-70

-

Коксуемость, % масс.

-

-

0,15-2,0

Фракционный состав:

- температура начала кипения, °С;

35-50

190-200

280-340

- температура конца кипения, °С;

170-190

340-360

460-520

- температура выкипания 50% об. ºС

115-125

270-300

380-420

Кинематическая вязкость, сСт:

- при 20 ºС;

4,5-7,0

- при 50 ºС;

2,0-3,0

- при 80 ºС

5-10

Температура вспышки, °С

70-90

>200

Групповой углеводородный состав, % масс.:

- парафиновые;

50-60

30-60

- олефиновые;

19-20

- нафтеновые

14-15

- ароматические;

8-10

30-60

- смолы

10-20

Коксуемость 10% остатка, % масс.

-

0,1-0,4

-

Цетановый индекс

-

30-35

-

В таблице 2.20 приведены основные требования к качеству нефтяных коксов,

используемых в производстве алюминия (КЗА), графитированных электродов для

электросталеплавления (КЗГ) и конструкционных материалов (КНПС) в

соответствии с ГОСТ 22898-78 «Коксы нефтяные малосернистые. Технические

условия».

86

Таблица 2.20 - Нормативные требования к нефтяным коксам

Коксы

Наименование показателей

КЗА

КЗГ

КНПС

Массовая доля летучих веществ, %, не более

9,0

9,0

6,0

Зольность, %, не более

0,4-0,6

0,6

0,15-0,30

Массовая доля серы, %, не более

1,2-1,5

1,0

0,2-0,4

Действительная плотность после прокаливания

2,08-

2,08-2,13

2,04-2,08

при 1300 ºС, в течение 5 час, г/см³

2,13

Массовая доля, %, не более:

- кремния;

0,04-0,08

- железа;

0,05-0,08

- ванадия

0,01

Возможно получение не только стандартного кокса, но и нефтяной

коксующей добавки. Коксующая добавка представляет собой кокс с высоким

содержанием летучих веществ 15-25% и образуется в процессе замедленного

полукоксования тяжелых нефтяных остатков.

На рисунке

2.23 представлена принципиальная технологическая схема

установки замедленного коксования.

15

8

III

X

VI

19

12

14

II

9

6

VII

13

II

5

V

II

21

1

11

4

7

10

2

VII

IV

16

17

VIII

II

3

18

IX

I

20

1, 11 - реакционные камеры; 2 - четырехходовой кран; 3 - печь; 4 -

ректификационная колонна; 5, 6 - отпарные колонны; 7 - фракционирующий

абсорбер; 8, 9 - сепаратор; 10 - колонна стабилизации бензина; 12,13 - насосы;

14, 15, 16, 17, 18, 19 - холодильники; 20, 21 - теплообменники;

I - сырье; II - водяной пар; III - пары отпарки камер; IV - кокс; V - головка

стабилизации; VI - газ; VII - стабильный бензин; VIII - легкий газойль; IX -

тяжелый газойль; X - конденсат

Рисунок 2.23 - Принципиальная технологическая схема двухблочной установки

замедленного коксования

87

Закончив охлаждение, приступают к выгрузке кокса из камеры

1 с

использованием гидравлического метода. Оборудование, предназначенное для

гидровыгрузки, размещают на металлоконструкции, установленной над коксовыми

камерами.

Выгрузка кокса производят в две стадии. На первой стадии осуществляется

гидравлическое бурение центрального ствола (скважины) в слое кокса. В камеру

через верхний люк опускают гидрорезак, переведенный в положение «бурение», и

с помощью водяного насоса под давлением до 18 МПа подают воду.

Струей воды разрушают слой кокса, создавая сквозной канал диаметром от

0,6 до 1,8 м. После окончания первой стадии гидрорезак выводят из камеры,

переключают в положение «отбойка» и приступают ко второй стадии выгрузки. Во

время второй стадии вода истекает горизонтально из двух боковых сопел

гидрорезака, который перемещается по камере. Из камер кокс выгружают на

прикамерную площадку, где в течение определенного времени отстаивают от воды.

Затем кокс подают в дробилку и конвейерами отгружают на склад.

Коксовую камеру опрессовывают и прогревают острым водяным паром,

затем горячими парами продуктов коксования из работающей камеры до

температуры 360-370 °С и после этого переключают в рабочий цикл коксования.

Типичный материальный баланс процесса замедленного коксования

различных фирм представлен в таблице 2.21.

Таблица

2.21

- Типичный материальный баланс процесса замедленного

коксования различных фирм

Технология

Уфимский

государственный

Наименование показателей

Foster

Conoco Phillips

нефтяной

Wheeller

технический

университет

Качество сырья:

- плотность при 20 °С, г/см³; -

1,0074

0,980

1,0753

содержание серы, % масс.;

3,5

1,29

3,46

- коксуемость, % масс.;

15,0

15,4

26,0

- содержание металлов (V/Ni), ppm;

112/37

54/27

290/130

- вязкость

ν80 - 2080 сСт

ν 100 - 356 сСт

ВУ140-17,7 ºЕ

Материальный баланс

Выход продуктов, % масс.:

- Н2S;

1,1

0,4

- топливный газ;

3,8

5,5

13,2

- сжиженный углеводородный газ

4,6

6,6

- нафта;

14,8

15,8

10,0

- легкий газойль;

31,8

34,6

26,4

- тяжелый газойль;

14,0

8,7

24,4

- кокс

29,9

28,4

26,0

89

2.7.2 Технология прокаливания кокса

Нефтяной кокс перед использованием потребителями подвергают

прокаливанию - термической обработке без доступа воздуха при температуре

1000-1500 °С с целью обеспечения требуемых показателей кокса, удаления влаги,

летучих веществ, сернистых соединений и улучшения углеродной структуры.

Малосернистый кокс прокаливают при мягком режиме с целью удаления

летучих веществ (температура 1000-1300 °С, время прокаливания 1,0-24 ч).

Жесткий режим (температура

1400-1500 °С, время прокаливания

1-2 ч)

обеспечивает также удаление серы и применяется для обессеривания коксов.

На рисунке 2.24 представлена схема прокаливания кокса. Сырой кокс из

бункера 1 через питатель 2 проходит по ленточному конвейеру 3, попадает в

дробилку 5, где происходит его измельчение. Измельченный кокс поступает в

накопительный бункер 6, проходит через весы-дозатор 7 и входит в печь 8, где

осуществляется прокаливание кокса. Прокаленный кокс охлаждают в охладителе

10 и выводят через бункер 12 в вагон 13. Коксовую пыль улавливают и дожигают в

печи 15. Продукты сгорания отводятся через дымовую трубу.

1 - бункер сырого кокса; 2 - питатель; 3 - ленточный конвейер; 4 - питатель;

5 - дробилка; 6 - бункер-накопитель; 7 - весы-дозатор; 8 -печь барабанного типа;

9 - горелка; 10 - охладитель кокса; 11 - узел обмасливания; 12 - бункер

прокаленного кокса; 13 - вагон-хоппер; 14 - циклон; 15 - печь дожига;

16 - гильотинная заслонка; 17 - котел-утилизатор.

Потоки: I - сырой кокс, II - прокаленный кокс, III - вода, IV - воздух, V - топливный

газ, VI - дымовые газы, VII - перегретый пар, VIII - обмасливающий продукт

Рисунок 2.24 - Схема прокаливания кокса

90

2.8 Установки получения битума

Процесса получения битумов заключается в окислении сырья кислородом

воздуха (тяжелые остатки переработки нефти, их смеси с различными экстрактами,

смолами или другими тяжелыми продуктами нефтепереработки) до битума.

Основными продуктами являются дорожные и строительные битумы,

побочными продуктами

- газы окисления, жидкий отгон

(«черный соляр»).

Типичный материальный баланс получения битума представлен в таблице 2.22.

Таблица 2.22 - Типичный материальный баланс процесса окисления гудрона в

пустотелой колонне

Показатель

% масс.

Приход:

Гудрон

100,00

Воздух

12,54

Итого:

112,54

Расход:

Нефтебитум

97,40

Газы окисления

13,30

Отгон («черный соляр»)

1,70

Потери

0,14

Итого:

112,54

Окисление гудрона до битума путем продувки воздуха через слой жидкости

осуществляется в окислительных аппаратах различного типа: кубах,

необогреваемых трубчатых (змеевиковых) реакторах (предпочтительно для

производства строительных битумов), производство битумов методом окисления с

применением в качестве окислительного аппарата трубчатого реактора,

пустотелой колонне.

На рисунке

2.25 представлена технологическая схема установки по

окислению гудрона в битумы.

91

1 - каплеотделитель; 2 - реактор К-1; 3 - промежуточная емкость для мазута;

4 - колонна К-2 (выносная секция сепарации); 5 - сепаратор КС-1;

6 - блок обезвреживания газов (печь);

7 - битумораздаточники битумной эстакады; 8 - холодильник;

I - воздух; II - гудрон; III - топочный мазут; IV - пар 10 атм;

V -топливный газ; VI - воздух

Рисунок 2.25 - Технологическая схема установки по окислению гудрона в битумы

Гудрон с установок атмосферно-вакуумной перегонки нефти через

регулирующий клапан подается в реактор К-1, где происходит его окисление

кислородом воздуха. Воздух в колонну подается через влагоотделитель Е-2. Не

вступивший в реакцию воздух, газообразные и жидкие продукты окисления

поступают в среднюю часть колонн К-2, работающую как выносная секция

сепарации, где происходит отделение газообразной фазы от жидкой. Газовая фаза

(легкие продукты окисления, не вступивший в реакцию воздух и водяные пары)

выводится с верхней части колонны К-2 и поступает в сепаратор КС-1, затем на

блок обезвреживания газов окисления. Битум из колонны К-1 поступает в колонну

К-2 с температурой не более 290 °С. Битум нижней части колонны К-2 откачивается

насосом Н-2, Н-3 в битумораздаточники битумной эстакады. Температура битума

при закачке в битумораздаточники должна быть в пределах

180-210 °С.

Взрывобезопасность процесса окисления битума может быть обеспечена либо

путем поддержания температуры поверхности жидкой фазы ниже безопасной, либо

путем поддержания концентрации кислорода ниже допустимой (в горячих газах не

более 8%, в охлажденных газах окисления не более 10%).

Комбинированное применение на одной битумной установке реакторов двух

типов позволяет одновременно получать разные марки битумов и более полно

использовать тепло реакции и отходящих потоков.

Окислитель колонного типа имеет диаметр 3358 мм и высоту 23200 мм.

Диаметр аппарата более 3500 мм нецелесообразен, так как в большом сечении

трудно осуществить равномерное диспергирование воздуха. Воздух вводится

92

через маточник в нижней части аппарата, продукт подается в середину колонны и

выводится снизу (рисунок 2.26).

1 - корпус; 2 - штуцер для ввода гудрона; 3 - штуцер для ввода воздуха с

распределителем; 4 - штуцер для вывода продукта; 5 - штуцер для вывода газов

окисления

Рисунок 2.26 - Окислитель колонного типа

Технико-экономические показатели процесса окисления с квенчинг-секцией

превосходят соответствующие показатели, характерные для других окислительных

аппаратов.

Трубчатый реактор - аппарат с вертикально расположенными трубками,

соединенными «калачами» в непрерывный змеевик. Окисление в реакторе

протекает в условиях интенсивного перемешивания сырья с воздухом за счет

высоких скоростей реакционной смеси. Вертикальное расположение труб

препятствует расслоению газовой и жидкой фаз, следовательно, улучшает условия

их контакта (рисунок 2.27).

93

I - реакционные трубы; 2 - кожух; 3 - распределительный воздушный короб;

4 - вентилятор; 5 - опорные конструкции

Рисунок 2.27 - Двухпоточный четырехсекционный трубчатый реактор

Отвод тепла, выделяющегося при окислении, производится воздухом,

подаваемым вентиляторами. Для обеспечения направленного движения воздуха

трубы реактора помещают в общий металлический кожух (для реактора с трубами

диаметром 150 мм) либо каждую трубу отдельно помещают в кожух (для реактора

с трубами диаметром 200 мм).

94

На бифункциональных катализаторах риформинга протекает весь комплекс

возможных химических превращений исходного сырья (гидрирование,

дегидрирование, изомеризации, дегидроциклизации и др.).

2.9.1 Установка каталитического риформинга со стационарным слоем

катализатора

Установки каталитического риформинга со стационарным слоем

катализатора рассчитаны на непрерывную работу без регенерации катализатора в

течение 1 года и более. Сырье для процесса подвергается предварительной

глубокой гидроочистке от сернистых, а в случае переработки бензинов вторичных

процессов - гидроочистке от азотистых и других соединений, гидрированию

непредельных.

Установки каталитического риформинга всех типов включают следующие

блоки: гидроочистки сырья, очистки водородсодержащего газа, реакторный блок,

блоки сепарации газа и стабилизации катализата. Схема установки

каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора приведена на

рисунке

2.28. Блок гидроочистки бензина является неотъемлемой частью

современной установки риформинга, но относится к гидрокаталитическим

процессам переработки, поэтому на схеме не представлен.

1, 11, 17 - насосы; 2, 13 - теплообменники;3 - многосекционная печь;

4, 5, 6 - реакторы; 7, 14, 15 - холодильники; 8, 9 - сепараторы; 10 - колонна,

12 - печь; 16 - емкость; 18 - компрессор;

I - гидроочищенный низкооктановый бензин; II - водородсодержащий газ; III -

сухой углеводородный газ; IV - стабильная головка; V - стабильный бензин

Рисунок 2.28 - Технологическая схема установки риформинга со стационарным

катализатором

96

2.9.2 Установка каталитического риформинга с движущимся слоем

катализатора

В процессе с движущимся слоем катализатора, циркулирующим между

реактором и регенератором, три реактора расположены друг над другом и

выполнены в виде одного колонного аппарата разного диаметра по высоте.

Катализатор из первого (верхнего) реактора перемещается во второй, а из второго

в третий. Из нижнего реактора катализатор транспортируется в регенератор. На

рисунке

2.29 приведена технологическая схема установки риформинга с

движущимся слоем катализатора компании UOP, которая получила название CCR-

риформинг (continuous catalytic reforming).

VII

VIII

III

15

IV

21

16

1

17

5

6

2

7

3

IX

4

8

V

X

II

18

14

13

I

19

20

9

10

11

12

VI

1, 2, 3 - реакторы; 4 - регенератор; 5, 6 - сепараторы высокого и низкого

давления; 7 - стабилизационная колонна; 8 - многосекционная печь; 9, 10, 11,

12 - насосы, 13, 14 - теплообменники; 15, 16 - холодильники; 17 - сепаратор;

18 - печь; 19, 20 - компрессоры; 21 - аппарат воздушного охлаждения;

I - сырье (бензин 85-180°С); II - катализатор на регенерацию;

III - регенерированный катализатор; IV - газосырьевая смесь; V - газопродуктовая

смесь; VI - циркулирующий водородсодержащий газ; VII - избыточный

водородсодержащий газ; VIII - сухой газ; IX - головная фракция стабилизации;

X - стабильный риформат

Рисунок 2.29 - Технологическая схема установки риформинга с движущимся

слоем катализатора (CCR-риформинг)

Риформинг с движущимся слоем катализатора обеспечивает постоянно

высокие выход бензина и значение октанового числа (до

105), а также

максимальный выход водорода при малой жесткости процесса.

97

2.9.3 Установка каталитического риформинга с движущимся слоем

катализатора и регенерацией с одноуровневым расположением

реакторов

В процессе риформинга с движущимся слоем катализатора реакторы

расположены обычным образом, один возле другого, связаны между собой

пневмотранспортными линиями и дооборудованы четвертым реактором и

регенератором (дуалформинг) (рисунок 2.30).

1 -действующие реакторы; 2 - действующие печи; 3 - новый реактор; 4 -

регенератор; 5 - сырьевой насос; 6 - новая печь; 7 - новый теплообменник

сырье/продукт; 8 - рециркуляционный компрессор; 9 - воздушный холодильник;

10 -сепаратор;

I - сырье; II - водородсодержащий газ; III - нестабилизированный катализат

Рисунок 2.30 - Принципиальная технологическая схема процесса дуалформинг

Отрегенерированный и восстановленный катализатор периодически

загружается в реактор первой ступени и затем последовательно проходит все

реакторы. Из последнего реактора катализатор поступает в бункер-накопитель, где

отделяется от пневмоагента. Из бункера-накопителя катализатор периодически

ссыпают в регенератор, где в неподвижном или в псевдокипящем слое проводятся

окислительная регенерация и иные операции по подготовке катализатора к работе

в цикле реакции. Единовременно регенерируется примерно 5% от общей загрузки

катализатора.

2.9.4 Установки каталитического риформинга для получения

ароматических углеводородов

Прямогонные бензиновые фракции

62-105 °С являются сырьем для

получения бензола и толуола, а бензиновые фракции 105-140 °С - для ксилолов и

этилбензола. Процесс проводится на установках как с неподвижным слоем

катализатора, так и с движущимся, но в более жестком режиме (рисунок 2.31).

Поскольку ароматизация углеводородов С6-С7 происходит труднее, чем тяжелой

части сырья, ужесточение режима достигается снижением давления и повышением

температуры до

540 °С. Также в состав установки риформинга входит

дополнительный реактор для гидрирования присутствующих в катализате

98

непредельных углеводородов. Гидрирование протекает на алюмоплатиновом

катализаторе (содержание платины 0,1% масс.). После стабилизации риформат

поступает на блок экстракции и ректификации. В качестве растворителей

применяют

ди-

и

триэтиленгликоли,

сульфолан,

диметилсульфид,

N-метилпирроллидон. Наиболее эффективными являются ди-, три- и

тетраэтиленгликоли.

IV

3

6

8

10

4

16

II

19

V

14

12

13

15

21

18

27

22

1

2

5

7

26

9

20

24

28

III

17

30

VI

32

I

11

23

25

VII

VII VII

29

31

1, 2, 5, 7, 9 - колонны; 3, 6, 8, 10, 15, 18, 21,32 - холодильники;

4. 16, 19, 22, 27 - емкости; 11, 17, 20, 23, 24, 25, 28-31 - насосы; 12, 14 -

теплообменники; 13 - пароподогреватель; 26 - кипятильник;

I - сырье; II - ДЭГ; III - бензол; IV - рафинат; V - толуол; VI - ксилольная

фракция; VII - вода

Рисунок 2.31 - Технологическая схема установки экстракции аренов из катализата

фракции 62-105 °С диэтиленгликолем (ДЭГ)

Возросшая потребность в полимерных материалах требует увеличения

объема производства индивидуальных ароматических углеводородов. Для этого на

нефтеперерабатывающих заводах создаются специальные производства аренов.

В их состав входят следующие секции:

- секция риформинга бензиновой фракции 85-140 °С;

- секция экстракции бензола и толуола;

- секция деалкилирования толуола с получением бензола 85-90% чистоты;

деалкилирование проходит при температуре 666-755 °С, давлении 3 МПа, степень

превращения сырья 93%;

- секция получения бензола и ксилолов путем реакции трансалкилирования;

процесс протекает в среде циркулирующего водорода на платиновом катализаторе

при температуре 500 °С, давлении 3 МПа;

- секция выделения п-ксилолов из смеси суммарных ксилолов (процесс

«Парекс») путем адсорбции на цеолитах. В качестве десорбента применяется п-

99

диэтилбензол чистотой 99%. Температура адсорбции 170 °С, давление 2 МПа. Для

разделения изомеров ксилола может быть применен процесс кристаллизации;

- изомеризация смеси этилбензола и м-ксилола с получением о- и п-ксилолов

на платиновом катализаторе в среде цирклирующего водородсодержащего газа с

получением о- и п-ксилолов при температуре 400-445°С и давлении 1,4-2,4 МПа;

- фракционирование аренов.

Обобщенный типичный материальный баланс всех секций комплекса

производства ароматических углеводородов представлен в таблице 2.23.

Таблица 2.23 - Типичный материальный баланс производства ароматических

углеводородов

Компонент

% масс.

Поступило:

Сырье (фракция 85-140°С)

100,00

Расход:

Топливный газ

15,7

Водородсодержащий газ

2,0

Нестабильная головка

5,9

Бензол

14,2

о-Ксилол

18,5

п-Ксилол

18,5

Ароматические углеводороды

1,1

Углеводороды С9+

1,1

Рафинат

23,1

Потери

1,0

Итого:

100,0

Продукцией установок каталитического риформинга являются катализат

(риформат, его иногда называют риформинг-бензин), водородсодержащий и

углеводородный газы. На установках, предназначенных для производства

ароматических углеводородов, из катализата экстракцией выделяют бензол,

толуол, ксилолы. Неароматическая часть катализата риформинга, выделенная в

процессе экстракции, называется рафинатом и представляет собой смесь

парафиновых углеводородов нормального и изостроения с низким октановым

числом. Водородсодержащий газ - ценный продукт риформинга и важнейший

источник водорода на нефтеперерабатывающих предприятиях. Риформат

используют как компонент высокооктанового бензина или для получения бензола,

толкола, ксилолов экстракцией.

2.10 Изомеризация легких углеводородных фракций (С4-С6)

Процесс изомеризации является одним из самых рентабельных способов

получения высокооктановых и экологически чистых компонентов бензина. Он

100

целью восполнения хлора, в систему осуществляют постоянную подачу

хлорорганических соединений. В связи с этим в технологическую схему включен

узел абсорбционной щелочной очистки отходящих газов.

Схема установки представлена на рисунке 2.32.

Рисунок 2.32 - Технологическая схема процесса UOP BUTAMER™

Типичный состав газа на входе в реактор изомеризации представлен в

таблице 2.24.

Таблица 2.24 - Типичный состав газа на входе в реактор изомеризации UOP

BUTAMER™

Минимальное

Нормальное

Максимальное

Компонент

значение, %

значение, % мол.

значение, % мол.

мол.

Н-бутан

75

82

95

Изо-бутан

5

15

25

Изо-бутен

0,1

Нео-пентан

1,6

Изо-пентан

1,2

Н-пентан

0,1

Процесс изомеризации осуществляют в реакторе с неподвижным слоем

хлорсодержащего алюмоплатинового катализатора при температуре 160-220 ^оС и

давлении 2,5-3,2 МПа и объемной скорости подачи сырья 6,0-8,0 ч^-1. При мольном

соотношении Н2: н-бутан 0,03-0,07 конверсия н-бутана «за проход» составляет 50-

60%. Выход изомеризата 98% масс., ИОЧ 83-84.

102

Процесс UOP PENEX™

Процесс UOP PENEX™ специально предназначен для каталитической

изомеризации пентанов, гексанов и их смесей. Реакции протекают в присутствии

водорода в неподвижном слое катализатора при рабочих условиях,

способствующих изомеризации и препятствующих гидрокрекингу. На рисунке 2.33

представлена технологическая схема процесса UOP PENEX™.

Рисунок 2.33 - Технологическая схема процесса UOP PENEX™

Легкие бензиновые фракции поступают в один из двух аппаратов установки

осушки. Аппараты заполнены осушителями (молекулярные сита), которые

поглощают влагу и тем самым защищают катализатор. После смешения с

добавочным водородом сырье подогревается сначала в теплообменниках

отходящими продуктами реакции, а затем в подогревателе прямого нагрева, после

чего поступает в реакторы. Обычно применяются два последовательно

соединенных реактора.

Перед поступлением в стабилизационную колонну поток из реактора

охлаждается. Количество подаваемого водорода лишь незначительно превышает

его химический расход. Для удаления НСl, образующегося из органических

хлоридов, которые добавляются для поддержания активности катализатора,

газообразный продукт из верхней части стабилизационной колонны отмывается

раствором щелочи. После очистки газ поступает в систему топливного газа.

Стабилизированный, изомеризованный жидкий нижний продукт колонны

используется как компонент бензина.

Альтернативная схема предполагает разделение продукта из нижней части

стабилизационной колонны фракционированием и/или адсорбцией на

молекулярных ситах. В результате получают н-парафин и изопарафин, первый из

которых возвращается в реактор вместе с низкооктановыми метилпентанами.

103

Рисунок 2.34 - Варианты стандартной схемы UOP PENEX™

В таблице 2.25 представлен типичный состав сырья и продуктов установки

UOP PENEX™.

Таблица 2.25 - Типичный состав сырья С5-С6 и продуктов установки Penex

Процент от

суммарного

Сырье

Продукт

количества

Парафины С5, % масс.:

47,5

изопентан

42,0

77,0

н-пентан

58,0

23,0

Парафины С6, % масс.:

45,2

2,2-диметилбутан

0,9

31,6

2,3-диметилбутан

5,0

10,4

метилпентаны

48,2

46,9

н-гексан

45,9

11,1

Циклические С6, % масс.:

7,3

метилциклопентан

57,0

52,0

105

1

V

VI

I

2

3

IV

II

1 - колонна выделения изопентана (деизопентанизатор - ДИП), 2- блок

изомеризации; 3- блок адсорбции на молекулярных ситах.

I - сырье фракция С5-С6; II -водород; III - изопентан; IV- рецикл изопентана

и н-алканов (диметилбутан, метилпентан, циклоалканы С6, алканы С7+), V -

отходящий газ, VI - изомеризат.

Рисунок 2.35 - Принципиальная схема установки изомеризации Ipsorb с рециклом

н-алканов компании Axens

VI

3

III

V

VIII

I

1

2

IV

II

VII

1- блок изомеризации; 2 - блок адсорбции на молекулярных ситах, 3 - колонна

выделения изогексана (деизогексанизатор - ДИГ).

I - сырье фракция С5-С6; II -водород; III - метилпентаны; IV- рецикл

метилпентанов и н-алканов (н-гексан), V - отходящий газ, VI - смесь изопентана и

диметилбутанов; VII - смесь циклогексана и н-алканов С7+; VIII - изомеризат.

Рисунок 2.36 - Принципиальная схема установки изомеризации Hexorb с

рециклом н-алканов компании Axens

107

Рисунок 2.37 - Блок-схема однопроходной установки изомеризации Изомалк-2

Схема Изомалк-2 с рециклом н-пентана применяется для переработки сырья

с содержанием пентанов 50-70%. За счет рецикла н-пентана октановое число

изокомпонента можно повысить до 86-88 пунктов по исследовательскому методу,

выход изокомпонента составляет не менее 98% масс. Схема позволяет выводить

отдельно изопентановую фракцию в количестве, соответствующем содержанию

пентанов в сырье установки изомеризации.

Рисунок 2.38 - Блок-схема установки изомеризации по технологии

Изомалк-2 с рециклом н - пентана

Схема Изомалк-2 с рециклом малоразветвленных гексанов позволяет

повысить октановое число вырабатываемого изокомпонента за счет возврата

малоразветвленных гексанов на смешение с сырьем реакторного блока. По

сравнению с однопроходной схемой схема с рециклом включает дополнительную

колонну деизогексанизатор и обеспечивает получение изокомпонента с октановым

числом 87-88 пунктов. Установка деизогексанизатора является оптимальным

технологическим решением для переработки сырья с содержанием гексанов 50-

70% и высоким содержанием примесей углеводородов С7+ и бензола.

109

Рисунок 2.39 - Блок-схема установки изомеризации по технологии

Изомалк-2 с рециклом малоразветвленных гексанов

Рисунок 2.40 - Блок-схема установки изомеризации по технологии

Изомалк-2 с рециклом С5 и С6

Сравнительная оценка технологии «Изомалк-2» «за проход» и с

применением рецикла представлена в таблице 2.26.

Таблица 2.26 - Сравнительная оценка технологии Изомалк-2 однопроходной и с

применением рецикла

Изомалк-2, ОАО «НПП Нефтехим»

с

с рециклом

Наименование

с рециклом

деизогесанизацией

однопроходная

гексанов и

н-пентана

и рециклом

н-пентана

гексанов

Катализатор

Рt/ZrO2-SO4

Рt/ZrO2-SO4

Рt/ZrO2-SO4

Рt/ZrO2-SO4

Содержание

0,28

0,28

0,28

0,28

платины, % масс.

Температура

120-140

120-140

120-140

120-140

процесса, °С

Давление, МПа

2,0-3,0

2,0-3,0

2,0-3,0

2,0-3,0

Объемная

скорость подачи

2-3,5

2-3,5

2-3,5

2-3,5

сырья, ч^-1

110

Окончание таблицы 2.26

Изомалк-2, ОАО «НПП Нефтехим»

с

с рециклом

Наименование

с рециклом

деизогесанизацией

однопроходная

гексанов и

н-пентана

и рециклом

н-пентана

гексанов

Мольное отношение

1,5-2:1

1,5-2:1

1,5-2:1

1,5-2:1

водород:сырье

Прирост октанового

числа по

11-14

12-16

17-20

18-24

отношению к

сырью, пункты

Октановое число

изомеризата,

82-84

85-86

87-89

89-91

пункты (и. м.)

Выход изомеризата

на сырье С5 - 6%

98

97-98

97-98

97-98

масс.

Относительные

эксплутационные

1

2,6

3,2

5,0

затраты

Относительные

капитальные

1

1,7

1,8

3,2

затраты

В таблице 2.27 представлен состав продуктов процесса изомеризации.

Таблица 2.27 - Состав продуктов, получаемых в процессе изомеризации

Продукт

Показатели качества

Значение

обязательные для проверки

Изопентановая фракция

Октановое число

(исследовательский метод),

не менее 92,0

пункты

Углеводородный состав,

% масс.:

i-С5

не менее 93,0

n-C5

не более 4,0

Изогексановая фракция

Октановое число моторный

метод, пункты

не менее 88,0

Содержание 2- и 3-

метилпентанов, % масс.

не более 19,0

Тяжелый изомеризат

Октановое число

(исследовательский метод),

не менее 84,0

пункты

Содержание н-гексана, % масс.

не более 0,5

Углеводородный газ

не более 5,5

Содержание С5+ , % об.

изомеризации

111

2.10.3

Среднетемпературная

изомеризация

на

цеолитных

катализаторах

Схема установки среднетемпературной изомеризации бензиновой фракции

н.к.-62°С представлена на рисунке 2.41.

II

7

11

III

13

6

10

8

4

I

2

1

3

9

14

5

12

IV

1, 8 - насосы; 2, 9 - теплообменники; 3 - печь; 4 - реактор;

5 - стабилизационная колонна; 6 - сепаратор; 7 - компрессор; 10 - емкость;

11 - аппарат воздушного охлаждения; 12, 13 - холодильники; 14 - кипятильник;

I - бензиновая фракция н.к.-62°С; II - водород; III - отходящие газы; IV - изомеризат

Рисунок 2.41 - Схема среднетемпературной изомеризации бензиновой фракции

н.к.-62°С на цеолитном катализаторе

Бензиновую фракцию н.к.-62°С насосом 1 подают на смешение с водородом,

нагревают в теплообменнике 2 и печи 3 до температуры реакции (230-280°С) и подают

в реактор 4. Продукты реакции охлаждают в теплообменнике 2 и аппарате воздушного

охлаждения 11, подают в сепаратор 6, где отделяют водородсодержащий газ.

Изомеризат направляют в стабилизационную колонну 5, откуда после стабилизации и

охлаждения в аппаратах 9 и 12 выводят с установки. Если необходимо получать

отдельно изопентан и изогексан, то его подают на блок ректификации (см. п. 1.4 -

высокотемпературная изомеризация). Этот блок предназначен также для

возвращения непрореагировавших н-пентана и н-гексана в сырье. С верхней части

колонны

5 выводят отходящие легкие углеводороды, часть которых после

конденсации и охлаждения возвращают насосом 8 в колонну 5 в качестве орошения.

В качестве катализатора используют платину, нанесенную на цеолит

(морденит). Этот катализатор не требует использования галогена в качестве

активатора или промотора. Катализатор работает при 250-270 °С и рабочем

давлении

1,8-3,5 МПа. Продолжительность межрегенерационного пробега

2-

3 года.

112

2.10.4 Высокотемпературная изомеризация на алюмоплатиновых

катализаторах, промотированных хлором (фтором)

Для процесса высокотемпературной изомеризации характерны невысокие

выход изомеризата и октановое число продукта, что резко сужает ее применение в

промышленности. Основные параметры процесса высокотемпературной

изомеризации парафиновых углеводородов С5 и С6 представлены в таблице 2.28.

Таблица

2.28

- Основные параметры процесса высокотемпературной

изомеризации парафиновых углеводородов С5 и С6

Показатель

Значение

Температура, °С

380-450

Давление, МПа

3-4

Выход изомеризата, % (об.)

91

Октановое число (по исследовательскому

74-76

методу) за проход

Схема установки высокотемпературной изомеризации представлена на

рисунке 2.42.

Блок ректификации

Блок изомеризации

II

III

16

17

18

19

20

29

30

13

14

15

9

2

22

27

3

4

5

6

10

11

8

7

31

1

I

28

25

26

IV

21

VI

24

V

VII

12

1, 22, 28, 31 - теплообменники; 2, 21, 24, 25, 27 - холодильники;

3 - изопентановая колонна; 4 - бутановая колонна; 5- пентановая колонна;

6- изогексановая колонна;7-печь; 8- реактор; 9 - сепаратор; 10 - адсорбер; 11 -

стабилизационная колонна; 12 - компрессор; 13, 14,15, 29, 30 - емкости; 16, 17,

18, 19, 20, 26 - аппараты воздушного охлаждения;

I - сырье; II - свежий водородсодержащий газ; III - Углеводородный газ;

IV - изогексан; V - изопентан; VI - бутаны; VII - стабильный изомеризат

Рисунок 2.42 - Схема установки высокотемпературной изомеризации

113

Сырье нагревают в теплообменнике 2, подают в изопентановую колонну 3,

где смесь свежего сырья и стабильного изомеризата разделяют на смесь бутана с

изопентаном (выходит с верха колонны) и смесь н-пентана с гексанами (выходит с

нижней части колонны). В бутановой колонне 4 отделяют целевой изопентан от

бутанов. С нижней части колонны 4 целевую изопентановую фракцию откачивают

насосом через теплообменник 22 и холодильник 24 в емкость. Головной погон

(бутаны после конденсации в аппарате воздушного охлаждения 17) частично

подают на орошение, а балансовое количество отводят с установки. Смесь н-

пентана и гексанов с нижней части колонны 3 проходит через теплообменник 28 и

поступает в колонну 5, где н-пентан отделяют от гексанов. Далее смесь гексанов с

нижней части пентановой колонны 5 подают в изогексановую колонну 6, где

изогексан выделяют с верхней части колонны, охлаждают в аппарате воздушного

охлаждения 19, отделяют от примесей в емкости 14, частично для орошения

возвращают в колонну 6, а балансовое количество выводят с установки. Фракции

н-пентана и н-гексана смешивают с водородсодержащим газом от компрессора 12,

подогревают в теплообменнике 1 и в печи 7 и подают в реактор 8, заполненный

катализатором. В начале пробега температура в реакторе 380°С, а в конце,

вследствие некоторой дезактивации катализатора, она поднимается до 430-450°С.

Газопродуктовую смесь, вышедшую из реактора, охлаждают в

теплообменнике 1 и в холодильниках 26 и 23, после чего направляют в сепаратор

9. Из аппарата 9 выводят циркулирующий водородсодержащим газом, который

смешивают со свежим газом, подвергают осушке цеолитами в адсорбере 10, а

затем возвращают во всасывающую линию компрессора

12. Сжатый

водородсодержащий газ смешивают с сырьем. Нестабильный изомеризат из

сепаратора 9 направляют через теплообменник 32 в стабилизационную колонну 11,

с верхней части которой уходят углеводороды С3-С4, а с нижней части -

стабильный изомеризат, который подают на смешение с сырьем и далее в колонну

3. Периодически, один раз в 5-6 мес., катализатор подвергают окислительной

регенерации.

В таблице 2.29 справочно представлен типичный материальный баланс

установки высокотемпературной изомеризации.

Таблица

2.29

-

Типичный

материальный

баланс

установки

высокотемпературной изомеризации

Компонент

% масс.

Поступило:

Фракция н.к.-62

100

Водородсодержащий газ

0,8

в том числе водород

0,22

Всего:

100,8

Получено:

Углеводородный газ

1,6

Сжиженный газ

16,8

Изомеризат (компонент автомобильного бензина)

82,4

114

Рисунок 2.43 - Общая блок-схема установок каталитического крекинга

Секция гидроочистки сырья каталитического крекинга

Исходным сырьем установки служит прямогонный вакуумный дистиллят с

установок ВТ и АВТ, на ряде установок в сырье вовлекают также деасфальтизаты,

экстракты селективной очистки масел, высококипящий остаток гидрокрекинга.

Качество сырья регламентируется стандартами предприятий и может

варьироваться в широких пределах.

Вакуумный дистиллят поступает в блок теплообменников, где нагревается до

250-300 °С теплом газопродуктовой смеси из реакторов гидроочистки, после чего

подается в тройники смешения, куда также подаются с помощью компрессоров

циркулирующий водородсодержащий газ и водородсодержащий газ (ВСГ) с

содержанием водорода не менее 80%. Соотношение ВСГ: сырье зависит от

качества сырья и составляет 400-600 нм³/м³. Газосырьевая смесь нагревается в

печи до 350-400 °С и поступает в реакторный блок.

Каталитическая гидроочистка вакуумного дистиллята

Гидроочистка вакуумного дистиллята осуществляется в одноступенчатых

проточных реакторах. В зависимости от производительности установки

гидроочистка может проводиться в одном или двух параллельно работающих

реакторах.

Сущность процесса гидроочистки состоит в удалении большей части

сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений, содержащихся в сырье,

с помощью реакций гидрогенолиза. В условиях повышенного давления и

температуры на катализаторе происходит гидрирование этих соединений с

116

- вывод продуктов реакции на последующую ректификацию.

В зависимости от условий крекинга (состав сырья, катализатор, температура,

давление, время контакта и др.) соотношение скоростей протекания

перечисленных реакций меняется, что и отражается на конверсии сырья, выходе и

качестве целевых и побочных продуктов. Получаемые продукты каталитического

крекинга характеризуются следующими особенностями:

- бензин содержит значительное количество изопарафинов и ароматических

углеводородов;

- углеводородный газ содержит много изобутана и олефинов;

- газойлевые

насыщены

полициклическими

и

ароматическими

углеводородами.

Общая блок-схема секции представлена на рисунке 2.44.

Рисунок 2.44 - Блок схема секции каталитического крекинга и фракционирования

продуктов

Каталитический крекинг и регенерация катализатора на установках с

движущимся шариковым катализатором

Крекинг данного типа представлен на отечественных заводах установками

типа 43-102. Принципиальная схема реакторно-регенераторного блока установки

такого типа приведена на рисунке 2.45. Сырье I после нагрева в печи до 470-

490 °С поступает в реактор 1, где осуществляются реакции каталитического

крекинга. Из зоны крекинга катализатор поступает в зону отпарки в нижней части

реактора, где отпаривающим агентом выступает пар III.

119

VI

9

10

VI

I

4

2

VII

II

5

III

3

1

IV

6

11

8

V

12

7

1 - реактор; 2 - напорные стояки катализатора; 3 - регенератор; 4 - сепаратор;

5 - паросборник; 6 - насос; 7 - печь; 8 - воздуходувка; 9, 10 - бункеры-

сепараторы; 11,12 - дозаторы пневмотранспорта;

I - сырье; II - продукты крекинга; III - водяной пар; IV - вода; V - воздух;

VI - дымовые газы; VII - водяной пар.

Рисунок 2.45 - Принципиальная схема реакторно-регенераторного блока

установок с движущимся шариковым катализатором

Продукты реакции II поступают на фракционирование, а катализатор - в

бункер отработанного катализатора 12. Закоксованный катализатор поднимается

по стояку 2 в бункер 10, а оттуда - в регенератор 3. В регенераторе при температуре

680-700 °С происходит выжиг кокса воздухом с поверхности катализатора, в

нижней части регенератора температура снижается до

580-600 °С за счет

охлаждающих змеевиков. Образующееся тепло используется для генерации пара.

Регенерированный катализатор по трубопроводу поступает в бункер 11, откуда

возвращается в распределительное устройство реактора

9. Для сохранения

постоянного фракционного состава катализатора часть циркулирующего

катализатора отдувается в сепараторе.

Технологический режим и примерный материальный баланс крекинга

вакуумного газойля для установки с движущимся слоем катализатора приведены в

таблице 2.30.

120

адсорбированные тяжелые углеводороды. Закоксованный катализатор VIII из

десорбера поступает в регенератор 11, где в псевдоожиженном слое потоком

воздуха III, подаваемого воздуходувкой

4, происходит его регенерация.

Регенерированный катализатор XI поступает обратно в реактор, а дымовые газы

регенерации VII сначала отделяются от катализатора в высокоэффективных

циклонах

13, затем проходят через котел-утилизатор

8, где часть тепла

используется для генерации пара, после чего происходит доочистка от

катализаторной пыли в электрофильтре

7. Очищенные дымовые газы V

выбрасываются в атмосферу. Уловленный катализатор поступает в бункер 5, куда

также загружается свежий катализатор VI, предназначенный для компенсации

потерь микросферического катализатора с продуктами реакции и дымовыми

газами.

IX

9

VII

6

8

V

13

10

7

X

VI

5

VIII

IV

11

III

II

12

XI

4

I

XII

I

2

3

X

1

1 - трубчатая печь; 2 - теплообменник; 3 - насос;

4 - подогреватель воздуха; 5 - бункер для катализатора; 6, 13 - циклоны;

7 - электрофильтр; 8 - котел-утилизатор; 9 - сепарационная зона реактора;

10 - отпарная зона реактора; 11 - регенератор с кипящим слоем;

12 - лифт-реактор; 13 - емкость;

I - сырье; II - топливо на нагрев воздуха; III - воздух; IV - свежий катализатор на

догрузку системы; V - очищенные дымовые газы; VI - катализаторная пыль;

VII - дымовые газы; VIII - закоксованный катализатор; IX - продукты реакции;

X - водяной пар; XI - регенерированный катализатор; XII - шлам

Рисунок 2.46 - Принципиальная схема реакторно-регенераторного блока

установок с лифт-реактором

Технологический режим и примерный материальный баланс крекинга

вакуумного газойля для установки с лифт-реактором приведены в таблице 2.31.

122

Подписи к а: 1 - прямоточный реактор; 2 - паровые форсунки; 3 - сырьевые

форсунки; 4 - шламовые форсунки; 5 - парораспределительное устройство; 6 -

каскадные тарелки; 7 - отпарная секция; 8 - сепарационная камера; 9 -

одноступенчатые циклоны; 10 - двухступенчатые циклоны; 11 - регенератор; 12 -

трубчатый воздухораспределитель.

Подписи к б: 1 - сырьевая форсунка; 2 - прямоточный реактор; 3 - шламовая

форсунка; 4 - парораспределительное устройство; 5 - двухступенчатая отпарная

секция; 6 - инерционный сепаратор; 7 - одноступенчатые циклоны; 8 -

транспортная линия регенератора; 9 - воздухораспределительное устройство;

10 - узел распределения отработанного катализатора; 11 - двухступенчатые

циклоны

Подписи к в: 1 - прямоточный реактор; 2 - сырьевые форсунки; 3 - шламовые

форсунки; 4 - циклон грубой очистки; 5 - система охлаждения продуктов крекинга;

6 - двухступенчатая отпарная секция; 7 - парораспределительное устройство; 8 -

одноступенчатые циклоны; 9 - транспортная линия; 10 - узел распределения

отработанного катализатора; 11 - воздухораспределительное устройство; 12 -

двухступенчатые циклоны; 13 - напорная камера; 14 - напорный стояк; 15 -

шиберная задвижка; 16 - J-образный переток

Рисунок 2.47 - Конструкция реакторных блоков установок с микросферическим

катализатором крекинга: а - Г-43-107М, б - 1А/1М после реконструкции, в - ГК-3

после реконструкции

Тяжелый газойль в смеси с катализаторной пылью нижней части колонны

подается в шламоотстойник, в котором происходит отстаивание катализатора. С

нижней части шламоотстойника шлам направляется в прямоточный реактор

каталитического крекинга. Отстоявшийся от катализаторной пыли тяжелый газойль

124

Нестабильный бензин

каталитического

Газ крекинга

крекинга

Моноэтаноламин

(МЭА)

Сухой газ (С1-С2) в

Очищенный

Очистка газа от

Стабилизация бензина

топливную сеть

жирный газ

сероводорода

Отработанный

раствор МЭА

Легкий бензин

Тяжелый бензин

крекинга (фр. НК-70 С)

крекинга (фр. 70-220 С)

Водородсодержащий

газ (ВСГ) из сети

Моноэтаноламин

завода

(МЭА)

Аминовая очистка

Гидрочистка тяжелого

Моноэтаноламин

легкого бензина от

бензина крекинга

(МЭА)

сероводорода

Отработанный

раствор МЭА

Очистка ВСГ от

сероводорода

Очищенный тяжелый

бензин крекинга

Отработанный

раствор МЭА

Катализатор

демеркаптанизации

Демеркаптанизация

Щелочные стоки

Щелочь

Ректификация

Пропан-

Бутан-бутиленовая

Очищенный легкий

пропиленовая

фракция (ББФ)

бензин крекинга

фракция (ППФ)

Рисунок 2.48 - Блок схема секции абсорбции, газоразделения и сероочистки

С верхней части абсорбера выводится сухой газ, который далее подается во

второй абсорбер для улавливания унесенных углеводородов С3-С6. Абсорбентом

во втором абсорбере служит легкий газойль. Очищенный от тяжелых

углеводородов сухой газ доочищается от сероводорода раствором амина и

поступает в топливную сеть завода, а также на горелки печей установки

каталитического крекинга. Насыщенный абсорбент с низа абсорбера возвращается

в основную ректификационную колонну секции каталитического крекинга.

Примерный технологический режим работы абсорберов и колонны

стабилизации приведен в таблице 2.32.

126

2.12 Гидрогенизационные процессы (кроме гидрокрекинга)

Гидрогенизационные процессы используют для улучшения качества

бензиновых, дизельных и котельных топлив, а также смазочных масел. Быстрое

развитие гидрогенизационных процессов в последние годы объясняется

повышением требований к качеству товарных нефтепродуктов, значительным

снижением стоимости производства водорода и созданием высокоэффективных

катализаторов.

Классификация термогидрокаталитических процессов представлена на

рисунке

2.49. Гидроочистка

- гидрогенизационный процесс, способствующий

очистке нефтяных фракций или остатков от вредных примесей - серы, азота,

кислорода, непредельных и полициклических ароматических углеводородов,

тяжелых металлов, а гидрокрекинг

- гидрогенизационный процесс,

способствующий не только очистке нефтяных фракций от вредных примесей, но и

расщеплению, деструкции углеводородов.

Термогидрокаталитические

процессы

Гидроочистка

Гидрокрекинг

дистиллятов:

гидрирование

- бензиновых,

легкий

глубокий

дистиллятов

- керосиновых,

вторичного

- дизельных,

происхождения*

- вакуумных

нефтяных

дистиллятов

остатков

нефтяных

остатков

нефтяных

дистиллятов

остатков

Рисунок 2.49 - Классификация термогидрокаталитических процессов

Процесс гидроочистки используют как на стадии подготовки сырья, так и на

стадии производства товарной продукции в составе современных технологических

комплексов.

Химизм процессов гидроочистки сводится к деструкции связей С-S, С-N,

С-О. При этом практически не затрагиваются связи С-С. Среди сернистых

углеводородных соединений нефти наиболее легко гидрируются меркаптаны,

затем сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны и наконец, бензо- и

дибензотиофены.

В процессах гидроочистки применяются алюмокобальтмолибденовые (АКМ)

или алюмоникельмолибденовые (АНМ) катализаторы, в которые вводят различные

добавки.

Промышленные установки гидроочистки нефтяного сырья включают

следующие блоки:

132

содержание      ..      1      2      3      ..