Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных фракций

Промышленные установки гидрогенизационной переработки не­фтяного сырья включают следующие блоки: реакторный, сепарации газопродуктовой смеси с выделением ВСГ, очистки ВСГ от сероводо­рода, компрессорную, стабилизации гидрогенизата. Установки гид­рокрекинга имеют дополнительно фракционирующую колонну.

Установки имеют много общего по аппаратурному оформлению и схемам реакторных блоков, различаются по мощности, размерам аппаратов, технологическому режиму и схемам секций сепарации и стабилизации гидрогенизатов. Установки предварительной гидро­очистки бензинов - сырья каталитического риформинга - различа­ются также вариантом подачи ВСГ: с циркуляцией или без циркуля­ции «на проток». На всех остальных типах установок применяется только циркуляционная схема подачи ВСГ.

Схема подачи ВСГ «на проток» применяется только на комби­нированных установках гидроочистки и каталитического риформин­га (со стационарным слоем катализатора и проводимого под повы­шенным давлением водорода) прямогонных бензинов с пониженным содержанием сернистых соединений (<0,1 % масс). Такая схема пре-

дусматривает «жесткую связь» по водороду между каталитическим риформингом и гидроочисткой. По этой схеме весь ВСГ риформин-га под давлением процесса подается в реакторы гидроочистки. Схе­ма удобна в эксплуатации и более проста по аппаратурному оформ­лению.

В схеме с циркуляцией ВСГ легко поддерживается постоянное соотношение водородхырье. Наличие циркуляционного компрессо­ра позволяет в зависимости от качеств катализатора и сырья, кон­центрации водорода в ВСГ регулировать требуемую кратность цир­куляции ВСГ, дает возможность проводить газовоздушную регене­рацию катализаторов.

На промышленных гидрогенизаци-онных установках применяется 2 спо­соба сепарации ВСГ из газопродукто­вой смеси: холодная (низкотемператур­ная) и горячая(высокотемпературная) (рис. 10.12, а, б).

Холодная сепарация ВСГ применя­ется на установках гидроочистки бен­зиновых, керосиновых и иногда дизель­ных фракций; заключается в охлажде­нии газопродуктовой смеси, отходящей из реакторов гидроочистки, сначала в теплообменниках, затем в холодильни­ках (воздушных и водяных) и выделе­нии ВСГ в сепараторе при низкой тем­пературе и высоком давлении. В сепа­раторе низкого давления выделяют низ­комолекулярные углеводородные газы. Горячая сепарация ВСГ применяется преимущественно на уста­новках гидрообессеривания высококипящих фракций нефти: дизель­ных топлив, вакуумных газойлей, масляных дистиллятов и парафи­нов. Газопродуктовая смесь после частичного охлаждения в тепло­обменниках поступает в горячий сепаратор; выделяемые в нем ВСГ и углеводородные газы охлаждаются до низкой температуры в воз­душных и водяных холодильниках и далее поступают в холодный сепаратор, где отбирается ВСГ с достаточно высокой концентраци­ей водорода.

Схема холодной сепарации (а) ВСГ, по сравнению с горячей (б), обеспечивает более высокую концентрацию водорода в ВСГ. Основ­ным достоинством варианта горячей сепарации является меньший расход как тепла, так и холода.

Различие в применяемых на гид-рогенизационных установках схемах стабилизации гидрогенизатов (отпаркой водяным паром при низком давлении или подогретым водородсодержащим газом при повышенном давлении, с подогревом низа стабилизационной колонны горячей струей через печь или рибойлером; применительно к гидрообессериванию масляных дистиллятов - с дополнитель­ной разгонкой под вакуумом) обусловли­вается фракционным составом сырья, ре­сурсами ВСГ и водяного пара и т.д.

На НПЗ применяют следующие два варианта регенерации насыщенного ра­створа моноэтаноламина - абсорбента сероочистки ВСГ от H₂S: непосредствен­но на самой установке гидрооблагоражи­вания либо централизованную регенера­цию в общезаводском узле.

Основным аппаратом гидрогениза-ционных установок является реактор со стационарным слоем катализатора.

На рис. 10.13 приведена конструкция двухсекционного реактора гидроочистки дизельного топлива. Он представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами. Корпус реактора изготавливается из двухслойной стали 12ХМ и 08Х18Н10Т.

Верхний слой катализатора засыпа­ется на колосниковую решетку, а ниж­ний - на форфоровые шарики, которы­ми заполняется сферическая часть ниж­него днища.

Таблица 10.16

Основные режимные параметры и показатели промышленных установок гидроочистки дизельных топлив

Для отвода избыточного тепла реакций под колосниковой решет­кой вмонтирован коллектор для подачи холодного ВСГ.

Сырье, подаваемое через штуцер в верхнем днище, равномерно распределяется по всему сечению и сначала для задерживания ме­ханических примесей проходит через фильтрующие устройства, со­стоящие из сетчатых корзин, погруженные в верхний слой катали­затора. Промежутки между корзинами заполнены фарфоровыми ша­рами. Газосырьевая смесь проходит через слой катализатора в обе­их секциях и по штуцеру нижней секции выводится из реактора.

Гидроочистку прямогонных бензиновых фракций осуществляют на секциях гидроочистки установок каталитического риформинга или комбинированных установок ЛК-бу.

Для гидроочистки реактивных топлив используют специализи­рованные установки типа Л-24-9РТ, а также секции гидроочистки КУ ЛК-бу.

Гидроочистку прямогонных дизельных фракций проводят на установках типа Л-24-6, Л-24-7, ЛЧ-24-7, ЛЧ-24-2000 и секциях гид­роочистки КУ ЛК-бу (табл. 10.16).

Принципиальная технологическая схема установки гидроо - чи­стки дизельного топлива ЛЧ -24-2000 приведена на рис. 10.14. Цир­куляционный ВСГ смешивается с сырьем, смесь нагревается в сырь­евых теплообменниках и в трубчатой печи П-1 до температуры ре­акции и поступает в реактор Р-1. После реактора газопродуктовая смесь частично охлаждается в сырьевых теплообменниках (до тем­пературы 210-230 °С) и поступает в секцию горячей сепарации ВСГ, состоящей из сепараторов С-1 и С-2. ВСГ, выводимый из холодного сепаратора С-2, после очистки МЭА в абсорбере К-2 подается на цир­куляцию. Гидрогенизаты горячего и холодного сепараторов смеши­ваются и направляются на стабилизационную колонну К-1, где подачей подогретого в П-1 отдувочного ВСГ из очищенного продукта удаляются углеводородные газы и отгон (бензин).

Ниже приводится материальный баланс установок гидроочистки бензина (I), керосина (II), дизельного топлива (III) и гидрообессерива-ния вакуумного дистиллята - сырья каталитического крекинга (IV).

И да w

Взято, % *«

Сырье 100,00 100,00 100,00 100,00

Водород 100% -ный на реакцию 0,15' 0,25 0,40 0,65

Всего 100,15 100,25 100,40 100,65

Получено, %

Гидроочищенное топливо 99,00 97,90 96,90 86,75
Дизельная фракция — — — 9,2

Отгон - 1,10 1,3 1,3

Углеводородный газ 0,65 0,65 0,60 1,5

Сероводород — 0,20 1,2 1,5

Потери 0,5 0,4 0,4 0,4

Всего 100,15 100,25 100,40 100,65

♦Общий расход с учетом потерь на растворение.

Гидроочистка вакуумных дистиллятов. Вакуумные дистилляты являются традиционным сырьем для процессов каталитического кре­кинга и гидрокрекинга. Качество вакуумных газойлей определяется глубиной отбора и четкостью ректификации мазута. Вакуумные га-

19 — 1908

зойли 350—500 °С практически не со­держат металл-органических со­единений и асфаль-тенов, а их коксуе­мость не превыша­ет обычно 0,2 %. С повышением t_KK до 540 - 560 °С коксу­емость возрастает в 4-10 раз, содержа­ние металлов - в 3-4 раза, серы - на 20-45 %. Влияние содержащихся в сырье металлов, азотистых соединении и серы проявляется в снижении активности работы катализатора за счет отложения кокса и необратимого от­равления металлами.

Гидроочистка вакуумного газойля 350- 500 °С не представляет зна­чительных трудностей и проводится в условиях и на оборудовании, ана­логичных для гидроочистки дизельных топлив. При давлении 4-5 МПа, температуре 360-410 °С и объемной скорости сырья 1-1.5 ч^-1 достигается 89-94%-ная глубина обессеривания; содержание азота сни­жается на 20 - 30%, металлов - на 75 - 85 %, а коксуемость - на 65 - 70 %. Гидроочистку тяжелых дистиллятов деструктивных процессов (коксования, висбрекинга) обычно проводят в смеси с прямогонны-ми дистиллятами в количестве до 30 %.

Гидроочистка масляных рафинатов применяется в основном для осветления и улучшения их стабильности против окисления; одно­временно уменьшается их коксуемость и содержание серы (глубина обессеривания - 30 - 40 %); индекс вязкости несколько увеличивает­ся (на 1-2 единицы); температура застывания масла повышается на 1-3 °С. Выход базовых масел дистиллятных и остаточных рафина­тов составляет более 97 % масс.

Типовые установки гидроочистки масел и парафинов (типа Г-24/1 производительностью 360 тыс. т/год) включают до пяти тех­нологических потоков.

Установки гидроочистки масел отличаются от гидроочистки ди­зельных топлив только способом стабилизации гидрогенизата: от­гонка углеводородных газов и паров бензина осуществляется пода­чей водяного пара; затем стабильное масло подвергается осушке в вакуумной колонне под давлением 13,3 кПа.

Технологический режим процесса гидроочистки масляных рафи-натов следующий:

Катализатор АКМ или АНМ

Температура в реакторе. 'С 280—325 'С

Давление в реакторе, МПа 3,5—4,0

Объемная скорость подачи сырья, ч~' 1,5—3,0
Кратность циркуляции ВСГ, м³/м³

для дистиллятного рафината 250—300

остаточного 500—600

Содержание H_t в ВСГ, % об. 75-85

10.4.6. Процессы гидрооблагораживания нефтяных остатков

В современной мировой нефтепереработке наиболее актуальной и сложной проблемой является облагораживание (деметаллизация, деасфальтизация и обессеривание) и каталитическая переработка (каталитический крекинг, гидрокрекинг) нефтяных остатков - гуд-ронов и мазутов, потенциальное содержание которых в нефтях боль­шинства месторождений составляет 20 - 55 %.

Трудности, которые возникают при разработке таковых процес­сов, связаны не с осуществлением самих химических реакций гид-рогенолиза или крекинга, а в основном сопутствующим в каталити­ческих процессах явлением необратимого отравления катализато­ров металлоорганическими соединениями сырья.

Достаточно подробная характеристика нефтяных остатков была приведена в табл. 7.4 применительно к термодеструктивным процессам их переработки. Наиболее важными из показателей качества нефтяных остатков как сырья для каталитических процес­сов их облагораживания и переработки являются содержание металлов (определяющее степень дезактивации катализатора и его расход) и коксуемость (обусловливающая коксовую нагрузку реге­нераторов каталитического крекинга или расход водорода в гидро-

19»

генизационных процессах). Именно эти показатели были положены в основу принятой за рубежом классификации остаточных видов сырья для процессов каталитического крекинга. По содержанию металлов и коксуемости в соответствии с этой классификацией нефтяные остатки подразделяют на следующие четыре группы:

I. Высококачественное сырье (например, мазут мангышлакской или грозненской нефтей). Его можно перерабатывать без предвари­тельной подготовки на установках ККФ лифт-реакторного типа с пассивацией металлов и отводом тепла в регенераторах.

П. Сырье среднего качества. Его можно перерабатывать на уста­новках ККФ последних моделей с двухступенчатым регенератором и отводом избытка тепла без предварительной подготовки, но при повышенном расходе металлостойкого катализатора и с пассиваци­ей отравляющего действия металлов сырья.

III и IV. Сырье низкого качества (например, мазуты и гудроны западно-сибирской, ромашкинской и арланской нефтей). Каталити­ческая их переработка требует обязательной предварительной под­готовки - деметаллизации и деасфальтизации.

Вышеприведенная классификация нефтяных остатков примени­ма и для характеристики качества сырья гидрокаталитических про­цессов, однако применительно к этим процессам важнее содержа­ние металлов, чем коксуемость.

Для переработки мазутов в малосернистое котельное топливо предложены и реализованы следующие методы «непрямого» гидро-обессеривания:

-вакуумная (или глубоковакуумная) перегонка мазута с после­дующим гидрообессериванием вакуумного (глубоковакуумного) га­зойля и смешение последнего с гудроном (содержание серы в котель­ном топливе 1,4-1,8 %);

- вакуумная перегонка мазута и деасфальтизация гудрона с пос­ледующим обессериванием вакуумного газойля и деасфальтизата и

смешение их с остатком деасфальтизации (содержание серы в ко­тельном топливе 0,4—1,4%);

- вакуумная перегонка мазута и деасфальтизация гудрона с пос­ледующим гидрообессериванием вакуумного газойля и деасфальти-зата и их смешение (содержание серы в котельном топливе составит 0,2 - 0,3 %), остаток деасфальтизации подвергается газификации или раздельной переработке с получением битумов, пеков, связующих, топливного кокса и т.д.

Для обеспечения глубокой безостаточной переработки нефти необходимы либо прямое гидрообессеривание нефтяных остатков с ограниченным содержанием металлов с использованием нескольких типов катализаторов, или каталитическая переработка с предвари­тельной деметаллизацией и деасфальтизацией гудронов.

Краткие сведения о промышленных процессах подготовки сы­рья для каталитической переработки нефтяных остатков (сольвент-ной и термоадсорбционной деасфальтизацией) были приведены в главе 8 (§ 8.5.2).

Современные зарубежные промышленные установки гидрообес-серивания нефтяных остатков различаются между собой в основном схемами реакторных блоков и по этому признаку можно подразде­лить их на следующие варианты:

1) гидрообессеривание в одном многослойном реакторе с исполь­зованием в начале процесса крупнопористых металлоемких катали­заторов и затем - катализаторов с высокой гидрообессеривающей активностью;

2) гидрообессеривание в двух- и более ступенчатых реакторах со стационарным слоем катализатора, из которых головной (предвари­тельный) реактор предназначен для деметаллизации и деасфальти­зации сырья на дешевых металлоемких (часто нерегенерируемых) катализаторах, а последний (или последние) - для гидрообессерива-ния деметаллизированного сырья;

3) гидрообессеривание в реакторе с трехфазным псевдоожи-женным слоем катализатора. Псевдоожиженный слой позволяет обеспечить более интенсивное перемешивание контактирующих фаз, изотермический режим реагирования и поддержание сте­пени конверсии сырья и равновесной активности катализатора на постоянном уровне за счет непрерывного вывода из реактора

части катализатора и замены его све­жим или регенери­рованным. Однако из-за существенных недостатков, таких, как большие габа­риты и масса тол­стостенных реакто­ров, работающих под высоким давле­нием водорода, сложность шлюзо­вой системы ввода и вывода катализато­ров, большие капи­тальные и эксплуатационные расходы, процессы гидрообессери­вания и гидро крекинга в псевдоожиженном слое не получили до сего времени широкого распространения в нефтепереработке.

Из промышленно-освоенных процессов оригинальным, наиболее технологически гибким и достаточно эффективным является процесс гидрообессеривания тяжелых нефтяных остатков «Хайвал», разра­ботанный Французским институтом нефти. Принципиальная техно­логическая схема представлена на рис. 10.15.

Реакторный блок установки состоит из поочередно работающих защитных реакторов Р-1а и Р-1б, двух последовательно работающих основных реакторов Р-2 и Р-3 глубокой гидродеметаллизации и двух последовательно работающих реакторов гидрообессеривания Р-4 и Р-5. Защитные реакторы Р-1а и Р-1б работают в режиме взаимоза­меняемости: когда катализатор в работающем реакторе потеряет свою деметаллизирующую активность, переключают на другой ре­зервный реактор без остановки установки. Продолжительность не­прерывной работы реакторов составлят: защитных - 3-4 месяца, а остальных - 1 год.

Исходное сырье (мазуты, гудроны) смешиваются с ВСГ, реакци­онная смесь нагревается в печи П-1 до требуемой температуры и пос­ледовательно проходит защитный и основные реакторы гидродеме­таллизации и реакторы гидрообессеривания. Продукты гидрообес-

серивания подвергаются горячей сепарации в горячем и холодном газосепараторах, далее стабилизации и фракционированию на ат­мосферных и вакуумных колоннах.

В качестве катализатора в процессе используется модифициро­ванный гидрирующими металлами оксид алюминия, обладающий вы­сокой металлоемкостью (катализатор имеет шероховатую поверх­ность с порами в форме «ежа»).

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: