Меню Рубрики

Установки по производству стабильного бензина

Skoda Octavia Scout «EdelWeiß» › Бортжурнал › Производство бензина и его характеристики (часть 1).

В последнее время всё чаще стали встречаться персонажи твердо уверенные во вселенском заговоре и в частности в том, что бензина в России нет, а всё то, что есть это отходы хим. производств. Некие тёмные элементы поганят девственно чистый прямогонный бензин присадками и прочая ересь. Ну и как не затронуть всеми любимое октановое число, которое окутано не одной легендой и каждый мнит себя знатоком. В итоге по просьбе драйвовчан решил написать небольшую статейку про получение бензина и о некоторых его характеристиках. Сразу оговорюсь, что засунуть в интернет статью всё то чему 5 лет учат в институте не реально, так что не обессудьте, как смог. Букв будет много, не реально много (в один пост не поместилось), так что наливаем чашечку кофе. Те кто не готов вспомнить азы химии и заходит только поболтать и посмотреть картинки – не напрягаемся и проходим мимо. Итак заканчиваем с прелюдией и поехали.

То что нефть это смесь углеводородов я думаю все знают. Современные нефтеперерабатывающие заводы имеют установки первичной переработки нефти. Их задача – разделить нефть на отдельные фракции. Перегонка нефти (дистилляция, ректификация) – процесс разделения нефти на отдельные фракции в зависимости от температуры их кипения. Фракции, выкипающие до 330–350°С, выделяются на установках под атмосферным давлением. Отгонять из нефти фракции, выкипающие при более высокой температуре, при атмосферном давлении нельзя, так как в этих условиях разложение углеводородов начинается раньше, чем их выкипание. Для более глубокого фракционирования, т.е. выделения масляных фракций, давление в установках понижают до 4–6 кПа. При этом понижается температура кипения углеводородов, что позволяет продолжить перегонку и получить уже не только топливные, но и масляные фракции.
При атмосферном давлении и повышении температуры из нефти испаряются последовательно различные индивидуальные углеводороды. Фракцией называется группа углеводородов, выкипающая в определенном интервале температур. Бензиновая фракция 35 – 215°С (С5–С10); Дизельная 180 – 260°С (С9–С14); газойль 280 – 360°С (С15–С20). Кроме того, керосиновая 200 – 300°С (С12–С18) и топливо для реактивных двигателей 120–315 °С (С8-С16);
После отгона фракций, выкипающих до 350°С, остается вязкая темная жидкость, называемая мазутом. Разделить мазут на фракции можно только при пониженном давлении. Этот процесс позволил получить из мазута соляровые фракции (С12–С20), дистиллятные смазочные масла, в том числе и базовые масла для двигателей внутреннего сгорания, вазелин (С20–С50) и смесь твердых углеводородов – парафин (С19–С35). После отгонки из мазута масляных фракции остается гудрон. Гудрон уже при 30—40°С застывает, образуя твердую массу. Его используют как сырье для приготовления битума или остаточных масел очень высокой вязкости.

К основным процессам вторичной переработки относятся:
Каталитический крекинг на алюмосиликатных катализаторах – наиболее распространенный в нефтеперерабатывающей промышленности каталитический процесс, занимающий среди процессов переработки нефти по объему перерабатываемого сырья второе место после первичной перегонки. Основная цель процесса — получение высокооктанового бензина из сырья, выкипающего в пределах 200–500°С (чаще 300–500 °С). От термического он отличается применением катализаторов, в присутствии которых процессы деструкции идут в направлении образования изомерных, наиболее ценных для бензинов углеводородов. Процесс протекает при давлении 0,06–0,14 МПа и температуре 450–500°С. В качестве катализатора используют природные алюмосиликаты или синтетические цеолитсодержащие катализаторы.
Характерные особенности каталитического крекинга: избирательная активность к различным типам углеводородов, высокая скорость протекания реакций (значительно большая, чем при термическом крекинге), активное протекание процессов изомеризации. В результате каталитического крекинга получаются продукты, в которых содержание изоалканов и ароматических углеводородов достигает 55 %, цикланов 20–25 %; алкены и алкадиены, характерные для продуктов термического крекинга и являющиеся основной причиной их низкого качества, составляют всего 5–9 %. Общий выход бензиновых фракций достигает 50 % и более. Целевым продуктом каталитического крекинга является бензин высокой детонационной стойкости (октановое число от 87 до 91 по исследовательскому методу). Недостатки процесса: 1) постоянное загрязнение катализатора смолистыми отложениями, требующее постоянной регенерации катализатора; 2) образование алкенов, понижающих химическую стабильность продуктов.

Гидрокрекинг – каталитический процесс деструктивной переработки нефтяного сырья под давлением водорода и при высокой температуре. Он заключается в расщеплении компонентов сырья с одновременным гидрированием образовавшихся «осколков».
Гидрокрекинг представляет собой разновидность каталитического крекинга в присутствии водорода. Гидрокрекинг, кроме увеличения выхода целевого продукта, используется для гидроочистки продуктов, в первую очередь, от серы и азота. Таким образом, гидрокрекинг сочетает в себе каталитический крекинг, гидрирование и гидроочистку.
Сырьем гидрокрекинга обычно служат тяжелые нефтяные фракции (350–500°С) и остаточные фракции – мазут, гудрон. В качестве катализаторов для гидрирования используют платину, никель, кобальт, а также сульфиды вольфрама и молибдена. В качестве катализатора для крекинга и изомеризации применяют синтетические алюмосиликаты.
Загрязнения катализатора не происходит, т. к. вследствие присутствия избыточного количества водорода полимеризация с образованием смол не происходит.
Гидрокрекинг осуществляют при температуре 300–425°С и давлении 7–20 МПа. Массу исходного сырья вместе с катализатором пропускают через реактор, в который под давлением подается водород. В результате первой стадии процесса при температуре 420°С, катализатор Al–Co–Mo, получается обычно широкая фракция с концом кипения 300—350 °С. Этот продукт подвергается дальнейшей обработке, при которой температуру снижают до 320—425 °С, давление водорода поддерживают на уровне 15 МПа, катализатор Ni или Pt.
Изменяя режим гидрокрекинга (давление, температуру и объемную скорость подачи реагентов), можно получать необходимые фракционный и групповой химические составы целевого продукта (бензина, реактивного или дизельного топлива). Остаточные продукты переработки можно вводить в процесс повторно.
Например, при гидрокрекинге гайзоля (350–500°С) получают 51% бензина с октановым числом 82, 10% – газовая фракция С3–С4, 25% – дизельная фракция, 8% – газойль.
Преимущества по сравнению с другими процессами переработки:
1) гибкость процесса, т. е получение из одного сырья разных целевых продуктов;
2) большой выход светлых продуктов;
3) высокое качество продуктов.

Риформинг в нефтеперерабатывающей промышленности используется для повышения октанового числа бензиновых фракций и для получения аренов (ароматических углеводородов). Если в качестве катализатора используют платину, то риформинг называют платформингом.
Сырьем для риформинга являются бензиновые фракции (85–180°С) первичной перегонки нефти. Каталитический риформинг осуществляют при температуре 470–530 °С и давлении 2–4 МПа в среде водородсодержащего газа. При реформинге алканы подвергаются изомеризации, дегидроциклизации
и гидрокрекингу. Бензин каталитического реформинга содержит 50–60% ароматических углеводородов, 30%–алканов, 10–15% циклоалканов. Экспериментально было доказано, что максимально допустимое содержание ароматических углеводородов в бензине не должно превышать 40-45% иначе это приводит к повышенному нагарообразованию. В связи с этим бензин каталитического реформинга не может использоваться в качестве топлива в чистом виде.
Бензин каталитического реформинга используется для выделения индивидуальных аренов, используемых в органическом синтезе.

Алкилирование – процесс получения высококачественного высокооктанового компонента автомобильного и авиационного бензинов – алкилата (алкилбензина), состоящего практически целиком из изоалканов С6 –С9, причем из них 69% приходится на изооктан (2,2,4–триметилпентан). Алкилбензин имеет октановое число 90–98 ед. Сырьем является бутан-бутиленовая смесь, выделяемая из газов каталитического и термического крекинга. Алкилирование изобутана алкенами (преимущественно бутиленами) проводится при давлении 0,3–1,2 МПа с использованием в качестве катализатора Н2SО4 или НF.

Получение топлив для двигателей внутреннего сгорания – сложный процесс, включающий получение первичных его компонентов, их смешивание и улучшение присадками до товарных показателей качества в соответствии с требованиями стандартов. Смешение прямогонных фракций с компонентами вторичных процессов и присадок называется компаундирование.
Автомобильные бензины одной марки, изготовленные на разных предприятиях, имеют несколько различающийся состав, что связано с неодинаковым набором технологического оборудования. Однако они должны соответствовать нормативной документации.
Усредненный компонентный состав бензинов разных марок приведен в таблице:

Читайте также:  Установка предпускового подогревателя на делику

Базовым компонентом для выработки автомобильных бензинов являются обычно бензины каталитического риформинга или каталитического крекинга. Бензины каталитического риформинга характеризуются низким
содержанием серы, в их составе практически отсутствуют олефины, поэтому они высокостабильны при хранении. Однако повышенное содержание в них ароматических углеводородов является лимитирующим фактором. К их недостаткам также относится неравномерность распределения детонационной стойкости по фракциям.
Бензины каталитического крекинга характеризуются низкой массовой долей серы, октановыми числами по исследовательскому методу 90–93 единицы. Содержание в них ароматических углеводородов составляет 30–40 %, олефиновых – 10–25 %. Они обладают относительно высокой химической стабильностью (индукционный период 800–900 мин.). По сравнению с бензинами каталитического риформинга для бензинов каталитического крекинга характерно более равномерное распределение детонационной стойкости по фракциям. Поэтому в качестве базы для производства автомобильных бензинов используется смесь компонентов каталитического риформинга и каталитического крекинга.

В Европе действует стандарт на бензин EN 228:2008 (ароматика -35%, бензол — 1%, олефины -18%, кислород — 2.7%, сера- 10 мг/кг) – это нормы бензина Евро5.

Компонентный состав европейского бензина на протяжении последних лет включал в себя: бензин каталитического крекинга – 30%, бензин каталитического риформинга – 50%, продукты: алкилирования — 5%, изомеризации – 8%, добавки (ЕТВЕ, МТВЕ, ТАМЕ, спирты) -7%.
Среди европейских НПЗ наиболее удачный компонентный состав бензинов в Германии: бензин каткрекинга и риформат – 73.4%, алкитат -5.1%, изомеризат — 16.2%, добавки — (этанол, ЕТВЕ, МТВЕ, ТАМЕ и др.) -5.3%.
Компонентный состав американского бензинового фонда в начале 2007 года был таким: бензин каталитического крекинга -34%, бензин риформинга – 28%, алкилат – 12%, изомеризат – 4%, добавки (спирты, ЕТВЕ, МТВЕ и др.) – 15%, прочие -7%.

Небольшое архивное видео с приветом из молодости :))

источник

Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина

Газ и нестабильный бензин с блока атмосферной перегонки направляются на блок стабилизации и вторичной перегонки бензина, где подвергаются стабилизации с выделением сухого (С12) и сжиженного (С24) газов и последующим их рациональным использованием.

Прямогонные бензины после стабилизации не могут быть использованы в качестве автомобильных ввиду низкой детонационной стойкости. Обычно в качестве автобензинов используется только головная фракция бензина – н.к.-62(85 0 С). Для последующей переработки стабилизированные бензины подвергаются вторичной перегонке на фракции, направляемые как сырье для процессов каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента автобензинов или индивидуальных ароматических углеводородов – бензола, толуола или ксилолов. При производстве ароматических углеводородов бензин разделяют на три фракции: бензольную (62-85 0 С), толуольную (85-105 0 С) и ксилольную (105-140 0 С). При топливном направлении переработки прямогонные бензины достаточно разделить на две фракции: н.к.-85 0 С и 85-180 0 С.

Для стабилизации и вторичной перегонки прямогонных бензинов с получением сырья каталитического риформинга топливного направления применяют в основном двухколонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну вторичной перегонки бензина на фракции н.к. — 85 0 С и 85 — 180 0 С. Как наиболее экономически выгодной схемой разделения стабилизированного бензина на узкие ароматические фракции признана последовательно — параллельная схема соединения колонн вторичной перегонки, как это принято в блоке стабилизации и вторичной перегонки установки ЭЛОУ — АВТ — 6. В соответствии с этой схемой прямогонный бензин после стабилизации разделяется сначала на 2 промежуточные фракции (н.к. — 105 0 С и 105 — 180 0 С), каждая из которых затем направляется на последующее разделение на узкие целевые фракции.

Принципиальная схема блока стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6 приведена на рисунке 4.

Нестабильный бензин из блока AT после нагрева в теплообменнике поступает в колонну стабилизации (дебутанизатор) 1. С верха этой колонны отбирают сжиженные газы С2–С4 , которые проходят конденсатор-холодильник и поступают в газосепаратор. Часть конденсата возвращается в колонну 1 в качестве острого орошения, а балансовое количество выводится с установки. Подвод тепла в низ дебутанизатора осуществляется горячей струей подогретого в печи стабильного бензина.

Рисунок 4 — Принципиальная схема блока стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6: 1 — колонна стабилизации; 2–5 — колонна вторичной перегонки; I — нестабильный бензин; II — фракция С5 — 62 °С; III — фракция 65…105 °С; IV — фракция 62…85 °С; V — фракция 85…105 °С;

VI — фракция 105…140 °С; VII — фракция 140…180 °С; VIII — сжиженная фракция С2–С4; IX — сухой газ (С1–С2); X — водяной пар

Из стабильного (дебутанизированного) бензина в колонне 2 отбирают фракцию С5–105 °С. Пары этой фракции конденсируют в аппарате воздушного охлаждения. Часть конденсата возвращают в колонну 2 в качестве острого орошения, а балансовую часть направляют в колонну 3. Кроме того, часть паров верха колонны 2 подают без конденсации в колонну 3. С верха колонны 3 отбирают фракцию С5–62 °С, с куба — 62…105 °С, которая может выводиться с установки как целевая либо направляться в колонну 4 для разделения на фракции 62…85 °С (бензольную) и 85…105 °С (толуольную). Остаток колонны 2 — фракцию 105…180 °С — направляют на разделение в колонну 5 на фракции 105…140 °С и 140…180 °С.

Тепло в низ колонны 4 подводится через кипятильник, а остальных колонн вторичной перегонки (2, 3 и 5) — с горячей струей подогретого в печи кубового остатка этих колонн.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: Для студентов недели бывают четные, нечетные и зачетные. 9932 — | 7721 — или читать все.

источник

Отечественные технологии производства моторных топлив

Нефтеперерабатывающая промышленность России должна в ближайшие годы решить две сложные взаимосвязанные задачи. Во-первых, существенно углубить переработку нефти за счет развития новых деструктивных процессов переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков (с достижением глубины переработки к 2015 г. — 80% , и к 2020 г. — 85% ). И, во-вторых, улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, позволяющих организовать производство высокооктановых «экологически чистых» компонентов автобензинов, а так же облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива; последнее должно обеспечить переход на производство всех видов моторных топлив по стандарту Евро-4 с 2015 г, и Евро-5 с 2016 г.

Нефтеперерабатывающая промышленность России должна в ближайшие годы решить две сложные взаимосвязанные задачи. Во-первых, существенно углубить переработку нефти за счет развития новых деструктивных процессов переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков (с достижением глубины переработки к 2015 г. — 80% , и к 2020 г. — 85% ). И, во-вторых, улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, позволяющих организовать производство высокооктановых «экологически чистых» компонентов автобензинов, а так же облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива; последнее должно обеспечить переход на производство всех видов моторных топлив по стандарту Евро-4 с 2015 г, и Евро-5 с 2016 г.

Решение указанных задач возможно лишь на базе коренной модернизации отечественных НПЗ (строительство новых современных установок, реконструкция действующих установок по переработке нефти), что требует значительных
инвестиций.

Важнейшую роль как в углублении переработки нефти, так и в производстве моторных топлив современного уровня качества должны играть каталитические процессы: каталитический крекинг, гидроочистка светлых дистиллятов, гидрокрекинг вакуумных дистиллятов, гидрогенизационная переработка нефтяных остатков.

Читайте также:  Установка петель для калитки

Во всем мире наблюдается широкое развитие указанных процессов. Так, мощности каталитического крекинга нефтяных дистиллятов и остатков занимали в мировой нефтепереработке следующие объёмы (% от объёма переработанной нефти): в 1995г. -17,3%, в 2000г. — 17,5%, в 2005г. — 17,6%, в 2010г. — 16,7%. Мощности процесса гидроочистки различных дистиллятов занимали следующие объёмы в 1995г. -33,1%, в 2000г. — 34,5%, в 2005г. — 50,1%, в 2010г. — 51,6%. Соответственно мощности процесса гидрокрекинга составляли в 1995г. — 4,5%, в 2000г. — 5,3%, в 2005г. — 5,75%, в 2010г. — 6,2% от объёма переработанной нефти. В настоящее время суммарная мировая мощность процесса каталитического крекинга — 700 млн. м3/год, процесса гидроочистки — 2000 млн. м3/год, процесса гидрокрекинга — 250 млн.м3/год.

Большие проблемы в области каталитических процессов стоят перед отечественной наукой. Необходимо разрабатывать новые эффективные технологии каталитического крекинга, гидроочистки, гидрокрекинга дистиллятов, облагораживания нефтяных остатков, создавать современные катализаторы для этих процессов.

За последнее десятилетие научно — исследовательские и проектные институты России создали и освоили в промышленности ряд новых вариантов основных каталитических процессов нефтепереработки, направленных как на углубление переработки нефти, так и на получение продукции современного уровня качества.

Процесс каталитического крекинга позволяет решить вопросы как углубления переработки нефти — превратить тяжёлое нефтяное сырьё в топливные дистилляты, так и получить порядка 50% масс. высокооктанового бензинового дистиллята, который после облагораживания соответствует современным экологическим требованиям (экологический класс — 4, экологический класс — 5).

Установки каталитического крекинга, освоенные на ряде НПЗ России в 70-80-ые годы предусматривают глубокую гидроочистку исходного сырья. Но даже в этом случае получаемые дистилляты (бензиновый и дизельный) требуют дополнительной гидроочистки для обеспечения современных требований по содержанию серы (менее 50 ppm и менее 10 ppm), а так же по другим показателям. Для сооружения таких установок необходимы большие капитальные вложения и значительное время строительства.

Авторским коллективом ВНИИ НП и ВНИПИНефть, совместно со специалистами ТАИФ-НК (г.Нижнекамск) разработана и предложена оригинальная технология каталитического крекинга, позволяющая перерабатывать непосредственно сернистые вакуумные дистилляты (содержание серы 2,2-2,5%, пределы выкипания 320-550°С) — без их гидроочистки, с высокими выходами бензинового дистиллята.

На основе указанных разработок в ТАИФ-НК сооружена мощная промышленная установка каталитического крекинга (производительность по сырью 880 тыс.т./год) с дополнительной секцией сероочистки получаемого бензинового дистиллята.

Авторы разработки исходили из того положения, что в ряде случаев

экономически целесообразно применять каталитический крекинг прямогонного сернистого сырья без его предварительной гидроочистки при условии последующей сероочистки полученных компонентов моторных топлив.

Такая ситуация сложилась на НПЗ ТАИФ-НК (г.Нижнекамск) в
Республике Татарстан, где перерабатываются сернистые
нефти и отсутствует процесс каталитического риформинга бензинов —
основного поставщика высокооктановых компонентов автобензина. По
заданию ТАИФ институтом ВНИИ НП и ВНИПИНефть была разработана отечественная технология каталитического крекинга вакуумного газойля, не уступающая по своим показателям лучшим зарубежным аналогам. Эта технология в 2006 г. успешно внедрена в ТАИФ-НК на базе имеющегося оборудования.

Выход бензинового дистиллята при крекинге составил 48,5 масс на сырье.

С целью сероочистки полученного на блоке каталитического крекинга

бензинового дистиллята в составе комбинированной установки сооружён блок гидроочистки в сочетании с процессом демеркаптанизации.

Дистиллят автобензина после сероочистки характеризуется октановым числом 90 по исследовательскому методу (80 по мотор. методу), содержанием серы — менее 50 ppm.

На его основе в ТАИФ-НК организовано крупнотоннажное производство автомобильных бензинов по ГОСТ Р51105-97: Нормаль-80, Регуляр-92, Премиум-95, соответствующих по качеству современным европейским стандартам.

Для обоснования предложенной технологии авторами выполнен комплекс исследований по отработке схемы и режимов процесса каталитического крекинга.

Проведенные исследования показали, что для переработки тяжелого сернистого сырья целесообразно использовать технологию каталитического крекинга в прямоточном реакторе с максимальной выработкой светлых нефтепродуктов. Авторами технологии принято равновысотное расположение реактора и регенератора, что потребовало разработки оригинальной компоновочной схемы реакторного блока, с выносным прямоточным реактором, обеспечивающей требуемый для ведения процесса баланс давления.

Реализовано использование новых и усовершенствованных узлов

технологического и конструктивного оформления: в т.ч.

— прямоточного реактора с участками ускорения регенерированного
катализатора;

— усовершенствованных распределительных форсунок с камерой предварительного диспергирования сырья;

— сепарационного устройства для разделения паров и катализатора на конце прямоточного реактора;

— системы регулирования температуры в реакторе для оптимизации профиля ее распределения в реакционной зоне;

— двухступенчатой отпарки катализатора для обеспечения эффективной
десорбции увлеченных углеводородов;

— одноступенчатых высокоэффективных циклонов реактора;

— воздухораспределительного устройства регенератора усовершенствованной конструкции с футеровочным покрытием наружной поверхности;

— двухступенчатых высокоэффективных циклонов регенератора;

— циклонов третьей ступени для тонкой очистки дымовых газов регенерации от катализаторной пыли.

Выбраны оптимальные условия про ведения процесса крекинга и обосновано использование эффективного цеолитсодержащего катализатора на основе высокостабильного цеолита и высокопористой матрицы для
беспрепятственного доступа крупных молекул сырья к активным центрам
катализатора.

Для сероочистки полученного при крекинге бензинового дистиллята (содержание серы -0,3% масс.) освоена оригинальная технологическая схема, предусматривающая разделение бензинового дистиллята на две
фракции: легкую (фр. НК-70°С) и тяжелую (фр. 70° — 215°С) и их раздельную
сероочистку.

Легкую фракцию предложено подвергать демеркаптанизации с использованием процесса DMD — 2 (разработка института ВНИИУС, г.Казань). Тяжелую фракцию предложено подвергать селективной гидроочистке с использованием отечественных катализаторов ТНК — 2103 и ГО — 70.

Подобранны оптимальные условия процесса гидроочистки (при давлении водорода 2,8 мпа), обеспечивающие снижение содержания серы до уровня менее 50 ррм при незначительном уменьшении октанового числа.

Реализована технологическая схема реакторного блока процесса гидроочистки, предусматривающая использование двух последовательно
расположенных секционированных реакторов с промежуточной подачей
водородосодержащего газа.

Освоенная технология процесса каталитического крекинга сернистого вакуумного дистиллята может быть положена в основу при создании новых установок каталитического крекинга, не использующих в своём составе секцию предварительной гидроочистки сырья.

Процесс каталитической депарафинизации средних дистиллятов с получением низкозастывающих сортов дизельного топлива получает всё большее развитие на НПЗ России. В основном используются зарубежные катализаторы и технологии (НП3 в г.г. Ухта, Комсомольск на Амуре, Ачинск и др.). В то же время российские исследовательские и проектные институты располагают собственными технологиями и отечественными катализаторами для этого процесса. В частности, процесс по отечественной технологии (разработка ВНИИ НП, проект Ленгипронефтехим) реализован в 2004г. на комплексе ЛКС-35-64 (секция 200) Сургутского завода стабилизации конденсата. В первые два реактора установки (Р-201 и Р-202) загружен катализатор депарафинизации СГК-l, выработанный по рекомендациям ВНИИ НП на Ангарский завод катализаторов и органического синтеза; в третий по ходу сырья реактор (Р-203) загружен катализатор гидрообессеривания КГУ-950.

В ходе эксплуатации катализатора СГК-1 каждые два месяца осуществлялась его водородная реактивация. В период с 30.05 по 06.06.2009 в секции 200 была проведена окислительная регенерация катализатора СГК-1, что обеспечило его стабильную непрерывную работу без водородной реактивации в течение 6 месяцев.

В качестве сырья процесса использовалась дизельная фракция Уренгойского газоконденсатного месторождения с добавлением фракции Ачимовского месторождения. Очевидно, что каталитическая депарафинизация позволяет удалять нормальные и слаборазветвлённые парафиновые углеводороды селективным гидрокрекингом в присутствии металл — цеолитного катализатора, обеспечивая тем самым улучшение низкотемпературных свойств среднедистиллятных фракций: температуры застывания и помутнения, предельной температуры фильтруемости. В процессе депарафинизации-гидроочистки удаётся достичь депрессии по температурам хладотекучести до 20-300С и обеспечить степень гидроочистки 95-97% масс.

В настоящее время на Сургутском 3СК в товарное дизельное топливо кроме стабильного гидрогенизата секции 200 вводится до 40% масс. керосиновой фракции секции 300 (избыток после выработки топлива ТС-1).

На основе существующей схемы компаундирования Сургутский ЗСК производит дизельные топлива в соответствии с нормами ГОСТ 305-82 следующего ассортимента:

Читайте также:  Установка знака инвалид на лобовом стекле

— топливо зимнее 3-0,2 минус 35, высший и первый сорт;

— топливо дизельное 3-0,2 минус 45, высший и первый сорт;

— топливо дизельное А-0,2 высший и первый сорт.

Для обеспечения требований по цетановому числу в товарное дизельное топливо вводится цетаноповышающая присадка.

Компаундированное дизельное топливо не только отвечает по всем показателям качества требованиям ГОСТ 305-82, но и превосходит их по содержанию серы (менее 0,0012% масс.), кислотности (0,02 мг КОН/100 см3 топлива), коксуемости (0,02%).

В 2005 г. разработан новый стандарт для российских дизельных топлив — ГОСТ Р 52368-2005 «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия», являющийся аутентичным переводом стандарта EN 590:2004 и предусматривающий повышение качества всех дизельных топлив (нефтяных, газовых и газоконденсатных) до европейского уровня. Стандарт предусматривает производство трёх видов топлив в зависимости от содержания серы (не более 350, 50, и 10 ppm, соответственно ЕВРО-3, -4 и -5) и нормирует снижение содержания полициклических ароматических углеводородов до 11% масс. По сравнению с ГОСТ 305-82 значительно ужесточаются требования по цетановому числу (51 для условий умеренного и 47-49 для холодного и арктического климата) и температуре вспышки (выше 550С). Согласно данному стандарту, в России, как и в странах Европы, предлагается выпускать 6 сортов дизельного топлива для применения в умеренной климатической зоне и 5 классов для использования топлива в условиях холодного и арктического климата в зависимости от предельной температуры фильтруемости. Стандарт введен в действие с 01.07.2006.

На основе ГОСТ 52368-2005 организованно производство дизельного топлива, соответствующего требованиям ЕВРО-4 и ЕВРО-5.

Как видно из данных табл. 4, гидроочищенная и депарафинированная фракция дизельного топлива характеризуется низким содержанием серы (0,0006-0,0016% масс.), хорошими низкотемпературными свойствами (температура застывания — от -36 до -42°С, температура помутнения — от -30 до -400С) и цетановым числом 46-47. Пределы выкипания фракции стабильного гидрогенизата секции 200 составляют в среднем 140-340°С, при этом температура вспышки находится на уровне 47 — 49°С.

Таким образом, стабильный гидрогенизат-депарафинизат секции 200 по своему качеству удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 52368-2005 для топлив класса ЕВРО по всем показателям качества за исключением температуры вспышки (норма — выше 55°С) и цетанового числа (норма для умеренного климата — 51, для холодного и арктического 47-49). Последнее отрегулировано повышением температуры начала кипения продукта и введением цетаноповышающей присадки. Необходимо также введение и противоизносной присадки.

Материальный баланс процесса каталитической депарафинизации — гидроочистки приведен в табл.6. Очевидно, что фактический выход депарафинизированного дистиллята 86% масс. превосходит показатель, предварительно рекомендованный ВНИИ НП для секции 200 (82,5% масс.). Последний свидетельствует о высокой селективности катализатора СГК-1.

Таким образом, в секции 200 комплекса ЛСК-35-64 Сургутского ЗСК в течение 8 лет успешно эксплуатируется процесс каталитической депарафинизации — гидроочистки дизельных фракций газоконденсатного сырья, обеспечивая производство низкозастывающих сортов дизельного топлива. Катализатор депарафинизации СГК-1 показал в ходе эксплуатации высокую активность и стабильность. Технология ВНИИ НП находится на уровне мировых достижений в данной области катализа.

Установка гидроочистки дизельного топлива Л-24-6 Ангарская НХК, созданная по технологии ВНИИ НП (проект Ленгипронефтехим) была пущена в эксплуатацию в 1967г. с проектной производительностью 1,2 млн т/год прямогонного дизельного топлива (600 тыс.т/год на один поток). Установка предназначалась для получения дизельного топлива с содержанием остаточной серы — не более 0,2 % масс. С начала введения в эксплуатацию в 1967г. и до 1980г. установка работала по двухпоточной проектной схеме с последовательно соединёнными реакторами Р-1 и Р-2 (первый поток) и Р-3; Р-4 (второй поток).

После 1980г. на установке Л-24-6 был выполнен ряд этапов реконструкции.

В 2007г. установка была переведена на последовательное соединение реакторов в каждом из двух потоков. В качестве сырья на установку стала поступать смесь прямогонной дизельной фракции(

60% загрузки) и газойлей установок замедленного коксования и каталитического крекинга (

С учетом специфики перерабатываемого сырья, для предотвращения роста гидравлического сопротивления в реакторах, сохранения производительности установки на прежнем уровне и обеспечения двухгодичного межрегенерационного пробега выбрана схема с использованием первым по ходу газосырьевого потока реактopа аксиально-радиального типа, вторым — аксиального. Для снижения экзотермического эффекта реакции, увеличения продолжительности цикла реакции предусмотрена возможность подачи холодного водородсодержащего газа в переток между реакторами. Повышение парциального давления водорода во втором реакторе благоприятно отразилась на глубине очистки сырья и стабильности работы катализатора.

Для загрузки в реакторы обоих потоков были выбраны алюмоникельмолибденовый (АГКД-400-БН) и алюмокобальтмолибденовый (АГКД-400-БК) катализаторы производства АЗКиОС. При разработке каталитической системы для предотвращения забивания основного слоя катализатора продуктами коррозии и кокса, улучшения распределения газосырьевой смеси по сечению реактора были использованы катализаторы защитного слоя ФОР-2 и ФОР-1, сформованные в виде полых цилиндров. После подготовки катализаторов к эксплуатации (сушки водородсодержащим газом, осернения сульфидирующим агентом) в октябре 2007г. был осуществлен пуск установки гидроочистки Л-24-6.

В результате совершенствования технологической схемы производства дизельного топлива на установке Л-24-6 Ангарского НПЗ ОАО «АНХК» возможно стабильное производство дизельного топлива/ с серой менее 350 ppm и 50ppm, полициклических ароматических углеводородов (ПАУ) менее 7% масс.

С целью выявления потенциальных возможностей каталитической системы был проведен фиксированный пробег, в результате которого установлено, что при переработке смесевого сырья, содержащего 38-40% масс. вторичных компонентов, содержание серы 28-45 ppm и ПАУ не более 5,5% масс. обеспечивается при температурах на входе в первый реактор 335-340°С.

При уменьшении содержания в сырьевой смеси вторичных компонентов концентрация серы в очищенном продукте может быть понижена до 10 ppm.

Таким образом, анализ технологических показателей эксплуатации установки Л-24-6 позволяет констатировать, что в результате реконструкции реакторного блока с использованием новых катализаторных систем удалось обеспечить оптимальные технологические параметры для эксплуатации отечественных катализаторов обессеривания и наладить производство экологически чистого дизельного топлива по содержанию серы и ПАУ, отвечающих требованиям Евро-З, Евро-4. (а в перспективе — и Евро-5). Полученный положительный опыт может быть перенесен на установки гидроочистки других НПЗ.

Среди других технологий ВНИИ НП, освоенных нефтеперерабатывающей промышленностью России, заслуживают внимания следующие:

ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» в 2004-2005 г.г. освоена
технология производства специального горючего НАФТИЛ (разработчик
ВНИ НП и АНХК). Эта технология, равно как и выпускаемая продукция, не
имеет аналога в мировой практике. На повестке дня — освоение в АНХК новой
технологии производства реактивного топлива Т-6 (разработчик ВНИИ НП и
АНХК). Указанная технология, как и само топливо Т-6, так же не имеет
аналогов в мировой практике.

ВНИИ НП созданы современные системы «мягкого гидрокрекинга
вакуумных дистиллятов и предложены эффективные катализаторы для этого
процесса. Промышленная реализация технологий «мягкого» гидрокрекинга на ряде
НПЗ России и стран СНГ показала преимущества отечественных разработок перед
зарубежными технологиями. Так выход дизельного топлива по технологии ОАО
ВНИИ НП на 3-4% масс. выше, чем у зарубежных аналогов, а степень сероочистки
заметно больше.

Безусловно, технологии зарубежных фирм часто находятся на весьма высоком уровне и их привлечение на Российские НПЗ тоже необходимо. Однако только
квалифицированные отечественные научные кадры, собственные разработки
достаточно высокого уровня дадут нашей нефтеперерабатывающей промышленности устойчивость и независимость.

Несмотря на имеющиеся трудности и существующие проблемы наша страна обладает необходимыми ресурсами, как человеческими, так и материальными, для решения поставленных задач и занятия достойного места на рынке высоких технологий. Для этого требуется внимание к указанным выше проблемам со стороны Правительства и Государственной думы России, говоря попросту необходима «политическая воля». Надеемся, она наконец, будет проявлена.

источник

Добавить комментарий