крекинговая установка микро нпз– cccp-online.ru

крекинговая установка микро нпз

Каталитический крекинг – важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом. Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Целевой продукт установки КК – высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 пунктов и более, его выход составляет от 50 до 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима. Высокое октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также изомеризация. В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль – компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль – сырьё для производства сажи, или компонент мазутов.

Мощность современных установок в среднем – от 1,5 до 2,5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4,0 млн. тонн.

Ключевым участком установки является Реакторно-регенераторный блок. В состав блока входит печь нагрева сырья, реактор, в котором непосредственно происходят реакции крекинга, и регенератор катализатора. Назначение регенератора – выжиг кокса, образующегося в ходе крекинга и осаждающегося на поверхности катализатора. Реактор, регенератор и узел ввода сырья связаны трубопроводами (линиями пневмотранспорта), по которым циркулирует катализатор.

Наиболее удачная, хотя и не новая, отечественная технология используется на установках мощностью 2 млн. тонн в Уфе, Омске, Москве. Схема реакторно-регенераторного блока представлена на рис.14. На рис.15 приведена фотография аналогичной установки по технологии компании ExxonMobil.

Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время явно недостаточно, и именно за счёт ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина. При реализации декларируемых нефтяными компаниями программ реконструкции НПЗ, данный вопрос полностью снимается.

За последние несколько лет в Рязани и Ярославле реконструированы однотипные сильно изношенные и устаревшие установки, введенные в советский период, а в Нижнекамске построена новая. При этом использованы технологии компаний Stone&Webster и Texaco.

Сырьё с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу. Продукты крекинга поступают в Сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотёком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса. После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья. Давление в реакторно-регенераторном блоке близко к атмосферному. Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет от 30 до 55 м, диаметры сепаратора и регенератора – 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн тонн.

Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию.

Каткрекинг может входить в состав комбинированных установок, включающих предварительную гидроочистку или легкий гидрокрекинг сырья, очистку и фракционирование газов.

Гидрокрекинг – процесс, направленный на получение высококачественных керосиновых и дизельных дистиллятов, а также вакуумного газойля путём крекинга углеводородов исходного сырья в присутствии водорода. Одновременно с крекингом происходит очистка продуктов от серы, насыщение олефинов и ароматических соединений, что обуславливает высокие эксплуатационные и экологические характеристики получаемых топлив. Например, содержание серы в дизельном дистилляте гидрокрекинга составляет миллионные доли процента. Получаемая бензиновая фракция имеет невысокое октановое число, её тяжёлая часть может служить сырьём риформинга. Гидрокрекинг также используется в масляном производстве для получения высококачественных основ масел, близких по эксплуатационным характеристикам к синтетическим.

Гамма сырья гидрокрекинга довольно широкая – прямогонный вакуумный газойль, газойли каталитического крекинга и коксования, побочные продукты маслоблока, мазут, гудрон.

Установки гидрокрекинга, как правило, строятся большой единичной мощности – 3-4 млн. тонн в год по сырью.

Обычно объёмов водорода, получаемых на установках риформинга, недостаточно для обеспечения гидрокрекинга, поэтому на НПЗ сооружаются отдельные установки по производству водорода путём паровой конверсии углеводородных газов.

Технологические схемы принципиально схожи с установками гидроочистки – сырьё, смешанное с водородосодержащим газом (ВСГ), нагревается в печи, поступает в реактор со слоем катализатора, продукты из реактора отделяются от газов и поступают на ректификацию. Однако, реакции гидрокрекинга протекают с выделением тепла, поэтому технологической схемой предусматривается ввод в зону реакции холодного ВСГ, расходом которого регулируется температура. Гидрокрекинг – один из самых опасных процессов нефтепереработки, при выходе температурного режима из-под контроля, происходит резкий рост температуры, приводящий к взрыву реакторного блока.

Аппаратурное оформление и технологический режим установок гидрокрекинга различаются в зависимости от задач, обусловленных технологической схемой конкретного НПЗ, и используемого сырья.

Например, для получения малосернистого вакуумного газойля и относительно небольшого количества светлых (лёгкий гидрокрекинг), процесс ведётся при давлении до 80 атм на одном реакторе при температуре около 350°С.

Для максимального выхода светлых (до 90%, в том числе до 20% бензиновой фракции на сырьё) процесс осуществляется на 2-х реакторах. При этом, продукты после первого реактора поступают в ректификационную колонну, где отгоняются полученные в результате химических реакций светлые, а остаток поступает во второй реактор, где повторно подвергается гидрокрекингу. В данном случае, при гидрокрекинге вакуумного газойля давление составляет около 180 атм, а при гидрокрекинге мазута и гудрона – более 300. Температура процесса, соответственно, варьируется от 380 до 450°С и выше.

В России до последнего времени процесс гидрокрекинга не использовался, но в 2000-х годах введены мощности на заводах в Перми (рис. 16), Ярославле и Уфе, на ряде заводов установки гидроочистки реконструированы под процесс лёгкого гидрокрекинга. Идёт монтаж установки в ООО “Киришинефтеоргсинтез”, планируется строительство на заводах ОАО “Роснефть”.

Совместное строительство установок гидрокрекинга и каталитического крекинга в рамках комплексов глубокой переработки нефти представляется наиболее эффективным для производства высокооктановых бензинов и высококачественных средних дистиллятов.

Http://www. ngfr. ru/ngd. html? neft23

На рис. 4.4 дана схема реакторно-регенераторного блока секции ката­литического крекинга такого комбинированного комплекса.

Сырье, пройдя блок гидроочистки, после стабилизации подогревается в печи 1 и поступает в колонну 2 для отгонки легких фракций, образовавшихся при гидроочистке. Остаток после отгонки, имеющий t. M.

200′ J С, подают на­сосом 8 через печь 7 к основанию подъемника (лифт-реактор) . Температу­ра в реакторе 515-545°С, время контакта сырья с катализатором несколько секунд. Сюда же из регенератора 6 ссыпается регенерированный катализатор и вниз подается водяной пар. Катализатор, взвешенный в смеси паров сырья и водяного пара, через решетку на конце подъемника 11 попадает в реактор 10. Там пары продуктов крекинга отделяются от катализатора, который ссы­пается в отпарную секцию, снабженную перегородками для повышения эф­фективности отпаривания. Отпаренный катализатор самотеком ссыпается в регенератор 6. Воздух на регенерацию подаю 1 ]’ воздуходувкой 9; температура регенерации 7ОО”С, давление 2,5 МПа, интенсивность выжигания кокса -80 кг/ч, скорость газов над слоем 0,9-1,0 м/с. В регенераторе отсутствуют паро­вые змеевики для отвода избыточного тепла, и тепловой баланс реакторного блока регулируют, изменяя соотношение СО:СОз (раздельно подавая воздух в воздушные змеевики).

Продукты сгорания проходят котел-утилизатор 4 и электрофильтр 3. Конечное пылесодержание газов не превышаем 80 мг/м 3 . Пары продуктов крекинга поступают в нижнюю часть ректификационной колонны 12.

Рис. 4.4. Схема установки каталитического крекинга: 1-трубчатая печь; 2-колонна отгона легких фракций; 3-электрофильтр; 4-котел-утилиза­тор; 5-катализаторная емкость; 6-регенератор; 7-топка под давлением; 8-насосы; 9-воздуходувка: 10-реактор с псевдоожиженным слоем; 11-пневмоподемник; 12-ректификационная колонна; 13-теплообменники; 14-сепаратор; 15-отпарная колонна легкого газойля; 16-отпарная ко­лонна тяжелого газойля; I-сырье; И-бензин; Ш-продукты сгорания; IV-топливо; V-воздух; VI-вода; VII-пар; VlIT-остаток >420°С; ТХ-цирку-лирующий остаток; Х-газ; XI-бензин; ХП-легкий газойль; ХШ-тяжелый газойль

С верха колонны уходят пары бензина, углеводородный газ и водяной пар. Нижняя часть колонны 12 является отстойником катализачорного шла­ма, который возвращается в реактор 10. Отстоявшийся от шлама жидкий ос­таток выводят из колонны. Этот остаток состоит в основном кз тяжелых по­лициклических ароматических углеводородов, склонных к коксообразова-нию. Поэтому он нежелателен как компонент сырья для крекинга, но являет­ся идеальным сырьем для получения «игольчатого» кокса (если крекингу подвергать сырье с умеренным содержанием серы). Избыточное тепло в ко­лонне снимают циркуляционным орошением внизу колонны. Тепло ороше­ния используют для получения водяного пара. На установке предусмотрены две отпарные колонны (15 и 16) соответственно для легкого и тяжелого ката­литических газойлей.

Установка может работать с рециркуляцией промежуточных фракций. Их отводят из двух точек колонны 12 и насосами 8 подают к основанию реактора-пневмоподъемника 11. На установке широко используется воздушное охлаждение, что сокращает объем оборотной воды на заводе.

Октановое число бензинов каткрекинга – около 90, в выделенной фракции УВГ С3-С4 содержится около 60 % алкенов (олефинов) – пропилена, разных бутенов, бутадиена.

Газовые продукты каталитического крекинга (содержащие много УВ С3 и С4) обычно разделяют на абсорбционно-газофракционирующих установках (АГФУ), в которых предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом сочетается с ректификацией полученных по­токов. Аналогичные установки используются на ГПЗ, НПЗ и для разделения других жирных газов. В ряде случаев АГФУ комбини­руют с установкой стабилизации нефти.

Рис. 5.7. Промышленная установка газофракционирования с фракцио­нирующим абсорбером: 1-каплеотбойник; 2-емкости; 3-насосы; 4-система защелачивания: 5-блок очистки моноэтаноламином; 6-комприми-рование; 7-холодильники абсорбента; 8-фракционирующий абсорбер; 9-холодильники рефлюкса: 10-трубчатая печь: 11-газосепаратор; 12-теплообменники; 13-колоннаотделения абсорбента;14-холодильники-конденса-торы; 15-блок очистки и сушки; 16-пропановая колонна; 17-кипятиль-ники;18-бутановая колонна; I-жирный газ; II-нестабильный бензин; III-бутан-бутиленовая фракция; IV-стабильный бензин; V-пропан-пропиленовая фракция; V1-сухой газ; VII-конденсат.

Схема промышленной установки газофракционирования с фракциони­рующим абсорбером приведена на рис. 5.7. На этой установке перерабатыва­ются газ НПЗ и нестабильный бензин. Установка состоит из следующих уз­лов: собственно фракционирования, компримирования, очистки жирного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) раствором моноэтаноламина, а также с доочисткой последней 10%-м раствором щелочи и осушкой водным раствором диэтиленгликоля (затем растворы моноэтаноламина и диэтиленгликоля регенерируется).

Жирный газ НПЗ после очистки и компримирования подается во фрак­ционирующий абсорбер 8. Абсорбцию проводят при температуре 45°С и дав­лении 1,35 МПа. В качестве абсорбента используют нестабильный бензин. В верхнюю часть абсорбера подается орошение – стабильный бензин из куба бутановой колонны 18. Режим абсорбции поддерживается с помощью трех контуров орошения и за счет охлаждения стабильного бензина циркуляцион­ной водой с температурой 22°С в холодильнике 7. Температура куба в абсорбере 8 и в колонне отделения абсорбента 13 поддерживается за счет нагрева части про­дукта в трубчатой печи 10.

Верхний продукт колонны 13 поступает на орошение и в пропановую колонну 16, с верха которой отбирается пропан-пропиленовая фракция. Ку­бовый продукт колонны 16 поступает в колонну 18, где разделяется на бутан-бутиленовую фракцию и стабильный бензин (та его часть, которая не отделилась в кол. 13)

На описанной установке отбирается 82% пропан-пропиленовой фрак­ции и до 95% бутан-бутиленовой фракции от теоретически возможного. В случае разделения этих фракций на индивидуальные компоненты используются дополнительные ректификационные колонны (аналогично используемым в процессе пиролиза – см. схему ЭП-300).

Каталитический крекинг (КК) впервые появился в начале 40-х годов XX века в США, в настоящее время это самый массовый процесс получения высокооктанового бензина, газа для синтеза алкилбензина, компонента дизельного топлива и сырья для получения технического углерода. КК является базовым процессом в схемах глубокой переработки нефти.

С химической точки зрения КК – это процесс, где оптимально используются ресурсы водорода исходного сырья при частичном выводе углерода и получении преимущественно ароматических и изоалкановых углеводородов.

Сырье для этого процесса оценивается по фракционному составу, по групповому составу и по содержанию примесей.

По фракционному составу. Установки КК работают на трех видах сырья – прямогонном, смешанном и остаточном.

Пять типичных вариантов получения сырья для КК показаны на рис. 3.

ГВП – глубокая вакуумная перегонка; ГО – гидроочистка; КК – каталитический крекинг; ЗК – замедленное коксование; ДА – деасфальтизация; ГДС – гидродесульфаризация; потоки: М — мазут; ВГ – вакуумный газойль; К – кокс; Асф – асфальтены; Гд – гудрон; Г – газ; Б – бензин; Д – дизельное топливо.

Рис. 3 Пять типичных вариантов получения сырья для каталитического крекинга

Вариант 1 – это типовая схема получения прямогонного вакуумного газойля (ВГ) с последующей его гидроочисткой и крекингом. В США по такой схеме работает около 80 установок крекинга.

Вариант 2 отличается тем, что гудрон после ГВП коксуют и фракцию коксования 350-500 °С смешивают с прямогонным вакуумным газойлем до гидроочистки.

Вариант 3 – аналог предыдущего, но вместо коксования гудрон подвергают деасфальтизации и полученный деасфальтизат (КК – 350 °С), минуя гидроочистку, подают на крекинг вместе с вакуумным газойлем.

Вариант 4 – это аналог варианта 1 по основному потоку, но часть мазута (10-20 % от ВГ), минуя ГВП и ГО, подается на крекинг, поэтому этот вариант применим для несернистых и малосернистых мазутов.

Вариант 5 – крекинг только мазута, прошедшего очистку от серы – гидродесульфаризацию.

На рис.3 возле каждого варианта указан выход бензина (в %) с 1 т нефти при работе по данной схеме. Видно, что минимальный выход – при ведении процесса по первой схеме, а максимальный – по последней, т. е. выгоднее перерабатывать остаточное или смешанное сырье, я это связано с большими трудностями в самом процессе крекинга (увеличение коксования катализатора, отравление его металлами и азотом, рост расхода и т. д.).

Сейчас многие установки, работающие по варианту 1, перешли на крекинг ВГ с концом кипения 550-560 °С, что несомненно увеличивает выход бензина. Много установок переведено на вариант 4 с вовлечением на крекинг до 30 % мазута или деасфальтизата (вариант 3).

Вариант 4 считается новым, быстро развивающимся направлением в технологии крекинга. Только в США таких установок работает около 50 и в Западной Европе – 30. Мазут (иногда гудрон) добавляют к вакуумному газойлю в количестве от 10 до 30 %, если мазут малосернистый; если же он сернистый, то до смешения с вакуумным газойлем его подвергают гидродесульфуризации.

За рубежом широко применяются процессы облагораживания остаточного сырья (мазута или гудрона), добавляемого в сырье крекинга, – процессы деасфальтизации растворителями, гидрооблагораживания и процесс адсорбционная термодеасфальтизация (АRТ).

По групповому составу сырье каталитического крекинга – предпочтительно парафино-нафтеновое, поскольку оно дает больший выход бензина и меньше кокса. Ароматика в сырье нежелательна, потому что она дает большой выход кокса. нефть крекинг бензин масло

Наиболее коксогенными факторами, характеризующими качество сырья, являются содержание смол и коксуемость. Поэтому содержание смол в сырье ограничивается величиной «не более 1,5 % », а коксуемость – величиной «не более 0,3 %». Но это – для вакуумного газойля; для остаточного сырья нормы на смолы и коксуемость значительно выше, но в этом случае используют специальные широкопористые катализаторы.

Олефины также дают много кокса, поэтому вторичное сырье (в частности, газойль замедленного коксования) добавляют в количестве не более 25 % от прямогонного сырья.

Установлено, что групповой углеводородный состав сырья оказывает существенное влияние на результаты крекинга. В большинстве вакуумных дистиллятов, используемых в промышленности, содержание парафиновых углеводородов находится в пределах 15-30 %, нафтеновых 20-30 %, ароматических 15-60 %.

Примеси в сырье оказывают негативное влияние на активные свойства катализаторов. К ним относятся: асфальтены (смолы), полициклическая ароматика, металлы и азот. Сера сама по себе вредной примесью в процессе не является, однако способствует коксообразованию (катализирует) этот процесс. Соответственно их делят на примеси, дезактивизирующие катализатор обратимо и необратимо.

Поэтому в настоящее время широко используется предварительная гидроочистка сырья крекинга (ВГ или мазута) до содержания серы 0,3-0,4 %. При этом смол остается 0,3 % и коксуемость снижается до 0,2 %, что в результате дает:

Катализаторы крекинга. В настоящее время используются только цеолитсодержащие катализаторы (ЦСКК), включающие в свой состав от 3 до 25 % цеолита типа «У» в РЗЭ-форме (размер входных окон 0,74 нм, а внутренних полостей 1,2 нм). Матрица ЦСКК – аморфный алюмосиликат или оксид алюминия.

Реакции крекинга. Механизм их до конца неясен, но на основании анализа образующихся продуктов качественно можно выделить следующие реакции. Основные реакции:

Вторичные реакции (определяют состав конечных продуктов крекинга):

Принципиальная схема каталитического креинга представлена на рис. 4.

Р-1 – реактор сквознопоточный; РГ-1 – регенератор с кипящим слоем; Сеп – сепарационная зона реактора; Ц-1, -2 – циклонные группы; КУ – котел-утилизатор; ЭФ – электрофильтр; БК – бункер для катализатора; ПВ – подогреватель воздуха; П-1 – трубчатая печь; РК – ректификационная колонна; ОК – отпарная колонна; ГБ – газовый блок; ОЗ – отпарная зона.

Потоки:/- сырье; // – продукты реакции; /// – углеводородный газ; IV – бензин; V – керосиновая фракция; VI – сырье для технического углерода (фракция 350-420 °С); VII – остаточная фракция выше 420 °С; VIII – шлам; IX – водный конденсат; X – перегретый водяной пар; XI – воздушное дутье; XII – топливо на нагрев воздуха; XIII – дымовые газы; XIV – очищенные и охлажденные дымовые газы; XV – свежий катализатор на догрузку системы; XVI – уловленная катализаторная пыль; XVII – закоксованный катализатор; XVIII – регенерированный катализатор.

Рассмотрим современную установку каталитического крекинга типа «UOP» (или, в нашем наименовании, 43-107), показанную на рис. 4. «Сердцем» установки является реакторно-регенераторный блок, в котором происходит превращение (крекинг) сырья. Он состоит из сквознопоточного реактора Р-1 с расширенной сепарационной зоной (Сеп), где происходит разделение продуктов реакции и микросферического катализатора. Продукты реакции через циклоны Ц-1 далее идут на разделение в РК, а катализатор проходит отпарную зону (ОЗ) и по транспортной трубе ссыпается в регенератор РГ-1, в общий кипящий слой.

В регенераторе закоксованный в процессе конверсии сырья катализатор подвергается выжигу кокса за счет подачи горячего воздуха снизу кипящего слоя. Образующиеся при горении кокса дымовые газы (СО2+СО+К2) через группу циклонов Ц-2 уходят из РГ-1 в котел-утилизатор для генерации пара, а регенерированный (освобожденный от коксовых отложений) катализатор по другой транспортной трубе снизу кипящего слоя стекает в нижнюю часть реактора, где смешивается с сырьем и сквозным потоком поднимается по реактору.

Продукты реакции с высокой температурой (около 500 °С) поступают на ректификацию. Здесь они проходят вначале зону охлаждения до 320-350 °С и одновременного отделения унесенной катализаторной пыли, образующей шлам (возвращается в зону реакции). В верхней части колонны пары по общепринятой схеме разделяются на следующие фракции:

-керосиновую фракцию 190-300 °С, используемую для получения топлива Т-6;

Дымовые газы проходят котел-утилизатор (КУ), где остатки оксида углерода СО дожигаются до СО2, затем тонкую очистку от катализаторной пыли в электрофильтре (ЭФ) и выбрасываются в атмосферу.

Для восполнения потерь катализатора и частичной его замены имеется система догрузки катализатора из бункера БК в регенератор.

Имеются и нагревательные устройства: подогреватель воздуха (ПВ) перед регенератором и система теплообменников и трубчатая печь (на период пуска установки).

Основной параметр установки – температура в реакторе. Она обычно составляет от 470 до 520 °С в зависимости от сырья, качества катализатора и его кратности циркуляции.

Давление в реакторе – 0,2-0,3 МПа. Его обычно подбирают экспериментально, так как оно определяет энергозатраты.

Кратность циркуляции катализатора определяет его равновесную активность, тепловой баланс процесса, выход и качество продуктов. На современных установках с микросферическим катализатором кратность составляет 5-8 т катализатора на тонну сырья. Регулируется она заслонками на перетоках катализатора из сепаратора в регенератор и из регенератора в реактор. Объемная скорость подачи сырья на установках с кипящим слоем катализатора составляла 3-5 ч-1 . Для установок с лифт-реактором такая величина, как объемная скорость подачи сырья, бессмысленна и более характерно для этого случая время пребывания катализатора в реакторе в контакте с сырьем (время контакт а), которое на современных установках составляет от 2 до 10 с.

Продукты КК и их использование. При работе установки КК на прямогонном вакуумном газойле баланс переработки сырья имеет следующий вид:

Газ почти наполовину состоит из «сухой» фракции С1-С2 (7-9 %). Фракция С3-С4 почти вся состоит из олефинов, причем в ней соотношение изобутан: бутилены составляет примерно 1:1. Газ направляется на АГФУ для выделения из него бутан-бутиленовой фракции (ББФ) и пропан-пропиленовой фракции (ППФ), используемых для синтеза алкилбензина – высокооктанового компонента автомобильных и авиационных бензинов.

Бензин имеет ОЧм порядка 78-80; он содержит до 20 % олефинов и 20-40 % АрУ. Алканы являются в основном изомерами. Используется как базовый компонент авиационных бензинов и как компонент автомобильных бензинов.

Легкий газойль имеет ЦЧ = 39-41 и содержит 6-12 % олефинов (поэтому без гидроочистки использовать его как дизельное топливо не рекомендуется). Содержание АрУ достигает 50-60 %, что для топлив – нежелательный показатель. Используется как компонент дизельного топлива перед гидроочисткой или как компонент котельного топлива. Если температура конца кипения равна 310-315 °С, то после гидрирования ароматики из него можно получать топливо Т-6.

Тяжелый газойль – это концентрат АрУ: содержание АрУ в тяжелом газойле -60-80 %. Используется как сырье для получения технического углерода и дистиллятного игольчатого кокса. Применяется также как компонент котельного топлива.

Остаток выше 420 °С – это тяжелый высокоароматизированный продукт, используемый как компонент котельного топлива и как сырье для коксования.

Цель переработки нефти (нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки. Общая классификация процессов нефтепереработки выглядит следующим образом:

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.

Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). 1)

Производственный цикл начинается с ЭЛОУ. Это сокращение означает “электрообессоливающая установка”. Для чего она нужна?

Как мы уже знаем в нефти есть минеральные примеси, в том числе и соли: хлориды, сульфаты и другие. В некоторых сортах нефти содержатся и минеральные кислоты. Все эти соединения необходимо выделить из нефти, так как они, во-первых, вызывают коррозию аппаратуры, а, во-вторых, являются каталитическими ядами, то есть ухудшают протекание многих химических процессов последующей переработки нефти. И наконец: в-третьих, соли не в лучшую сторону влияют на качество бензина, дизельного топлива и масел. 2)

Обессоливание начинают с того, что нефть забирают из заводского резервуара, смешивают ее с промывной водой, деэмульгаторами, щелочью (если в сырой нефти есть кислоты) и т. д. Затем смесь нагревают до 80—120°С и подают в электродегидратор. Здесь под воздействием электрического поля и температуры вода и растворенные в ней неорганические соединения отделяются от нефти.

Требования к процессу обессоливания жесткие—в нефти должно остаться не более 3—4 мг/л солей и около 0,1% воды. Поэтому чаще всего в производстве применяют двухступенчатый процесс, и нефть после первого попадает во второй электродегидратор.

После этого нефть считается пригодной для дальнейшей переработки и поступает на первичную перегонку.

Нефть поступает в ректификационные колонны на Атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке. 3)

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д.

Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Каталитический риформинг – каталитическая ароматизация нефтепродуктов (повышение содержания аренов в результате прохождения реакций образования ароматических углеводородов). Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов. 4)

Каталитический крекинг – процесс термокаталитической переработки нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина и непредельных жирных газов. Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).

Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.

Процесс получения изоуглевородов (изопентан, изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы. 5)

В целом, нефтеперерабатывающие заводы делятся на простые и сложные, но аналитики также часто употребляют термин «очень сложные».

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по простой схеме, включает перегонку сырой нефти, гидроочистку средних дистиллятов и каталитический риформинг нафты.

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по сложной схеме, включает все то же самое плюс каталитическую крекинг-установку и установки алкилирования и газофракционирования.

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по очень сложной схеме, включает все то же самое, что при сложной схеме, плюс установки либо по производству олефинов, либо по сокращению количества остатка (например, установка коксования).

При переработке любой нефти по очень сложной схеме получается больше светлых нефтепродуктов, чем при ее переработке по простой схеме. 6) )

Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.

Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа).

В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три профиля нефтеперерабатывающих заводов, в зависимости от схемы переработки нефти: топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.

На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно – перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно – вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

Примеры: Омский нефтеперерабатывающий завод, Ярославнефтеоргсинтез, Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез и т. д.

На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).

Всего на современном нефтеперерабатывающем заводе выделяют до 15—20 компонентов. И количества их разные—от десятков тысяч до миллионов тонн в год.

Всякий нефтеперерабатывающий завод состоит как бы из двух блоков: блока производства компонентов и блока смешения. В блок производства входят технологические установки; блок смешения — это, главным образом, резервуары и насосы.

С экономической точки зрения завод по переработке нефти выгодно создавать в непосредственной близости от нефтяных вышек. Такое расположение НПЗ позволяет в несколько раз сократить траты на перевозку сырой нефти, а это значит переработка нефти будет дешевле и быстрее.

Кроме того, завод по переработке нефти должен быть построен вдали от жилых кварталов, так как процесс производства нефтепродуктов сопровождается выбросами в атмосферу различных химических соединений. Не меньший дискомфорт доставляют постоянный шум и неприятный запах.

Тогда как транспортные артерии и водоемы – лучшие «соседи» завода по переработке нефти. По дороге осуществляется доставка сырья и поставка готовой продукции клиентам предприятия, а из реки берется необходимое количество воды, используемой на производстве.

Http://wiki. unitechbase. com/doku. php/courses:refining:%D0%BF%D1%80%D0%BE%D1%86%D0%B5%D1%81%D1%81%D1%8B_%D0%BD%D0%BF%D0%B7

Индивидуально разрабатываем и изготавливаем установки каталитического крекинга, висбрекинга, гидрокрекинга, каталитического риформинга. Установки для получения петролейного эфира, бензальной, толуольной, ксилольной фракций, нефраса сольвента, уайт спирита, а также для переработкипопутных газов в жидкие углеводороды.

Установки крекинга — вид оборудования, основное предназначение которого — переработка разного рода нефтяного сырья (в том числе и нефтешламов) в светлые продукты высокого качества, такие как бензин или дизельное топливо. Каталитическая переработка происходит по методу каталитического преобразования.

Основой этого процесса является каталитическая конверсия углеводородов при аналогичном и термическом воздействии с получением максимально возможного количества качественных светлых продуктов. Сырьем для самых разнообразных типов установок могут стать различные нефтепродукты: нефрас (прямогонный бензин), мазут, печное топливо, остатки вакуумной перегонки мазута, нефтешламы и прочие остатки от процессов, выкипающие при температуре выше 300 градусов.

В данном технологическом процессе нет химических превращений веществ, в процессе которых выделяется тепло. Он происходит в условиях обычного атмосферного давления. Установку каталитической переработки углеводородного сырья можно использовать как в качестве самостоятельного устройства, так и совместно с другими установками (таких как вакуумная, атмосферная и прочая перегонка нефти).

Современные технологии обеспечили возможность создания установок в полностью автоматизированном варианте, благодаря чему они способны функционировать в присутствии минимального количества обученного персонала. Подобное оборудование может работать на самых различных видах топлива: на электричестве, мазуте, дизельном топливе, природном или сжиженном газе. Установка представляет собой специальный вместительный контейнер, поставка которого может быть осуществлена в любую точку нашей страны. Оборудование оснащено системой автоматизированного управления, которая способна обеспечить автоматическое поддержание различных параметров на должном уровне.

Http://www. taghimmash. ru/ru/plants-cracking/

Переработка природной нефти является неотъемлемой процедурой при получении различных органических соединений. В настоящее время в различных сферах деятельности большим спросом пользуются всевозможные горюче-смазочные материалы, производимые из природного сырья.

С ростом популярности автомобилей стала расти потребность в топливе, которая, в свою очередь, вынудила к поиску новых технологических процессов переработки нефти, эффективность которых будет выше, по сравнению с обычной термической перегонкой. Таким процессом, в частности, является крекинг нефти.

Крекинг процесс – это переработка нефти для получения моторного топлива или других горюче-смазочных материалов. Название процесса происходит от английского слова «Cracking», которое, в свою очередь, произошло от слова «crack», что в переводе означает «расщеплять». Как видно из названия, крекинг – это химический процесс, происходящий с расщеплением тяжёлых углеводородов на углеводороды, имеющие меньшую молекулярную массу. Как правило, этот процесс происходит при высокой температуре или в присутствии катализаторов.

В качестве сырья для крекинга применяются различные материалы, в первую очередь – это нефть и различные её фракции, получаемые в процессе перегонки. Основным сырьём для крекинга, являются вакуумные газойли, которые получаются путём прямой дистилляции нефти под давлением. Газойль предварительно проходит гидроочистку, в процессе которой происходит снижение количества серосодержащих примесей и снижается процент коксуемости. Существуют новые наработки, позволяющие провести каталитический крекинг тяжёлых (маслянистых) фракций, имеющих высокую коксуемость.

При крекинге происходит химическое изменение состава нефти. В процессе сложных химических реакций меняется строение углеводородов. Крекинг может происходить как при повышенной температуре, так и в присутствии определённых катализаторов. В первом случае процесс, проходящий только под воздействием высоких температур (при этом сырье нагревается до 450–550 градусов), называют термическим крекингом. Во втором случае температура сырья несколько ниже, но эффективность распада обусловлена применением катализаторов. Такой вид крекинга называют каталитическим.

В настоящее время большинство автомобильных бензинов производится по технологии каталитического крекинга нефти. Это обусловлено тем, что под воздействием катализаторов часть непредельных углеводородов трансформируется в предельные. Это позволяет на выходе получить бензины лучшего качества, чем при термическом крекинге. Процент выхода бензина, в процессе, составляет порядка 70%, а газа 13–16% от общей массы используемого сырья. Бензины получаются высококачественными с октановым числом в пределах 87-91 единиц.

Процесс крекинга с использованием катализаторов легко совместим с другими сопутствующими процессами такими, как:

Благодаря такой универсальности, современные предприятия по переработке нефти используют только каталитический способ.

При каталитическом крекинге реакции расщепления протекают на поверхности катализатора, в результате чего образуются отложения кокса. Поэтому выжигание кокса является важной особенностью процесса каталитического крекинга. Этот процесс называют регенерацией катализатора.

В промышленном каталитическом крекинге чаще всего используются три типа катализаторов:

    Природные активирование алюмосиликаты. Производятся из глины, которая обрабатывается серной кислотой. Они имеют низкую устойчивость при высокой температуре и большое содержание железа, поэтому в настоящее время не применяются; Синтетические аморфные алюмосиликаты. Производятся из алюмогеля и силикагеля, когда в процессе химической реакции атом кремния в силикагеле замещается атомом алюминия. Синтетические кристаллические алюмосиликаты. К этим веществам относятся цеолиты, получаемые чаще всего при кристаллизации натриевых алюмокремнегелей. В сравнении с аморфными, цеолиты более активны, потому при применении синтетических составляющих выход бензина получается больше.

В последнее время чаще всего используются целитосодержащие микросферические катализаторы.

При термическом крекинге сырье, находящееся под давлением 2-7 МПа, нагревается до температуры 450–550 градусов, что позволяет получить продукты меньшей молекулярной массы. Процентное содержание бензинов на выходе колеблется в пределах 30-35% от общей массы сырья, а газы составляют порядка 10-15%. Бензины, получаемые в результате термического крекинга, имеют небольшое октановое число, которое находится в пределах 60-70 единиц.

При повышении температуры, в процессе термического крекинга, происходит более сильное дробление молекул, вследствие чего выход газа богатого непредельными углеводородами выше. Поэтому этот процесс (чаще он именуется пиролизом) иногда используется только для получения газообразных непредельных углеродов, отсутствующих в природной нефти таких, как этилен, пропилен и другие. Для пиролиза температура поднимается до 650-750 градусов.

Термический крекинг в наше время имеет весьма ограниченное применение и новые установки в промышленных масштабах не производятся.

В настоящее время существует множество компаний, предлагающих готовые решения для переработки нефти методом крекинга. Подобные установки могут быть как крупногабаритными, используемыми в промышленных масштабах, так и вполне компактными.

Российская компания «Энергомашавтоматика» предлагает компактные установки для переработки нефтяных продуктов в автомобильный высокооктановый бензин. Компактные размеры установок позволяют расположить их в 40-футовых контейнерах для доставки на объект. Установки полностью автоматизированы и обслуживаются одним оператором.

«ТагХимМаш» может разработать установки каталитического крекинга индивидуально под заказчика, в зависимости от потребностей последнего. Эти установки также полностью автоматизированы и требуют присутствия минимального количества обученного персонала.

Другая российская компания «ЭСТ» может похвастаться ассортиментом весьма малогабаритных установок. Однако малые размеры установок негативно не влияют на эффективность переработки нефти. В большинстве случаях, в качестве исходного сырья в этих аппаратах используют газовый конденсат.

НПП «НОУПРОМ» предлагает высокоэффективное промышленное оборудование для мини нефтеперерабатывающих заводов. Небольшие установки для крекинга способны переработать мазут в различные высококачественные нефтепродукты. Компания производит монтаж и пусконаладку установок под ключ.

Поставками оборудования для каталитического крекинга занимаются фирмы-производители. Цены на малогабаритные установки начинаются от 500 тысяч рублей. За эти деньги можно приобрести, например, микро-НПЗ крекинговую установку, способную переработать 600 литров отработанного масла или других нефтяных производных (плотность которых не превышает 0.9). На выходе получается примерно 500 литров дизельного топлива. Такая установка подойдёт для небольших компаний, имеющих свой автопарк.

Установки каталитического крекинга для средних и больших нефтеперерабатывающих станций лучше всего заказывать у крупных производителей. Это даст гарантию на дальнейшую поддержку установки, помощь в обслуживании и бесперебойную поставку запасных частей.

Полностью ознакомиться с новейшими технологиями в переработке нефти путём каталитического крекинга можно на выставке «Нефтегаз». На обширных площадях, предоставленных организаторами мероприятия ЦВК «Экспоцентр» можно наглядно ознакомиться с предлагаемой продукцией ведущих мировых компаний по производству нефтеперерабатывающего оборудования и задать соответствующие вопросы компетентным специалистам.

Http://www. neftegaz-expo. ru/ru/ui/17146/

Каталитический крекинг – важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом. Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Целевой продукт установки КК – высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 пунктов и более, его выход составляет от 50 до 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима. Высокое октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также изомеризация. В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль – компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль – сырьё для производства сажи, или компонент мазутов.

Мощность современных установок в среднем – от 1,5 до 2,5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4,0 млн. тонн.

Ключевым участком установки является реакторно-регенераторный блок. В состав блока входит печь нагрева сырья, реактор, в котором непосредственно происходят реакции крекинга, и регенератор катализатора. Назначение регенератора – выжиг кокса, образующегося в ходе крекинга и осаждающегося на поверхности катализатора. Реактор, регенератор и узел ввода сырья связаны трубопроводами (линиями пневмотранспорта), по которым циркулирует катализатор.

Наиболее удачная, хотя и не новая, отечественная технология используется на установках мощностью 2 млн. тонн в Уфе, Омске, Москве. Схема реакторно-регенераторного блока представлена на рис.

Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время явно недостаточно, и именно за счёт ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина. При реализации декларируемых нефтяными компаниями программ реконструкции НПЗ, данный вопрос полностью снимается.

Рис. Схема реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга.

Сырьё с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу. Продукты крекинга поступают в сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотёком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса. После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья. Давление в реакторно-регенераторном блоке близко к атмосферному. Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет от 30 до 55 м, диаметры сепаратора и регенератора – 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн тонн.

Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию.

Каталитический крекинг может входить в состав комбинированных установок, включающих предварительную гидроочистку или легкий гидрокрекинг сырья, очистку и фракционирование газов.

Каталитический крекинг – важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом. Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Целевой продукт установки КК – высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 пунктов и более, его выход составляет от 50 до 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима. Высокое октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также изомеризация. В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль – компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль – сырьё для производства сажи, или компонент мазутов.

Мощность современных установок в среднем – от 1,5 до 2,5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4,0 млн. тонн.

Ключевым участком установки является реакторно-регенераторный блок. В состав блока входит печь нагрева сырья, реактор, в котором непосредственно происходят реакции крекинга, и регенератор катализатора. Назначение регенератора – выжиг кокса, образующегося в ходе крекинга и осаждающегося на поверхности катализатора. Реактор, регенератор и узел ввода сырья связаны трубопроводами (линиями пневмотранспорта), по которым циркулирует катализатор.

Наиболее удачная, хотя и не новая, отечественная технология используется на установках мощностью 2 млн. тонн в Уфе, Омске, Москве. Схема реакторно-регенераторного блока представлена на рис.

Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время явно недостаточно, и именно за счёт ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина. При реализации декларируемых нефтяными компаниями программ реконструкции НПЗ, данный вопрос полностью снимается.

Рис. Схема реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга.

Сырьё с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу. Продукты крекинга поступают в сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотёком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса. После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья. Давление в реакторно-регенераторном блоке близко к атмосферному. Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет от 30 до 55 м, диаметры сепаратора и регенератора – 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн тонн.

Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию.

Каталитический крекинг может входить в состав комбинированных установок, включающих предварительную гидроочистку или легкий гидрокрекинг сырья, очистку и фракционирование газов.

Http://studopedia. su/20_3181_ustanovka-kataliticheskogo-krekinga. html

Каталитический крекинг (КК) впервые появился в начале 40-х годов XX века в США, в настоящее время это самый массовый процесс получения высокооктанового бензина, газа для синтеза алкилбензина, компонента дизельного топлива и сырья для получения технического углерода. КК является базовым процессом в схемах глубокой переработки нефти.

В настоящее время в США работает бо­лее 140 установок КК общей мощностью около 200 млн т/год, т. е. 30 % от мощ­ности первичной перегонки нефти. Россия пока значительно отстает в этом от­ношении и имеет мощности КК, составляющие примерно 6 % от мощности пер­вичной перегонки нефти. Отсюда и разница в глубине переработки нефти: в США она составляет около 85 %, а в нашей стране – около 60 %.

С химической точки зрения КК – это процесс, где оптимально используются ресурсы водорода исходного сырья при частичном выводе углерода и получении преимущественно ароматических и изоалкановых углеводородов.

СырьеДля этого процесса оценивается по фракционному составу, по группо­вому составу и по содержанию примесей.

По фракционному составу. Установки КК работают на трех видах сы­рья – прямогонном, смешанном и остаточном.

Пять типичных вариантов получения сырья для КК показаны на рис. 1.

• Вариант 1 – это типовая схема получения прямогонного вакуумного газойля (ВГ) с последующей его гидроочисткой и крекингом. В США по такой схеме работает около 80 установок крекинга.

• Вариант 2 отличается тем, что гудрон после ГВП коксуют и фракцию коксования 350-500 °С смешивают с прямогонным вакуумным газойлем до гидроочистки.

• Вариант 3 – аналог предыдущего, но вместо коксования гудрон подвергают деасфальтизации и полученный деасфальтизат (КК – 350 °С), минуя гидроочистку, подают на крекинг вместе с вакуумным газойлем.

• Вариант 4 – это аналог варианта 1 по основному потоку, но часть мазута (10-20 % от ВГ), минуя ГВП и ГО, подается на крекинг, поэтому этот вариант применим для несернистых и малосернистых мазутов.

• Вариант 5 – крекинг только мазута, прошедшего очистку от серы – гидродесульфаризацию.

Рис. 1. Пять вариантов схем получения сырья для каталитического крекинга:

ГВП – глубокая вакуумная перегонка; ГО – гидроочистка; КК – каталитический крекинг; ЗК – замедленное коксование; ДА – деасфальтизация; ГДС – гидродесульфаризация;

Потоки: М — мазут; ВГ – вакуумный газойль; К – кокс; Асф – асфальтены; Гд – гудрон; Г – газ;Б – бензин; Д – дизельное топливо.

На рис.1 возле каждого варианта указан выход бензина (в %) с 1 т нефти при работе по данной схеме. Видно, что минимальный выход – при ведении процесса по первой схеме, а максимальный – по последней, т. е. выгоднее пере­рабатывать остаточное или смешанное сырье, я это связано с большими трудностями в самом процессе крекинга (увеличение коксования катализатора, отравление его металлами и азотом, рост расхода и т. д.).

Сейчас многие установки, работающие по варианту 1, перешли на крекинг ВГ с концом кипения 550-560 °С, что несомненно увеличивает выход бензина. Много установок переведено на вариант 4 с вовлечением на крекинг до 30 % мазута или деасфальтизата (вариант 3).

Вариант 4 считается новым, быстро развивающимся направлением в техно­логии крекинга. Только в США таких установок работает около 50 и в Западной Европе – 30. Мазут (иногда гудрон) добавляют к вакуумному газойлю в количе­стве от 10 до 30 %, если мазут малосернистый; если же он сернистый, то до смешения с вакуумным газойлем его подвергают гидродесульфуризации.

За рубежом широко применяются процессы облагораживания остаточного сырья (мазута или гудрона), добавляемого в сырье крекинга, – процессы деас-фальтизации растворителями, гидрооблагораживания и процесс адсорбционная термодеасфальтизация (АRТ).

Из общего количества установок крекинга в США (140) 52 установки работа­ли с добавлением мазута в сырье, 10 установок – с добавлением рафината деасфальтизации (количество рафината деасфальтизации в сырье – 6-25 %). Эти данные относятся к середине 80-х годов, но они показывают, что деасфальтиза-ционное облагораживание тяжелых остатков уже тогда широко использовалось в технологии крекинга.

Гидрооблагораживание используется двухступенчатое: 1-я ступень – гидродеметаллизация и 2-я ступень – гидросульфаризация.

Из 140 установок каталитического крекинга всего 8 установок работают с по­дачей гидроочищенного мазута вместе с вакуумным газойлем.

Установки гидрооблагораживания мазута работают под высоким давлением (14-20 МПа) при низких объемных скоростях (0,2-0,7 ч -1 ) и с расходом водоро­да 100-300 нм 3 /т мазута. Выход гидрогенизата (фракция выше 340 °С) составля­ет на этих установках от 75 до 87 %.

Процесс АRТ был разработан в 1978-1983 гг. специально для облагоражива­ния сырья крекинга путем термодеасфальтизации тяжелого сырья (от мазута до битуминозного органического вещества с коксуемостью до 12 %). В качестве катализатора в этом процессе используется микросферический инертный сорбент на базе каолина, азванный АРТСАТ.

Схема установки подобна крекингу с лифт-реактором системы “UOP”. В лифт-реакторе сырье при контакте с горячим сорбентом испаряется, подвергаясь минимальной деструкции, и это позволяет максимально сохранить водород в жидких продуктах реакции. Деструкции подвергаются, главным образом, адсор­бируемые на инертном катализаторе асфальто-смолистые вещества. Процесс позволяет удалить из сырья 90-95 % металлов и 60-75 % серы и азота.

Таким образом, процесс позволяет получить продукты, среди которых фрак­ция выше 343 °С составляет больше половины, причем в этой фракции мало ме­таллов и она имеет низкую коксуемость, т. е. по качеству близка к вакуумному газойлю. Бензин и легкий газойль по своему качеству подобны таким же продуктам термокрекинга.

Однако, из-за своей громоздкости процесс АRТ не получил широ­кого распространения (2-3 установки).

По групповому составу сырье каталитического крекинга – предпоч­тительно парафино-нафтеновое, поскольку оно дает больший выход бензина и меньше кокса. Ароматика в сырье нежелательна, потому что она дает большой выход кокса.

Наиболее коксогенными факторами, характеризующими качество сырья, яв­ляются содержание смол и коксуемость. Поэтому содержание смол в сырье ограничивается величиной «не более 1,5 % », а коксуемость – величиной «не более 0,3 % ». Но это – для вакуумного газойля; для остаточного сырья нормы на смо­лы и коксуемость значительно выше, но в этом случае используют специальные широкопористые катализаторы.

Олефины также дают много кокса, поэтому вторичное сырье (в частности, га­зойль замедленного коксования) добавляют в количестве не более 25 % от прямогонного сырья.

Установлено, что групповой углеводородный состав сырья оказывает существенное влияние на результаты крекинга. В большинстве вакуумных дистиллятов, ис­пользуемых в промышленности, содержание парафиновых углеводородов нахо­дится в пределах 15-30 %, нафтеновых 20-30 %, ароматических 15-60 %.

Примеси в сырье оказывают негативное влияние на активные свойства катализаторов. К ним относятся: асфальтены (смолы), полициклическая арома-тика, металлы и азот. Соответственно их делят на примеси, дезактивизирующие катализатор обратимо и необратимо.

Обратимую дезактивацию вызывают коксогенные примеси – смолы и поли­циклическая ароматика (выраженные коксуемостью); от них катализатор легко регенерируется выжиганием кокса.

Металлы (главным образом, ванадий и никель), откладываясь в порах катали­затора, экранируют активные (кислые) центры, снижают его активность, а отло­жившийся в порах металл способствует газообразованию. При выжиге кокса металл остается в порах, и поэтому потеря активности катализатора все время нарастает. Норма на содержание металлов для вакуумного газойля не более 1,6 мг/кг, а для остаточного сырья -10-40 мг/кг, но в этом случае ис­пользуются металлостойкие, ши­рокопористые катализаторы, не снижающие своей активности до содержания металла в катализато­ре 10 000 мг/кг, т. е. до 1 %.

Из всех соединений азота са­мыми сильными ядами катализа­тора являются азотистые основа­ния (анилин, пиридин, хинолин), потому что они нейтрализуют кислые центры катализатора, и он безвозвратно теряет свои актив­ные каталитические свойства. При содержании в сырье 0,2 % азоти­стых оснований выход бензина (основной показатель активности катализатора) снижается на 4-5 %.

Сера сама по себе вредной примесью в процессе не является, однако способ­ствует коксообразованию (катализирует) этот процесс. Главный же ее вред за­ключается в том, что при выжиге кокса она образует оксиды серы, отравляющие атмосферу, а также переходит в продукты крекинга, требующие после этого гидроочистки.

Поэтому в настоящее время широко используется предварительная гидроочи­стка сырья крекинга (ВГ или мазута) до содержания серы 0,3-0,4 %. При этом смол остается 0,3 % и коксуемость снижается до 0,2 %, что в результате дает:

Катализаторы крекинга.В настоящее время используются только цеолитсодержащие катализаторы (ЦСКК), включающие в свой состав от 3 до 25 % цео­лита типа «У» в РЗЭ-форме (размер входных окон 0,74 нм, а внутренних полос­тей 1,2 нм). Матрица ЦСКК – аморфный алюмосиликат или оксид алюминия.

Чистый цеолит не применяется, так как он очень активен, непрочен и дорог, а ввод его в матрицу дает оптимальное распределение кислотных центров (в итоге – лучшую селективность), прочность, термостойкость. Основные показатели свойств катализаторов:

Активность (или индекс активности) – выход бензина в % на стан­дартном сырье и в стандартных условиях.

Равновесная активность – установившаяся в системе в рабочих усло­виях активность катализатора.

Стабильность это свойство сохранять активность во времени. Индекс ста­бильности способность сохранять активность в течение 6 ч в стандартных ус­ловиях.

Селективность – это отношение выхода бензина к суммарной конверсии сырья, выраженное в процентах (обычно 50-75 %).

Термостабильность – свойство сохранять активность при многократном нагреве катализатора (выжиге кокса).

Паростабильность – свойство сохранять активность при многократном воздействии водяного пара при 750 °С (крекинг идет в присутствии водяного пара).

Прочность на истирание или удар – это потеря массы катализатора в стандартных условиях за определенное время.

Регенерационная способность – скорость выжига кокса, выраженная в г/(л-ч), но обычно – в кг кокса с 1 т катализатора в час, равная 50-80 кг/(т-ч).

Регенерация катализаторов ведется горячим воздухом при температуре 650-750 °С, причем эта температура регулируется количеством дутья при коэффици­енте избытка воздуха 1. При этом часть кокса сгорает до СО2 (теплота сгорания 33 МДж/кг), а остальной кокс – до СО (теплота сгорания 10 МДж/кг). Обычно в продуктах горения кокса мольное соотношение СО:СО2 равно примерно 1:1.

В закоксованном катализаторе содержится 1,2-2,0 % (мас.) кокса, а после ре­генерации – не более 0,1 % (стремятся к 0,05 %).

Катализаторы крекинга непрерывно совершенствуются. По последним дан­ным, в ЦСКК вводят до 40 % цеолита типа Фожазит в РЗЭ-форме или в ультра­стабильной деалюминированной форме.

Очень важна вторичная пористая структура ЦСКК, т. к. эти поры (эквива­лентный диаметр 100-500 нм) должны обеспечить транспорт больших молекул сырья к цеолитным кристаллам.

Для крекинга остаточного сырья катализатор, кроме всего прочего, должен быть стойким к дезактивации металлами, термо – и паростабильным, давать малый выход кокса и быть дешевым (т. к. растет его расход из-за дезактивации).

Реакции крекинга. Механизм их до конца неясен, но на основании анализа образующихся продуктов качественно можно выделить следующие реакции. Основные реакции:

Вторичные реакции (определяют состав конечных продуктов крекинга):

В схематическом виде основные направления превращения углеводородов при крекинге можно представить следующим образом:

Принципиальные схемы процесса и режим.Процесс каталитического кре­кинга прошел большой исторический путь развития.

В 1940-х и начале 1950-х годов строились и работали установки с шариковым катализатором – вначале в стационарном слое, а затем в движущемся слое ката­лизатора (системы «Термофор»). Эти установки в настоящее время полностью сошли со сцены как малопроизводительные.

Начиная с 50-х годов начали строиться установки с пылевидным, а затем и с микросферическим катализатором.

Первые установки США типа «Парафлоу» были нескольких моделей; одна из них – модель III (1 на рис. 2) (наши отечественные аналоги – установки 1А-1М и 1Б). Затем появились установки типа «Ортофлоу», модель УБ (2), отечест­венным аналогом которой является установка ГК-3. С появлением высокоактив­ных цеолитсодержащих катализаторов потребовались и новые системы крекинга с лифт-реакторами. Вначале это были лифт-реакторы, заканчивающиеся в верх­ней части форсированным кипящим слоем (3), а затем – только один лифт-реактор (4). Такие установки разработаны фирмой «UOP» и отечественный их аналог – установки Г-43-107.

Рис. 2. Варианты схем реакторно-регенераторных блоков различных систем каталити­ческого крекинга:

/ – модель III; 2 – модель V; 3 – модель Г-43-107; 4 – модель «UOP» (Г-43-107А); 5 – система фир­мы “Келлог”; 6 – система фирмы «Тотал»;

РК – реактор; РГ – регенератор; Сеп – сепаратор; С – сырье; ПР – продукты реакции; ДГ – дымо­вые газы; В – воздух; П – водяной пар; Жирными линиями показано движение катализатора.

Р-1 – реактор сквознопоточный; РГ-1 – регенератор с кипящим слоем; Сеп – сепарационная зона реактора; Ц-1, -2 – циклонные группы; КУ – котел-утилизатор; ЭФ – электрофильтр; БК – бункер для катализатора; ПВ – подогреватель воздуха; П-1 – трубчатая печь; РК – ректификационная колонна; ОК – отпарная колонна; ГБ – газовый блок; ОЗ – отпарная зона; остальные обозначения – см. рис. 4.9;

Потоки:/- сырье; // – продукты реакции; /// – углеводородный газ; IV – бензин; V – керосиновая фракция; VI – сырье для технического углерода (фракция 350-420 °С); VII – остаточная фракция выше 420 °С; VIII – шлам; IX – водный конденсат; X – перегретый водяной пар; XI –Воздушное дутье; XII- топливо на нагрев воздуха; XIII- дымовые газы; XIV- очищенные и охлажденные дымовые газы; XV- свежий катализатор на догрузку системы; XVI- уловленная катализаторная пыль; XVII- закоксованный катализатор; XVIII – регенерированный катализатор.

После этого различными фирмами было предложено много вариантов реак­торно-регенераторных блоков, два из которых приведены на рис. 2 (5 и б). По­следняя из этих схем отличается тем, что имеет два регенератора, рассчитанных на большую коксовую нагрузку, т. е. на переработку тяжелого сырья (мазута).

Рассмотрим современную установку каталитического крекинга типа «UOP» (или, в нашем наименовании, 43-107), показанную на рис. 3. «Сердцем» установки является реакторно-регенераторный блок, в котором происходит превращение (крекинг) сырья. Он состоит из сквознопоточного реактора Р-1 с расширенной сепарационной зоной (Сеп), где происходит разделение продуктов реакции и микросферического катализатора. Продукты реакции через циклоны Ц-1 далее идут на разделение в РК, а катализатор проходит отпарную зону (ОЗ) и по транспортной трубе ссыпается в регенератор РГ-1, в общий кипящий слой.

В регенераторе закоксованный в процессе конверсии сырья катализатор подверга­ется выжигу кокса за счет подачи горячего воздуха снизу кипящего слоя. Обра­зующиеся при горении кокса дымовые газы (СО2+СО+К2) через группу цикло­нов Ц-2 уходят из РГ-1 в котел-утилизатор для генерации пара, а регенериро­ванный (освобожденный от коксовых отложений) катализатор по другой транс­портной трубе снизу кипящего слоя стекает в нижнюю часть реактора, где сме­шивается с сырьем и сквозным потоком поднимается по реактору.

Продукты реакции с высокой температурой (около 500 °С) поступают на рек­тификацию. Здесь они проходят вначале зону охлаждения до 320-350 °С и одно­временного отделения унесенной катализаторной пыли, образующей шлам (воз­вращается в зону реакции). В верхней части колонны пары по общепринятой схеме разделяются на следующие фракции:

• керосиновую фракцию 190-300 °С, используемую для получения топли­ва Т-6;

Дымовые газы проходят котел-утилизатор (КУ), где остатки оксида углерода СО дожигаются до СО2, затем тонкую очистку от ката­лизаторной пыли в электрофильтре (ЭФ) и выбрасываются в атмосферу.

Для восполнения потерь катализатора и частичной его замены имеется сис­тема догрузки катализатора из бункера БК в регенератор.

Имеются и нагревательные устройства: подогреватель воздуха (ПВ) перед ре­генератором и система теплообменников и трубчатая печь (на период пуска ус­тановки).

Основной параметр установки – температура в реакторе. Она обычно составляет от 470 до 520 °С в зависимости от сырья, качества катализатора и его кратности циркуляции. На рис. 4.18 показано изменение выхода трех опреде­ляющих нефтепродуктов (газа, бензина и кокса) в зависимости от температуры в реакторе. По характеру кривых видно, что максимум выхода бензина и минимум выхода кокса приходится на 470^80 °С, что является оптимальным. Но для не­которых катализаторов эта величина лежит в пределах 490-500 °С.

Давление в реакторе – 0,2-0,3 МПа. Его обычно подбирают экспери­ментально, так как оно определяет энергозатраты.

Кратность циркуляции катализатора определяет его равновесную активность, тепловой баланс процесса, выход и качество продуктов. На совре­менных установках с микросферическим катализатором кратность составляет 5-8 т катализатора на тонну сырья. Регулируется она заслонками на перетоках ка­тализатора из сепаратора в регенератор и из регенератора в реактор. Объемная скорость подачи сырья на установках с кипящим сло­ем катализатора составляла 3-5 ч -1 . Для установок с лифт-реактором такая величина, как объемная скорость по­дачи сырья, бессмысленна и более ха­рактерно для этого случая время пре­бывания катализатора в реакторе в контакте с сырьем (время контакт а), которое на современных установ­ках составляет от 2 до 10 с.

При больших соотношениях СО:СО2 в дымовом газе возникает проблема до-жига СО до СО2 над слоем катализатора, чтобы выделяющееся при дожиге теп­ло не подводилось к катализатору, а разогревающимся газом выносилось из ре­генератора в котел-утилизатор.

Продукты КК и их использование.При работе установки КК на прямогонном вакуумном газойле баланс переработки сырья имеет следующий вид:

Газ почти наполовину состоит из “сухой” фракции С1-С2 (7-9 %). Фракция С3-С4 почти вся состоит из олефинов, причем в ней соотношение изобутан : бутилены составляет примерно 1:1. Газ направляется на АГФУ для выделения из него бутан-бутиленовой фракции (ББФ) и пропан-пропиленовой фракции (ППФ), используемых для синтеза алкилбензина – высокооктанового компонен­та автомобильных и авиационных бензинов.

Бензин имеет ОЧм порядка 78-80; он содержит до 20 % олефинов и 20-40 % АрУ. Алканы являются в основном изомерами. Используется как базовый ком­понент авиационных бензинов и как компонент автомобильных бензинов.

Легкий газойль имеет ЦЧ = 39-41 и содержит 6-12 % олефинов (поэтому без гидроочистки использовать его как дизельное топливо не рекомендуется). Со­держание АрУ достигает 50-60 %, что для топлив – нежелательный показатель. Используется как компонент дизельного топлива перед гидроочисткой или как компонент котельного топлива. Если температура конца кипения равна 310-315 °С, то после гидрирования ароматики из него можно получать топливо Т-6.

Тяжелый газойль – это концентрат АрУ: содержание АрУ в тяжелом газойле -60-80 %. Используется как сырье для получения технического углерода и дис-тиллятного игольчатого кокса. Применяется также как компонент котельного топлива.

Остаток выше 420 °С – это тяжелый высокоароматизированный продукт, ис­пользуемый как компонент котельного топлива и как сырье для коксования.

Установки.Выше мы уже упоминали, что каталитический крекинг мазута становится все более распространенным, и поэтому целесообразно рассмотреть две установки КК мазута (точнее, их реакторно-регенераторные блоки), чтобы иметь представление о работе таких установок.

Первая из установок (RCC) разработана фирмой «UOP» совместно с нефтеперерабатывающей фирмой «Ашлэнд» и пущена в 1983 г. на 2,5 млн т/год (рис. 4).

Установка рассчитана на мазут с коксуемостью не более 10 %, содержанием ванадия и никеля не более 35 мг/кг или на мазут после установки АRТ или на смесь вакуумного газойля с добавлением мазута (гудрона) с коксуемостью до 12 %, содержащего до 200 мг/кг металлов и до 1000 мг/кг азота.

Реактор установки – лифтного типа с баллистическим сепаратором у выход­ного конца. Он позволяет очень быстро отделить катализатор от продуктов ре­акции, ограничиться одноступенчатыми циклонами и избежать коксования вверху реактора.

/ – лифт-реактор; 2 – отстойно-сепарационная зона; 3 – отпарная зона; 4 – регенератор 1-й сту­пени; 5 – регенератор 2-й ступени; 6 – холодильник катализатора; 7,8- циклоны;

Потоки:/- сырье; //- нафта; ///- водяной пар; IV – вода; V – горячий воздух; VI – углекислый газ; VII – продукты реакции на разделение; VIII – дымовые газы в котел-утилизатор; IX –Катализатор на охлаждение

Важнейшие показатели работы реактора – это тонкое распыление сырья (до 100-1000 мкм) и очень быстрый и равномерный контакт сырья и регенериро­ванного катализатора. Для этого используются специальные форсунки, а сырье предварительно смешивается (гомогенизируется) с водой в количестве 0,04-0,25 частей при 0,5-3,0 МПа. Распыление такой смеси дает «микровзрывы» за счет испарения воды и интенсивную турбулизацию парокатализаторной смеси в точ­ке ввода сырья и каталитора (время пребывания сырья в реакторе – до 5 с). Вниз реактора подают также сжижающий агент – пар, нафту или спирты. Регенератор – двухступенчатый, с параллельной подачей воздуха в обе сту­пени и последовательным прохождением их катализатором и дымовыми газами (противотоком). Переток катализатора из первой ступени во вторую регулирует­ся по двум стоякам – без охлаждения и с отводом тепла в теплообменнике, ох­лаждаемом водой.

В верхней ступени регенератора при относительно низкой температуре сжи­гается весь водород с катализатора и 80-90 % углерода и серы (отношение СО2:СО = 1,5-НО). В нижней секции при более высокой температуре (710-720 °С) и избытке кислорода выжигается весь кокс до содержания его на катали­заторе 0,1 %.

Катализатор – цеолитсодержащий, с матрицей, имеющей размеры пор 500-6000 А. На равновесном катализаторе процесс допускает содержание металлов около 7-9 тыс. мг/кг. Расход катализатора – до 2,5 кг/т сырья (средний -1,1 кг/т сырья).

• хорошее смешение сырья с катализатором в зоне ввода их в реактор;

• низкое парциальное давление паров сырья (за счет подачи разбавителей).

Вторая из упомянутых выше установок – это запатенто­ванная фирмой «Тотал» (США) установка R-2-R., т. е. «реактор-2 регенератора» (рис. 5). Головная промышленная установка мощностью 2 млн т/год была по­строена в 1982 г., а через 2 года действовали уже три установки общей мощно­стью 4 млн т/год.

Рис. 5. Схема реакторного блока каталитического крекинга мазута фирмы “Тотал” (установка К-2-К):

/-5-см. рис.4.; 6- промежуточный бункер; 7-9- циклоны; 10-стояк пневмотранспорта;

Потоки:/- сырье; // – газ на транспорт; /// – квенчинг и рисайкл; IV – водяной пар; V – газ на ожижение; VI- продукты реакции на разделение; VII- горячий воздух; VIII – ожижающий воздух; IX- воздух на транспорт; X и XII – факельное топливо; XI – дымовые газы в котел-утилизатор.

Процесс рассчитан на крекинг мазута с коксуемостью до 7 % и имеет ряд оригинальных решений.

Реактор – также лифтного типа. Катализатор после ввода в реактор ожижает-ся, затем разгоняется газом, и в поток катализатора вводится боковыми наклон­ными форсунками сырье. Система форсунок – двухъярусная, что позволяет осуществить процесс крекинга в режиме МТС. Узлы ввода и распыления сырья (они запатентованы) позволяют:

• обеспечить быстрое (практически мгновенное) смешение катализатора смелко распыленным сырьем, за счет чего на горячем катализаторе в первое мгновение асфальтены и смолы расщепляются на моно – и бициклические ароматические углеводороды, которые далее в реакциях не расщепляются;

• поддерживать увеличенное соотношение водяной пар : сырье в узле смешения (особенно для мазутов), причем чем больше в сырье фракций выше 540 °С, тем больше должна быть подача пара (обычно 1-5 % насырье).

С водяным паром иногда вводят дебутанизированный бензин или нафту.

Реактор имеет у выходного конца оригинальное устройство для мгновенного отделения продуктов реакции от катализатора. Оно позволяет ограничиться одной ступенью циклонов в реакторе.

Регенератор – двухступенчатый, но в отличие от системы RСС у него первая ступень расположена внизу, а вторая – наверху, поэтому катализатор из первой ступени во вторую поднимается принудительно воздухом.

Ввод воздуха на регенерацию – параллельный в обе ступени. Вывод дымовых газов – также параллельный, т. е. самостоятельный из каждой ступени; это позволяет:

• в нижней ступени выжечь все летучие и значительную часть углерода,

А образовавшиеся водяные пары вывести с дымовым газом этой ступени (поскольку температура в этой ступени около 700 °С, то атмосфера водяного пара при этой температуре не влияет на свойства катализатора);

• в верхней ступени выжечь остатки кокса с катализатора при отсутствии водяного пара в продуктах горения и поддерживать здесь температуру 800 °С (и даже до 900 °С) без ухудшения свойств катализатора.

Циклоны второй ступени – выносные. Регенерированный в этой ступени катализатор до того, как попадает в реактор, проходит промежуточный отпарной бункер.

Количество тепла в реакторе поддерживается количеством поступающего горячего катализатора. Если коксообразование в реакторе растет и, как следствие, начинает расти температура катализатора после регенератора, то автоматически уменьшается циркуляция катализатора, и наоборот, т. е. режим автоматически стабилизируется в зависимости от качества сырья. Таким образом, процесс позволяет осуществлять каталитический крекинг ос­татков, содержащих от 40 до 50 % фракций выше 550 °С и с коксуемостью 5-6 %, и получать максимальный выход бензина 45-49 и даже до 60 % (об.).

Объемной скорости подачи сырья и др.) на выход и качество целевого

8 Реактор (реакционный аппарат) установки, устройство и режим работы (описание с эскизом)

1 Потехин В. М. Основы теории химических процессов технологии органических веществ и нефтепереработки: учебник для вузов /В. М. Потехин, В. В. Потехин. – СПб.: ХИМИЗДАТ, 2005. – 912 с.

2 Ахметов С. А. Лекции по технологии глубокой переработки нефти в моторные топлива: учебное пособие. – СПб.: Недра, 2007. – 312 с.

3 Коган С. Ю. Переработка остаточного сырья на установках каталитического крекинга за рубежом /Ю. С. Коган, М. Я.Конь. – М., 1988. – (Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность: обзор.

4 Гиниятуллин В. М. Разработка новых процессов и продуктов переработки сернистых нефтей /В. М. Гиниятуллин, С. Л. Ларионов, Э. Г. Теляшев и др. //Cборник научных трудов. Сернистые нефти и продукты их переработки. – Уфа, 1994. – № 32. – С. 5 – 9.

5 Бондаренко Б. И. Установки каталитического крекинга. – М.: Химия, 1970. – 303 с.

6 Владимиров А. И. Каталитический крекинг с кипящим (псевдоожиженным) слоем катализатора. Реакторно-регенераторный блок. – М.: Нефть и газ, 1992. – 47 c.

7 Каталитические процессы в нефтепереработке и нефтехимии : Избр. тр. / В. С. Гутыря. – Киев: Наук. Думка, 1988. – 376 с.

8 Зайналов Ф. И. Каталитический крекинг с пылевидным катализатором. – М.: Химия, 1980. – 233 с.

9 Каминский Э. Ф. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты / Э. Ф. Каминский, В. А. Хавкин. – М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП» , 2001. -384 с.

10 Крекинг нефтяных фракций на цеолитсодержащих катализаторах /Под ред. С. Н. Хаджиева. – М.: Химия, 1982. – 280 с.

11 Никитин О. А. Углеводороды – не просто сырье. www/tehsove t. ru/article-2007-8-3-942.

12 Войцеховский Б. В. Каталитический крекинг. Катализаторы, химия, кинетика /Б. В. Войцеховский, А. Корма /Под ред. Н. С. Печуро. – М.: Химия, 1990. – 152 с.

14 Cтрозер Ч. У. , Лоумас Д. А. //Каталистикс, 4-й ежегодный симпозиум. – Амстердам, 1983.

15 Технологический регламент ТР 2-03-02-001-200 производство 3, установка Каталитический крекинг ОАО Лукойл Бургас.

16 Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учебное пособие для вузов. – Уфа: «Гилем», 2002. – 672 с.

Согласно ежегодным исследованиям «Нефтеперерабатывающая промышленность России» (АИ «ИНФОлайн»), основными проблемами отрасли остаются:

– недостаточная загрузка производственных мощностей (70–75%), что повышает себестоимость переработки;

– низкие эксплуатационные и экологические свойства нефтепродуктов, прежде всего моторных топлив.

– на ряде НПЗ списана часть избыточных мощностей путем вывода из эксплуатации устаревших технологических установок (в основном старых АТ и АВТ) или перепрофилирования их под другие процессы (АТ или АВТ – под висбрекинг, установок риформинга бензина – под изомеризацию). Часть списанных мощностей была заменена вновь вводимыми установками. В итоге структура основных фондов НПЗ улучшилась, вырос коэффициент загрузки мощностей;

– ввод новых мощностей вторичных углубляющих процессов на НПЗ ежегодно увеличивает долю светлых нефтепродуктов и показатель глубины переработки нефти. Предполагается, к 2020 г. последняя достигнет 84% (сегодняшний показатель большинства западноевропейских заводов);

– на ряде заводов построены новые установки гидроочистки дизельных топлив, а на существующих установках заменены катализаторы. Растет доля малосернистых дизельных топлив, в т. ч. соответствующих европейским требованиям. Реконструкции установок, переход на новые катализаторы, ввод новых мощностей каталитического крекинга, риформинга, изомеризации и алкилирования позволяют ежегодно сокращать долю низкооктановых бензинов.

Выпуск этилированных бензинов 2 года назад прекращен полностью – это важное достижение.

В России каталитический крекинг – главный способ углубления нефтепереработки. Им располагают 14 нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, т. е. лишь каждый второй из крупных и средних НПЗ. Большая часть установок каталитического крекинга, будучи спроектированы и построены еще во времена СССР, морально и технически устарели.

Часть из них подверглась серьезной реконструкции, а установка каталитического крекинга в Нижнекамске – это вообще бывшая установка дегидрирования изопентана в изопрен.

Планируется построить установки каталитического крекинга на шести заводах, и суммарная вводимая мощность должна составить 12 млн. т/год. Отдельно строиться комплекс глубокой переработки нефти «ЛУКОЙЛ – Нижегороднефтеоргсинтез» (г. Кстово) мощность которого должна составить 1,8 млн. т/год по вакуумному газойлю.

Основное направление развития нефтепереработки – модернизация и коренная реконструкция действующих НПЗ с опережающим строительством мощностей по углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов и производству катализаторов. По прогнозным оценкам, на развитие нефтеперерабатывающей промышленности России в 2001-2020 гг. потребуется 12-30 млрд. долл. капитальных вложений.

Как было показано выше, мощности по первичной переработке нефти в ближайшие годы на нефтеперерабатывающих предприятиях останутся практически на одном и том же уровне, достигнутом к настоящему времени. Поэтому рост производства бензинов может быть достигнут, главным образом, за счет увеличения переработки сырья на установках вторичных процессов, в том числе каталитического крекинга.

Таким образом, в курсовом проекте рассмотрим процесс каталитического крекинга как наиболее актуальным и экономически целесообразным на сегодняшний день.

Каталитический крекинг представляет термокаталитическая переработка нефтяного сырья. Сущность процесса заключается в глубоком изменении формы молекул исходного сырья при соприкосновении с поверхности катализатора, перераспределением водорода между легкими и тяжелыми углеводородами. При этом:

– из молекул исходного сырья или из молекул, образовавшихся в результате распада молекул сырья, образуются новые молекулы.

В связи с протеканием указанных выше изменений молекул исходного сырья образуются следующие продукты: газ, бензин, легкий газойль, тяжелый газойль и кокс, отложившийся на поверхности катализатора, обедненный водородом.

Это один из важнейших процессов, обеспечивающих глубокую переработку нефти. Внедрение каталитического крекинга в промышленность в конце 30-х гг. 20 в. (США) способствовало создание эффективного с большим сроком службы катализатора на основе алюмосиликатов (Э. Гудри, 1936). Основное достоинство процесса – большая эксплуатационная гибкость: возможность перерабатывать практически любые нефтяные фракции в высококачественные продукты; сравнительная легкость совмещения с другими процессами, например с алкилированием, гидрокрекингом, гидроочисткой, адсорбционной очисткой, деасфальтизацией и т. д.

Процесс проводят в присутствии алюмосиликатных катализаторов при температуре от 450 до 540 о С и давлении е не выше 0,4 МПа.

Каталитический крекинг отличается от других нефтеперерабатывающих производств большой эксплуатационной гибкостью, что позволяет использовать практически любое (в т. ч. тяжелое) сырье для получения высококачественных нефтепродуктов.

Такой универсальностью объясняется весьма значительная доля каталитического крекинга в общем объеме переработки нефти. В США и Канада их удельный вес в 2000 г. составил 35,9 % от первичной переработки нефти, а на некоторых НПЗ этот показатель составляет более 50 %. Доля этого процесса на НПЗ в других развитых стран составляет от 10 до 38 % , в Западной Европе около 16 % , в Японии – 17 %. , в России – 9 %. В период с 2002 г. по 2006 г. в России мощности установок по каталитическому крекингу снизились на 0,4 % (но в перспективе до 2009 г. ожидается, что мощности вырастут по сравнению с 2002 г. на 42,9 % ).

Предполагается, что в 2010 г. на каталитический крекинг должно приходиться около 25 % перерабатываемой нефти в мире.

Структура вторичных процессов на российских НПЗ в настоящее время позволяет получить в среднем из 1 т нефти только 16 % бензинов и не менее 30 % мазута, в то время как на НПЗ в развитых странах мира получают до 43 % бензинов и не более 5-10 % мазута. В таблице 1 показаны качественные показатели переработки нефти с указанием доли каталитического крекинга от процессов первичной переработки. Как видно из таблицы 1 , процесс каталитического крекинга занимает ведущее место в зарубежной нефтеперерабатывающей промышленности. Он является основным для получения светлых нефтепродуктов и соответственно для углубления переработки нефти. Согласно прогнозу роста мировой производительности, который указан в таблице 2, следует, что мощность процесса возрастет на 16,3 млн. тонн до 2010 г. [11].

+7 (918) 16 87 123

БДУ. ФУСОИ. Мини-НПЗ.

Технология каталитического жидкофазного окислительного крекинга нефти.

Применение метода каталитического жидкофазного окислительного крекинга дает возможность организовать отвечающее существующим экологическим нормам производство светлых нефтепродуктов (бензина, дизтоплива) с выходом до 75%.

В настоящее время по данной технологии и с использованием катализатора, выпускаемого на ООО НПК «Катализ» работают установки мини-НПЗ в Красноярске, Магнитогорске, в Бердске, в Ангарске производительностью до 50 тыс. т. нефти в год. Обычные бензино-дизельные установки (БДУ) и фракционные установки с огневым испарением (ФУСОИ) уступают мини-НПЗ от НПК «Катализ» в производительности, в то время как последние способны перерабатывать до 50 тысяч тонн сырья (нефти) ежегодно.

Сам катализатор каталитического жидкофазного окислительного крекинга нефти, это керамический цеолитсодержащий металлокомплексный катализатор, который изготовлен в виде колец Рашига или в виде гранул с использованием нанотехнологий, и работает в стационарном слое.

Процесс переработки нефти проходит в стационарном слое катализатора, находящимся в жидкой среде сырья и одновременно в парогазовой среде при обычном атмосферном давлении, в температурном интервале от 170 до 350º Цельсия.

Происходит каталитический жидкофазный окислительный крекинг, сопровождающийся процессами ароматизации, изомеризации, гидроочистки, алкилирования и депарафинизации на соответствующих для данных реакций катализаторах.

С помощью этой технологии можно вырабатывать бензины по ГОСТ 15105 , нормаль -80 и затем используя его в качестве основы, марки бензинов -92 и премиум-95, используя присадки. Кроме бензинов возможен выпуск летнего и зимнего дизтоплива ГОСТ 305, печного бытового топлива, мазутов марок 100 и Ф-5 ГОСТ 1085, нефтяных дорожных битумов ГОСТ 22245.

Преимущества технологии каталитического жидкофазного окислительного крекинга нефти очевидны, это безотходность ( нет сернисто-щелочных стоков), экологическая безопасность (сырье облагораживается до уровня экологической оценки Doctor Test «Докторская проба»), высокая степень превращения сырья при крекинга с температурой не более 350° по Цельсию, и наконец низкие капиталовложения в производство.

Подробности Категория: Наши Публикации Создано 30.09.2014 21:07 Дата публикации Автор: Super User

По предварительным прогнозам в странах Европы в этом году должны закрыть как минимум 10 из 104 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Можно не сомневаться, что, первую очередь, это затронет малую нефтепереработку на фоне серьезного падения общего спроса на энергоносители и бензин. Проблема усугубляется еще и тем, что более 50% НПЗ были сооружены вскоре после Второй мировой войны и многим европейским нефтепереработчикам приходится делать нелегкий выбор: нужно либо вкладывать серьезные инвестиции в модернизацию действующих НПЗ, либо закрывать убыточный бизнес.

В России и СНГ за 20 лет своего существования малая нефтепереработка рассматривается исключительно как «остаточное» явление ТЭК. Поскольку мини-НПЗ – это, прежде всего, малые объемы переработки, то и государства СНГ отдают, в первую очередь, все внимание «большой» нефтепереработке. Поэтому рынок малой нефтепереработки обойден вниманием СМИ, экспертов, что, в свою очередь, порождает дефицит информации и объективной аналитики. Автор статьи на примере европейской Польши доказывает, что эта страна не только сберегла малые НПЗ на юге страны, но и загрузила их работой, тем самым сохранив рабочие места, а значит и поступления от налогов.

Сектор мини-НПЗ характеризуется не только малой мощностью установок, но и своей экономической нишей, направленностью на решение локальных задач регионов стран СНГ, поэтому его нельзя рассматривать сквозь призму большой переработки нефти. В странах СНГ насчитывается более 250 мини-НПЗ – это Россия, Украина, Казахстан, Узбекистан, Киргизия. Переработкой сырья реально занимается не более – 60% от всех малых НПЗ. Доля мини-НПЗ в переработке нефти составляет не более – 3%.

Как показывает пример Польши, малые НПЗ могут иметь свое место в процессе нефтепереработки. На юге Польши пять малых НПЗ, еще в 2002-2004 г.г. группы Орлен и Лотос приватизировали эти НПЗ и включили их в производственный процесс выпуска топлива. Сегодня малые НПЗ Польши уже специализируются на: регенерации отработанных масел (НПЗ Едличе), производстве биодизеля (НПЗ Тшебиня, Чеховице).

В Таможенном Союзе вступил в силу технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». В связи с этим, многие эксперты говорят об окончании эры мини-НПЗ. Вполне реалистичен и другой сценарий развития ситуации: трансформация сектора малой переработки, то есть внедрение вторичных процессов нефтепереработки. Именно этот сложный путь является единственным шансом для мини-НПЗ оставить за собой свою экономическую нишу в новых условиях конкуренции на рынке топлива.

Внедрение большинства вторичных процессов переработки сырья экономически нецелесообразно, за исключением, пожалуй, крекинга мазута, а также риформинга бензина, с применением цеолитных катализаторов. Такие технологии эффективно применять на малых НПЗ, начиная с мощности от 100 тыс. тонн в год.

Существует «пирамида» мощности мини-НПЗ по сырью, разделенная на группы, и переход с группы на группу позволяет экономически обосновано внедрять различные технологии вторичной переработки нефти, улучшая экономические показатели и качество вырабатываемой продукции.

Главные различия между этими группами мини-НПЗ состоят не только в мощности, но и в рентабельности производства. Так, рентабельность заводов базового уровня с мощностью менее 100 тыс. тонн в год не будет превышать 8-12%, В то же время рентабельность производства второй группы мини-заводов уже находится в среднем на уровне 50%, глубина переработки сырья на таких мини НПЗ увеличивается с 50 до 75%.

На мини-НПЗ первых двух групп возможна выработка исключительно прямогонного (низкооктанового) бензина; качество производимого дизельного топлива полностью определяется содержанием серы и парафинов в сырье.

Третья группа пирамиды мощности мини-НПЗ за счет использования процессов термокрекинга, гидроочистки и риформинга обеспечивает не только привлекательную рентабельность производства, но и возможность выработки качественного малосернистого дизельного топлива и высокооктанового автобензина.

Четвертая группа мощности – это заводы более 500 000 тонн нефти в год. Такие заводы часто строят в несколько этапов, и по мере пуска в эксплуатацию всех мощностей завод освобождается от приставки «мини-» не только в плане объема переработки сырья, но и в отношении технологической оснащенности. Комплекс процессов каталитического и гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования позволяет уже выходить на уровень качества моторных топлив, соответствующий стандарту Евро-4.

Существует два главных понятия: глубина переработки нефти и качество вырабатываемых нефтепродуктов. Глубина переработки напрямую зависит от внедрения вторичных деструктивных термических или термокаталитических процессов, но и она не является залогом высокого качества вырабатываемых светлых продуктов переработки.

Теперь о вторичных процессах, которые применяются на малых НПЗ.

Так термический крекинг, применимый на мини-НПЗ, дает большой выход олефиновых углеводородов, содержание которых в бензинах нежелательно. В то же время, содержание серы во фракциях термокрекинга определяется ее процентом в сырье и может быть уменьшено только путем гидроочистки, а установка получения водорода, по мнению экспертов рентабельна для НПЗ более 1 млн. тонн нефти в год.

Прямогонный бензин можно перерабатывать на установке риформинга. СТК «Цеосит» (Новосибирск) – еще в конце 90 годов разработала технологию «Цеоформинг». Так, с тонны прямогонного бензина получают – около 70% базового бензина А-80 и 25% газа СПБТ. Методом компаундирования с присадками получают А-92. Требования техрегламента (Евро 4), ограничат содержание ароматики в бензинах. Существуют разные мнения об эффективности технологии «Цеоформинг». Как пример, НПЗ Глимар (Польша), где установка на 40 000 тонн в год, построенная фирмой «Лурги» успешно проработала более 10 лет, производя высокооктановый бензин А-95. Цена установки – 8 млн. дол. (1997 г.). Об эффективности технологии «Цеоформинг» утверждает тот факт, что канадская фирма «Hudson Oil», которая в 2012 году купила НПЗ Глимар, готовит установку к новому запуску.

Анализ участия действующих мини НПЗ в производстве нефтепродуктов в странах СНГ, показывает, что около 75% малых НПЗ специализируется на производстве дизтоплива. Например, в России, около 30 мини НПЗ отдают прямогонный бензин в продуктопроводы, который поступает на переработку на нефтехимические предприятия.

Малые НПЗ, например России, наверное, нужно было б ориентировать на переработку нефтяных отходов, которые находятся вблизи крупных НПЗ. Конечно, для этого нужна другая технология, но ее реально внедрить на малых НПЗ. Кроме того, в России, Украине, Казахстане – не решен вопрос регенерации отработанных масел. Поэтому нужно искать применение малым НПЗ.

Выживут немногие мини-НПЗ.

Полноценная конкуренция со стороны мини-НПЗ будет возможна лишь в случае роста их вклада в производство нефтепродуктов – если не на порядок, то хотя бы в разы, а также при сопоставимом уровне качества с продукцией больших НПЗ.

Возникает вопрос, какие мини-НПЗ смогут легально производить нефтепродукты для розничного рынка моторного топлива? Что делать с мини НПЗ в странах СНГ?

Есть реальные примеры мини НПЗ, на которых внедрены вторичные процессы:

● Лукойл – Урайнефтегаз – гидроочистка и кат риформинг прямогонного бензина – 32 000 т\год (1994), Когалымнефтегаз – гидроочистка прямогонного бензина и дизфракции – 126 000 т\год (2001) , кат риформинг прямогонного бензина – 33 000 т\год (2000) – технология Ventech Engineering

● ТНК ВР – НПЗ Нягань (Красноленинский) – 280 000 т\год – риформинг, гидроочистка технология Ventech Engineering

● ООО Марийский НПЗ – 1 250 000 т\год – риформинг, гидроочистка (план)

● Мариуполь (Украина) – риформинг Ventech Engineering

● KAR Oil Refining (Эрбиль, Курдистан) НПЗ – 900 000 т\год (20 000 барр\д) – гидроочистка нафты (9000 барр\день), установка риформинга – 6 000 барр\д., установка изомеризации – 2 500 барр\д, демеркаптанизация дизтоплива, керосина)

В сентябре 2010 г – в завод инвестировано 250 млн.дол – производительность увеличена до 40 000 барр\д технология Ventech Engineering.

На полный цикл создания мини-НПЗ, с вторичными процессами требуется в среднем 2 года, следовательно, к 2014-2015 годам, по нашим прогнозам, будут законопослушно работать не более 25% малых НПЗ. Похоже, сложившаяся ситуация в полной мере осознается и бизнесом, о чем говорит преимущественное строительство мини-НПЗ мощностью более 500 тыс. тонн в год.

Над вопросами внедрения вторичных процессов для малых НПЗ работает ряд инжиниринговых компаний, среди них: ООО «АЗСнефтебазстрой», ООО «Олкат», ООО «Линас», ООО «Термакат» (все Россия), НПФ «Турал-110» (Азербайджан) и др. Конечно лидером является Ventech Engineering (США), но цена их технологии для малых НПЗ до 1 млн. тонн\год сегодня составляет от 70 млн.дол.

ОАО НПП Нефтехим (Краснодар) – предлагает для широкой бензиновой фракции – гидроочистка, изомеризация, риформинг, компаундирование – Производительность по нефти: 200 000 т\год – 30 млн.дол., 500 000 т\год – 40 млн.дол., 1 200 000 т\год – 80 млн.дол.

Вопрос: сможет ли хозяин мини НПЗ, который построил АТ- 200 000т\год за 3 млн .дол. рассчитывать на технологию Ventech Engineering? Ответ однозначный, конечно нет. Поэтому нужны технологии в пределах стоимости до 10 млн. дол, именно над этим сегодня и работает НПФ «Турал-110». Так, к примеру, установка по переработке мазута на 100 000 т\год стоит 1.5 млн.дол. (оборудование), установка по переработке прямогонного бензина – на 40 000 т\год (сырье) – 6.5 млн.дол. (оборудование). Установка переработки мазута НПФ «Турал-110» – увеличивает глубину переработки нефти до 75 -80%.

Таким образом, малая нефтепереработка в странах СНГ – явление локальное, роль которого, как способа создания дополнительной конкуренции на рынке моторного топлива в масштабах стран, преувеличена. Однако, малые НПЗ в странах СНГ могут и должны выжить, и это зависит, как от хозяев заводов, так и от политики стран, как в примере с Польшей.

Евгений Пущик,
заместитель директора НПФ «Турал-110»,
Азербайджан

Медиа-сотрудничество нефтегазовых и минерально-сырьевых вузов и компаний мира

Нефтедобывающие, нефтеперерабатывающие компании, мини-НПЗ, предприятия по транспорту нефти (резервуарные парки, места разливов). Проблемы утилизации остатков переработки нефти на НПЗ, тяжелые углеводороды (нефтешламы, парафины, мазут, отработанные масла и т.д.)

Актуальность. Низкая глубина переработки нефти Российскими НПЗ, проблемы утилизации отходов нефтедобычи и нефтепереарботки, высокие экологические требования и нормативы. Технология и установка предназначена для каталитического преобразования углеводородного сырья с последующей ректификацией в ректификационном теплообменном аппарате. В результате продукция четко разделяется на бензиновую, дизельную и мазутную фракции. Кроме того, отделяется небольшое количество углеводородного газа, который используется в процессе нагрева нефтепродуктов. Принципиальная технологическая схема установки включает три технологически связанных модуля – нагрева и каталитического преобразования сырья, ректификационного холодильника и блока сероочистки. Сырье из промежуточного сырьевого резервуара насосом подается в предварительный реактор, где смешивается с химическими добавками и подогревается при постоянной циркуляции через спиральную печь и блок жидкофазного каталитического реактора. При этом отходящие пары поступают в газофазный каталитический реактор, где они преобразуются в качественные светлые продукты (бензиновая и дизельная фракции). Ректификационное охлаждение позволяет четко разделить бензиновую и дизельную фракции. Попутный углеводородный газ дожигается, снижая затраты на ведение процесса.

Разработанная технология и установка позволяет довести глубину переработки нефти на Российских НПЗ до 90% с выходом светлых нефтепродуктов (бензин, диз. топливо). Существующие аналоги: Установка УПУС-30, ООО «ТД «Технопром», Установка УМЕ-600, ООО «НПКФ БАСМ-Лтд», Модульные НПЗ, ООО «Термакат» проигрывают в качестве получаемой продукции и глубине переработки, затратх на ведение процесса.

Создана лабораторная установка, позволяющая продемонстрировать ведение процесса, создана промышленная установка в виде опытного образца производительностью 100 тонн в сутки по сырью. Установки могут изготавливаться в виде комплекса, интегрированного в состав НПЗ, в модульном и стационарном виде для мини-НПЗ, мобильном виде для оперативной достваки в места требования.

Добавить комментарий