Design for produksjon og levering av hydrokrakningsreaktorer til RN-Tuapse Refinery (OJSC NK Rosneft). Resirkulering (forts.) Raffineri hydrokrakkingsenhet

Olje. I Russland dukket opp nytt kompleks dyp oljeraffinering ved hjelp av hydrokrakkingsteknologi. Men det er for tidlig å si at oljeselskapene går fra primærforedling til dypforedling.

Det nye komplekset inkluderer en hydrokrakkingsenhet, som er en ganske moderne, men kostbar teknologi. "F." Alexander Yakovlev, direktør for EPN-Consulting: "Tidligere opererte en hydrokrakkingsenhet i Russland bare i Ufa ved Ufaneftekhim. Men den fungerte ikke bra - den ble stadig rekonstruert. Nå har en annen enhet begynt å operere i Perm ved hjelp av en ny, mer moderne teknologi. gjør det mulig å øke produksjonen av lette oljeprodukter. Denne prosessen er imidlertid veldig dyr, så nå brukes hovedsakelig katalytisk krakking. Konstruksjon av en enhet for prosessering av 2 millioner tonn olje per år koster omtrent $ 1,5-2 milliarder dollar, dette koster et oljeraffineri 5-6 millioner tonn "Avgjørelsen om hva som skal bygges avhenger av oppstartsfunksjonene til selskapet. Hvis det har liten raffineringskapasitet, bygger det et nytt raffineri, men hvis det er nok, har det råd til modernisering."

Dmitry Lukashov, en analytiker ved IG Aton, sa til F. at hydrokraking ikke regnes som en superteknologi i utlandet, men for Russland er det ganske progressivt. Bruken øker utbyttet av lette oljeprodukter, men på skalaen til Lukoil vil endringene ikke være alvorlige. Og komplekset er dyrt. Med disse pengene var det mulig å bygge et nytt prosesseringsanlegg. Lukoil er imidlertid ikke det eneste selskapet som har bestemt seg for å bruke hydrokrakking. Rosneft planlegger å bruke denne teknologien ved Komsomolsk-raffineriet fra 2005, og Surgutneftegaz planlegger installasjonen ved Kirishi-raffineriet innen 2008.

I følge Lukoils beregninger vil det nye komplekset øke produksjonen av motorbrensel med mer enn 1 million tonn per år, mens kvaliteten på petroleumsprodukter vil oppfylle europeiske standarder. "Imidlertid er det svært etterspurte produkter i utlandet," sa Anastasia Andronova, analytiker i CenterInvest Securities. "På kort sikt vil det være mer lønnsomt å bygge et primæroljeraffineri. i dette tilfellet Lukoil er rettet mot fremtiden, men om 3-4 år vil denne teknologien bli billigere. Det er lite sannsynlig at hydrokrakking begynner å nyte stor popularitet nå, siden det mangler prosesseringsanlegg i Russland. "

I følge Lukoil utgjorde investeringene i komplekset 10,8 milliarder rubler. "I følge våre beregninger vil merinntektene fra prosjektet utgjøre mer enn 4 milliarder rubler i året," sa Dmitry Mangilev, en analytiker i Prospekt-investeringsselskapet. byggingen av et nytt raffineri, designet for å behandle 2 millioner tonn olje per år, kan koste Lukoil rundt 300-350 millioner dollar, som er omtrent på samme nivå som den nye enheten. Derfor er det tvilsomt om andre innenlandske selskaper vil investere i Slike prosjekter vil enten foretrekke bygging av nye anlegg, spesielt siden store selskaper foruten Lukoil er mer fokusert på eksport av råolje. "

Dermed fikses ny teknologi for oljeraffinering i Russland, men nå er det vanskelig å si hvor mye oljemenn vil bruke dem. Store selskaper foretrekker fortsatt å eksportere råolje. Dessuten er det for noen et akutt problem med manglende raffineringskapasitet, og først og fremst vil de prøve å løse det ved å bygge et oljeraffineri. Og bare da vil de tenke på å modernisere og forbedre produktkvaliteten. l

PJSC "Orsknefteorgsintez", eller Orsk Oil Refinery, er en del av den industrielle og økonomiske SAFMAR-gruppen til Mikhail Gutseriev. Anlegget opererer i Orenburg-regionen, forsyner regionen og tilstøtende områder med petroleumsprodukter - motorbrensel, fyringsolje og bitumen. I flere år nå har virksomheten vært i storstilt modernisering, som et resultat av at anlegget vil forbli blant lederne i oljeraffineringsindustrien i mange år.

For øyeblikket har Orsk Refinery startet en testlansering av de viktigste av de nybygde anleggene, Hydrocracking Complex. I juni var bygg- og installasjons- og igangkjøringsarbeidet "tomgang" og feilsøking og justering av utstyr "under belastning" fullført på dette anlegget. Det totale investeringsvolumet i byggingen av dette komplekset vil utgjøre mer enn 43 milliarder rubler; både egne og lånte midler brukes til å finansiere prosjektet.

I nær fremtid vil råvarer bli akseptert for installasjon og feilsøking av alle prosesser for å skaffe produkter vil begynne. Testmodusen er nødvendig for å feilsøke det teknologiske regimet ved alle anlegg i Hydrocracking-komplekset, for å oppnå produkter av passende kvalitet, samt for å bekrefte garantiindikatorene som er gitt av lisensgiveren Shell Global Solutions International B.V. (Skall)

Tilpasningen av regimet utføres av ONOS-divisjonene med involvering av oppdragsgivere og i nærvær av en representant for Shell-lisensgiveren. Hovedaksjonæren i ONOS, ForteInvest, planlegger å fullføre testoperasjonen og bringe anlegget i kommersiell drift i juli i år. Til tross for den vanskelige økonomiske situasjonen i landet, planlegges Hydrocracking Complex å bygges i en ekstremt rask tidsramme - det første arbeidet med prosjektet startet i midten av 2015, og hydrocracking vil nå sin designkapasitet omtrent 33 måneder etter prosjektstart.

Igangkjøring av moderniseringsanlegg vil bringe Orsk-raffineriet til nytt nivå prosessering, noe som gjør det mulig å øke dybden til 87%. Utvalget av lette oljeprodukter øker til 74%. Som et resultat av denne fasen av moderniseringsprogrammet vil bedriftens produktlinje endres: vakuumgassolje vil opphøre å være et kommersielt produkt, siden det vil bli et råstoff for en hydrokrakningsenhet; produksjonen av luftfotogen og diesel i Euro 5-klassen vil øke betydelig.

Aksjonærene i Orsk raffineri legger stor vekt på utviklingen av selskapet på lang sikt. Den globale moderniseringen av produksjonen, som har pågått siden 2012, er av stor betydning ikke bare for bedriften, men også for regionen, fordi anlegget er en av de bydannende virksomhetene i Orsk. For tiden jobber ca 2.3 tusen mennesker ved raffineriet - innbyggere i byen og de nærmeste landsbyene. Produksjonsoppgraderingen har veldig viktig for den sosiale sfæren i byen - dette er å skape nye arbeidsplasser, en økning i antall kvalifiserte personell som er involvert i produksjonen, og følgelig å øke den generelle levestandarden til arbeidere i fabrikken og byen.

PJSC "Orsknefteorgsintez" - oljeraffineri med en kapasitet på 6 millioner tonn per år. Sett teknologiske prosesser anlegget kan produsere omtrent 30 typer forskjellige produkter. Blant dem er motorbensiner i klasse 4 og 5; flydrivstoff RT; diesel drivstoff sommer og vinterart klasse 4 og 5; vei og konstruksjon bitumen; fyringsolje. I 2017 utgjorde oljeraffineringsvolumet 4 millioner 744 tusen tonn.

Hydrocracking Complex inkluderer en hydrocracking-enhet, en svovelproduksjonsenhet med en granulerings- og transportenhet, en kjemisk vannbehandlingsenhet, en rog en nitrogenstasjon nr. 2. Byggingen av Vacuum Gas Oil Hydrocracking Complex startet i 2015 og er planlagt å starte opp sommeren 2018.

I 2012, innen rammen av kontrakten som ble inngått mellom Izhorskiye Zavody og RN-Tuapse Oil Refinery LLC (en del av Rosneft Oil Company) i 2010, fullførte OMZ Group produksjonen og leverte seks tunge tankapparater designet for dyp oljeraffinering. og skaffe drivstoff av høy kvalitet av Euro-5-standarden. Den totale vekten av utstyret var mer enn 5 tusen tonn, mens to fartøy har unike vekt- og størrelsesegenskaper: høyde - mer enn 40 meter, diameter - mer enn 5 meter, vekt - ca 1400 tonn. Slike petrokjemiske reaktorer ble produsert i Russland for første gang.

Fartøyene ble produsert i samsvar med kravene i ASME-koden og russisk forskriftsdokumenter for utstyr for petrokjemisk produksjon. Lisensgiveren til prosjektet er Chevron Lummus Global (USA), en av verdens største selskaper i utviklingen av de nyeste teknologiene dyp prosessering av hydrokarboner.

Sendingen av hydrokrakningsreaktorer til Tuapse raffineri har blitt en unik transportoperasjon, siden for første gang i Izhora-anleggens historie ble produkter sendt til kunden i batcher av tre petrokjemiske fartøy med en totalvekt på mer enn 2600 tonn. Alle fartøyene ble sendt til kunden med vann fra lasteplassen til Izhora Plants ved elven Neva i landsbyen Ust-Slavyanka. "

Kunde

Rosneft er russernes leder oljeindustrien og et av de største børsnoterte olje- og gasselskapene i verden. De viktigste aktivitetene til Rosneft er leting og produksjon av olje og gass, produksjon av oljeprodukter og petrokjemi, samt salg av produserte produkter. Selskapet er inkludert i listen over strategiske virksomheter i Russland.

Geografien til Rosnefts lete- og produksjonsaktiviteter dekker alle de viktigste olje- og gassprovinsene i Russland: Vest-Sibir, Sør- og Sentral-Russland, Timan-Pechora, Øst-Sibir, Langt øst, hylle over det arktiske hav. Selskapet gjennomfører også prosjekter i Kasakhstan, Algerie, Venezuela og De forente arabiske emirater.

Rosnefts viktigste konkurransefortrinn er størrelsen og kvaliteten på ressursbasen. Selskapet har 22,8 milliarder fat olje. n. e. påviste reserver, som er en av de beste indikatorene blant offentlige olje- og gasselskaper i verden.

Ved utgangen av 2010 utgjorde det totale volumet av oljeraffinering ved selskapets raffinerier en rekord for den russiske nedstrømsektoren på 50,5 millioner tonn (369 millioner fat). Rosnefts raffinerier har en gunstig geografisk beliggenhet, noe som betydelig øker effektiviteten i tilførselen av produserte oljeprodukter. Foreløpig implementerer Rosneft prosjekter for å utvide og modernisere sine raffinerier for å forbedre balansen mellom produksjon og prosessering, samt å øke produksjonen av kvalitetsprodukter med høy merverdi som oppfyller de mest moderne miljøstandardene.

En spesiell plass i utviklingsprogrammet for selskapets raffineringssektor er okkupert av prosjektet for å utvide kapasiteten til Tuapse-raffineriet fra 5 til 12 millioner tonn (fra 37 til 88 millioner fat) per år. Faktisk snakker vi om bygging av et nytt moderne raffineri på territoriet til et driftsraffinaderi med en Nelson-kompleksitetsindeks på ca. 8 og et produkt med et lett oljeprodukt på 90%. Samtidig vil bildrivstoff produsert ved raffineriet tilsvare klasse 4 og 5 (tilsvarende Euro-4 og Euro-5). Tuapse-anlegget er preget av den mest gunstige geografiske plasseringen blant Rosnefts raffineringsmidler, som bestemmer høye økonomisk effektivitet et prosjekt for å utvide kapasiteten.

Prosjektet implementeres i to trinn. Den første fasen, som er planlagt å være ferdig i 2012, inkluderer bygging av en ELOU-AVT-12 primæroljeraffineringsenhet med en nafta-hydrobehandlingsseksjon, samt anlegg utenfor stedet. Den andre fasen, som er planlagt å være fullført i 2014, inkluderer konstruksjon av en vakuumgassoljehydrokraker og dieselbrenselhydrogenbehandler, en hydrogenproduksjonsenhet, nafta-isomeriserings- og vannbehandlingsenhet, en katalytisk reformeringsenhet, svovelproduksjon og en flexikoksingsenhet.

OJSC Izhorskiye Zavody har vært den største maskinbyggende virksomhet Russland for produksjon av unikt reaktorutstyr for enheter: hydrokrakking, hydrobehandling, katalytisk krakking, etc. Per i fjor mer enn 150 fartøyer er designet og produsert, inkludert de med unike vekt- og størrelsesegenskaper.

Teknologiske evner

På industriområdet Izhora er en integrert (end-to-end) teknologi for produksjon av tunge petrokjemiske reaktorer fra store smidde skall laget av krom-molybden-vanadiumstål, hovedmaterialet for produksjon av lignende utstyr av verdensledere, utviklet og implementert.

Izhorskiye Zavody har teknologiske evner til å produsere petrokjemisk utstyr i samsvar med ASME-koder og russiske standarder med følgende parametere:

• Ytre diameter, mm: fra 500 til 9000
• Lengde, mm: fra 300 til 80.000
• Veggtykkelse, mm: fra 4 til 450
• Vekt, t: fra 0,05 til 1450
• Arbeidstrykk, MPa: opptil 250
• Arbeidstemperatur, 0C: fra minus 70 til pluss 600

En viktig konkurransefortrinn ved Izhorskiye Zavody er tilstedeværelsen på et produksjonssted for sin egen høykvalitets metallurgi (virksomhet OMZ-Spetsstal LLC); forskningssenter (virksomhet TC "OMZ-Izhora"), som gir metallvitenskapelig støtte i alle ledd av produksjonen; og et designkontor som er i stand til å designe utstyr ved hjelp av moderne programvaresystemer i samsvar med kravene fra verdenslisensgivere.

For å sikre den høye styrken til rektorer for oljeraffinering ved Izhora-anleggene, har et stort antall unike sveise- og overflatebehandlingsteknologier blitt utviklet og brukt med hell. Teknologien for sveising av krom-molybden-vanadiumstål med stor tykkelse (mer enn 200 mm) er tilgjengelig i bare noen få bedrifter i verden, i Russland - bare i Izhora-planter. En annen unik teknologi som er utviklet og implementert i produksjonen av reaktorer for oljeraffinering, er et homogent korrosjonsbestandig enkeltlagsbelegg med en 90 mm bred stripe, utført ved hjelp av elektroslagmetoden.

Hydrocracking er en katalytisk prosess under hydrogentrykk, designet for å oppnå lette oljeprodukter (bensin, parafin, diesel), så vel som flytende gasser С3 - С4 fra råstoff (med en høyere molekylvekt enn de oppnådde målproduktene).

Ved bruk av hydrokraking er det mulig å oppnå et bredt spekter av petroleumsprodukter fra praktisk talt alle petroleumsråstoffer ved å velge passende katalysatorer og betingelser. Hydrokraking er en av de mest effektive og fleksible raffineringsprosessene.

Kjemisk grunnlag for prosessen.Kvaliteten på de oppnådde hydrokrakningsproduktene bestemmes hovedsakelig av katalysatorens egenskaper (hydrogenering og sur aktivitet). Hydrokrakkingskatalysatorer kan ha høy hydrogenering og relativt lav sur aktivitet, samt relativt lav hydrogenering og høy sur aktivitet.

Alkanetransformasjoner.Når du bruker monofunksjonelle hydrogeneringskatalysatorer (som ikke har sure egenskaper), oppnås lineære alkaner fra andre lineære alkaner med lavere molekylvekt.

På samme tid, når sure og bifunksjonelle katalysatorer brukes, gjennomgår alkaner sprekkdannelse og isomerisering ved hjelp av en heterolytisk mekanisme. På katalysatorer med høy sur og moderat hydrogeneringsaktivitet fortsetter hydrokrakking med høy hastighet, og det dannes mange isoalkaner med lav molekylvekt.

Transformasjoner av cykloalkaner.I nærvær av hydrogeneringskatalysatorer omdannes usubstituerte og metyl-substituerte monocykloalkaner hovedsakelig til lineære og isostrukturelle alkaner.

Når katalysatorer med høy surhet og lav hydrogeneringsaktivitet brukes, er det isomeriseringsreaksjoner av seks-leddede cykloalkaner til fem-leddede. I dette tilfellet endres posisjonen til substituenten.

Ved hydrokraking utsettes cykloalkaner med lange alkylsidekjeder hovedsakelig for isomerisering og spaltning av alkylsubstituenter. I dette tilfellet åpnes en ring med bicykliske cykloalkaner, og de omdannes til monocykliske med et høyt utbytte av pentanderivater.

Alkenes transformasjoner.Ved hydrokraking på syresteder i katalysatoren blir alkener isomerisert og spaltet i henhold til β-regelen. I dette tilfellet forekommer metning av alkener, både initial og dannet under spaltning, på hydrogeneringssentrene. Det vil si at fra lineære alkener under hydrokracking dannes først molekyler med lav molekylvekt av lineær og isostruktur, og deretter omdannes de på hydrogeneringssentre til alkaner med lav molekylvekt med lineær og isostruktur.

Transformerende arenaer.PÅ i hydrokrakkingsprosessen på katalysatorer med høy hydrogenering og lav sur aktivitet blir arene ringer hydrogenert. Videre er substituerte arenaer vanskeligere å hydrogenere enn usubstituerte. Det skal bemerkes at sammen med den sekvensielle hydrogeneringen av aromatiske ringer, blir de resulterende mettede ringer delt og alkyl-substituerte arenaer isolert.

Når katalysatorer med høy sur og lav hydrogeneringsaktivitet brukes, er arenkonvertering i mange henseender lik katalytisk krakking. Usubstituerte monosykliske arenaer er stabile. I dette tilfellet går metyl- og etylbenzener hovedsakelig i isomeriseringsreaksjoner ved posisjonen til substituenter, og alkylbenzener med lengre kjeder blir dealkylert. Når alkylsubstituenter fjernes, dannes alkylkarbokasjoner, som etter isomerisering gjennomgår β-spaltning og er mettet i henhold til skjemaet beskrevet for hydrokraking av alkaner, med dannelsen av en blanding av alkaner med lav molekylvekt med normal og isostrukturell struktur. Det er viktig å merke seg at som et resultat av hydrokrakking av polysykliske arenaer, åpnes aromatiske ringer og tetralin- og indanderivater dannes i betydelige mengder.

Prosesskatalysatorer.Sprekkings- og isomeriseringsfunksjonene til den sure komponenten i katalysatoren utføres av zeolitter, aluminiumoksyd og aluminosilikater. Samtidig innføres halogen i katalysatoren for å øke surheten, så vel som oksydtilsetningsstoffer, etc.

Gruppe VIII metaller (Pt, Pd, Ni, Co, Fe), så vel som oksider eller sulfider av noen gruppe VI metaller (Mo, W) er den hydrogenerende komponenten i katalysatoren. For å øke aktiviteten, før bruk, reduseres metallene i gruppe VIII med hydrogen, og oksydet molybden og wolframholdige katalysatorer sulfideres; i tillegg brukes forskjellige promotorer (rhenium, rodium, iridium, etc.) også for å aktivere katalysatorene.

Det er viktig å merke seg at molybden og wolframsulfider og oksider med promotorer er bifunksjonelle katalysatorer.

Makrokinetikk i prosessen.På det første stadiet ligner makrokinetikken prosessene som oppstår under vannbehandling. Alkener blir hydrogenert samtidig. Deretter hydreres polysykliske arenaer og cykloalkaner til substituerte monosykliske, og alkaner gjennomgår isomerisering og spaltning.

Det er viktig å merke seg at temperaturen for hydrokraking 300-425 ° C er optimal. Hvis temperaturen senkes, vil reaksjonen fortsette med lav hastighet, og en overdreven temperaturøkning er begrenset av de termodynamiske faktorene for hydrogeneringsreaksjonen og en økning i hastigheten av koksdannelse og en økning i utbyttet av lette fraksjoner og gass. Ved et trykk på mindre enn 5 MPa begynner intensiv koksing av katalysatoren. Derfor kreves et høyere hydrogentrykk (opptil 20-30 MPa) for tunge gassoljer og dessuten for gjenværende råstoff for å forhindre omvendt reaksjon av dehydrogenering av cykloalkanringer i polysykliske systemer.

Hydrokracking i industrien.Følgende typer hydrogeneringsprosesser er mye brukt i industrien:

Hydrokraking av bensinfraksjoner for produksjon av flytende petroleumsgass, hydrokarboner C4-C5 isostroenie, i petrokjemisk syntese og ved produksjon av en lett høyoktankomponent av motorbensiner;

Hydrokraking av midtdestillater (rettløpende og sekundær opprinnelse) med et kokepunkt på 200-350 ° C for produksjon av bensiner og jetdrivstoff;

Hydrokraking av atmosfæriske og vakuumgassoljer, koksholdig og katalytisk krakking av gassoljer for produksjon av bensin, jet- og dieselbrensel;

Hydrokraking av høytkokende petroleumsdestillater for produksjon av jet- og dieselbrensel, smøreoljer, kjeledrivstoff med lavt svovelhold og råstoff for katalytisk krakking;

Selektiv hydrokraking av bensin for å øke oktantallet;

Selektiv hydrokraking av jet- og dieselbrensel for å redusere flytepunktet;

Selektiv hydrokraking av oljefraksjoner - for å forbedre farge, stabilitet og lavere flytepunkt;

Hydrodearomatization og hydrodewaxing.

Hydrokraking av vakuumdestillat for enheter 68-2k

Som nevnt ovenfor er hydrokraking en effektiv og ekstremt fleksibel katalytisk prosess. Denne prosessen gjør det mulig å løse problemet med dyp prosessering av vakuumdestillater optimalt, som et resultat av at forskjellige typer motorbrensel oppnås som oppfyller moderne krav. I fig. 10 viser et skjematisk diagram av en 68-2k ett-trinns hydrokrakningsenhet med en kapasitet på 1 million tonn for diesel og 0,63 millioner tonn for flydrivstoff.

Disse enhetene opererer ved flere russiske raffinerier i forhold til prosessering av vakuumgassoljer 350-500 ° C med et metallinnhold på ikke mer enn 2 ppm. og under et trykk på ca. 15 MPa.

For å utføre en ett-trinns hydrokrakkingsprosess av vakuumdestillater, brukes en reaktor som har flere lag (opptil fem) av flere typer katalysatorer. I dette tilfellet bør temperaturgradienten i hvert lag ikke overstige 25 ° C, mellom de enkelte lagene i katalysatoren. For å oppfylle denne betingelsen innføres en avkjølende hydrogenholdig gass mellom katalysatorlagene gjennom kontaktfordeler som tilfører varme og masseoverføring mellom gassen og reaksjonsstrømmen over katalysatorlaget.

En blanding av råvarer (med et kokepunktsintervall på 350-500 ° C) med resirkulerte hydrokrakkingrester av en hydrogenholdig gass blir først oppvarmet i varmevekslere, deretter i ovn P - 1 til reaksjonstemperaturen og mates inn i reaktorene R-1.

Reaksjonsblandingen som kommer inn i reaktoren blir avkjølt i rå varmevekslere, deretter i luftkjølere og ved en temperatur på 45-55 ° C sendes til en høytrykksseparator C-1.

Figur - 10Prosessflytskjema for en-trinns hydrokrakking 68-2k.

Jeg- råvarer; II- hydrogenholdig gass; III- diesel drivstoff; IV- lett bensin; V- tung bensin; VI- tung gassolje; Vii- hydrokarbongasser for HFC; VIII- blåse av gasser; IX- regenerert monoetanolaminoppløsning; X- brukt monoetanolamin til regenerering; XI- vanndamp

Separatoren skiller den hydrogenholdige gassen fra det ustabile hydrogenatet. Hydrogenholdig gass sendes til absorberende K-4, hvor den renses fra hydrogensulfid med monoetalamin. Renset hydrogengass kompressoren tjener til sirkulasjon. Det brukte monoetanolaminen sendes til regenerering. Det ustabile hydrogenerte produktet ledes gjennom trykkreduksjonsventilen til lavtrykksskilleren C-2 . En del av hydrokarbongassene fra hydrogenatet skilles i separatoren. Deretter tilføres hydrogenat gjennom varmevekslere til stabiliseringskolonnen K-1 for stripping av hydrokarbongasser og lett bensin. Deretter skilles det stabile hydrogenatet i en atmosfærisk kolonne K-2 for tung bensin- og dieselfraksjon. Denne brøkdelen blir tatt gjennom en strippekolonne TIL-3, og bunnvæsken (brøkdel\u003e 360 ° C) brukes delvis som resirkulering, og hovedmengden fjernes fra installasjonen. Bunnvæske kan brukes som råvare for pyrolyse, som base for smøreoljer, etc.

Som et resultat av hydrokraking av 350-500 ° C-fraksjonen ble følgende oppnådd, vekt-%: 88,03 - diesel; 1,28 - lett bensin; 1,19 - hydrokarbongass; 3,03 - hydrogensulfid; 8.53 - tung bensin. Bare 102,06% (inkludert brukt hydrogen).

referanse informasjon

Økt etterspørsel etter motorbrensel med lavere svovelinnhold og frigjøring av mindre forurensende stoffer i atmosfæren under produksjon og forbrenning påvirket fødselen av en slik prosess som den katalytiske prosessen med hydrokrakning av råstoff under hydrogentrykk.

Hovedformålet med hydrokrakkingsprosessen er produksjon av vannbehandlede bensinfraksjoner, kommersiell parafin og diesel, samt flytende gasser fra tyngre råstoff enn de resulterende målproduktene. I tillegg, hvis den ureagerte resten ikke returneres til det hydrokrakende råmaterialet, kan den brukes som et råstoff av høy kvalitet eller som en komponent av råmaterialet for katalytisk krakking, koksing, pyrolyse.

Hydrokrakkingsprosessen har blitt brukt med suksess for å produsere smørebaserte oljer med høy viskositet.

Hydrokracking kombinerer katalytisk sprekkdannelse og hydrogenering. Et sekvensielt skjema over reaksjonene som forekommer i typiske hydrokrakningsprosesser for tungoljefraksjoner er vist i figur 1.

Hydrogenolyse av ikke-hydrokarbonforbindelser går raskere, noe som gjør det mulig å fjerne heteroatomer i form av hydrogensulfid, ammoniakk og vann fra råmaterialet. Hydrogenolyse av S-organiske forbindelser skjer lettest. Den mest motstandsdyktige mot det er N-holdige forbindelser.

Hastigheten for hydrogeneringsavsvovling avtar når molekylvekten øker og molekylstrukturen til de svovelholdige forbindelsene blir mer kompleks.

Hydrogenolysereaksjonene av nitrogenholdige forbindelser er preget av trinnet med hydrogenmetning av ringen. Deretter brytes det opp med dannelsen av en forbindelse, som i hydrogenolysetrinnet omdannes til hydrokarbon og ammoniakk.

Hydrokracking av petroleumsfraksjoner - prosessen er eksoterm. Siden hydrokraking er et komplekst kompleks av kjemiske reaksjoner, hvis sammensetning avhenger av det bearbeidede råmaterialet, den vedtatte omdannelsesdybden og andre faktorer, kan reaksjonsvarmen ikke bestemmes entydig. For parafiniske råvarer er den termiske effekten av hydrokraking vanligvis 290-420 kJ / kg. For sterkt aromatiske råvarer kan den termiske effekten nå 840 kJ / kg. Dette antyder at jo høyere hydrogenforbruk for reaksjoner, jo mer frigjøres varme.

For å kontrollere prosesstemperaturen langs reaktorens høyde, innføres kald hydrogenholdig gass (HSG) i sonene mellom katalysatorlagene. Høyden på hvert katalysatorlag tas slik at temperaturen i det ikke øker med mer enn 25 ° C (omtrent).

Siden reaksjonstyper, avsetning av koks og metaller på katalysatoren og aktiviteten til katalysatoren endres i løpet av tilførselsblandingen (råmateriale, VASK, hydrokrakningsprodukter), reduseres varmeutgivelsen og høydene på katalysatorlagene øker.

Katalysatorer hydrokrakking

Flere typer katalysatorer brukes i hydrokrakkingsprosessen. Disse katalysatorene kombinerer sprekk- og hydrogeneringsaktiviteter i varierende proporsjoner for å oppnå den ønskede omdannelse av et bestemt fôr til det ønskede produkt. Hydrogeneringsaktivitet oppnås ved bruk av metallpromotorer som støttes på katalysatorbæreren. Metaller i gruppe VI og VIII kan være promotorer.

Sprekkingsaktivitet oppnås ved å variere surheten til katalysatorbæreren. Disse alternativene oppnås hovedsakelig ved å bruke en kombinasjon av amorf og krystallinsk aluminium og silisiumoksyd eller zeolit \u200b\u200b(molekylsikt) som materialet for bæreren. Krystallinske zeolitter brukes til katalysatorbærere.

Når du velger type katalysator, er dens evne til å gjenopprette aktivitet under regenerering av stor betydning. Normal katalysatorlevetid er mer enn 2 år mellom regenerasjoner. Hovedformålet med regenerering er å brenne av koks som er avsatt på katalysatoren. Amorfe og zeolittholdige katalysatorer beholder nesten fullstendig aktiviteten etter koksforbrenning.

Valget av katalysator bestemmer produksjonen av det ønskede produktet:

Hovedtrekkene til amorfe og zeolitholdige katalysatorer er gitt nedenfor:

Katalysatorene er hovedsakelig tilgjengelige i form av ekstrudater eller noen ganger i form av mikrosfærer med en partikkelstørrelse på 1-2 mm.

Før enheten starter på råmaterialet, utsettes katalysatoren for svovling for å aktivere dens sentre. Svovling av katalysatoren utføres ved en temperatur på 150-350 ° C og et trykk på 20-50 MPa i en sirkulerende hydrogenholdig gasstrøm inneholdende fra 0,5 til 5,0 vol. % svovelforbindelser i form av hydrogensulfid. Merkaptaner, disulfider, lette S-holdige petroleumsprodukter og andre brukes som sulfuriserende midler tilsatt til den sirkulerende hydrogenholdige gassen.

For hydrokrakkingsprosessen ethvert hydrokarbonråstoff er egnet, inkludert bensinfraksjoner av primære og sekundære prosesser, rettgående gassoljer, vakuumgassoljer, katalytiske gassoljer, koksgassoljer, visbreaking gassolje, deasfaltert olje.

Hydrocracking for forskjellige typer råvarer:

Rett kjørte råvarer behandles lettest. Sprukket råstoff er vanskeligere å behandle fordi: det inneholder flere forskjellige urenheter som legger seg og forgifter katalysatoren; polysykliske aromatiske forbindelser krever et mer alvorlig regime, noe som fører til raskere deaktivering av katalysatoren.

Konsekvensene av å bruke dette råmaterialet kommer til uttrykk i en økning i temperaturene for hydrogenbehandling og sprekkdannelse, i graden av katalysator deaktivering, i en reduksjon i katalysatorens selektivitet; samt kvaliteten på hydrokrakkingsprodukter.

Spørsmålet om innflytelsen av forskjellige råvarekomponenter på aktiviteten til katalysatorer er veldig viktig. Asfaltenene i tilførselen har en sterk deaktiverende effekt på katalysatoren, noe som bremser hastigheten på hydrogenolyse av svovelforbindelser, praktisk talt uten å påvirke koksdannelsen. Den sterkeste giften for hydrokrakkingskatalysatorer er nitrogenholdige forbindelser. Det antas at nitrogenholdige forbindelser med høy molekylvekt adsorberes sterkt på syreseter, blokkerer dem og derved reduserer spaltningskapasiteten. Med en økning i partialtrykket av hydrogen, som øker konsentrasjonen på katalysatoroverflaten, akselereres prosessene for hydrogenering av molekyler av nitrogenholdige forbindelser.

Ved prosessering av oljerester utgjør metallene i råmaterialet i form av organometalliske forbindelser en stor fare for katalysatorer. Avsetning av metaller på katalysatorer er nesten uunngåelig. For det første har summen av metallene nikkel og vanadium (Ni + V) en negativ effekt på aktiviteten til hydrokrakningskatalysatoren. Problemet med å bremse prosessen med forgiftning av hydrokrakkingskatalysatorer blir løst forskjellige måter... Ved hydrokraking av vakuumgassolje stilles strenge krav til vakuumdestillasjon av fyringsolje (rest atmosfærisk destillasjon), som begrenser innholdet av metaller (Ni + V). Ved hydrokrakking av tungoljerester er det planlagt foreløpig hydroavsvovling og demetallisering av råvarer på en spesiell katalysator. På det innledende stadiet finner "rensingsreaksjoner sted" angående metaller, svovel, nitrogen, oksygen, olefiner, aromatiske forbindelser (inkludert polysykliske), etc. "Rensing" og hydrokrakkingstrinn kan finne sted i en reaktor. Ved hydrokrakking av råoljemateriale i et tre-fase fluidisert sjikt opprettholdes en konstant katalysatoraktivitet ved periodisk å trekke likevektskatalysatoren ut av systemet og innføre en ny katalysator.

Prosess teknologiske parametere

Avhengig av bearbeidede råvarer og nødvendige produkter, har hydrokrakningsprosessen forskjellige teknologiske parametere. Påvirkningen av de viktigste teknologiske parametrene er som følger:

I tillegg til de viktigste teknologiske parametrene, påvirkes hydrokrakningsprosessen av: hydrogenets delvise trykk, konsentrasjonen av hydrogen i en hydrogenholdig gass (HSG), temperatur, volumetrisk tilførselshastighet, forbruk (kjemisk og totalt) på 100% hydrogen, sirkulasjonsfrekvensen av HSG i forhold til det bearbeidede fôret.

Temperatur. Det typiske temperaturområdet for hydrokrakkingsprosessen er 350-405 ° C. Temperaturstigningen fra nedre grense til øvre grense skjer gradvis når katalysatoraktiviteten synker. I tillegg, jo høyere omdannelse av prosessen, jo høyere temperatur i reaktoren (figur 2). Når prosessen utføres på amorfe katalysatorer, kreves høyere temperaturer (i området 390-400 ° C) enn på zeolitholdige katalysatorer (350-365 ° C).

Press.Trykket i hydrokrakkingsprosessen (mer ofte referert til som trykket i høytrykksseparatoren, det vil si ved inntaket av den sirkulerende kompressoren) varierer over et bredt område - fra 5,5 til 20,0 MPa. Valget av prosesstrykk avhenger hovedsakelig av kvaliteten på råvarene og de nødvendige produktene (fig. 3).

Det absolutte trykket i reaktoren avhenger av partialtrykket av hydrogen i systemet, som spiller en viktig rolle i hydrokrakkingsprosessen, og avhenger av hydrogenkonsentrasjonen i den sirkulerende hydrogenholdige gassen.

I industrielle hydrokrakkingsenheter er minimum hydrogeninnhold i en hydrogenholdig gass ikke mindre enn 80-85 vol. %. Ved å øke konsentrasjonen av hydrogen i den sirkulerende HAG er det mulig å redusere det totale prosessstrykket i prosessen og følgelig designtrykket til utstyret til reaktorblokken.

Omdannelse.Hydrokrakkingsprosessen forbedrer kvaliteten på produktene (fig. 4) på \u200b\u200bgrunn av den kombinerte effekten av partialtrykket av hydrogen og omdannelsesnivået i nærvær av en katalysator. Destillatdrivstoff er veldig høy kvalitet, inkludert flydrivstoff av Jet A-1 (Jet A-1) kvalitet, kan fås fra tung råvare i tradisjonelle hydrokrakkingsenheter med høy omdannelse eller full konvertering ved prosesstrykk fra 14,0 til 17,5 MPa.

Volumetrisk tilførselshastighet. Den volumetriske tilførselshastigheten for råmaterialet er forholdet mellom volumet av flytende råstoff tilført innen 1 time og volumet av katalysatoren bestemt av bulkdensiteten. Volumetrisk hastighet avhenger av kvaliteten på råmaterialet, katalysatoren som brukes, trykket i prosessen, typen produkter som er oppnådd og graden av omdannelse. Typiske romhastigheter i hydrokraking ligger i området 0,5-2,0 t -1 (for visse typer råvarer og over). En reduksjon i kontaktvarigheten som et resultat av en økning i volumetrisk tilførselshastighet for råmaterialet reduserer avsvovlingsdybden.

Hydrogenforbruk.Hydrogenforbruk er av avgjørende betydning for de økonomiske indikatorene for hydrokraking, som bestemmes av utvalgte produkter. Hydrogenforbruket for reaksjoner kan bestemmes ved hjelp av den forenklede materialbalanseligningen:

100 H c + X \u003d H p (100 + X)

hvor: X er forbruket av hydrogen for reaksjonen i masse. % for råvarer; H c - konsentrasjonen av hydrogen i fôret; H p - gjennomsnittlig konsentrasjon av hydrogen i produkter.

Jo tyngre produktene oppnås, desto lavere er hydrogenforbruket. I praksis bestemmes hydrogenforbruket eksperimentelt.

Totalt forbruk hydrogen under hydrokrakkingsprosessen består av dets forbruk for reaksjonen, for oppløsning i hydrogenatet, for stripping og tap. Det meste av hydrogen forbrukes i reaksjonen. Forbruket av hydrogen til oppløsning i hydrogenatet kan kompenseres for ved å ekstrahere det fra hydrogenatet ved å bruke effektive teknologiske separasjonsskjemaer ved å bruke egenskapene til dets løselighet i forskjellige hydrokarboner ved forskjellige temperaturer og trykk. Strømningshastigheten av hydrogen med en avblåsing, som er en sirkulerende hydrogenholdig gass i sammensetningen, avhenger av mengden av denne avblåsningen som kreves av teknologien for å kontrollere det optimale partielle trykket av hydrogen i systemet. Det totale hydrogenforbruket kan variere fra 1,5 til 4,0 masse. % for råvarer.

Nesten alle hydrokrakningsenheter leveres med hydrogen fra hydrogenproduksjonsenheter ved bruk av dampreformering naturgass, hydrokarbongass fra fabrikken, bensinfraksjoner og andre petroleumsprodukter. Nylig, for å redusere bruken av dyrt hydrogen fra konverteringsenheter, har hydrogenholdige gasser for reformering og hydrobehandling blitt tilsatt til den. For eksempel ved å bruke den kortsiktige absorpsjonsprosessen til selskapene "UOP" eller "Linde". Konsentrasjonen av fersk hydrogen når 99,9 vekt. %.

Mangfoldet av sirkulasjon av hydrogenholdig gass (HSG).Hydrokrakkingsprosessen utføres med en overskytende mengde hydrogen, med tanke på det faktum at reaksjonshastighetene øker med en økning i partialtrykket av hydrogen. Sirkulasjonshastigheten er volumet av VASKE i forhold til volumet av tilførsel til reaktoren (nm 3 / m 3 av tilførsel). Multiplikasjonen av sirkulasjon av WASH tas, avhengig av formålet med prosessen og renheten til WASH, i området 800-2500 nm 3 / t.

Skjemaet for sirkulasjon av WASH i reaktorblokken er hovedkomponenten av energiforbruket gjennom hydrokrakningsenheten. Derfor bør hydrocracking-teknologien, som krever den laveste sirkulasjonshastighet, foretrekkes, og når du designer, er det nødvendig å strebe etter den minste hydrauliske motstanden i systemet fra sirkulasjonskompressorens utløp til innløpet.

VASK renhet.I de fleste industrielle hydrokrakningsenheter holdes den sirkulerende WASH-konsentrasjonen på 80-85 vol. %, resten er metan, etan og andre lette komponenter. I tillegg til hydrogen og hydrokarboner inneholder blandingen som forlater reaktoren også hydrogensulfid, ammoniakk og vanndamp.

Når reaksjonsblandingen er avkjølt, reagerer ammoniakk med hydrogensulfid og danner ammoniumsulfid, som ved ytterligere avkjøling kan utfelle i luftkjøleren. For å unngå denne uønskede prosessen og fjerne den balanserte mengden ammoniakk fra systemet, oppløses ammoniumsulfid før luftkjøleren i vaskevannet som tilføres systemet. I en lavtrykksseparator blir denne sure løsningen fjernet fra strippingssystemet, hvor hydrogensulfid og ammoniakk kan produseres på nytt. Med en økning i mengden hydrogensulfid i HSG, reduseres effektiviteten til hydrokrakingsprosessen, derfor fjernes den kontinuerlig før sirkulasjonskompressoren i aminabsorbenten i moderne installasjoner. Vandige oppløsninger av monoetanolamin (MEA), dietanolamin (DEA), metyldietanolamin (MDEA) i forskjellige konsentrasjoner brukes som en regenerert absorberende av hydrogensulfid. Den mettede aminløsningen under regenerering i stripperen ved strippemetoden frigjør absorbert hydrogensulfid, som brukes i enhetene for produksjon av svovelsyre eller for produksjon av elementært svovel ved Claus-metoden.

Med utviklingen av nye, mer selektive hydrokrakkingskatalysatorer, blir mer og mer oppmerksomhet lagt på renheten til WAG og økningen i hydrogeninnholdet.

Industrielle hydrokrakingsprosesser

Hydrokracking er preget av en rekke typer og teknologiske ordninger:

1. ved prosesstrykk - hydrokraking under høyt trykk og "myk" hydrokraking;
2. på gjennomføringen av prosessen i reaktoren - i et stasjonært katalysatorlag (det overveldende flertallet av industrianlegg) og i et tre-fase fluidisert sjikt med periodisk erstatning av katalysatordeler;
3. i henhold til teknologiske ordninger:

• ett-trinns enkeltpass ("per pass");
• ett trinn med resirkulering av rester;
• to-trinns;
• med et parallelt system.

Valget av en teknologisk ordning avhenger av mange faktorer som ble nevnt ovenfor. Den mest utbredte i industrien er en-trinns ordningen med resirkulering (fig. 5), som betydelig overstiger andre ordninger i antall implementeringer.

Hydrokrakkingsenheter i et trefaset fluidisert sjikt er beregnet for prosessering av tungoljerester (fyringsolje, tjære, etc.), men i industriell skala ble de implementert i liten mengde... Dette skyldtes høye kapitalinvesteringer, høyt forbruk av en kostbar katalysator og vanskeligheten med å opprettholde den konstante aktiviteten. Opprettholdelsen av konstant aktivitet utføres ved periodisk å innføre en ny katalysator i systemet og fjerne en likevekt fra systemet. Den teknologiske skjemaet for denne prosessen ligner ordningene for hydrokrakking i en fast seng.

Utnytte synergier mellom hydrokrakningsenheter og andre prosessenheter

Hydrokrakkingsprosessen er spesielt godt egnet for produksjon av drivstoffkomponenter med høyt svovelformat og lavt svovelhold, og kan kombineres synergistisk med andre omdannelsesprosesser som fluid bed katalytisk krakking (FCC) og koksing. Denne omstendigheten har ført til det ledende stedet ett-trinns hydrokraking "på passet" ved forskjellige trykk. Den "per pass" teknologiske ordningen har en rekke viktige fordeler:

• de laveste kostnadene;
• maksimal produktivitet for råvarer (opptil 3-3,5 millioner tonn per år);
• muligheten for å behandle svært tunge råvarer med høyt kokepunkt;
• utvikling av et fortsatt kvalitetsprodukt for videre bruk i andre installasjoner.

Funksjoner ved fraksjonering:

• side stripping for å fjerne hydrogensulfid;
• atmosfærisk fraksjonering med en fyret ovn;
• stripping av bensinfraksjoner på forespørsel fra kunden;
• oppvarmet vakuumfraksjonering for produkter med avanserte kokepunkter (behov vurderes fra prosjekt til prosjekt).

Ett-trinns høytrykkshydrokraking for flere alternativer er vist i tabellen nedenfor.

Mild hydrokrakking

Bygging av hydrokrakningsenheter med høy konverteringsfrekvens krever store investeringer. I denne forbindelse økte noen raffinerier dybden på oljeraffinering ved deres virksomheter ved å rekonstruere eksisterende vakuutil milde hydrokrakningsenheter. Disse enhetene drives ved prosesstrykk fra 5,5 til 8,5 MPa, noe som tilsvarer standardtilnærmingen når du velger designtrykk for vakuumgassoljehydrobehandlere. I disse tilfellene er produksjonen av diesel og kvaliteten begrenset av de maksimalt tillatte egenskapene til det eksisterende utstyret, og oftest er hovedmålet med slike prosjekter å øke dybden på oljeraffinering, i stedet for å forbedre kvaliteten på produktene.

Å bruke en mild hydrokrakkingsenhet ved relativt lave trykk og konverteringer gir ikke produkter av høy kvalitet. Cetanindeksen til produsert diesel er i området fra 39 til 42 poeng. Svært ofte er høyden på den røykfrie flammen til produsert parafin bare 10 mm, som er godt under 19 mm i samsvar med gjeldende krav tekniske forhold for flydrivstoff.

Tabellen nedenfor viser driftsparametrene til en konvensjonell mild hydrokrakningsenhet og en-trinns, en-gangs hydrokrakningsenhet designet for å produsere diesel ved samme 40% konvertering.

Enkeltpasset hydrokraking med middels trykk med delvis tilførselskonvertering.Tradisjonelle høytrykks hydrokrakningsenheter er svært vanskelige å få tilbake. Driftsutstyr med ufullstendig konvertering av råvarer kan gjøre det mulig å optimalisere forholdet mellom trykk, konvertering, katalysatorlevetid, hydrogenforbruk og produktkvalitet, noe som kan redusere de nødvendige kapitalkostnadene betydelig og øke den resulterende fortjenesten.

Hydrokrakkingsprosess med middels trykk (MPHC) med merkenavnet "MAK".MAK-MRNS-prosessen ble utviklet av firmaene Mobil, Akzo Nobel og M.W. Kellogg ". Hovedforskjellene mellom MAK-MRNS-prosessen (tabell 3) og tradisjonell hydrokraking er i bruken av en ny effektiv utforming av reaktorinterne kalt Spider-Vortex og inkluderingen av en høytemperaturutskiller i det teknologiske skjemaet til reaktorblokken.

Hydrokraking med delvis konvertering av råstoff... Hydrokrakkingsenheter med delvis konvertering av råvarer fra UOP, samt MAK-MRNS-prosessen, gir et høyere produktutbytte beste kvalitet sammenlignet med milde hydrokrakningsenheter. Tradisjonelle 35-70% partiellessstrømmer ligner på fullkonvertering hydrokrakeringsprosessstrømmer bortsett fra at driftstrykkområdet er ca. 10,5 MPa i stedet for 14,0-17,5 MPa. På grunn av det lavere prosesstrykket, oppstår noe forverring av destillatproduktets kvalitet. I tillegg er kvaliteten på destillatproduktet også begrenset av konverteringsgraden. Selv med høyere fôrkonvertering, forblir kvaliteten på destillatproduktet fra en konvensjonell hydrokraker for delvis tilførselskonvertering utilstrekkelig høy til å oppfylle de høye kravene til diesel i diesel.

UOP har utviklet tre nye hydrokrakkingsteknologiske ordninger med delvis konvertering av råstoff ved samme trykk. Kvaliteten på destillatdrivstoff produsert av disse nye ordningene er mye bedre - svovelinnholdet er mindre enn 50 ppm, cetanindeksen er over 50 poeng.

Flytskjemaer av selskapet "UOP" er vist i fig. 5, 6, 7. I alle tre ordningene er det to identiske teknologiske løsninger. For det første sørger alle ordningene for to reaktorer. For det andre, i hver teknologiske ordning, er vannbehandling og hydrokraking separert og representerer separate reaksjonssoner, slik at ikke alle råmaterialer som gjennomgår hydrobehandling må gjennomgå hydrokrakking. Denne funksjonen i den teknologiske ordningen er veldig viktig, og det er bare mulig hvis anlegget sørger for to reaktorer.

Den første teknologiske skjemaet er en modifikasjon av totrinns hydrokrakkingsskjema med full konvertering, generell separasjon og fraksjonering av reaksjonsprodukter (fig. 6). Det andre skjemaet tilveiebringer bruk av to parallelle enkeltpassreaktorer, også med generell separasjon og fraksjonering av reaksjonsprodukter (fig. 7). Den tredje teknologiske ordningen bruker en to-trinns hydrokraking av UOP-utviklingen med en modifisert strømningsbevegelse (fig. 8). Hver av disse skjemaene har visse fordeler i forhold til det tradisjonelle skjemaet for en hydrokrakningsenhet med delvis omdannelse av råmaterialet.

Nøkkelen til å sikre produkter av høy kvalitet ved lav total prosessomdannelse er separasjonen av hydrobehandlings- og hydrokrakkingsfunksjoner i separate reaktorer. Å bruke konvertering for å oppnå produktkvalitet er mer effektivt teknologisk løsning sammenlignet med å bruke et høyere prosesstrykk.

Synergy of a Combined Catalytic Cracker (FCC) med foreløpig forberedelse råvarer

Når du bytter ut FCC-forberedelsesseksjonen ved hydrobehandling med hydrokraking med delvis tilførselskonvertering, reduseres tettheten til FCC-matingene. Dermed gjør den kombinerte effekten av høyere trykk og høyere omdannelse under hydrokrakningsprosessen med delvis omdannelse av råmaterialet det mulig å oppnå FCC-råstoff av høyere kvalitet med praktisk talt samme nivå av avsvovling av fôr som i den tradisjonelle hydrobehandlingsprosessen. Synergien fra vannbearbeiding av katalytisk krakking av råstoff er bekreftet av forbedringen i raffineriets tekniske og økonomiske indikatorer og økningen i produksjonen av motorbrensel av høy kvalitet.

De presenterte teknologiske ordningene for hydrokraking med delvis konvertering av råstoff gjør det mulig å øke raffineriets fleksibilitet når det gjelder produksjon av kommersielt diesel av høy kvalitet fra gassoljer. lav kvalitet (uten bruk av opsjoner for hydrokrakkingsplan ved høyt trykk med full konvertering). Ved å skille hydrobehandlings- og hydrokrakningsreaksjonene inn i forskjellige reaktorer, gjør disse nye teknologiske ordningene det mulig å øke prosessens fleksibilitet, som har visse begrensninger når den utføres i modiene for mild hydrokrakking og tradisjonell hydrokraking med delvis fôrkonvertering.

HyCCLE-Unicracking-prosess fra UOP

HISICLE - Unicracking-prosessen er et skritt fremover i produksjonen av maksimale destillatmengder i hydrokrakkingsprosessen. Prosessen er en optimalisert prosessflyt designet for å maksimere utbyttet av diesel av høy kvalitet. Prosessen bruker en kombinasjon av flere unike tekniske løsninger, inkludert en forbedret varm separator, en serie "revers flow" reaktorer og en fraksjoneringskolonne nytt design med en blind vertikal skillevegg. Det særegne ved reaktorblokkskjemaet er at resirkuleringen først blir rettet mot den hydrokrakkingskatalysatorsone og deretter til den hydrobehandlingskatalysatorsone. Fordelene er at den renere tilførselen tilføres sprekkekatalysatoren ved et høyere hydrogenpartialtrykk. Sluttresultatet er en økt katalysatoraktivitet per volumenhet, og det kreves derfor mindre katalysator.

Prosessen er preget av redusert trykk, høyere volumetrisk hastighet sammenlignet med tradisjonelle planter. Ved å minimere sekundære sprekkreaksjoner forbrukes mindre hydrogen. En annen synergistisk fordel kan realiseres der det er behov for raffinering av sekundære destillater av lav kvalitet. I et slikt tilfelle, for eksempel, blir den lette katalytiske gassoljen lastet direkte inn i den forbedrede HYCYCLE-separatoren. Som et resultat trenger ikke anlegget å bygge en separat katalytisk krakking av lett gassoljeoppgradering.

Hydrokrakkingssted i raffineriet

På de fleste utenlandske oljeraffinerier med dyp oljeraffinering er tilstedeværelsen av en hydrokrakingsprosess viktig. I tillegg til å øke dybden av oljeraffinering, er hydrokrakking den viktigste prosessen som påvirker fleksibiliteten i selskapets teknologiske ordning og kvaliteten på de kommersielle produktene. I fravær av andre raffineriprosesser for prosessering av rester fra destillasjon av olje, brukes hydrokrakking hovedsakelig med full omdannelse med det tiltenkte formålet med et bestemt produkt.

I de tilfeller der raffineriet allerede har omvandlingsprosesser for oljerester, er det mest attraktive bruken av delvis omdannelse av hydrokrakking og dets kombinasjon med andre omdannelsesprosesser. Samtidig bruker hydrokraking lavkvalitets gassoljer fra andre prosesser som råstoff og mottar en høykvalitetsrest, som fungerer som et raffinert råstoff eller en komponent av råmaterialet til de samme plantene. Vakuumgassolje hydrokrakkingsrester er et utmerket råstoff for etylenanlegg, og overgår andre råmaterialer når det gjelder effektivitet.

Dermed øker tilstedeværelsen av hydrokraking i raffineriets teknologiske ordning fleksibiliteten og følgelig effektiviteten av driften betydelig.

Informasjonen i denne delen er kun ment som referanse. Du finner informasjon om produktene og tjenestene til NPP Neftekhim LLC i avsnittene “