Очищенное турбинное топливо
PURIFIED TURBINE FUEL

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится к деконтаминированному, сверхчистому жидкому топливу для турбин, работающих на продуктах сгорания газа, и к способам и устройству для производства такого топлива из сырой нефти, остаточных масел нефтепереработки и других видов загрязненного жидкого сырья.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Предпосылки создания изобретения
Существует потребность в усовершенствованных способах получения дешевого топлива для газовых турбин, работающих на продуктах сгорания газа, получаемого из сырой нефти и других тяжелых жидкостей, таких как остаточные масла нефтепереработки. Существует также потребность в недорогом жидком топливе для турбин, которое уменьшает или совсем не вызывает коррозию турбины, загрязнения и выбросы в атмосферу выхлопных газов.
Турбины, работающие на продуктах сгорания газа, широко используются на различном оборудовании одноциклового и комбинированного цикла для крупномасштабного производства электроэнергии. Выбор топливообеспечения для камер сгорания газовых турбин определяет суммарный КПД установки, доступность и выбросы в атмосферу выхлопных газов.
Для инвестиций в крупномасштабные турбинные электростанции требуется определенность в отношении объема и качества топливообеспечения. Потребители и предприятия требуют надежного электроснабжения от турбинных источников.
Снижение эффективности и сбои в работе турбин из-за проблем, связанных с загрязнением топлива наблюдаются повсеместно.  Загрязненное топливо вызывает серьезные проблемы, связанные с загрязнением турбин, коррозией и выбросами в атмосферу выхлопных газов. Массовые сбои работы оборудования, длительное нарушение электроснабжения сети и вред, наносимый окружающей среде, являются результатом плохого топлива.
Чтобы избежать присутствия загрязняющих веществ, при доступности природного газа (ПГ), богатого метаном, проектировщики турбин часто выбирают его в качестве топлива. Однако ПГ может содержать захваченные твердые углеводороды и другие загрязняющие вещества, такие как сероводород или карбонилсульфид, а также воздух, воду и инертные вещества, такие как азот и углекислый газ, которые воздействуют на сгорание. Кроме того, утечка метана вызывает экологическую озабоченность у тех, кто считает, что метан оказывает потенциальное воздействие на предполагаемое потепление атмосферы более чем в двадцать раз большее, чем С02.
ПГ часто недоступен. Некоторые регионы имеют ограниченные запасы ПГ или не имеют его существенных запасов, или в этих регионах существует запрет на разведку, разработку или транспортировку ПГ. Можно рассматривать газовые альтернативы ПГ, такие как сжиженный природный газ (СПГ) и сжиженный углеводородный газ (СУГ), но неопределенности долгосрочного характера, связанные с сжатием, хранением и отгрузкой, могут создать неприемлемые инвестиционные риски для турбинного режима эксплуатации. Аналогичные факторы применяются к использованию отходящих промышленных газов, например, доменного газа, коксового газа, топливных газов, получаемых в результате нефтепереработки, или к использованию жидкостей, получаемых естественным путем в конкретной местности, например, биотоплива, содержащего этанол, получаемого из кукурузы, сахарного тростника и других растений, или биодизельного топлива, получаемого из жиров или других веществ.
Действительность такова, что жидкости, «которые доступны при наименьших затратах», используются в качестве турбинного топлива тогда, когда ПГ недоступен, или когда другие альтернативы не могут удовлетворить потребности в топливоснабжении, даже если это вызывает коррозию, загрязнения, проблемы, связанные с работоспособностью оборудования и выбросами в атмосферу выхлопных газов. Возможности турбины при сжигании сырой нефти или остаточных масел нефтепереработки не равнозначны сжиганию ПГ из-за коррозии и образования золы.
Например, топливоснабжение ПГ очень ограничено на Гавайских островах, в США, и, как следует из литературы известного уровня техники, остаточное масло нефтепереработки использовалось на Гавайях в качестве турбинного топлива. Также, по различным причинам и в связи с приоритетами конкретной местности, существенное количество сырой нефти, остаточных масел нефтепереработки или загрязненных дистиллятов используется в качестве турбинного топлива в некоторых регионах мира, таких как, Королевство Саудовская Аравия, Кувейт, Ирак, части Африки.
Однако энергоэффективность была принесена в жертву, а теплотворность топлива была потрачена впустую. Для высокоэффективных турбин усовершенствованных классов не применяют загрязненное тяжелое жидкое топливо, а сжигание применяют только для менее сложных низкоэффективных турбин. Кроме того, такое загрязненное топливо не применяют для экономически эффективных электростанций с комбинированным циклом, которые применяют выхлопные отходящие газы для утилизации теплоты; поэтому преобразование экономически неэффективных существующих электростанций одноциклового режима, которые используют морально устаревшие печи или турбины, в которых сжигается сырая нефть, в более экономически эффективные электростанции с комбинированным циклом не было осуществлено.
Загрязняющие вещества, находящиеся в сырой нефти и в остаточном топливе, содержат, в частности, различные формы серы, натрия, ванадия, кальция, кремния, никеля и алюминия, а также макрочастицы и углеродсодержащие вещества, такие как асфальтены и другие высокомолекулярные, высоковязкие, смолистые агрегаты.
Загрязняющие вещества приводят к коррозии компонентов путей прохождения горячего газа. Присутствие натрия и серы приводит к образованию сульфата натрия, который разъедает металлы путей прохождения горячего газа в турбине. Другие щелочные металлы, находящиеся в сырой нефти или в нефтезаводских отходах, таких как калий, могут вызывать аналогичную коррозию щелочно-сульфатного типа и вести себя очень похожим на натрий образом. Такие атаки зачастую в совокупности называются «сульфидированием». Сульфидирование происходит быстро в путях прохождения горячего газа, и даже топливо с относительно низким содержанием серы содержит достаточное количество серы, способное вызвать коррозию зоны горения, когда присутствуют также и щелочные металлы. Коррозию, вызванную сульфидированием, можно предотвратить, если устранить присутствие всех щелочных металлов, но это невозможно при способах обработки сырой нефти или остаточного топлива в известном уровне техники.
Загрязняющие вещества вызывают коррозию теплоутилизационных парогенераторов (ТУПГ) электростанций с комбинированным циклом. Соединения серы реагируют с кислородом с образованием диоксида серы и с последующим окислением с образованием триоксида серы. Триоксид серы реагирует с присутствующей водой с образованием серной кислоты, которая может конденсироваться во время охлаждения выхлопных газов ТУПГ. Серная кислота, образованная таким образом, разъедает металлы ТУПГ и другие поверхности. Эксплуатация ТУПГ выше температуры точки росы минимизирует образование отходящих газов и снижает тепловую эффективность электростанции.
Загрязняющие вещества приводят к образованию золы. Сгорание в турбине сырой нефти или остаточных масел, содержащих загрязняющие вещества, такие как ванадий, никель, свинец или цинк, создает комплексы оксидов металлов, которые конденсируются на турбинных лопатках и вызывают поверхностное окисление и отложения золы. В присутствии натрия или других щелочных металлов и кислорода, металлы, такие как, ванадий, свинец или цинк, создают комплексы смешанных оксидов металлов, например, ванадаты ванадия, свинца или цинка. Такие комплексы могут иметь относительно низкую температуру плавления и осаждаться в виде зольной смеси и усиливать коррозию турбины, тогда как комплексы с более высокой температурой плавления выходят в атмосферу с дымовым газом и не прилипают к компонентам газовой турбины и ТУПГ.
Загрязняющие вещества, которые образуют зольные макрочастицы во время горения, приводят к проблемам эксплуатации, в результате которых требуется замена материалов ТУПГ, а также установка дополнительных устройств и соответствующих капитальных и эксплуатационных затрат. Например, образование золы приводит к изменениям в воздуходувках, связанных с ТУПГ, и изменениям в трубках и ребрах, которые направлены на уменьшение зольных отложений или уменьшение сбора золы на охлаждающих поверхностях.
Загрязняющие вещества вызывают выбросы в атмосферу выхлопных газов. Присутствие серы и проблемы с камерой сгорания приводит к образованию SOx, NOx и выбросам в атмосферу макрочастиц. Нормативы о предельно допустимых выбросах в атмосферу выхлопных газов зачастую уменьшают или исключают выбор жидкого турбинного топлива, доступного в конкретной местности.
Проблемы, связанные с загрязнением топлива, которые существуют в известном уровне техники, существенно сокращают период работоспособности турбины, приводят к затратам на техническое обслуживание и ремонт, и ограничивают возможности электростанций, а также вызывают частое отключение электроэнергии.
Усилия, направляемые в известном уровне техники на устранение проблем, связанных с загрязняющими веществами и образованием золы, включают
(i) частое прекращение эксплуатации, иногда еженедельно, для быстрой промывки и другой очистки поврежденных камер сгорания, лопаток и других элементов зоны горения.
Однако в обсуждаемых темах известного уровня техники упоминается, что такие частые прекращения эксплуатации, процедуры очистки и перезапуска приводят к тому, что турбины испытывают многократное усталостное разрушение, ударное воздействие вследствие усталости металла и чрезмерный износ. Такая кратковременная периодическая очистка обычно не предоставляет достаточного времени для простоя оборудования с целью осуществления масштабного механического ремонта или замены корродированных или загрязненных деталей;
(ii) необходимость хранения или наличия запасного агрегата в готовом состоянии при простое для технического обслуживания и ремонта поврежденного корродированного и загрязненного агрегата.
Однако такие резервные системы являются капиталоемкими и, следовательно, встречаются очень редко. Кроме того, по-прежнему требуются существенные затраты на восстановление поврежденного агрегата;
(iii) использование промывочного топлива и добавление ингибиторов в турбинную установку.
Такие способы обработки загрязненного жидкого топлива известного уровня техники включают способы физической промывки и сепарации (например, использование центрифуг), направленные на удаление тех водорастворимых загрязняющих веществ, которые легко растворяются или могут быть удалены иным способом. Промывка предназначена только для определенных водорастворимых щелочных солей и макрочастиц, экстрагируемых водой. Количество ступеней промывки и сепарации зависит от потребности в объеме топлива и от количества содержания щелочи в каждом ином виде необработанного топлива с целью соответствия техническим характеристикам по договору, предусмотренным для каждого вида обработанного топлива. Кроме того, способы обработки обычно включают добавление дорогостоящих химических ингибиторов, таких как соединения магния, хрома или кремния. Цель состоит в том, чтобы уменьшить коррозионное действие и осаждение золы, вызванные маслорастворимыми следами металлов, которые остаются в топливе после промывки и иным образом способствуют образованию золы при сгорании. Ингибиторы стремятся реагировать с загрязняющими веществами и изменять состав золы для увеличения ее температуры плавления, чтобы поддерживать золу в твердой форме, тем самым стремясь избежать плавления золы и отложений в турбине.
Кроме того, такие способы обработки известного уровня техники не являются универсальными, на самом деле, каждый процесс обработки должен проходить с учетом анализа необработанного сырья и технических характеристик по договору в отношении каждой отдельной турбины, в которой будет использоваться обработанное сырье. Неожиданные отличия состава сырья, если это не было установлено в результате анализа, могут вызвать серьезные проблемы с коррозией в течение коротких периодов остановки эксплуатации оборудования. Кроме того, для крупных электроэнергетических систем, работающих с высокой пиковой нагрузкой, требования к подаче сырья могут быть довольно значительными, и это создает нагрузку на очистные сооружения, имеющие ограниченные возможности.
(iv) сгорание топочных масел дистиллятного класса, реактивного топлива на керосиновой основе или другого более легкого жидкого топлива.
Однако эта альтернатива – дорогостоящая. Эти виды топлива пользуются большим спросом и производятся в основном для транспортного рынка для грузовых автомобилей, автобусов, самолетов, поездов, для морского транспорта, дизельных автомобилей и для другого мобильного конечного применения тогда, когда альтернативные варианты остаются недоступными. В традиционной переработке сырой нефти такое топливо обычно составляет менее сорока процентов от общего объема производства каждой баррели сырой нефти.
(v) сгорание более дешевых остаточных топочных масел, например, масел, используемых в печах, и масел, используемых в некоторых видах морского транспорта.
Однако это увеличивает загрязнение и, следовательно, коррозию, образование золы и выбросы в атмосферу выхлопных газов. Во время традиционной переработки, из загрязняющих веществ, обнаруженных в сырой нефти, производят дистилляционный концентрат в виде дистилляционных тяжелых нефтезаводских отходов, а не удаляют их из таких остаточных масел. Этот механизм концентрации приводит к более высокому уровню содержания загрязняющих веществ в нефтезаводских отходах, чем в исходной сырой нефти, подаваемой в секции для дистилляционной обработки.
(vi) смешивание для уменьшения общего уровня содержания загрязняющих веществ и затрат, например, смесь из более дешевого более тяжелого остаточного топочного масла с высоким содержанием загрязняющих веществ и более дорогого дистиллята, имеющего более низкий уровень содержания загрязняющих веществ.
Например, в описании известного уровня техники на электростанции с комбинированным циклом остаточное масло нефтепереработки испытывают при его получении и смешивают с дизельным маслом № 2 (испытание проводится в соответствии с техническими характеристиками) для того, чтобы максимально уменьшить содержание серы в конечной смеси, используемой в качестве турбинного топлива, до 2,75 процентов, которое допускается в конкретной местности. Basler, B. and Marx, D., 2001, “Heavy Fuel Operation at Limay Bataan Power Station,” Proceedings of ASME IGTI Turbo Expo, New Orleans, Louisiana, ASME Paper No. 2001-GT-0213.
Однако нефтезаводские отходы и компоненты смеси дистиллятов продаются на спот-рынках. Каждая порция нефтезаводских отходов и каждый дистиллят отличаются, в зависимости от конфигураций нефтеперерабатывающих заводов и хранящихся в них исходных запасов сырой нефти. Покупатели топлива не могут установить источник сырой и переработанной нефти в нефтезаводских отходах и в компонентах смеси дистиллятов. Существенные отличия каждой партии при доставке неизбежны. Поэтому не существует одинаковых, единообразных поставок смесей нефтезаводских отходов и дистиллятов для применения в качестве турбинного топлива.
Проводить анализ каждой партии такой смеси компонентов при каждой доставки – дело дорогостоящее, а брать образец – логистически сложно. Проводить в смесительной установке смешение многочисленных различных составов, имеющих существенные отличия, компонентов предполагаемой смеси, полученных от различных нефтеперерабатывающих заводов и из различных источников сырой нефти является сложной задачей, учитывая необходимость получения относительно стабильного состава топлива для контроля за эффективностью работы и для оптимизации эксплуатации камеры сгорания.
Существует также существенное главное техническое препятствие для проведения смешивания. Смешивание различных запасов сырой нефти или остаточных масел нефтепереработки, полученных из других хранилищ сырой нефти, может нарушить естественную стабилизацию (например, смешивание высокоароматических составов с высокопарафинистыми составами). Возникшая в связи с этим нестабильность заставляет частицы асфальтенов и тяжелых смол выпадать из смеси и формировать отложения, воздействующие на запасы сырья, подающие трубопроводы, фильтры, форсунки горелки турбины и другие устройства.
Кроме того, смешивание неэффективно устраняет загрязняющие вещества, остающиеся в смесях. Такие загрязняющие вещества продолжают способствовать коррозии, образованию золы и выбросам в атмосферу выхлопных газов.
Вышеупомянутый известный уровень техники в вопросах, касающихся неудач, вызванных топливом, еще раз подтверждает необходимость избегать непосредственного сжигания в турбинах, работающих на продуктах сгорания газа, получаемого в результате переработки сырой нефти и других тяжелых жидкостей, таких как остаточные масла нефтепереработки, и подтверждает необходимость в топливе, вызывающем меньшую коррозию, загрязнение и выбросы в атмосферу выхлопных газов.
Традиционная нефтепереработка описана в Разделе 2.1 работы “Available and Emerging Technologies for Reducing Greenhouse Gas Emissions from the Petroleum Refining Industry”, the United States Environmental Protection Agency (US EPA). В данной работе и в ссылках, приведенных в ней, описаны традиционные агрегаты перегонки сырой нефти (АПСН) и другие традиционные нефтеперерабатывающие установки, технологические операции и линейки различных продуктов. В данной работе утверждается, что «существует три базовых типа нефтеперерабатывающих заводов: нефтеперерабатывающие заводы перегонного типа, гидроскимминговые нефтеперерабатывающие заводы и нефтеперерабатывающие заводы с облагораживающими мощностями (также называемые «конверсионными» или «комплексными» нефтеперерабатывающими заводами). На нефтеперерабатывающих заводах перегонного типа имеется ректификационная колонна для сырой нефти, и там производят нафту и другие промежуточные продукты, но не бензин. В США имеется только несколько перерабатывающих заводов перегонного типа, преимущественно на Аляске. На гидроскимминговых нефтеперерабатывающих заводах имеются агрегаты для относительно умеренной конверсии, такие как агрегаты для гидроочистки и/или агрегаты для риформинга, для производства товарного продукционного бензина, но они не облагораживают более тяжелые компоненты сырой нефти, которые выходят ближе к нижней части ректификационной колонны, предназначенной для сырой нефти. Некоторые нефтеперерабатывающие заводы нефтеперегонного типа/гидроскимминговые нефтеперерабатывающие заводы специализируются на переработке тяжелой сырой нефти для производства асфальта. Нефтеперерабатывающие заводы с облагораживающими мощностями/конверсионные нефтеперерабатывающие заводы проводят крекинговые операции или операции коксования для преобразования длинноцепочечных высокомолекулярных углеводородов тяжелых фракций в углеводороды с более мелкими молекулами, которые могут быть использованы для производства продукционного бензина, дистиллятов и других более дорогостоящих продуктов и для запасов нефтехимического сырья». Как отмечается в данной работе, для производства различных продуктов нефтепереработки такие традиционные системы нефтепереработки должны иметь множество дорогостоящих агрегатов, они являются капиталоемкими и дорогостоящими для подачи мощности, эксплуатации и технического обслуживания. Многолетний подход к переработке сырой нефти заключался в том, чтобы сосредоточить внимание на сепарации сырой нефти с получением многочисленных потоков продуктов или потоков прекурсоров продуктов, вместо монопродукта сырой нефти, и на переработке таких многочисленных потоков на многих этапах глубокой переработки углеводородов для получения различных сортов бензина, керосина, дизельного топлива, реактивного топлива и запасов нефтехимического сырья для производства химических веществ, и затем внимание акцентируется на применении других сильно загрязненных остаточных масел в первую очередь для производства асфальта и кокса или, в некоторых регионах, для менее экологически чистых продуктов, таких как мазут или высокосернистые топочные масла для печей или для морского транспорта.
Работа “An Oil Refinery Walk-through”, American Institute of Chemical Engineers, Chemical Engineering Progress May 2014, описывает традиционные операции по переработке нефти, включая агрегаты дистилляции сырой нефти, при этом «основной задачей ректификационной колонны для атмосферной перегонки сырой нефти является сепарация обессоленной сырой нефти (при конкретной температуре подачи) на фракции или погоны, в соответствии с диапазонами значений температуры кипения компонентов». Такие целевые диапазоны точек отсечки основаны на значениях температуры и не изменяются, как указано в технический характеристике для конечного продукта, но скорость потока должна изменяться, если используется другое нефтяное сырье из-за конструкции агрегата. Каждый такой боковой погон имеет целевую начальную точку кипения и конечную точку кипения, соответствующие возможностям агрегатов для глубокой переработки углеводородов, например, для лёгкой прямой перегонки нафты, тяжелой прямой перегонки нафты, керосинов/реактивного топлива, легкого атмосферного газойля, тяжелого атмосферного газойля и остаточного масла или сырой нефти без легких фракций, подаваемых в вакуумный дистилляционный агрегат.  В известном уровне техники только относительно небольшая порция погонов каждой баррели нефтезаводского сырья дает эффект при применении для турбинного топлива, но по существу не целая баррель. Агрегат для дистилляции сырой нефти представляет собой агрегат, осуществляющий первичную переработку, который применяется практически на всех нефтеперерабатывающих заводах. Агрегат дистилляции сырой нефти часто относят к агрегату атмосферной дистилляции сырой нефти, поскольку он работает при давлении, которое слегка превышает атмосферное давление.
В известном уровне техники способы облагораживания сверхтяжелой нефти не пригодны для производства турбинного топлива. Такие способы объединяет одно – подача сырья очень плохого качества в переработку для облагораживания менее желательного сырья до более желательного, с коммерческой точки зрения, сырья, которое можно перерабатывать на традиционных нефтеперерабатывающих заводах. Это относится к преобразованию высоковязких масел, получаемых из битуминозных песков Канады, из битуминозного пояса в штате Монагас в Венесуэле и из других источников, в синтетическую или облагороженную сырую нефть. Такие процессы нацелены на то, чтобы лучше конкурировать с коммерческой сырой нефтью обычных стандартных сортов, доступных на мировых рынках. Затем эти преобразованные вещества передают на традиционные нефтеперерабатывающие заводы по переработке сырой нефти, где у сырой нефти имеются нормальные или типичные диапазоны вязкости, уровни серы и тому подобное. Пример известного уровня техники приведен Брауном с соавторами (Brown et al.) в патенте США № 4885080, в котором приводится ссылка на Брауна с соавторами, и ссылки, приведенные Брауном с соавторами. Такой способ облагораживания или способ создания синтетической сырой нефти предполагает потребление ее продуктов на традиционных нефтеперерабатывающих заводах, и он не предназначен для использования в турбинах, работающих на продуктах сгорания газа.
Такие традиционные подходы к переработке сырой нефти, существующие в вышеупомянутом известном уровне техники, оставляют значительные пробелы в технических и экономических вопросах в области сырой нефти и турбинного топлива. Такие пробелы заставляют проектировщиков турбин использовать в качестве турбинного топлива жидкости, «которые доступны при наименьших затратах», тогда, когда ПГ недоступен, или когда другие альтернативы не могут удовлетворить потребности в топливоснабжении, даже если это вызывает коррозию, загрязнения, проблемы, связанные с работоспособностью оборудования и выбросами в атмосферу выхлопных газов.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Мы выявили менее сложные способы и устройство для преобразования сырой нефти в топливо, пригодное для применения в качестве турбинного или моторного топлива. Мы также выявили, что можем производить жидкое углеродсодержащее турбинное монотопливо из сырой нефти, а не экстрагировать различные продукты из сырой нефти, что сопряжено со сложностями, присущими традиционной нефтепереработке. Мы выявили, что топливо, произведенное в соответствии со способами по настоящему изобретению, пригодно для применения в морских или наземных двигателях, в турбинах, работающих на продуктах сгорания газа, или в печах для сжигания.
Мы внесли коренное изменение в представлении о том, как производятся чистые виды топлива, а именно, мы сепарируем сырую нефть экономным образом, в соответствии с уровнями содержания серы, а не в соответствии с точками отсечки при строгом температурном режиме или не в соответствии с историческими многолетними стандартными классификациями различных погонов. Мы получаем минимальное количество погонов с небольшим количеством компонентов и только затем обрабатываем эти погоны с небольшим количеством компонентом в таких минимальных объемах, которые фактически удовлетворяют целевым техническим характеристикам, предусмотренным для топлива, касающихся уровней загрязнения. Целевое содержание серы и металлов в топливе по настоящему изобретению соответствует нормативным требованиям, предъявляемым к конкретному месту проведения сжигания, таким как правила ММО (Международная морская организация) для проведения сжигания на берегу и на судах в море и правила местных органов, регулирующих выбросы в атмосферу выхлопных газов, которые предусмотрены для наземного сжигания.
Очищенное турбинное топливо (ОТТ) по настоящему изобретению представляет собой новый класс состава деривата неочищенной нефти, содержащий низкие уровни коррозионно-активных веществ, загрязняющих веществ и других загрязняющих веществ, которые создают проблемы для турбин и для окружающей среды. Вместо прямого сжигания сырой нефти в турбинах, сырье, по настоящему изобретению, очищают для эффективного удаления вредных металлов, серы и других загрязняющих веществ для производства турбинного монотоплива. Используемый в описании и в формуле изобретения термин «по существу не содержащий» или «по существу не содержащий металлов» означает топливо, содержащее от нуля (ноль) до 100 частей на миллион по массе общего содержания металлов.  Однако с помощью способов по настоящему изобретению можно производить топливо, содержащее только следы металлов, например, 100 частей на миллиард по массе или менее, а также топливо может включать уровни, в которых содержание металлов, если таковые имеются, не может быть точно измерено приборами, подсоединёнными к технологическим линиям и оборудованию.
Очищенное турбинное топливо может конкурировать с природным газом и дизельным топливом, поскольку сжигание очищенного турбинного топлива увеличивает доступность турбины, снижает затраты на техническое обслуживание и сокращает выбросы в атмосферу выхлопных газов, получаемые при прямом сжигании, при этом эффект использования этого топлива приближен к эксплуатационной надежности, а уровни выбросов в атмосферу выхлопных газов соответствуют уровням, получаемым при сжигании природного газа различных сортов или дизельного топлива дорогих сортов.
Таким образом, мы обнаружили, что мы можем очищать сырую нефть нестандартным, необычайно эффективным способом для производства сверхчистого топлива, пригодного для сжигания в турбинах.
Этот топливный монопродукт из сырой нефти производится посредством минимального количества операций агрегата и устройства. Топливо производят в соответствии с описанным в настоящем документе новым способом очистки сырой нефти (СОН), предусматривающим недорогую конструкцию устройства, применяемого в качестве комплекса очистки сырой нефти (КОН).
Таким образом, практика по настоящему изобретению позволяет снизить капитальные и эксплуатационные расходы, по сравнению с традиционными нефтеперерабатывающими комплексами. По настоящему изобретению нет необходимости использовать большое количество дополнительного оборудования и дополнительных операций агрегата для переработки сырой нефти при производстве большого количества отдельных потоков, поскольку производится монопродукт.
Однако КОН по настоящему изобретению явно не является «нефтеперерабатывающим заводом погонного типа», а также «гидроскимминговым нефтеперерабатывающим заводом», а также «нефтеперерабатывающим заводом с облагораживающими мощностями» (или «конверсионным»  или «комплексным» нефтеперерабатывающим заводом), как обсуждалось в приведенной выше ссылке на работу, опубликованную Агентством по охране окружающей среды США (US EPA). Все такие нефтеперерабатывающие заводы производят многочисленные углеводородные жидкие продукты, тогда как, благодаря СОН по настоящему изобретению, производится только один топливный продукт. Конструкция устройства по настоящему изобретению – относительно проста и очень отличается от традиционного устройства для очистки сырой нефти. Традиционные нефтеперерабатывающие заводы производят многочисленные потоки, и только некоторые из них пригодны для использования в качестве турбинного топлива. В отличие от представленного выше, используя, по меньшей мере, один вид нефтяного сырья, в способе по настоящему изобретению используется новое устройство для изготовления только одного вида жидкого очищенного турбинного топлива, которое пригодно для использования в качестве топливного продукта.
По настоящему изобретению не требуется, чтобы все нефтяное сырье было преобразовано в турбинное топливо. Для осуществления способа может использоваться определенное количество сырой нефти для создания энергосистем. Поскольку в настоящем изобретении предлагается простой способ выделения загрязняющих веществ из сырой нефти и изготовления очищенного турбинного топлива, то, по настоящему изобретению, потоки, в которых содержится большое количество загрязняющих веществ, остаются доступными для использования их в качестве источника энергии, подаваемой для работы электростанции, и для экспортных поставок. Например, система окисления может получать порцию потоков с большим количеством загрязняющих веществ во время осуществления способа. Поскольку такие потоки с большим количеством загрязняющих веществ имеют высокую калорийность топлива, то их можно поочередно использовать в соответствии с другими потребностями электростанции. В дополнение к энергосистемам, по настоящему способу, при необходимости, можно производить серу в качестве побочного продукта.
Рабочие условия различных операций агрегата, в соответствии со способом по настоящему изобретению, могут быть адаптированы, исходя из состава углеводородов сырой нефти или комбинаций видов сырой нефти, или других альтернативных веществ, выбранных для подачи для проведения операций, а на калибровку каждого компонента устройства влияют соответствующая пропускная способность и ожидаемая жесткость рабочих условий.
Очищенное турбинное топливо по настоящему изобретению особенно подходит в качестве замещающего топлива для производственных мощностей энергосистем, потребляющих сырую нефть, остаточные масла, мазут и/или высокосернистое топочное масло (ВСТМ), сконструированных как электростанции простого цикла (ЭСПЦ) и гидроэлектростанции простого цикла (ГЭСПЦ) для того, чтобы обеспечить более эффективную работу с существенно меньшим количеством выбросов в атмосферу выхлопных газов.
В вариантах осуществления способа по настоящему изобретению можно преобразовать любой по существу жидкий углеродсодержащий источник вещества в пригодное для использования жидкое турбинное топливо путем направления нефтяного сырья различных типов в альтернативные места в пределах производственного комплекса по настоящему изобретению. В одном варианте осуществления настоящего изобретения, подходящие источники углерода включают комбинации сырой нефти различных видов или нефти в виде монопродукта, содержащие, по меньшей мере, один вид остаточного масла или один сорт высокосернистого топочного масла. В другом варианте осуществления настоящего изобретения, подходящие источники углерода для таких альтернативных мест подачи включают, например, вариант, в котором присутствует газификационное устройство, в которое подаются суспензии тяжелых нефтяных остатков зоны базовой сепарации или вакуумных отходов, смешанные с частицами кокса, угля, торфа или золы, полученными в результате других технологических операций. Кроме того, дополнительные источники углерода могут включать суспензии биомассы и древесины, тростника, отходы кукурузы и городские отходы.
В вариантах осуществления способа очистки сырой нефти по настоящему изобретению в качестве примерной подачи описано использование сырой нефти в виде монопродукта; однако в других вариантах осуществления настоящего изобретения могут использоваться, по меньшей мере, один вид сырой нефти или различные загрязненные углеводородные жидкости, либо по отдельности, либо месте с, по меньшей мере, одним видом нефтяного сырья. Ссылки в настоящем документе на термин «сырая нефть» включают загрязненную сырую нефть, а также другие загрязненные тяжелые жидкости, остаточные масла нефтепереработки или высокосернистые топочные масла и приведены для пояснения, а не для ограничения.  Загрязняющие вещества могут включать соединения, содержащие серу, азот, кислород, а также металлы в виде комплексов и солей. Термин «сера», в том понимании, в котором он использован в настоящем документе, означает соединения, содержащие данный элемент, и он приведен для пояснения, а не для ограничения, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из группы, состоящей из тиолов (RSH), сульфидов (RSR), полисульфидов (RSSR), тиофеновых и алкилзамещенных изомеров тиофеновых соединений, содержащих различное количество ароматических колец полициклических ароматических серосодержащих гетероциклов, таких как тиофен, бензотиофен, дибензотиофен и бензонафтотиофен и другие серосодержащие углеводороды.
В настоящем изобретении, рабочие условия контролируют для установки целевых значений в соответствии с уровнем серы или, в соответствии с уровнями других загрязняющих веществ выходящих потоков, а не в соответствии с функциональными критериями, не связанными с загрязняющими веществами. В отличие от представленного выше, целевые значения традиционной дистилляционной переработки сырой нефти представляют собой различные эксплуатационные характеристики продукта выходящих потоков для различных конкретных применений. Такие традиционные технические характеристики, не относящиеся к загрязняющим веществам, включают, например, (i) для бензина, давление пара, связанное с летучестью или октаном для антидетонации, (ii) для дизеля № 2, цетановое число для скорости горения или температуру вспышки или начальную точку кипения при дистилляции, или (iii) для керосина, температуру дымообразования, температуру вспышки или температуру 10% дистилляционного максимума или конечной точки кипения.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, сырая нефть подается в агрегат базовой сепарации (АБС). АБС может представлять собой агрегат фракционирования, но АБС СОН во многом отличается от традиционных дистилляционных агрегатов для атмосферной перегонки сырой нефти известного уровня техники (ТДА) по нескольким причинам. Во-первых, АБС разделяет сырую нефть только на три базовых сегмента, в соответствии с целевыми уровнями содержания загрязняющих веществ в пределах (a) приемлемого низкого уровня содержания загрязняющих веществ, причем предпочтение отдается деконтаминации до целевого уровня, в зависимости от адаптации рабочих условий АБС, (b) умеренного содержания загрязняющих веществ, например, серы в диапазоне от 0,08 до 4 масс.% и (iii) большого содержания загрязняющих веществ, например, серы в диапазоне от 2 до 8 масс.%. В отличие от представленного выше, обычные ТДА разделяют сырую нефть на большое количество фракций, в соответствии с целевыми углеводородными составами, применяемыми для желаемых фракций или рабочих температур. Во-вторых, рабочие условия АБС контролируют для установки целевых значений, в соответствии с уровнями загрязняющих веществ выходящих потоков, а не в соответствии с функциональными критериями, не связанными с загрязняющими веществами. В одном варианте осуществления настоящего изобретения, жидкое топливо, имеющее низкий уровень загрязняющих веществ, которое пригодно для использования в качестве турбинного топлива, представляет собой продукт по способу, содержащему (а) подачу загрязненного углеродсодержащего жидкого сырья, выбранного из группы, состоящей из, по меньшей мере, одного вида сырой нефти, остаточных масел нефтепереработки, высокосернистых топочных масел, биомассы в жидком виде или углеводородных суспензий, содержащих частицы кокса, угля, торфа или золы, в зону базовой сепарации, которая служит в качестве первичного деконтаминатора, (b) разделение вышеупомянутого жидкого сырья в вышеупомянутой зоне до минимального количества базовых сегментов, в соответствии с измеренными уровнями загрязняющих веществ выходящих потоков, а не в соответствии с измеренным углеводородным составом, температурным диапазоном или в соответствии с другими критериями сепарации, не связанными с загрязняющими веществами, (c) адаптацию рабочих условий вышеупомянутой зоны сепарации для контроля за разделением сырья с целью образования сегментов, имеющих различные уровни загрязнения с тем, чтобы образовать (1) сегмент со сниженным уровнем содержания загрязняющих веществ, который, без существенной последующей обработки, образует поток, содержащий топливные компоненты, (2) сегмент с умеренным содержанием загрязняющих веществ, который обрабатывают водородом в присутствии катализатора с образованием, по меньшей мере, одного потока, содержащего топливные компоненты со сниженным уровнем загрязняющих веществ и (3) сегмент с большим количеством загрязняющих веществ, который подвергают, по меньшей мере, одному дополнительному этапу сепарации для образования, по меньшей мере, одного потока со сниженным уровнем содержания загрязняющих веществ, при этом каждый поток обрабатывают либо по отдельности, либо вместе с другими потоками, водородом в присутствии катализатора с образованием, по меньшей мере, одного потока, содержащего топливные компоненты со сниженным уровнем загрязняющих веществ и (d) объединение потоков, содержащих топливные компоненты, перечисленные в пунктах (1), (2) и (3), для образования вышеупомянутого топливного продукта.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фигуре представлен схематический чертеж организации технологического процесса обработки сырой нефти для производства жидкого монопродукта, пригодного для использования в качестве турбинного топлива, в соответствии с настоящим изобретением.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, топливо образовано из комбинации трех струйных потоков жидких углеводородов, полученных из сырой нефти, содержащих соединения серы. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, топливо образуется посредством по существу непрерывного объединения таких потоков, как струйные потоки. Используемый в описании и формуле изобретения термин «по существу непрерывное» объединение потоков означает объединение потоков, поступающих либо непосредственно из производственных агрегатов, либо из резервных хранилищ отдельных потоков, таким образом, чтобы обеспечить возможность перемешивания, а термин «скорость потока» или «интенсивность потока» включает объем потока, поступающего в партию, когда струйные потоки добавляют по отдельности. Скорость потока каждого потока, поступающего в комбинацию, определяется соответствующим содержанием серы в нем и его относительным вкладом в общее конечное предельное содержание серы в комбинации с учетом скорости потока каждого из двух других потоков и соответствующего содержания серы в них. В одном варианте осуществления настоящего изобретения, такие потоки образуются как прекурсоры для комбинирования путем фракционирования сырой нефти, либо с присутствием добавленного пара или без него, по меньшей мере, на три жидкие фракции F1, F2 и F3, при этом выходной погон, в виде масс.% нефтяного сырья или другой единицы измерения каждой фракции, определяется содержанием в нем серы таким образом, что содержание серы во фракции F1 – меньше содержания серы во фракции F2, объем которой – меньше объема фракции F3. Затем все фракции F2 и F3 или их порции обрабатывают водородом в присутствии катализатора с соблюдением температурных условий, парциального давления водорода, скорости потока водорода, каталитической активности и объемной скорости, достаточной для снижения содержания серы в таких потоках до, по меньшей мере, целевых уровней или ниже.
Первая операция агрегата по настоящему изобретению представляет собой агрегат базовой сепарации, состоящий, по меньшей мере, из одной ректификационной колонны.  Несмотря на то, что в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения предпочтительно проводить работу при атмосферном давлении или при давлении, близком к нему, и иметь соответствующую мощность для перегонки, первая операция агрегата отличается от операции традиционных дистилляционных агрегатов для атмосферной перегонки сырой нефти, которые имеют большее количество ступеней, проходимых внутри колонны, и более высокую эффективность фракционирования. Количество боковых погонов и, следовательно, количество и качество потоков дистиллята различаются в зависимости от операций агрегата базовой сепарации по настоящему изобретению, по сравнению с традиционной дистилляцией сырой нефти, поскольку конечный продукт в способе по настоящему изобретению представляет собой продукт, имеющий единый состав, очищенное турбинное топливо.
Температуру зоны испарения сырья для первой операции агрегата, в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, устанавливают таким образом, чтобы получить максимальное количество погонов фракции F2 при минимальном количестве захвата тяжелого материала и минимальном количестве фракции F3 из нижней части первого агрегата. В предпочтительных вариантах осуществления настоящего изобретения, третья фракция F3 представляет собой пар, отогнанный в отпарной секции первого агрегата, для минимизации захвата легких фракций в этой третьей фракции F3 для того, чтобы избежать их попадания в вакуумную верхнюю эжекторную систему на ректификационной колонне второго агрегата, которая работает при пониженном давлении. На примере одного варианта осуществления настоящего изобретения, скорость потока верхней фракции и боковой первой фракции F1 в первой ректификационной колонне максимально увеличивается за счет увеличения объёмной скорости образования пара в первой ректификационной колонне, так что фракция F1, становясь необработанным потоком S1 для объединения с топливом, имеет содержание серы в диапазоне 0,20 масс.% серы, что превышает предельное содержание серы в конечном топливном продукте, которое, в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, будет составлять менее 0,05 масс.% или будет находиться в диапазоне от 0,05 до 0,1 масс.%; однако в этом варианте разрежающие скорости потоков S2 и S3 с относительно низким содержанием серы добавляют в комбинацию в соответствии с уровнем серы S1. Уровни серы S3-жидкостей, полученных в результате гидроочистки вакуумного газойля, могут быть менее 0,18 масс.%, в зависимости от жесткости рабочих условий, но для того, чтобы избежать интенсивных рабочих условий, вызывающих насыщение колец и потерю теплоты сгорания, S3 в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения находится в диапазоне 0,12 масс.% до 0,18 масс.%.  S2, полученный в результате дистилляционной гидроочистки, при нежестких рабочих условиях вполне может быть менее 0,05 масс.%, однако для выбранных условий, известных в области гидроочистки, можно достичь уровней серы S2 менее 25 частей на миллион по массе и можно достичь уровней менее 8 частей на миллион по массе, но в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения S2 находится в диапазоне от 6 до 12 частей на миллион по массе.  Таким образом, обработанные S2 и S3 объединяют с необработанным потоком S1 в соответствующих количествах с учетом соответствующего содержания серы, поэтому комбинация конечного топлива соответствует технической характеристике топливного продукта. Объем энергопотребления во время проведения технологического процесса установками гидроочистки, обрабатывающими фракции F2 и F3, снижается по отношению к какому-либо количеству фракции F1, которой не требуется проходить через установку гидроочиститки.  Кроме того, минимизация боковых погонов или дистиллята минимизирует капитальные затраты на первую и вторую ректификационные колонны.
В отличие от традиционной дистилляции сырой нефти, эффективность фракционирования или чёткость погоноразделения не является технической характеристикой способа или устройства по настоящему изобретению, как и множественные потоки дистиллята, поскольку настоящее изобретение предназначено для изготовления товарного топливного монопродукта из сырья, такого как сырая нефть, а не большого количества продуктов, точно сгруппированных по различным диапазонам кипения. В одном варианте осуществления ректификационной колонны по настоящему изобретению, ректификационная колонна имеет верхнюю, среднюю и нижнюю зоны для сепарации нефтяного сырья до соответствующих фракций F1, F2 и F3. Такая ректификационная колонна не достигает эффективности фракционирования для точного погоноразделения с учетом температурных условий, углеводородного состава или других критерий сепарации, не связанных с загрязняющими веществами, но достигает сепараций в соответствии с уровнями загрязняющих веществ целевых фракций F1, F2 и F3 либо в виде одного погона для каждой такой фракции, либо большого количества погонов, объединенных для образования каждой такой фракции. Если сравнить переработку ректификационной колонной сырой нефти одного и того же вида с переработкой той же сырой нефти при традиционной дистилляционной переработке сырой нефти, то ректификационная колонна по настоящему изобретению может работать при более высоком температурном профиле в верхней зоне. Такой различный температурный профиль позволяет избежать чрезмерной конденсации пара и затоплений, происходящих в верхних секциях при традиционной дистилляции сырой нефти, которые вызваны недогревом и связанными с этим изменениями значений давления, приводящими к конденсации отгоночного пара при его использовании, и позволяет избежать чрезмерного образования жидкости и затоплений, которые могут произойти при традиционной дистилляции сырой нефти. Ректификационная колонна в этом варианта осуществления настоящего изобретения позволяет максимально увеличить количество фракции F1 в вышеупомянутой верхней зоне по отношению к фракциям F2 и F3, причем фракция F1, если бы ее получали при традиционной дистилляции, включала бы материалы, находящиеся в диапазоне от легкой верхней нестабилизированной цельной нафты до компонентов керосинового ряда или, по меньшей мере, порцию других легких дистиллятов. Такое максимальное увеличений фракции F1 сводит к минимуму количество легких дистиллятов во фракции F2, снижая нагрузку при гидроочистке или другой обработке фракции F2. Это также позволяет комбинировать все такие материалы в пределах диапазона от легкой верхней нестабилизированной цельной нафты до компонентов керосинового ряда или, по меньшей мере, порцию других легких дистиллятов во фракции F1 в погон с однородным содержимым, что приводит к меньшему количеству систем дистиллятов, по сравнению с традиционными агрегатами для дистилляции сырой нефти, которые имеют множество погонов для материалов такого диапазона. Кроме того, такая ректификационная колонна максимально увеличивает количество фракции F2 в вышеупомянутой средней зоне по отношению к фракции F3, причем фракция F2, если бы ее получали при традиционной дистилляции, включала бы материалы, находящиеся в диапазоне от порции оставшейся более тяжелой порции легких дистиллятов и средних, и тяжелых дистиллятов, максимальное увеличение которых позволяет комбинировать вышеупомянутую оставшуюся более тяжелую порцию легких дистиллятов и средних, и тяжелых дистиллятов во фракции F2 в погон с однородным содержимым, что приводит к меньшему количеству систем дистиллятов, по сравнению с агрегатами для традиционной дистилляции сырой нефти, которые имеют большое количество погонов для таких материалов. Такое уменьшенное количество дистиллятов уменьшает перепад давления по ректификационной колонне из-за уменьшенного количества потоков дистиллятов и уменьшает количество тарелок, и, следовательно, снижает давление зоны испарения сырья и, следовательно, снижает температуру зоны испарения с соответствующим уменьшением производительности печи колонны, что уменьшает потребление энергии, по сравнению с традиционной дистилляцией сырой нефти.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, фракция F1 является прекурсором для потока S1, фракция F2 является прекурсором для потока S2, фракция F3 является прекурсором для потока S3, а потоки S1, S2 и S3 объединяются для образования топлива, пригодного в качестве очищенного турбинного топлива, имеющего максимум 0,1 масс.% содержания серы, и которое содержит менее 100 частей на миллион по массе общего содержания металлов, и в более предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения – от 0,1 до 1,0 частей на миллион по массе общего содержания металлов. Предпочтительное фракционирование включает верхнюю парциальную конденсацию конденсируемых захваченных легких газов для образования, по меньшей мере, порции фракции F1, но без необходимости дополнительных инвестиций на этапах стабилизации для удаления бутанов и других более легких компонентов для того, чтобы конденсируемые порции сжижаемых нефтяных газов из сырой нефти стали частью конечного топливного продукта. Добавление такой стабилизации является допустимым вариантом, но при этом добавляются капитальные затраты, не являющиеся существенными для производства первичного турбинного топливного продукта. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, выходной погон фракции F1 максимально увеличивают таким образом, что когда фракцию F1 не подвергают последующей обработке для удаления или уменьшения содержания серы, а объединяют, по меньшей мере, с порцией каждой фракции F2 и 3, при этом их порции обрабатывают для удаления или уменьшения содержания серы, то конечное содержание серы, в соответствии с целевой технической характеристикой, или предельное содержание серы не превышено. Фракция F1 может по существу не содержать серы, металлов и других загрязняющих веществ или может содержать относительно низкие уровни серы. В варианте осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере, каждую порцию фракций 2 и 3 впоследствии обрабатывают путем гидроочистки или другими средствами десульфурации для уменьшения содержания серы таким образом, чтобы каждая обработанная порция имела содержание серы менее 50 частей на миллион по массе. В другом варианте осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере, каждую порцию фракций 2 и 3 впоследствии обрабатывают путем гидроочистки или другими средствами десульфурации для уменьшения содержания серы таким образом, чтобы обработанная фракция F2 имела очень низкое содержание серы – в диапазоне менее 10  частей на миллион по массе или менее, и чтобы обработанная фракция F3 имела более высокое содержание серы, чем фракция F2, а именно – в диапазоне от, примерно, 0,12 до 0,18 частей на миллион по массе.  Пригодное устройство традиционной гидроочистки, катализатор, технологическая конфигурация и условия обсуждаются в Главе 7 работы «Колорадское высшее горнотехническое училище, виды переработанной нефти» (Colorado School of Mines, Refining series), которую специалист в области гидроочистки может применять и адаптировать для гидроочистки применимых порций фракций 2 и 3, которые обрабатывают водородом в присутствии катализатора в условиях гидроочистки, и для потоков, полученных из таких фракций, в практике аспектов гидроочистки по настоящему изобретению для достижения уменьшенного содержания серы и металлов в целевых потоках S2 и S3.
Помимо серы, сырая нефть может содержать другие загрязняющие вещества, содержащие металлы, такие как ванданий, никель, свинец и цинк и другие вещества, которые вызывают коррозию или образуют загрязняющие вещества, а также загрязняющие вещества семейств асфальтенов, и в вариантах осуществления настоящего изобретения скорость подачи сырой нефти и условия фракционирования адаптируются таким образом, что практически все такие загрязняющие вещества концентрируются во фракции F3. В одном варианте осуществления настоящего изобретения, условия фракционирования адаптируются таким образом, что (i) фракция F1 образует необработанный поток S1, который имеет содержание серы X1 и по существу не содержит металлов, (ii) фракция F2, которая, при последующей обработке водородом в присутствии катализатора в адаптированных условиях, образует поток S2, который имеет уменьшенное содержание серы X2 и по существу не содержит металлов. Фракционирование включает верхнюю парциальную конденсацию конденсируемых захваченных легких газов, но без этапов дополнительной стабилизации для удаления бутанов и других более легких компонентов, очень низкий уровень серы и почти нулевой уровень других загрязняющих веществ, и (iii) по меньшей мере, одна порция фракции F3, при последующей обработке водородом в присутствии катализатора в условиях, более жестких, чем условия, применяемые для обработки фракции F2, образует поток S3, который имеет уменьшенное существенным образом содержание серы X3 и очень низкие уровни металлов. Когда такие гидроочищенные потоки 2 и 3 объединяют с необработанным потоком S1, то такая комбинация образует топливо, пригодное для использования в качестве очищенного турбинного топлива, которое имеет общее содержание серы ST и скорость потока, определяемую по скорости потока для потока S1 с содержанием серы X1, по скорости потока для потока S2 с содержанием серы X2 и по скорости потока для потока S3 с содержаниям серы X3. В одном варианте осуществления настоящего изобретения, фракция F1 имеет содержание серы в диапазоне от, примерно, 0,2 масс.% до 0,25 масс.% для образования потока S1, фракция F2 имеет содержание серы в диапазоне, примерно, менее 10 частей на миллион по массе после обработки для образования потока S2, и фракция F3 после обработки образует поток S3, который имеет содержание серы в диапазоне от, примерно, 0,12 до 0,18 масс.%.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения, топливо образуется в результате того, что фракцию F3 перед гидроочисткой подвергают вакуумной дистилляции при уменьшенных значениях парциального давления углеводородов либо в присутствии добавленного пара, либо без него, для образования, по меньшей мере, одного (i) бокового потока легкого или тяжелого вакуумного газойля, или их комбинации и (ii) остатка вакуумной перегонки, который не кипит при вышеупомянутых значения уменьшенного давления. По меньше мере, один из вышеупомянутых (i) боковых потоков легкого или тяжелого вакуумного газойля, или их комбинации может иметь содержание серы в диапазоне от, примерно, 0,1 до 5,0 масс.% перед последующей обработкой, его направляют на гидроочистку, а затем его по отдельности подвергают гидроочистке в зоне, отличной от зоны, применяемой для гидроочистки фракции F2, и при более интенсивных условиях гидроочистки, чем условия, применяемые для фракции F2, для образования потока S3, который имеет содержание серы в диапазоне от, примерно, 0,12 до 0,18 масс.%, и который по существу не содержит металлов или имеет по существу нулевое содержание металлов, примерно, 0,1 частей на миллион по массе. В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения, если содержание серы самого легкого вакуумного газойля в боковом потоке – менее или находится в пределах фракции F2 перед последующей обработкой, то поток такого газойля может быть объединен с фракцией F2 для последующей обработки и вхождения в состав потока S2.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, остаток вакуумной перегонки направляют на сольвентную деасфальтизацию, где его смешивают, по меньшей мере, с одним сольвентом, в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения – с парафиновым, содержащими от 3 до 7 углеродных чисел, для обеспечения возможности осаждения из раствора асфальтенов или других тяжелых компонентов остатка для производства (i) по меньшей мере, одного деасфальтизированного масла, которое имеет уменьшенные уровни загрязняющих веществ, и (ii) сильно загрязненного асфальтового потока, который содержит большинство металлов, асфальтенов и других загрязняющих веществ исходного нефтяного сырья.  В одном варианте осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере, один поток деасфальтизированного масла подают в гидроочиститель фракции F3 либо по отдельности, либо вместе с, по меньшей мере, одним боковым потоком вакуумного газойля, подаваемыми в гидроочиститель фракции F3, и подвергают гидроочистке с образованием порции потока S3. Когда образующийся таким образом поток S3 объединяют с потоками 1 и 2, образуется топливо, используемое в качестве турбинного топлива. Асфальтовый поток пригоден в качестве сырья для замедленного или непрерывного коксования, установки газификации или производства асфальта. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, асфальтовый поток подают в газификационный агрегат, который превращает асфальтовый поток в синтез-газ, состоящий из водорода и монооксида углерода, который очищает водород, направляемый на гидрирование компонентов, образующих потоки 2 и 3.
Различные условия «нежестких условий» гидроочистки описаны в патенте США 6,228,254, выданном на имя Джоссенс с соавторами (Jossens et al), и такой термин, который используется в настоящем документе, означает, что условия температуры, парциальное давление водорода, скорость потока водорода, каталитическая активность и объемная скорость существенным образом адаптированы для уменьшения содержания серы до значения, составляющего менее 50 частей на миллион по массе. Более «жесткие условия» гидроочистки и такой термин, который в настоящем документе, означает, что условия температуры, парциальное давление водорода, скорость потока водорода, каталитическая активность и объемная скорость существенным образом адаптированы для уменьшения содержания серы до гораздо более низких уровней, чем при нежестких условиях, но позволяющих существенным образом избежать предотвращения насыщенности колец. Рассмотрение структуры соединения серы обсуждается в работе “New Approaches to Deep Desulfurization for Ultra-Clean Gasoline and Diesel Fuels: An Overview” An Overview" by Song, Fuel Chemistry Division Preprints 2002, 47(2), 439.  Очень глубокое удаление серы может быть возможно с помощью альтернативных маршрутов, обсуждаемых в работе  “Clean Fuels and Catalysis Program, The Energy Institute, and Department of Energy & Geo-Environmental Engineering,” by Xiaoliang Ma et al The Pennsylvania State University, AAD Document Control Center, M/S 921-107 National Energy Technology Center, US Department of Energy Institute.  Однако уровень «глубокого удаления серы», используемый в настоящем документе, означает, что условия гидроочистки, либо нежесткие, либо жесткие, включают соответствующее количество водорода и парциальное давление, адаптируют для уменьшения уровня серы до диапазона 10 частей на миллион по массе или менее.  В работе “Revamping Diesel Hydrotreaters For Ultra-Low Sulfur Using IsoTherming Technology” by Ackerson et al обсуждается конструкция агрегата, выбор катализатора, потребление водорода и другие рабочие условия для удаления серы путем гидрирования для производства продукта, содержащего менее 8 частей на миллион по массе, используя высокоактивный  никелево/молибденовый (Ni/Mo) катализатор. В работе “Optimizing Hydroprocessing Catalyst Systems for Hydrocracking and Diesel Hydrotreating Applications, Flexibility Through Catalyst” by Shiflet et al, page 6 Advanced Refining Technologies Catalagram Special Edition Issue No.113/2013 также обсуждаются вопросы гидрообработки до значения уровней 10 частей на миллион по массе или менее с использованием высокоактивного углеродного/молибденового (Co/Mo) катализатора для удаления серы, не испытывающей пространственных затруднений, и высокоактивного Ni/Mo-катализатора для остающейся стерически затрудненной серы.
На Фигуре представлен общий обзор другого варианта осуществления настоящего изобретения и в упрощенной форме показаны основные компоненты технологического процесса для производства жидкого монопродукта, пригодного для использования в качестве топлива. Поток загрязненной сырой нефти, содержащей серу и металлы, поступает в технологический процесс, проводимый по линии 2, после предварительной обработки, такой как обессоливание, что является предпочтительным для сырой нефти. В данном примере нефтяное сырье 2 может представлять собой сырую нефть в виде монопродукта или смесь, по меньшей мере, сырой нефти одного вида, или смесь сырой нефти с высокосернистым топочным маслом.
Вышеупомянутую сырую нефть фракционируют в присутствии добавленного пара или без него на три жидкие фракции F1, F2 и F3. В варианте осуществления настоящего изобретения, показанном на Фигуре, фракция F1 проходит без обработки по линии 10 в зону объединения 600. Фракция F2 проходит по линии 20 в агрегат для гидроочистки 300 для производства обработанного потока S2, который направляют по линии 60 в зону объединения 600. Скорость подачи и рабочие условия агрегата для гидроочистки 300 адаптируют таким образом, чтобы обработанный пар S2 имел содержание серы менее 10 частей на миллион по массе, а общее содержание металлов находилось в диапазоне менее 100 частей на миллион по массе, или чтобы он по существу не содержал металлов, в зависимости от жесткости условий гидрообработки. Фракцию F3 направляют по линии 30 на этап дополнительной сепарации в агрегат для вакуумного фракционирования 200. Из агрегата базовой сепарации 100 захваченные легкие газы проходят сверху по линии 4, а верхняя парциальная конденсация конденсируемых захваченных легких газов происходит при фракционировании без этапов дополнительной стабилизации для удаления бутанов и других более легких компонентов, и проходят по линии 8 для объединения с потоками по линии 10 для образования порции фракции F1. Легкие углеводородные газы линии 4 из верхней зоны агрегата 100 могут быть сконцентрированы по линии 6, сепарированы и распределены таким образом, как это требуется; например, они могут быть сепарированы на влажные газы (такие как, пропан и бутан) или сжиженный нефтяной газ и сухие газы (такие как, этан и метан) с помощью серии дистилляционных колонн, и, по меньшей мере, один такой газ можно использовать для сжигания в печах для других технологических процессов. Вспомогательная аппаратура не показана подробно, но она может включать, например, емкость для орошения ректификационной колонны и связанный с ней отстойник для удаления конденсационного пара, связанного с отогнанным продуктом, который добавляется в основном за счет отгоночного пара, который, при необходимости, мог быть подан в нижнюю зону агрегата 100 и любые связанные с ним боковые отпарные секции, и устройство для контроля за орошением для температурной адаптации верхней температуры с использованием орошения, полученного из такой емкости для орошения ректификационной колонны. По линии 10 фракция 1 включает первый боковой погон, нарисованный по линии 10 на ступени, расположенной ниже верхней ступени по линиям 4 и 8, где производится верхний пар, например, по линиям 4 и 6, при этом первый погон объединяют с верхним конденсатом 8. Неконденсирующиеся легкие газы проходят сверху по линии 6, где их можно извлечь для использования в работе печи. В варианте осуществления настоящего изобретения, показанном на Фигуре, базовая сепарация включает вакуумное фракционирование, и фракцию F3 пропускают по линии 30, и подвергают вакуумной дистилляции в агрегате 200 при уменьшенных значениях парциального давления углеводородов либо в присутствии добавленного пара, либо без него, для образования, по меньшей мере, одного выходящего потока вакуумного газойля по линии 40 и для образования, по меньшей мере, одного потока вакуумных остатков по линии 50. Для того, чтобы адаптировать уровни серы, во фракцию F3 на линии 30 можно добавить смесь высокосернистого топочного масла (не показано), а в поток вакуумных остатков по линии 50 можно добавить смесь высокосернистого топочного масла или альтернативного остаточного масла из другого источника, не показано.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения (не показано), по меньшей мере, одна порция фракции F3 может быть непосредственно передана в гидроочиститель 400. В варианте осуществления настоящего изобретения, показанном на Фигуре, одну порцию потока вакуумного газойля фракции F3 направляют по линии 40 в агрегат для гидроочистки 400 и по отдельности подвергают гидроочистке в зоне, отличной от зоны, применяемой для гидроочистки фракции F2, и при более интенсивных условиях гидроочистки, чем условия, применяемые для фракции F2, для образования, по меньшей мере, одной порции потока S3.  Условия фракционирования агрегата 200 адаптируют таким образом, чтобы выходящий поток вакуумного газойля по линии 40 имел содержание серы в диапазоне от, примерно, 0,5 до 5 масс.% перед последующей обработкой в агрегате 400. Гидроочищенную порцию фракции F3 направляют по линии 70, чтобы она стала частью выходящего из гидроочистителя потока S3, который направляют по линии 70 в зону объединения 600. Скорости подачи и рабочие условия гидроочистки агрегата 400 адаптируют для потока S3, чтобы получить содержание серы в диапазоне от, примерно, 0,12 до 0,18 масс.% и общее содержание металлов – в диапазоне от, примерно, 0,1 до, примерно,1 частей на миллион по массе, что означает, что поток по существу не содержит металлов. Агрегат для вакуумного фракционирования 200 также образует порцию выходящего потока вакуумного остатка фракции F3 по линии 50, который по существу не кипит при вышеупомянутых уменьшенных значениях парциального давления углеводородов и который направляют по линии 50 для выполнения агрегатом 500 операции сольвентной деасфальтизации. На Фигуре вакуумный остаток смешивают в агрегате 500, по меньшей мере, с одним сольвентом для образования раствора таким образом, который позволяет осадить из вышеупомянутого раствора большую часть асфальтенов и других тяжелых компонентов остатка для образования (1) сильно загрязненного асфальтового потока на линии 90, который содержит большинство металлов исходного загрязненного нефтяного сырья, который направляют по линии 90 для другого использования или для утилизации и (2) по существу сольвентного растворимого деасфальтизата по линии 80, который снизил содержание асфальтенов и общее содержание металлов с диапазоном от не менее, примерно, 2 частей на миллион по массе до не более 20 частей на миллион по массе, который пропускают по линии 80 в гидроочиститель 400 и подвергают гидроочистке для образования обработанной порции фракции F3, которая образует, по меньшей мере, одну порцию потока S3. В одном варианте осуществления настоящего изобретения (не показано), в агрегат сольвентной сепарации добавляют высокосернистое топочное масло или другое тяжелое остаточное масло либо по отдельности, либо с вакуумным остатком.
В агрегате фракционирования выходной погон 100 в виде масс.% нефтяного сырья 2 или другой единицы измерения, каждой фракции F1 по линии 10, F2 по линии 20 и F3 по линии 30 определяют по содержанию в нем серы, таким образом содержание серы во фракции F1 по линии 10 – меньше, чем содержание серы во фракции F2 по линии 20, что составляет меньшее содержание серы во фракции F3 по линии 30. Кроме того, адаптируя рабочие условия агрегатов фракционирования 100 и 200, по существу все металлы концентрируются в одной порции фракции F3 по линии 50. Выходной погон фракции F1 по линии 10 максимально увеличивают в зависимости от содержания серы в потоке комбинированного продукта 600, полученного путем объединения потоков (i) одной порции фракции F2, которую подвергают гидроочистке для уменьшения содержания серы до значения менее, примерно, 10 частей на миллион по массе для образования потока S2 по линии 60 и (ii) по меньшей мере, одной порции фракции F3 по линиям 40 и 80, которые подвергают гидроочистке в зоне 400 для образования потока S3 по линии 70 с пониженным содержанием серы со значением менее, примерно, от 0,12 до 0,18 масс.%, и (iii) необработанной фракции F1 с содержанием серы менее, примерно, от 0,2 до  0,25 для образования потока S1 по линии 10 в комбинацию 600, где конечное содержание серы в комбинации 600 потоков S1 линии 10, S2 линии 60 и S3 линии 70 не превышает технической характеристики по общему предельному содержанию серы или целевой характеристики вышеупомянутого топлива.  Онлайн-измерительные приборы, пригодные для быстрого анализа содержания серы, являются коммерчески доступными, одним из таких приборов, который приводится в качестве примера, а не ограничения, является прибор «EDXRF/XRF для серы», который, как и другие приборы, предлагается компаний «Эпплайд Ригэку Текнолоджис, Инк.Э» Остин, Техас (Applied Rigaku Technologies, Inc.), который измеряет содержание серы в диапазонах от 0,02 до 6,0 масс.%.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, содержание серы во фракции F1 по линии 10 измеряют для того, чтобы оно не превышало предела эксплуатационных характеристик фракции, а фракцию F1 направляют без дальнейшей обработки в качестве потока S1 по линии 10 непрерывно в зону объединения 600. Кроме того, измеряют содержание серы в необработанных потоках по линиям 20 и 30. Например, после измерения содержания серы во фракции F3 по линии 30, фракцию F3 можно направить, по меньшей мере, в одну зону дополнительной сепарации 200 и 500 для сепарации фракции F3 путем, по меньшей мере, одного этапа обработки, по меньшей мере, на две порции, каждую из которых можно впоследствии обработать для удаления серы, причем тип обработки и жесткость условий выбирают в зависимости от содержания серы в сырой нефти. В другом варианте осуществления настоящего изобретения, измеряют содержание серы в потоках 40 и 80, а условия гидроочистки агрегатов 300 и 400 адаптируют для производства обработанного потока S2 по линии 60, имеющего целевое содержание серы менее 10 частей на миллион по массе, в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения – в диапазоне от, примерно, 5 до 10 частей на миллион по массе и обработанного потока S3 по линии 70, имеющего целевое содержание серы менее 0,18 масс.% в диапазоне от, примерно, 0,12 до 0,18 масс.%. Потоки S1 по линии 10, S2 по линии 60 и S3 по линии 70 по существу непрерывно объединяют в вышеупомянутой зоне объединения 600 таким образом, что (i) скорость потока каждого потока, поступающего в комбинацию, определяют по его соответствующему содержанию серы и соответствующему вкладу в общее целевое предельное конечное содержание серы в комбинации с учетом скорости потока каждого из двух других потоков и соответствующего содержания серы в них; и (ii) выходной погон агрегата для фракционирования 100 необработанной фракции F1 максимально увеличивают таким образом, что предельное конечное содержание серы в комбинации по линии 600 не превышается.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, также показанном на Фигуре, выходной погон фракции F1 максимально увеличивают для обеспечения уменьшения скорости потока фракций F2 и F3 и соответствующих нагрузок на агрегаты для гидроочистки 300. Скорость подачи сырой нефти 2, условия фракционирования в агрегатах 100 и 200 и относительные скорости выходящих потоков фракций F1, F2 и F3 адаптируют таким образом, что когда фракцию F1 не обрабатывают впоследствии для удаления или уменьшения содержания серы, а объединяют с обработанными порциями каждой фракции F2 и F3, причем эти порции обрабатывают для удаления или уменьшения содержания серы в блоках 300 и 400 для образования обработанных потоков S2 по линии 60 и S3 по линии 70, то целевые технические характеристики конечного содержания серы или предельного содержания серы в топливном продукте по линии 600 объединенных потоков S1, S2 и S3 не превышено. Если содержание серы в комбинации конечного топливного продукта 600 превышено или целевое предельное содержание серы для фракции F1 для использования в комбинации, с учетом содержания серы и скоростей потока паров S2 и S3, то либо условия агрегата для фракционирования 100 или 200, либо условия последующей обработки, независимо от агрегатов для гидроочистки 300 или 400 или агрегатов для альтернативной обработки 500 путем сольвентной сепарации, адаптируют, в зависимости от того, какие условия адаптации являются наиболее экономичными для достижения уровней серы, соответствующих или находящихся ниже, чем промежуточный уровень, и конечных целевых предельных технических характеристик серы, таких как, предельное общее содержание серы в конечном топливном продукте от, примерно, 0,05 до 0,1 масс.%. В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения, если содержание серы во фракции F1 приводит к тому, что содержание серы в конечном продукте 600 приближается или превышает предельное содержания серы в ней, то одна порция фракции F1 или один из боковых погонов, образующих фракцию F1, может быть направлен от линии 10 по линии 14 в агрегат для гидроочистки 300 и подвергнут гидроочистке для того, чтобы вернуть общее содержание серы в конечном продукте 600 до ее целевой технической характеристики. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, в гидроочистителях 300 и 400 присутствуют деметаллизирующие материалы или защитный слой, размеры которых установлены и известны специалистам в данной области техники. Целью такого защитного слоя является улавливание, уменьшение или оказание негативного воздействия на загрязняющие вещества и уменьшение коррозионного эффекта и отложения золы, вызванных маслорастворимыми следами металлов, которые способствуют образованию золы при сгорании.
На Фигуре также показан еще один вариант осуществления настоящего изобретения, в котором вакуумная дистилляция в агрегате 200 сепарирует фракцию F3 по линии 30 на две порции по линии 40 и по линии 50, и одну из таких порций по линии 50 дополнительно сепарируют посредством агрегата сольвентной сепарации 500 на две дополнительные порции по линиям 80 и 90. Порции фракции F3 по линиям 40 и 80 направляют в зону для гидроочистки 400, и условия гидроочистки зоны для гидроочистки 400 адаптируют для таких порций для производства обработанного потока S3, имеющего содержание серы в диапазоне от, примерно, 0,12 до 0,18 масс.%. Обработанные порции объединяют или направляют по линии 70 в зону объединения 600 как часть потока S3. Оставшиеся порции фракции F3 с большим количеством загрязняющих веществ образуют асфальтовый поток 90, который не подвергают гидроочистке, и направляют по линии 90 для альтернативной обработки, например, в нижерасположенные агрегаты для генерирования водорода, энергии или других энергосистем или для другого применения, например, для асфальта.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, когда сырая нефть содержит загрязняющие вещества, включающие асфальтены, то скорость подачи сырой нефти 2 и условия фракционирования в агрегатах 100 и 200 или условия процесса альтернативной сепарации в блоке 500, например, сольвентная сепарация или деасфальтизация, адаптируют таким образом, что по существу все такие асфальтены или другие остаточные загрязняющие вещества концентрируются в оставшихся порциях фракции F3 по линии 90, причем эту порцию не направляют на гидроочистку во избежание загрязнения или другого неблагоприятного воздействия на катализатор гидроочистки. Кроме того, с учетом гидроочистки порцию фракции F2 можно направить по линии 44 в зону для гидроочистки 400 для того, чтобы сформировать часть потока S3 по линии 70. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, асфальтовый поток 90 используют в качестве сырья для газификационного агрегата или для производства асфальта, или для бойлера. В одном варианте осуществления настоящего изобретения, порции фракции F3, которые не подвергаются гидроочистке, и в случае тяжелого остаточного масла или в случае более тяжелого асфальта, возникающего в результате сольвентной деасфальтизации, используются в качестве сырья для газификационного агрегата, который превращает его в синтез-газ, состоящий из монооксида углерода (CO) и водорода, причем водород затем очищают и направляют на гидрирование в зонах 300 и 400 порций фракций F2 и F3 с образованием потоков S2 по линии 60 и S3 по линии 70. В вариантах осуществления настоящего изобретения, операции газификационного агрегата могут включать этапы обработки кислого газа для извлечения расплавленной серы в качестве побочного продукта, и электростанция с комбинированным циклом может использовать синтез-газа в производстве электроэнергии.
Другие варианты варианта осуществления настоящего изобретения, показанные на Фигуре, являются частью настоящего изобретения. В одном варианте осуществления настоящего изобретения, агрегат фракционирования 100 может иметь большое количество погонов или дистиллятов, образующих фракцию F1 по линии 10, или большое количество дистиллятов, образующих фракцию F2 по линии 20, или дистиллятов и потоки тяжелых нефтезаводских отходов, образующих фракцию F3 по линии 30.
Такие множественные погоны или дистилляты, образующие фракцию F1, можно экономно расходовать, в результате чего они по существу не содержат металлы и имеют очень небольшой уровень содержания серы и азота по сравнению с остальными погонами из зон базовой сепарации или агрегатов фракционирования 100 и 200, и без дальнейшей обработки они могут направляться непосредственно в поток готовой продукции 600. В качестве примера, а не ограничения, можно привести адаптацию условий агрегатов фракционирования 100 или 200, или обоих: для того, чтобы максимально увеличить количество фракции F1, получаемой в верхней зоне и имеющей низкий уровень загрязняющих веществ или деконтаминированную, в гидроочиститель 300 загружают минимальное количество низкокипящих порций фракции F2, имеющей умеренный уровень содержания загрязняющих веществ, тогда как для получения минимального количества фракции F3, максимально увеличивают количество высококипящей порции фракции F2. Такая адаптация облегчает получение бокового погона с однородным содержимым для фракции F2, что приводит к меньшему количеству систем дистиллятов и снижению затрат на получение большого количества погонов.
Как показано на Фигуре, в настоящем изобретении один вид целевого жидкого топлива представляет собой продукт нефтяного сырья. В отличие от представленного выше, в агрегатах для традиционной дистилляции сырой нефти, как части полноценной нефтепереработки, присутствует большое количество продуктов и связанных с ними многочисленных технических характеристик дистилляции, требующих большего количества тарелок для достижения эффективности фракционирования, необходимой для получения таких многочисленных погонов продукта и технических характеристик. Поскольку эффективность фракционирования не является предметом обсуждения по настоящему изобретению, то ректификационные колонны по настоящему изобретению не нуждаются в таком большом количестве тарелок для достижения базовой грубой сепарации или фракционирования и, следовательно, могут иметь меньшее количество тарелок, а также менее сложные и менее дорогостоящие тарелки. Если будет меньшее количество сепарационных тарелок, то, соответственно, высота колоны будет короче, и потребуется меньшее количество погонов, а это приводит к снижению капитальных затрат. Использование способа и устройства по настоящему изобретению для получения максимального количества фракции, предусмотренного для фракции F1, в верхней зоне первой ректификационной колонны, по сравнению с количеством фракции F1 в верхних зонах при традиционной дистилляции сырой нефти, позволило бы получить вещества, которые при традиционной дистилляции были бы легче верхней нестабилизированной цельной нафты, и порцию более тяжелых компонентов керосина, которой не требуется проходит последующую гидроочистку или другую обработку. Такой широкий диапазон, предусмотренный для фракции F1, позволяет использовать ту же обработанную сырую нефть, с которой проводилось сравнение, более высокий температурный профиль в верхней зоне для первой ректификационной колонны по настоящему изобретению, по сравнению с колонной агрегатов для традиционной дистилляции сырой нефти. Другим преимуществом такого более высокого температурного профиля по настоящему изобретению является то, что это предотвращает образование конденсата в верхних секциях колонн для традиционной перегонки сырой нефти, которая вызвана недогревом и изменениями значений давления, приводящими к конденсации отгоночного пара на верхних ступенях колонн для традиционной перегонки сырой нефти. Кроме того, капитальные вложения еще более сокращаются, благодаря тому, что отсутствуют затраты на колонны стабилизации нафты. Такой более высокий температурный профиль в верхней зоне позволяет использовать различные погоны сырой нефти в более низких зонах фракционирования. По сравнению с обычной дистилляцией, например, максимальное увеличение во фракции F1 порции того, что в противном случае могло бы находиться в пределах более легких веществ керосинового ряда, сводило бы к минимуму количество легких дистиллятов и позволяло бы объединять оставшиеся легкие, средние и более тяжелые дистилляционные вещества в фракции F2 в погон с однородным содержимым, что приводит к меньшему количеству систем дистиллятов к меньшим затратам, по сравнению с агрегатами для традиционной дистилляции сырой нефти, которые имеют большое количество погонов. Кроме того, наличие более высокотемпературного профиля первого агрегата для фракционирования позволяет исключить или свести к минимуму потоки дистиллятов и связанный с ними насос, расположенный вокруг систем, и насос, расположенный вокруг связанных с ними тарелок, путем объединения погонов с содержанием серы среднего диапазона. Например, потоки углеводородов, которые в противном случае могли бы находиться в пределах обычных диапазонов более тяжелых веществ керосинового ряда, легкого дистиллята, среднего и более тяжелого дистиллята, полученного при традиционной дистилляции неочищенной нефти, могут быть объединены в один общий погон в виде фракции F2, и это уменьшает список оборудования первой ректификационной колонны и дополнительно сокращает  капитальные затраты на производство турбинного топливного продукта. Отбрасывая количество боковых погонов и связанный с ними насос, мы уменьшаем перепад давления на ректификационной колонне из-за уменьшенного количества потоков дистиллятов и, следовательно, давления зоны испарения сырья, и, следовательно, температуры зоны испарения сырья, с соответствующим уменьшением производительности печи колонны, что уменьшает потребление энергии, по сравнению с традиционной дистилляцией сырой нефти.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, конечный топливный продукт содержит 0,1 масс.% серы или менее, но такое содержание серы в топливе может быть более или менее адаптировано с помощью технологических операций агрегата. Удалением серы с помощью комбинированных операций агрегата, показанных на Фигуре, можно достичь значений, значительно более низких, чем 0,1 масс.% серы, или для удовлетворения рыночных потребностей можно достичь содержания серы в топливе, которое превышает 0,1 масс.%, содержания серы в таком диапазоне, который используется для морского применения – от 3,5 масс.% или ниже. Адаптации содержания серы в топливе могут быть произведены путем адаптации технологических операций агрегата в соответствии со способом по настоящему изобретению на основании либо допустимого предельного содержания серы в сырье, либо уровней выбросов в атмосферу серы из турбинных систем, сжигающих топливо по настоящему изобретению, либо проблем, связанных с коррозией таких турбин, которые используют такие виды топлива.
Хотя описаны различные варианты осуществления настоящего изобретения, следует понимать, что они предназначены только для пояснительной цели, а не для ограничения. Очевидно, что настоящее изобретение имеет широкое применение для производства видов топлива с низкими уровнями содержания серы и других загрязняющих веществ. Определенные функции могут быть изменены без отклонения от сущности или принципа настоящего изобретения. Соответственно, настоящее изобретение не должно истолковываться как ограниченное конкретными обсуждаемыми вариантами осуществления или примерами, а только теми, которые определены в прилагаемой формуле изобретения или в существенных эквивалентах формулы изобретения.