УСТАНОВКА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ МОТОРНЫХ ТОПЛИВ

Полезная модель относится к области нефтепереработки, а именно к установкам для получения малосернистого дизельного топлива, а также керосина и фракций бензина для дальнейшего риформинга и изомеризации.
В настоящее время на нефтехимических заводах для производства моторных топлив широко применяется классическая схема (Справочник нефтехимика, т.1, под ред. Огородникова С.К. - Л.: Химия, 1978, стр.54), основанная на разделении ее на фракции с различными температурами выкипания. После выделения светлых продуктов остается мазут, из которого перегонкой получают вакуумный дистиллят и гудрон.
В зависимости от качества перерабатываемой нефти, потребности в нефтепродуктах того или иного ассортимента в данном регионе и уровня разработанности технологических процессов производство моторных топлив ведется по трем технологическим схемам: с неглубокой и глубокой переработкой нефти, топливно-масляной схеме. В частности, на примере получения бензина по схеме с глубокой переработкой (Справочник нефтехимика. В двух томах. Под ред. С.К.Огородникова. / Л.: Химия, 1978. - т.1. - стр.54-56), нефть подвергают первичной обработке на атмосферно-вакуумных трубчатых установках с получением атмосферного (светлые фракции) и вакуумного дистиллятов. Вторичная переработка светлых фракций (бензиновая, керосиновая и дизельная) во многом совпадает со схемой с неглубокой переработкой нефти. А именно, бензиновую фракцию разделяют на три узкие фракции, каждую из которых подвергают, соответственно, каталитической изомеризации, каталитическому риформингу с выходом бензина-рафината для дальнейшего пиролиза, и каталитическому риформированию в режиме получения высокооктанового бензина. Вакуумный дистиллят (фракции 350…500°C), полученный после первичной обработки нефти, подвергают каталитическому крекингу и гидрокрекингу. Для получения товарного бензина, также как и других видов топлив, смешивают компоненты, полученные на различных стадиях первичной и вторичной переработки нефти. При этом для получения высококачественного бензина добавляют высокооктановые добавки, этиловую жидкость или метилтребутиловый эфир (МТБЭ). Общая глубина переработки составляет 65% массы сырья.
К недостаткам описанной классической схемы переработки нефти для получения моторного топлива можно отнести следующие:
- недостаточно высокий выход моторных масел;
- большая зависимость от качественного состава сырья;
- многостадийность и разветвленность процесса, что приводит к снижению управляемости и качества, а также увеличивает потери;
2
- из-за высокого содержания серы в промежуточных продуктах переработки требуется их гидроочистка с использованием дорогих катализаторов (Pt, Pb), высоких давлений (50…100 кг/см) и большого избытка водорода (100:1 по объему) привлекаемого со стороны;
- при переработке нефти с повышенным содержанием ванадия и никеля происходит отравление катализаторов и, как следствие, снижение их активности.
Известны способы переработки нефтяного сырья на установках термоконверсии (висбрекинга) с получением продуктов, имеющих более низкую вязкость и пониженное содержание тяжелых металлов. Такое сырье и его дистилляты могут быть переработаны в светлые топливные дистилляты методом термоконверсии или гидрокрекинга (RU 2009162, 1994; US 4544479, 1985; RU 2076891, 1997). Однако применяемая технология не позволяет получить требуемую номенклатуру моторных топлив с достаточно высоким выходом.
В условиях мировой тенденции увеличения потребления нефти и нефтепродуктов, дальнейшее развитие нефтеперерабатывающей промышленности направлено на повышение глубины переработки нефти. Решить такую задачу возможно только путем широкого внедрения новых экономически выгодных технологий глубокой переработки тяжелого углеводородного сырья, такого как мазут, гудрон, тяжелые нефти (мальты), природные битумы.
Так как, в настоящее время в качестве моторного топлива все чаще применяется дизельное топливо, вследствие его более высокого КПД, то получение дизельных топлив с низким содержанием серы является одной из наиболее важных проблем современной нефтепереработки. Присутствие соединений серы в нефтепродуктах вызывает усиленную коррозию, ухудшает условия эксплуатации двигателя, снижает сроки службы оборудования, а также требует защиты окружающей среды от вредного воздействия окислов серы, образующихся при сжигании сернистых соединений. Требования к характеристикам выпускаемых в оборот дизельных топлив жестко регламентируются. В частности, в соответствии с международными стандартами содержание серы в готовом продукте не может превышать 10 ppm.
3
3
Известен способ глубокого гидрирования газойлевых дистиллятов термических и каталитических процессов с получением малосернистых дизельных дистиллатов, отвечающих требованиям современных стандартов (содержание серы - менее 0,035 мас.%) (RU 2232183, 2004). Согласно способу процесс гидрирования осуществляют при давлении 25-30 МПа, температуре 330-410° в присутствии сульфидного никель-вольфрамового катализатора в соотношении водородсодержащий газ/сырье 800-1500 нм/м. В результате получают компонент бензина, пригодный для использования как сырье процесса каталитического крекинга, и дизельную фракцию, отвечающую требованиям на товарное дизельное топливо.
К недостаткам способа следует отнести необходимость использования высокого давления водорода - до 30 МПа, что требует применения металлоемкого и дорогостоящего оборудования, а также невозможность снизить содержание серы в дизельном дистиллате до уровня менее 0,005 мас.%, что ограничивает применение данного способа.
Известны способы получения топливных дистиллятов из остаточного нефтяного сырья, включающие смешение остаточного нефтяного сырья с сапропелитом и жидкой ароматизированной добавкой, проведение термоконверсии или гидрокрекинга полученной смеси с последующим выделением целевых продуктов (RU 2076891, 1997; RU 2057786, 1996). При этом термоконверсии или гидрокрекингу подвергают смесь, содержащую тяжелое нефтяное сырье (мазут, гудрон, смеси западносибирских нефтей, тяжелые нефти месторождения Бузачи, Мангышлак), сапропелит - ленинградский, прибалтийский, сернистый сланец или кузбасский сапромиксит 1-10 мас.%, сланцевую смолу или ее фракцию 220-340°C 1-10 мас.%, или тетралин или его алкил-производные при повышенной температуре и давлении с последующим выделением топливных дистиллятов. Выход топливных дистиллятов составляет 55-60 мас.% на сырье при термоконверсии и до 90 мас.% при гидрокрекинге. С применением процесса гидроочистки дистилляты термоконверсии и гидрокрекинга могут быть затем переработаны в светлые моторные топлива, в том числе автомобильный бензин и дизельное топливо.
Недостатком этого способа является то, что в нем в качестве ароматизированной добавки используется так называемая «сланцевая смола», а также тетралин, содержащие большое (до 13% об.) количество кислородосодержащих соединений (фенолов) и до 0,5% механических примесей и весьма дорогостоящие.
-1
3
3
Наиболее близкой по технической сущности к заявляемой является установка для получения моторных топлив путем гидрокрекинга нефтяного сырья в трех реакционных зонах при повышенной температуре и давлении в присутствии цеолитсодержащего катализатора, содержащего соединения металлов VI и VIII группы периодической системы (RU 2129139, 1999). Гидрогенизационную переработку проводят при парциальном давлении водорода 2,8-4,4 МПа, объемной скорости подачи сырья 0,6-1,2 час, температуре в первом реакторе 360-420°C, во втором реакторе 370-430°C и кратности циркуляции водородсодержащего газа 400-1000 нм/м сырья.
Установка включает в себя печь для нагрева исходного сырья; два последовательно установленные реактора гидрогенизации; колонну стабилизации для гидрогенизата; два сепаратора - низкого и высокого давления для разделения реакционной смеси; абсорбер для очистки водородсодержащего газа; теплообменную и холодильную аппаратуру. На чертеже представлена принципиальная схема технологической установки для осуществления заявляемого способа. Исходное сырье в чистом виде или в смеси с рисайклом подают на смешение с водородсодержащим газом (ВСГ). Сырьевую смесь пропускают через теплообменник, затем нагревают в печи до температуры реакции и направляют в первый по ходу реактор, содержащий два катализатора, предназначенные для гидрогенизации и неглубокого гидрокрекинга исходного сырья. Продукты контактирования далее поступают в реактор глубокого гидрокрекинга. Полученную смесь продуктов реакции после охлаждения в теплообменнике и холодильнике подают в сепаратор высокого давления, после чего водородсодержащий газ отводят для очистки от примесей в абсорбер и рециркулируют в процесс, добавляя для поддержания необходимой концентрации водорода свежий водород, а жидкий продукт отводят в сепаратор низкого давления. Из сепаратора выводят углеводородные дистиллятные газы, а жидкий продукт поступает через теплообменник в колону стабилизации, из которой сверху отбирают газобензиновую фракцию, а снизу отбирают стабилизированный гидрогенизат. Если гидрогенизат не является целевой продукцией, он подвергается дополнительной разгонке на фракции на ректификационной колонне.
Основным недостатком данной технологии является недостаточно высокие выход и номенклатура получаемой продукции, необходимость использования высокого давления водорода и циркуляции значительного количества водородсодержащего газа. Кроме того технологическая схема усложняется тем, что сероводородсодержащие газы на выходе из реактора подвергаются дополнительно сероочистке, что е значительно усложняет конструкцию установки и требует дополнительных эксплуатационных затрат, т.е. повышает себестоимость полученных моторных топлив.
Задачей, решаемой в рамках заявляемого технического решения, являлось создание более эффективной установки, позволяющей получать углеводородный газ, бензины, керосин и малосернистое дизельное топливо с более высоким выходом при более низком давлении водорода и обеспечивать более полное удаление серы из конечного продукта.
Технический результат достигался путем создания установки, обеспечивающей проведение реакции гидрогенизации в три стадии, причем первая стадия - глубокое обессеривание сырья протекает в двух последовательно установленных реакторах, вторая стадия - депарафинизация и третья стадия - гидрирование олефинов и образовавшихся меркаптанов, в результате протекания побочных реакций в верхней части реактора третьего реактора - депарафинизации и гидроочистки.
Для решения поставленной задачи предлагается в установке для получения моторных топлив, включающей в себя последовательно установленные реакторы гидрогенизации, сепараторы, колонну стабилизации гидрогенизата и ректификационную колонну, связанные между собой трубопроводами, дополнительно установить между реакторами гидрогенизации и сепараторами совмещенный реактор депарафинизации и гидроочистки.
При этом для лучшего разделения моторных топлив и углеводородных газов используется совокупность колонны стабилизации и сложной ректификационной колонны с боковыми отборами, при этом в колонне стабилизации через печь рециркулирует стабильный гидрогенизат из кубовой части колонны.
Для лучшего контроля за температурой процесса гидрогенизации к трубопроводам соединяющим реактора гидрогенизации между собой и реактор гидрогенизации с реактором депарафинизации и гидроочистки может быть подключена система подачи охлаждающего квенч-газа, а для снижения процесса коксования в сырьевых теплообменниках реакторного блока перед реакторами гидрогенизации может быть установлен деаэратор.
Общая схема установки приведена на фиг.1, где используются следующие обозначения:
1. Деаэратор.
2. Теплообменник
3. Реактор гидрогенизации (реактор A)
4. Реактор гидрогенизации (реактор B)
5. Совмещенный реактор депарафинизации и гидроочистки (реактор C)
6. Системы подачи квенч - водородсодержащего газа
7. Печь
8. Сепаратор
9. Колонна стабилизации
10. Конденсатор-холодильник
11. Сепаратор
12. Печь
13. Колонна ректификации.
14. Печь
Компоненты установки связаны между собой трубопроводами. Кроме того в систему подключены насосы, измерительное и регулирующее оборудование.
Установка работает следующим образом. Сырье поступает из парка на установку на прием насосов подачи сырья на деаэрацию, проходит систему теплообмена и подается в деаэратор 1.
В деаэраторе 1 происходит отдув водородсодержащим газом, подаваемым со щита сброса, растворенного в сырье кислорода, являющегося инициатором образования твердых отложений в теплообменной аппаратуре.
Сырьевая смесь, состоящая из атмосферного газойля, прямогонной дизельной фракции и бензина висбрекинга насосом подается на смешение с циркуляционным водородсодержащим газом, нагнетаемым компрессором.
Газосырьевая смесь поступает в теплообменник 2, где нагревается теплом газо-продуктовой смеси, затем догревается в печи 7 до необходимой температуры, после чего поступает в последовательно соединенные реакторы гидрогенизации 3 и 4и гидродепарафинизации 5.
В реакторах A и B на катализаторе гидроочистки происходит гидрирование соединений, содержащих серу, азот и кислород с образованием сероводорода, аммиака и воды.
Из-за высокого содержания серы и наличия в сырье продуктов крекинга ожидается, что общий адиабатический подъем температуры при гидрообессеривании составит более 25°C, поэтому между первым и вторым реакторами предусмотрена установка системы подачи квенча - водородсодержащего газа 6 с нагнетания компрессора.
Для регулирования температуры на входе в реактор C предусмотрено охлаждение газосырьевой смеси подачей квенча между реакторами A и B, если температура входа в реакторе C слишком высокая, или нагрев в печи 7, если температура на выходе из реактора B недостаточно высокая для процесса депарафинизации.
Поскольку в реакторе депарафинизации 5 образуются олефины, способные взаимодействовать с сероводородом с получением меркаптанов, в нижнюю часть реактора C засыпается катализатор гидроочистки для удаления олефинов и образовавшихся сернистых соединений.
Газопродуктовая смесь из реактора C отдает тепло на нагрев газосырьевой смеси в теплообменнике 2 и поступает в сепаратор 8, где разделяется на парогазовую смесь и нестабильный гидрогенизат.
Нестабильный гидрогенизат направляется на смешение с бензином-отгоном со смежных установок гидроочистки и далее - в колонну стабилизации 9.
В колонне 9 происходит стабилизация гидрогенизата с выделением из него растворенных легких углеводородов, влаги и сероводорода.
Легкие углеводороды из верхней части колонны 9 конденсируются и охлаждаются в конденсаторе-холодильнике 10 соответственно и поступают в сепаратор 11, где происходит их разделение на углеводородный газ и легкий бензин.
Легкий бензин из сепаратора 11 насосами подается на орошение колонны 9, а балансовое количество выводится с установки.
Стабильный гидрогенизат из нижней части колонны 9 под собственным давлением нагревается в печи 12 и поступает в колонну ректификации 13.
В сложной колонне ректификации 13 происходит разделение стабильного гидрогенизата на следующие фракции: бензин, керосин 180-240°C, дизельная фракция 240-340°C и фракция, выкипающая при температуре более 340°C.
В результате проведенных испытаний при переработке смеси прямогонной фракции 200-360°C, атмосферного газойля и бензина-отгона (182855,8 т/месяц) на вышеописанной установке выход моторного топлива при содержании серы в дизельных фракциях <10 ppm, составил 95,95% в том числе:
Фракция 180-240/го, т/месяц
19030,9
Фракция 240-340/го, т/месяц
110415
Фракция >340/го, т/месяц
39063,5
Легкий бензин, т/месяц
1877,6
Стабильный бензин, т/месяц
5032,8
Т.е. установка позволяет получать экологически чистые моторные топлива, соответствующие нормам Евро-5, с выходом около 96%, что существенно превышает результаты, получаемые при использовании аналогичных промышленно используемых установок.