Способ переоборудования обычного нефтеперерабатывающего предприятия в предприятие по получению топлива из биологического сырья

1. Способ переоборудования нефтеперерабатывающего предприятия, включающего систему, содержащую два блока, U1 и U2, гидродесульфирования, в предприятие по получению топлива из биологического сырья, включающее блок получения углеводородных фракций из смесей биологического происхождения, содержащих эфиры жирных кислот, посредством их гидродезоксигенирования (ГДО) и изомеризации (ИЗО),
в котором каждый из блоков U1 и U2 гидродесульфирования включает:
реактор гидродесульфирования, (A1) для блока U1 и (A2) для блока U2, при этом указанный реактор содержит катализатор гидродесульфирования;
один или большее количество теплообменников для теплообмена между сырьем и потоком, выходящим из реактора;
систему нагревания сырья, расположенную выше реактора по ходу технологического процесса;
2
блок обработки кислого газа, расположенный ниже реактора по ходу технологического процесса и содержащий абсорбент (B) для HS, T1 в блоке U1 и T2 в блоке U2,
причем указанный способ включает:
установку между блоками U1 и U2 линии L, которая соединяет их последовательно;
установку линии рециркуляции продукта для блока U1 и, возможно, для блока U2;
замену катализатора гидродесульфирования в реакторе A1 катализатором гидродезоксигенирования;
замену катализатора гидродесульфирования в реакторе A2 катализатором изомеризации;
установку байпасной линии X блока T2 обработки кислого газа блока U2;
2
2
замену абсорбента (B) в блоке T1 обработки кислого газа специфичным абсорбентом для CO и HS.
2. Способ переоборудования нефтеперерабатывающего предприятия по п. 1, включающего систему, содержащую два блока, U1 и U2, гидродесульфирования, в предприятие по получению топлива из биологического сырья, содержащее блок ГДО/ИЗО, где каждый из блоков U1 и U2 гидродесульфирования включает:
реактор гидродесульфирования, (A1) для блока U1 и (A2) для блока U2, где указанный реактор содержит катализатор гидродесульфирования;
один или большее количество теплообменников для теплообмена между сырьем и потоком, выходящим из реактора;
систему нагревания сырья, расположенную выше реактора по ходу технологического процесса;
2
блок обработки кислого газа, расположенный ниже реактора по ходу технологического процесса и содержащий абсорбент (B) для HS, причем указанный блок назван T1 в блоке U1 и T2 в блоке U2,
причем указанный способ включает:
установку между блоками U1 и U2 линии L, которая соединяет их последовательно;
установку линии рециркуляции продукта для блока U1 и, возможно, для блока U2;
замену катализатора гидродесульфирования в реакторе A1 катализатором гидродезоксигенирования;
замену катализатора гидродесульфирования в реакторе A2 катализатором изомеризации;
установку байпасной линии X блока T2 обработки кислого газа блока U2;
2
2
замену абсорбента (B) в блоке T1 обработки кислого газа специфичным абсорбентом для CO и HS;
2
установку блока T3 обработки кислого газа ниже по потоку блока T1 обработки кислого газа, для отделения HS;
2
рециркуляцию HS в реактор A1.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором используют блоки U1 и U2, содержащие линии рециркуляции водорода, которые соединяют блоки T1 и T2 обработки кислого газа с реакторами A1 и A2.
4. Способ переоборудования нефтеперерабатывающего предприятия по п. 1, включающего систему, содержащую два блока, U1 и U2, гидродесульфирования, в предприятие для получения топлива из биологического сырья, включающее блок получения углеводородных фракций из смесей биологического происхождения, содержащих эфиры жирных кислот, посредством их гидродезоксигенирования и изомеризации, где каждый из блоков U1 и U2 гидродесульфирования включает:
реактор гидродесульфирования, (A1) для блока U1 и (A2) для блока U2, при этом указанный реактор содержит катализатор гидродесульфирования;
один или большее количество теплообменников для теплообмена между сырьем и потоком, выходящим из реактора;
систему нагревания сырья, расположенную выше реактора по ходу процесса;
2
блок обработки кислого газа, расположенный ниже реактора по ходу процесса, содержащий абсорбент (B) для HS, T1 в блоке U1 и T2 в блоке U2;
линию рециркуляции водорода и компрессор на указанной линии, K1 для блока U1 и K2 для блока U2,
причем указанный способ включает:
установку линии L между блоками U1 и U2, которая соединяет их последовательно;
установку линии рециркуляции продукта для блока U1 и, возможно, для блока U2;
замену катализатора гидродесульфирования в реакторе A1 катализатором гидродезоксигенирования;
замену катализатора гидродесульфирования в реакторе A2 катализатором изомеризации;
установку байпасной линии X для блока T2 обработки кислого газа в блоке U2;
2
2
замену абсорбента (В) в блоке T1 обработки кислого газа специфичным абсорбентом для CO и HS;
установку блока T3 обработки кислого газа ниже по ходу процесса блока T1 обработки кислого газа;
2
установку линии R3 рециркуляции HS из блока T3 к компрессору K1 линии рециркуляции водорода блока U1.
2
5. Способ по п. 4, в котором блок T3 обработки кислого газа включает две области абсорбции, каждая из которых содержит специфичный абсорбент для CO.
6. Способ по п. 1, включающий:
соединение блока U1 с блоком извлечения серы, содержащим высокотемпературную секцию и каталитическую секцию, путем установки байпасной линии из блока T1 блока U1 в обход высокотемпературной секции указанного блока извлечения серы;
замену катализатора первого реактора каталитической секции блока извлечения серы низкотемпературным селективным редокс-катализатором.
7. Способ по п. 1, в котором выше по ходу процесса каждого из реакторов A1 и A2 устанавливают уравнительную емкость (S).
8. Способ по п. 1, в котором используют блоки U1 и U2, содержащие сепараторы высокого давления, сепараторы низкого давления, отгоночные колонны и, возможно, сушилки.
9. Способ по п. 1, в котором используют блоки U1 и U2, содержащие линии для подачи подпиточного водорода, возможно после смешивания его с рециркулируемым водородом, к каждому из реакторов (A1) и (A2), и/или содержащие установки для разделения/промывки газа, расположенные по ходу процесса ниже каждого из реакторов (A1) и (A2).
10. Способ по п. 9, в котором указанные линии подачи водорода идут из блоков реформинга.
11. Способ по п. 1, в котором углеводородные фракции, которые можно получить на предприятии по получению топлива из биологического сырья, представляют собой топлива или компоненты топлива.
12. Способ по п. 11, в котором топлива или компоненты топлива, которые можно получить на предприятии по получению топлива из биологического сырья, представляют собой сжиженный нефтяной газ (СНГ), керосин, дизельное топливо, нафту.
13. Предприятие по получению топлива из биологического сырья, включающее блок получения углеводородных фракций из смесей биологического происхождения, содержащих эфиры жирных кислот, посредством гидродезоксигенирования и изомеризации указанных смесей биологического происхождения, при этом указанное предприятие по получению топлива из биологического сырья получено из нефтеперерабатывающего предприятия, включающего систему, содержащую два блока, U1 и U2, гидродесульфирования, с помощью способа переоборудования по одному или более чем одному из пп. 1-12.
14. Способ получения углеводородных фракций из смесей биологического происхождения, содержащих эфиры жирных кислот, который содержит следующие стадии:
(1) гидродезоксигенирование смеси биологического происхождения;
(2) гидроизомеризацию смеси, полученной на стадии (1), возможно, после процесса очистки,
причем указанный способ осуществляют с использованием предприятия по получению топлива из биологического сырья по п. 13.
15. Способ ГДО/ИЗО получения углеводородных фракций из смесей биологического происхождения, содержащих эфиры жирных кислот, и возможно содержащих свободные жирные кислоты, который включает следующие стадии:
(1) гидродезоксигенирование смеси биологического происхождения;
2
2
2
(2) разделение смеси, полученной на стадии (1), на углеводородную фракцию и газообразную смесь G, содержащую H, CO и HS;
(3) гидроизомеризацию углеводородной фракции, полученной на стадии (2);
2
2
(4) разделение газообразной смеси G на поток водорода и газообразную смесь CO и HS;
2
2
2
2
(5) разделение газообразной смеси CO и HS, полученной на стадии (4), на поток HS и поток CO;
2
(6) подачу потока HS, полученного на стадии (5), на стадию (1) гидродезоксигенирования.
16. Способ по п. 14 или 15, в котором полученные углеводородные фракции представляют собой топлива или компоненты топлива.
17. Способ по п. 14, в котором топлива или компоненты топлива представляют собой СНГ, керосин, дизельное топливо, нафту.