УСТАНОВКА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ДИЗЕЛЬНЫХ ТОПЛИВ

Полезная модель относится к области нефтепереработки, а именно к установкам для получения малосернистого дизельного топлива.
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.
В настоящее время в качестве моторного топлива все чаще применяется дизельное топливо, вследствие его более высокого КПД, однако присутствие в таком топливе соединений серы 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. В этой связи 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. В этих условиях получение дизельных топлив с низким содержанием серы является одной из наиболее важных проблем современной нефтепереработки.
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, что требует применения металлоемкого и дорогостоящего оборудования, а также невозможность снизить содержание серы в дизельном дистилляте до уровня менее 0,005 масс.%, что ограничивает применение данного способа.
Наиболее близкой по технической сущности к заявляемому решению является установка гидроочистки дистиллята дизельного топлива (http://e-him.ru/?page=dynamic§ion=15&article=44), включающая в себя реакторный блок, состоящий из печи, реактора гидроочистки, теплообменников и холодильников, системы стабилизации гидроочищенного продукта, включающей в себя сепаратор, теплообменник, колонну стабилизации и холодильник и систем удаления сероводорода.
Недостатком данной установки является неполная очистка дистиллята от серы, особенно при переработки дистиллятов с повышенным ее содержанием серы.
Задачей, решаемой авторами, являлось создание установки, позволяющей получить дизельное топливо с содержанием серы менее 10 ррм.
Указанная задача была решена на основе изучения состава соединений серы, загрязняющих дизельное топливо. Было установлено, что среди сераорганических соединений дизельной фракции преобладают гомологи тиофена и бензотиофена. Их доля составляет ~54-55%, причем около 30% алкилбензотиофенов. По степени извлечения экстракцией соединения, содержащие серу, располагаются в следующий ряд: дибензотиофены>бензотиофены>алкилтиофены, причем последние характеризуются сравнительно низкой степенью извлечения. Вместе с тем реакционная способность сераорганических соединений при гидроочистке уменьшается в обратном ряду меркаптаны>сульфиды>дисульфиды>алкилтиофены>бензотиофены>дибензотиофены.
При глубоком обессеривании прямогонной дизельной фракции определяющим фактором служит не содержание общей серы, а содержание компонентов, кипящих выше 320°C, поскольку в этот температурный диапазон попадают алкилбензотиофены и алкилдибензотиофены, которые наиболее трудно подвергаются гидрогенолизу при гидроочистке. При гидроочистке дизельного топлива (смесь фракции 200-320°C и атмосферного газойля) средняя степень гидрогенолиза на 2.7% ниже, чем для прямогонной фракции 200-320°C при примерно одинаковых режимных параметрах. Это объясняется тем, что производные дибензотиофена и полициклоарены, содержащиеся в атмосферном газойле труднее всего удаляются при гидроочистке.
В связи с этим, авторами было высказано предположение, что поставленная задача может быть решена, если предварительно направлять атмосферный газойль на экстракцию, с последующим гидрогенолизом смеси полученного рафината с прямогонной фракцией 200-320°C.
Технический результат был достигнут путем введения в установку получения дизельного топлива перед реакторным блоком блока экстракции серосодержащих соединений состоящего экстрактора, ректификационной колонны для отделения экстрагента и вспомогательного оборудования (нагревателей, холодильников и т.п., блока подготовки сырья, состоящего из смесителей и теплообменника, причем выход из экстрактора связан со смесителем блока подготовки сырья, куда подается фракция углеводородов 200-320°C.
В качестве экстрагента в установке может использоваться N-метил пирролидоном или иной аналогичный по свойствам промышленно выпускаемый экстрагент.
Предлагаемая принципиальная технологическая схема заявляемой установки представлена на фиг.1, где используются следующие обозначения:
Предлагаемая принципиальная схема предлагаемого процесса представлена на фиг.1, где используются следующие обозначения:
1 - экстрактор;
2 - ректификационная колонна для выделения экстрагента;
3 - колонна стабилизации;
4 - реактор гидроочистки;
5, 6 - сепараторы;
7, 8, 9 - теплообменники;
10 - нагреватель;
11, 12, 13 - холодильники,
14 - печь;
15, 16, 17 смесители потоков;
18 - делитель потоков
Установка состоит из блока экстракции, в который входят экстрактор 1, ректификационная колонна для выделения экстрагента 2 и вспомогательное оборудование (нагреватель 10, холодильники 11, 13), блока подготовки сырья, состоящего из смесителей 15 и 16 и теплообменника 8, установленного между ними и связанного с колонной стабилизации 3; реакторного блока, состоящего из реактора гидроочистки 4, печи 14 и теплообменника 7; блока стабилизации, в состав которой входят: колонна стабилизации 3, сепараторы 5 и 6, смеситель 17, холодильник 12, теплообменник 9. Все элементы конструкции связаны между собой трубопроводами.
В частности, экстрактор 1 связан трубопроводами с линиями подачи экстрагента и газойля (через холодильник 11), а также через нагреватель 10 с ректификационной колонной 2, которая обеспечивает рецикл экстрагента в экстрактор 1.
Смеситель 15 имеет входящие трубопроводы, через которые поступают фракция углеводородов 200-320°C и рафинат из экстрактора 1 и отходящий трубопровод, связанный через теплообменник 8 со смесителем 16 и теплообменником 7 с реактором 4.
Реактор 4 связан трубопроводом, связан через печь 14 и теплообменником 7 с сепараторами 5 и 6 через систему теплообмена (теплообменник 9, холодильник 12 и смеситель 17, который через делитель 18 связан с колонной стабилизации 3.
Установка работает следующим образом. Атмосферный газойль, проходя холодильник 11 поступает в пятиступенчатый противоточный экстрактор 1 в котором при температуре 40°C происходит экстрагирование из атмосферного газойля сернистых соединений и полициклоароматических соединений. Затем экстракт поступает в ректификационную колонну 2, а рафинат в смеситель 15 на смешение с прямогонной фракцией 200-320°C. Полученное сырье нагревается в теплообменнике 8 стабильным гидрогенизатом колонны 3 и смешивается с циркуляционным водородсодержащим газом (ВСГ). Газосырьевая смесь нагревается в теплообменнике 7 потоком газопродуктовой смеси до 260-350°C, затем в печи 14 до 330-400°C и направляется в реактор 4.
Газопродуктовая смесь после реактора 4 отдает тепло газосырьевой смеси в теплообменнике 7 и с температурой 250-280°C направляется в систему сепараторов 5 и 6. Горячий гидрогенизат из сепаратора 5 смешивается с гидрогенизатом из холодного сепаратора 6, нагретым в теплообменнике 9 парогазовой смесью, и с температурой 240-280°C направляется в стабилизационную колонну 3, а водородсодержащий газ и углеводородные газы на систему очистки по стандартной схеме, применяемой на современных установках гидроочистки.
Проведенные испытания в промышленных условиях показали, что при использовании предложенной технологической схемы содержание серы в дизельном топливе снижается с 200-500 до 5-8 ррм, что отвечает международным требованиям к дизельному топливу.