СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ДЛЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМОГО ТОПЛИВА
SYSTEMS AND METHODS FOR RENEWABLE FUEL

Перекрестная ссылка на родственные заявки
По данной заявке испрашивается приоритет предварительной патентной заявки США серийный № 61/569712, поданной 12 декабря 2011 г., предварительной патентной заявки США серийный № 61/646152, поданной 11 мая 2012 г., и предварительной патентной заявки США серийный № 61/673683, поданной 19 июля 2012 г. Приоритет каждой из указанных предварительных заявок ясно заявлен, и описания каждой из указанных предварительных заявок включены в настоящее описание посредством ссылки в их полноте для всех целей.
Настоящее рассмотрение относится к патенту США № 7905990, патенту США № 5961786 и патенту США № 5792340, каждый из которых поэтому приводится в качестве ссылки в своей полноте.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в общем плане к введению возобновляемого топлива, или возобновляемых нефтепродуктов, в качестве материала в нефтеочистительные системы или в промысловое обогатительное оборудование. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам введения жидкости, термически получаемой из биомассы, в установку нефтепереработки, например установку каталитического крекинга текучей среды ((ККТС) (FCC)), установку для коксования, систему промыслового обогащения, установку гидрокрекинга и/или установку гидроочистки, для совместной переработки с фракциями нефтепродуктов, реагентами нефтяных фракций и/или нефтяными исходными материалами и нефтепродуктами, например топливами, и к применению и использованию продуктов, получаемых из них.
Предпосылки создания изобретения
Биомасса является главным источником энергии в течение большей части истории человечества. К концу 1800-х – началу 1900-х годов пропорция мировой энергии, получаемой из биомассы, падала, т.к. имели место промышленная разработка и использование ископаемых топлив, и доминировали рынки угля и нефтепродуктов. Тем не менее, примерно 15% мировой энергии продолжают получать из биомассы, и в развитых странах вклад биомассы является намного выше 38%. Кроме того, имеются новые знания по воздействию использования ископаемых топлив на окружающую среду. В частности, вклад парниковых газов как результат потребления ископаемых топлив.
Биомасса, такая как древесина, древесные отходы и сельскохозяйственные отходы, может быть превращена в полезные продукты, например топлива или химические вещества, термической или каталитической конверсией. Примером термической конверсии является пиролиз, где биомасса превращается в жидкость и уголь вместе с газообразными сопродуктами при воздействии тепла при по существу отсутствии кислорода.
В широком смысле пиролиз представляет собой конверсию биомассы в жидкость и/или уголь под действием тепла обычно без включения какого-либо значительного уровня прямого горения материала биомассы в установке первичной конверсии.
Исторически пиролиз был относительно медленным процессом, где получаемым жидким продуктом были вязкая смола и «подсмольная» вода. Традиционный медленный пиролиз обычно имеет место при температурах ниже 400°C и в течение длительных периодов времени переработки от нескольких секунд до минут или даже часов с главной целью получения, главным образом, угля и получения жидкостей и газов в качестве побочных продуктов.
Более современная форма пиролиза, или быстрая термическая конверсия, была открыта в конце 1970-х годов, когда исследователи нашли, что чрезвычайно высокий выход светлой выливаемой жидкости возможен из биомассы. Действительно, выходы жидкости приблизительно 80% мас. питания материала древесной биомассы были возможны, если конверсии позволялось иметь место в течение очень короткого периода времени обычно менее 5 секунд.
Гомогенный жидкий продукт указанного быстрого пиролиза, который имеет внешний вид легких-средних нефтепродуктов, может считаться возобновляемым топливом. Возобновляемое топливо является подходящим в качестве топлива для чистого регулируемого сгорания в бойлерах и для использования в дизелях и стационарных турбинах. Это находится в полном противоречии с медленным пиролизом, который дает густую низкокачественную двухфазную смесь смола-вода с очень низкими выходами.
На практике пиролиз с коротким временем обработки биомассы заставляет главную часть ее органического материала мгновенно переходить в паровую фазу. Указанная паровая фаза содержит как неконденсирующиеся газы (включая метан, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и олефины), так и конденсирующиеся пары. Эти конденсирующиеся пары, которые составляют конечный жидкий продукт, когда конденсируются и извлекаются, и выход и ценность указанной жидкости являются сильной функцией способа и эффективности ниже по потоку системы улавливания и извлечения.
При условии, что имеется ограниченная доступность углеводородного сырья и даже увеличенная потребность в энергии, в частности, в жидких топливах для транспортных средств, поэтому требуются альтернативные источники. Распространенность и поддерживаемость биомассы делает это возобновляемое сырье привлекательным вариантом удовлетворения будущей потребности в нефти. Трудностью в случае биомассы является то, что она содержит кислород в отличие от традиционных углеводородных топлив, и исторически была нелегко превращающейся в форму, которая может легко интегрироваться в существующую инфраструктуру на основе углеводородов.
Значительное количество работ было выполнено по исследованию получения жидких углеводородных топлив из биомассы по различным термическим и термокаталитическим схемам. Ссылки US 5792340; US 5961786; Lappas et al., Biomass Pyrolysis in a Circulating Fluid Bed Reactor for the Production of Fuels and Chemicals, Fuel 81 (2002), 2087-2095); и Samolada et al., Catalyst Evaluation for Catalytic Biomass Pyroloysis, Fuel & Energy 2000, 14, 1161-1167, описывают прямую переработку биомассы или другого насыщенного кислородом материала в реакторе с циркулирующим псевдоожиженным слоем с использованием катализатора (цеолитный ККТС-катализатор) в качестве твердой циркулирующей среды в попытке прямого дезоксигенирования биомассы и получении моторных топлив или смесей топлив, а также других углеводородов. Хотя были получены некоторые углеводородные продукты, выходы были неприемлемо низкими, и был получен высокий выход угля или кокса и газообразного побочного продукта. Кроме того, имелись частые случаи засорения и закупоривания реактора и другие серьезные технические трудности, связанные с характеристиками катализатора. Не только выходы жидкости были низкими, большая часть полученного жидкого продукта требует дальнейшего обогащения и очистки для обеспечения любого прямого непосредственного использования вместо углеводородов на основе ископаемого топлива.
При указанных выше ограничениях другой альтернативой получению углеводородов из биомассы является превращение твердой биомассы сначала в полученную термически или термокаталитически жидкость, и затем подача указанной чистой жидкости (т.е. 100% жидкого продукта биомассы) в реактор с циркулирующим псевдоожиженным слоем с использованием ККТС-катализатора или другого соответствующего катализатора в качестве твердой циркулирующей среды (Adjaye et al., Production of Hydrocarbons by Catalytic Upgrading of a Fast Pyrolysis Bio-oil, Fuel Processing Technology, 45 (1995), 185-192). Снова в данном случае были получены неприемлемые выходы углеводородов, были частые случаи закупоривания и засорения реактора, и много материала было превращено в уголь/кокс, газ и обогащенную кислородом жидкость, которая имела тенденцию разделяться на различные жидкие фазы.
Использование каталитического крекинга твердой или жидкой биомассы, пара, получающегося при переработке биомассы, или термически полученной жидкости в качестве средства получения углеводородов из насыщенной кислородом биомассы является технически сложным, относительно неэффективным и дает значительные количества малоценных побочных продуктов. Для решения вопросов катализатора и выхода исследователи рассмотрели пути отдельно установленного обогащения, где производные из биомассы жидкости могут быть превращены в жидкие углеводороды с использованием введения водорода и каталитических систем в системы конверсии, которые были разработаны специально для переработки насыщенных кислородом материалов (Elliot, Historical Developments in Hydroprocessing Bio-oils, Energy & Fuels 2007, 21, 1792-1815). Хотя технически выполнимые, экономически крупномасштабные и технические сложности и затраты, связанные с многостадийным введением водорода высокого давления (требуемые для полной конверсии в жидкие углеводородные топлива), являются значительным ограничением и обычно рассматриваются как неприемлемые.
th
Как средство преодоления технических и экономических ограничений, связанных с полным отдельно установленным обогащением биомассы до моторных топлив, исследователи (de Miguel Mercader, Pyrolysis Oil Upgrading for Co-Processing in Standard Refinery Units, Ph.D Thesis, University of Twente, 2010 ("Mercader"); Fogassy et al., Biomass Derived Feedstock Co-Processing with VGO for Hybrid Fule Production in FCC Units, Institut de Recherches sur la Catalyse et lʹEnvironnement de Lyon, UMR5236 CNRS-UCBL ("Fogassy"); Gutierrez et al., Co-Processing of Upgraded Bio-Liquids in Standard Refinery Units - Fundamentals, 15 European Biomass Conference & Exhibition, Berlin May 7-11, 2007) рассмотрели различные схемы частичного обогащения насыщенной кислородом биомассы со снижением кислорода с последующей совместной переработкой указанного промежуточного продукта биомассы с нефтяным сырьем в существующих операциях нефтеочистки. Указанные инициативы все сфокусированы на гидродезоксигенировании производной из биомассы жидкости перед совместной переработкой с нефтью и основаны на соображении, что гидрообработка термически полученной жидкости необходима перед совместной переработкой с нефтью для того, чтобы избежать быстрой дезактивации ККТС-катализатора и засорения реактора и предотвратить получение избыточного кокса и газа. Отсюда опубликованные исследования и прототип включают совместную переработку с нефтью в установках каталитического крекинга текучей среды (ККТС) с обогащенными жидкостями, которые гидрообрабатываются после их первоначального термического получения из биомассы.
Ранее ККТС-установки традиционно использовали реакторные системы с плотной фазой для обеспечения хорошего контакта между катализатором и углеводородным сырьем. Длительное время пребывания требуется для обеспечения достаточной конверсии материала в требуемый продукт. Т.к. каталитические системы были улучшены, и катализатор становится более активным, ККТС был предназначен для введения конструкции типа вертикальной трубы. Конструкция типа вертикальной трубы обеспечивает снижение времени контактирования между катализатором и углеводородным сырьем где-то около 2-3 секунд (без включения какого-либо времени пребывания в реакторном сосуде или завершающей секции).
Одним недостатком из многих, если не большинства, ранних ККТС-конструкций являются завершающие вертикальные трубчатые системы, которые по существу связывают вертикальную трубу с открытым реакторным сосудом, в котором размещаются сепарационные устройства твердых частиц. В течение нескольких лет было признано, что значительный послевертикальнотрубный термический крекинг имеет место в промышленных ККТС-установках, давая в результате значительное получение сухого газа и других малоценных продуктов. Двумя механизмами, по которым это имеет место, являются термический и разбавленный каталитический крекинг. Термический крекинг является результатом длительного времени пребывания паров углеводородов в зоне высвобождения реактора и ведет к высоким выходам сухого газа через механизмы неселективного свободно-радикального крекинга. Плотно-фазный каталитический крекинг является результатом длительного контакта между катализатором и парами углеводородов ниже по потоку от вертикальной трубы. Хотя многое из указанного было исключено при переходе от крекинга в слое к крекингу в вертикальной трубе, имеется еще значительное количество, которое может иметь место в разбавленной фазе благодаря значительному поддерживанию катализатора, которое имеет место без прогрессивной конструкции завершающей системы.
Многие поставщики и владельцы лицензий ККТС обладают прогрессивными вертикальнотрубными завершающими системами с минимизацией послевертикальнотрубного крекинга, и многие, если не большинство, установок осуществили их как в новой установке, так и в модернизированных применениях. Кроме того, некоторые нефтепереработчики осуществили свои собственные «домашние» конструкции для той же цели. При сложности и разнообразии ККТС-установок, а также различии новых конструкций установок имеются много вариантов указанных прогрессивных завершающих систем, таких как «замкнутые» циклоны, «замкнуто-спаренные» циклоны, «прямо спаренные» циклоны, «системы высокой локализации», «вихревая сепарационная система» и т.д. Имеются различия в отдельных конструкциях, и некоторые могут быть более подходящими для отдельных конструкций установок, чем другие, но все служат одной и той же основной цели снижения нежелательных послевертикальнотрубных реакций.
Время контактирования катализатора с исходным материалом состоит из времени пребывания в вертикальной трубе и часто включает время пребывания в прогрессивной вертикальнотрубной завершающей системе, как описано выше. Типичное время пребывания в вертикальной трубе составляет 2-3 секунды, и дополнительное время пребывания в завершающей системе может составлять около 1-2 секунд. Это дает общее время контактирования катализатора около 3-5 секунд.
Одним инновационным вариантом, который образует часть настоящей заявки, может быть способ использования термически полученных жидкостей в сочетании с материалами на основе нефти в ККТС или нефтепромысловых обогатительных операциях. Например, способ, который включает совместную переработку жидкости, производной от негидрообработанной биомассы, в небольших количествах с ВГО (VGO) или другими жидкостями на основе сырой нефти в ККТС или нефтепромысловых обогатительных операциях.
Другим инновационным вариантом, который образует часть настоящей заявки, может быть конверсия биомассы, которую прототип не учитывает и намеренно избегает: совместная переработка необогащенной термически полученной жидкости с углеводородами таким образом, который устраняет сложность промежуточных стадий обогащения и еще может быть совместимым с переработкой материала сырой нефти. Как уже указано, прототип ясно показал, что необработанные термически полученные жидкости биомассы являются неподходящими для конверсии в жидкие углеводороды прямо в ККТС и других системах каталитической конверсии. Поэтому, когда различные схемы совместной переработки с нефтью на существующих операциях нефтеочистки рассматриваются в прототипе, включая ККТС совместную переработку, совместная переработка необогащенных необработанных термически полученных жидкостей биомассы может быть исключена из указанных вариантов совместной переработки (Mercader; Fogassy). Однако, как предлагается в настоящем рассмотрении, неожиданные технические и экономические выгоды заключаются в сущности в совместной переработке термически полученных продуктов биомассы с нефтяными исходными материалами в различных операциях нефтеочистки.
Краткое описание заявки
В некоторых вариантах изобретение относится к топливной смеси, полученной из исходного сырья нефтяной фракции и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива. В некоторых вариантах изобретение относится к топливной смеси, полученной из исходного сырья нефтяной фракции и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, совместно перерабатываемой в присутствии катализатора. В некоторых вариантах изобретение относится к смеси продукта каталитического крекинга текучей среды, полученной из исходного сырья, содержащего возобновляемое нефтяное топливо. В некоторых вариантах изобретение относится к топливной смеси, полученной из более 80% мас. исходного сырья нефтяной фракции и менее 20% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, которая может перерабатываться в установке конверсии в присутствии катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к топливу, содержащему продукт установки конверсии, такой как установка каталитического крекинга текучей среды, имеющая нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо в качестве реагентов. В некоторых вариантах изобретение относится к топливу, содержащему продукт установки конверсии нефтеочистки, совместно перерабатывающей нефтяную фракцию одновременно с возобновляемым нефтяным топливом. В некоторых вариантах изобретение относится к топливу, содержащему продукт установки конверсии нефтеочистки, где установка конверсии получает нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, например моторного топлива, содержащему обеспечение исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива с исходным сырьем нефтяной фракции в присутствии катализатора. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, содержащему переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, содержащему переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора и необязательно регулирование скорости подачи питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого с целью получения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; и/или необязательно регулирования соотношения катализатор : объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (соотношение катализатор:нефть) с целью получения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть является массовым соотношением или объемным соотношением.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, так что топливный продукт имеет по меньшей мере 70% об. бензина и ЛЦТ (LCO) или по меньшей мере 70% об. моторного топлива по отношению к общему объему продукта, получаемому из потока продукта установки конверсии.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу улучшения конверсии нефти при нефтеочистке, содержащему переработку нефтяной фракции, замененной возобновляемым нефтяным топливом (на основе эквивалентной энергии и/или на основе содержания углерода) в присутствии катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу улучшения выхода топлива, например выхода одного или более представителей из бензина, дизельного топлива, СНГ (LPG), ЛЦТ (LCO), печного топлива и/или топлива для реактивных двигателей, от конверсии исходного сырья нефтяной фракции, содержащему переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к устройству каталитического крекинга текучей среды, содержащему вертикальную трубу, имеющую впускное окно нефтяной фракции и впускное окно возобновляемого топлива, или вертикальную трубу, которая имеет подогнанный для присоединения элемент для обеспечения впуска возобновляемого топлива. В некоторых вариантах изобретение относится к нефтеочистительной системе, содержащей первый узел для введения исходного сырья нефтяной фракции, и второй узел для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, или модернизированной с присоединением того же. В некоторых вариантах изобретение относится к нефтеочистительной системе, содержащей первый узел для введения исходного сырья нефтяной фракции, и второй узел для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива в установку конверсии нефтеочистительного завода или модернизированную или приспособленную для присоединения того же.
В некоторых вариантах изобретение относится к одной или более установок (например, установка конверсии) в нефтеочистительной системе, подходящей для принятия исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, содержащей установленное независимое окно для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива. В некоторых вариантах изобретение относится к нефтеочистительной системе, содержащей дополнительный или модифицированный узел вертикальной трубы, подходящий для принятия возобновляемого нефтяного топлива, например независимое окно, содержащее форсунку; отдельный или независимый резервуар для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива; установленную повторно калиброванную или модифицированную или независимую систему контроля; и/или установленный кран для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу увеличения температуры смесительной зоны в ККТС-установке, содержащему введение 0,05-15% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива через систему охлаждения вертикальной трубы ниже по потоку (после) от форсунки введения исходного сырья нефтяной фракции.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу совместной переработки возобновляемого нефтяного топлива, которое имеет уровень содержания углерода в интервале 35-80% мас. на сухой остаток и/или уровень содержания энергии, по меньшей мере 30% содержания энергии, содержащейся в биомассе, из которой она производится; и исходного сырья нефтяной фракции, которая содержит материал газойля ((ГО) (GO)), материал вакуумного газойля ((ВГО) (VGO)), материал тяжелого газойля ((ТГО) (НGO)), материал среднего дистиллята, материал тяжелого-среднего дистиллята, углеводородсодержащий материал или их комбинации, при введении возобновляемого нефтяного топлива и фракции нефтяного газа в установку конверсии, в которой они контактируют с катализатором.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива (например, дизельного топлива и/или бензина) для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, содержащих превращение целлюлозного материала путем быстрой термической переработки с образованием возобновляемого нефтяного топлива и совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора с получением топлива, соответствующего числу возобновляемых целлюлозных идентификаций. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения дизельного топлива и/или бензина для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, содержащих термическое превращение возобновляемого (целлюлозного) материала с образованием возобновляемого нефтяного топлива и совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в нефтеочистке с получением дизельного топлива и/или бензина, которые соответствуют пути топлива, определенному нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США ((СПВТ) (RFS)) для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, содержащему термическую переработку целлюлозного материала путем быстрой термической переработки с образованием необогащенного возобновляемого нефтяного топлива и переработки исходного сырья нефтяной фракции с необогащенным возобновляемым нефтяным топливом в нефтеочистке с получением единицы дизельного топлива, достаточной для генерирования более 0,5 единиц топлива, соответствующего числу возобновляемых целлюлозных идентификаций.
В некоторых вариантах изобретение относится к моторному топливу, содержащему продукт каталитической конверсии смеси, содержащей более 90% мас. исходного сырья нефтяной фракции и менее 10% мас. материала необогащенного возобновляемого нефтяного топлива, полученного из биомассы (например, целлюлозной биомассы).
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения целлюлозного возобновляемого топлива с квалификацией по числу идентификаций, содержащему, необязательно, образование возобновляемого нефтяного топлива путем быстрой термической переработки возобновляемого материала целлюлозной биомассы; введение более 90% мас. исходного сырья нефтяной фракции в способ нефтеочистки; введение менее 10% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива в способ нефтеочистки вблизи точки введения исходного сырья нефтяной фракции; и совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива с получением целлюлозного возобновляемого топлива с квалификацией по числу идентификаций, где возобновляемое нефтяное топливо имеет рН 1,5-6, содержание сухого вещества менее 2,5% мас. и водосодержание 20-45% мас.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, производного, по меньшей мере частично, от возобновляемого топлива, переработанного в установке конверсии нефтеочистки, например ККТС. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, производного, по меньшей мере частично, от возобновляемого топлива, имеющего рН 1,5-6 и водосодержание 20-45% мас., которое было переработано в установке конверсии нефтеочистки, например ККТС.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения горючего топлива путем, совпадающим с нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, где способ содержит термическую конверсию целлюлозосодержащей биомассы в возобновляемое нефтяное топливо, так что углеродосодержание возобновляемого нефтяного топлива составляет менее 60% мас., и оно имеет рН 1,5-8. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения горючего топлива путем, совпадающим с нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, где способ содержит термическую конверсию целлюлозосодержащей биомассы в возобновляемое нефтяное топливо, так что углеродосодержание возобновляемого нефтяного топлива составляет по меньшей мере более 80% мас. углеродосодержания целлюлозосодержащей биомассы. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения горючего топлива путем, совпадающим с нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа возобновляемых целлюлозных идентификаций, где способ содержит термическую конверсию целлюлозосодержащей биомассы в возобновляемое нефтяное топливо и совместную переработку части возобновляемого нефтяного топлива с более 90% мас. негидрообработанного материала газойля с получением горючего топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к топливной смеси, полученной, по меньшей мере частично, из исходного сырья нефтяной фракции и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, где исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива перерабатываются совместно в присутствии катализатора. В некоторых вариантах изобретение относится к композиции, полученной каталитическим крекингом текучей среды из материала, содержащего возобновляемое нефтяное топливо.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, который содержит переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора, где выход топливного продукта способа является эквивалентным или больше выхода топливного продукта, получаемого от прогона способа без исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива на основе ввода энергии материала. В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения топлива, который содержит переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора, где топливо, полученное способом, полностью совместимо с топливом, полученным с исходным сырьем невозобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу образования одного или более чисел идентификации из возобновляемой целлюлозной биомассы, который (способ) содержит термическую переработку целлюлозной биомассы с образованием возобновляемого нефтяного топлива (например, необогащенного возобновляемого нефтяного топлива) и совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в установке конверсии нефтеочистки с получением в результате соответствующих числам идентификации из возобновляемой целлюлозной биомассы дизельного топлива, топлива для реактивных двигателей, бензина или печного топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к горючему топливу для двигателя внутреннего сгорания, получаемому из исходного сырья нефтяной фракции и менее 5% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, где исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива и исходное сырье нефтяной фракции совместно перерабатываются в присутствии ККТС-катализатора.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу улучшения количества ценных компонентов топлива, получаемых от конверсии исходного сырья нефтяной фракции, который (способ) содержит введение исходного сырья нефтяной фракции в нефтеочистительную систему, содержащую ККТС-катализатор, и добавление по меньшей мере 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива по отношению к общему количеству исходного сырья (например, исходного сырья нефтяной фракции плюс исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива) и совместную переработку в присутствии ККТС-катализатора объединенного материала в ККТС-установке в течение по меньшей мере 2 секунд.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу получения чисел возобновляемой идентификации, который (способ) содержит совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом с образованием топлива, соответствующего одному или более путей топлива в соответствии со стандартной программой по возобновляемому топливу США, и передачу прав, по меньшей мере части, одного или более чисел возобновляемой идентификации от владельца или покупателя топлива. В некоторых вариантах изобретение относится к возобновляемому нефтяному топливу, соответствующему пути топлива, определенному нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации, получаемого при термической переработке целлюлозной биомассы. В некоторых вариантах изобретение относится к топливу двигателя внутреннего сгорания, полученному из возобновляемого нефтяного топлива, соответствующего пути топлива, определенному нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации. В некоторых вариантах изобретение относится к топливу двигателя внутреннего сгорания, полученному из материала установки конверсии нефтеочистки, содержащего 1-5% мас. возобновляемого нефтяного топлива, соответствующему пути топлива, определенному нормами стандартной программы по возобновляемому топливу США для образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации.
В некоторых вариантах изобретение относится к смешанной композиции горючего топлива, содержащей ККТС совместно переработанные газойль и продукт возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах изобретение относится к способу применения одного или более из вышеуказанных топлив в транспортном средстве, содержащем двигатель внутреннего сгорания.
В некоторых вариантах изобретение относится к компьютерной системе, содержащей мониторинг количества производительности ККТС-установки и регулирование количества возобновляемого нефтяного топлива, вводимого для совместной переработки с нефтьсодержащим исходным сырьем.
В некоторых вариантах изобретение относится к компьютерной системе, содержащей мониторинг количества производительности ККТС-установки, включая количество перерабатываемого возобновляемого нефтяного топлива, и расчет образованных чисел целлюлозной возобновляемой идентификации.
Подробное описание чертежей
Многие выигрыши от материалов, систем, способов, продуктов, использований и применений среди других могут быть легко замечены и поняты из рассмотрения описания и подробностей, предусмотренных в данной заявке, включая прилагаемые чертежи и реферат, где:
на фиг. 1 представлена установка каталитического крекинга текучей среды ((ККТС) (FCC));
на фиг. 2А представлен типичный конвертер;
на фиг. 2В представлен типичный конвертер, который оборудован впускным окном или двумя (102) в двух различных местоположениях (которые могут использоваться поочередно или оба), подходящими для введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO));
на фиг. 3 показана технология охлаждения вертикальной трубы;
на фиг. 4 представлена установка коксования;
на фиг. 5 представлена система введения питания;
на фиг. 6 представлена ККТС-установка с двойными вертикальными трубами;
на фиг. 7 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО (вакуумном газойле) на конверсию (на основе массы);
на фиг. 8 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на общую конверсию (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 9 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход бензина (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 10 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход бензина как функции углеродосодержания в питании (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 11 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход СНГ (сжиженного нефтяного газа) (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 12 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход сухого газа (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 13 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход НПО (нефти парафинового основания) (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 14 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход ЖНП (жидких нефтепродуктов) (на основе ввода эквивалентной энергии);
на фиг. 15 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход кокса (на основе ввода эквивалентной энергии);
3
на фиг. 16 представлен график, показывающий выход бензина как функцию ВНТ-замены и соотношения катализатор:нефть (на основе 10000 баррель/день (66250 дм/ч), без содержания воды);
3
на фиг. 17 представлен график, показывающий галлоны (1 галлон=3,785 дм) бензина /1 т ВНТ как функцию ВНТ-замены и соотношения катализатор:нефть (на % мас. слагаемого с использованием эталонного ВГО);
на фиг. 18 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход бензина (на основе объемного потребления ККТС-установки);
3
на фиг. 19 представлен график, показывающий влияние соотношения катализатор:нефть и концентрации ВНТ в ВГО на выход бензина (на основе питания 10000 баррель/день (66250 дм/ч)).
Подробное описание изобретения
3
В 2005 г. Агентством по защите окружающей среды (ЕРА) были выпущены стандарты на возобновляемое топливо (RFS1), которые были первыми мандатами на возобновляемое топливо в США. RFS требовали, чтобы 7,5В галлонов (1 галлон=3,85 дм) возобновляемого топлива смешивалось с бензином к 2012 году. Два года спустя программа была расширена Актом энергонезависимости и безопасности (EISA) 2007 года с выходом 36В галлонов возобновляемого топлива к 2022 году. Кроме того, EISA расширил RFS с охватыванием дизельных топлив (топлива для реактивных двигателей первоначально не были включены в RFS) и установил отдельные объемные выходы для различных типов возобновляемого топлива (например, RFS2 требовали 21В галлоны перспективных биотоплив к 2022 году).
В феврале 2010 г. ЕРА подчинило свои окончательные нормы RFS2, пересмотру предыдущих стандартов на возобновляемое топливо(RFS1). Нормы устанавливают систему объемных выходов для 36В галлонов возобновляемых топлив, получаемых в США к 2022 году, с 21В перспективными биотопливами (неэтанольными).
Вследствие нехватки промышленных целлюлозных производственных мощностей в США ЕРА проводит ежегодный обзор общего целлюлозного объема с оценкой возможности ее производственного выхода и затем делает корректировки. ЕРА предлагает целлюлозные объемы до 12,9М галлонов (до 15,7М галлонов на основе этанольного эквивалента) для 2012, значительно ниже исходного 500М галлонов выхода. Значительный прогресс может быть сделан в облегчении масштабных целлюлозных технологий, чтобы США соответствовали 16В галлонов производственному выходу для целлюлозных топлив к 2022 году.
Часть предписаний включает побудительную программу, которая обеспечивает присвоение чисел возобновляемой идентификации ((ЧВИ) (RIN)) для получения топлив в соответствии с некоторыми путями, которые предназначены быть экологически менее вредными, чем традиционные способы получения топлив. Среди нескольких апробированных путей некоторые относятся к использованию целлюлозосодержащей биомассы (целлюлозной биомассы), которая может заслужить целлюлозные числа возобновляемой идентификации ((ЦЧВИ) (С-RIN)). Использование целлюлозной биомассы может также помочь производителям топлива соответствовать их обязательствам по возобновляемым объемам ((ОВО) (RVO)). Одним аспектом настоящей заявки может быть использование необогащенного возобновляемого нефтяного топлива в количествах менее 20% мас., например менее 10% мас., менее 8% мас., менее 6% мас., таком как примерно 5% мас. или примерно 3% мас. по отношению к общей массе сырья (например, нефтяной фракции и возобновляемого исходного сырья), подаваемого в установку конверсии, используемую для получения бензина среди других топлив и побочных продуктов, с получением в результате не только возможности соответствовать требованиям с присвоением ЦЧВИ и/или ОВО, но также по меньшей мере эквивалентного выхода бензина (на основе эквивалентного ввода, например, энергии или на основе углеродосодержания). Эквивалентный выход бензина включает, например, повышенный выход бензина и увеличение более чем на 0,5% мас., более чем на 0,75% мас., более чем на 1% мас., такое как от 0,5% мас. до 5,0% мас. или от 1,25% мас. до 3,0% мас. по отношению к эквивалентному вводу, например, энергии или на основе углеродосодержания.
В некоторых вариантах предусматриваются способ и система для введения возобновляемого топлива, возобновляемого нефтяного топлива или возобновляемой нефти в качестве исходного материала в ККТС или других нефтеочистительных системах или операциях обогатительного промысла. Возобновляемые топлива включают в себя топлива, получаемые из возобновляемых источников. Примеры включают в себя биотоплива (например, растительное масло, используемое в качестве топлива), этанол, метанол из биомассы или биодизель и водородное топливо (при получении возобновляемыми способами), термохимически полученные жидкости и биомасса, каталитически превращенная в жидкости.
Подходящие биомасса, материалы биомассы или компоненты биомассы включают в себя (но не ограничиваются этим) древесину, древесные отходы, древесные опилки, кору валежника, материалы прореживания леса, лесной брак, багассу, волокно пшеницы, солому кукурузы, пустые фруктовые кусты ((ПФК) (EFB)), листы папоротника, листы пальмы, лен, солому, низкозольную солому, промышленные культуры, пальмовое масло, материалы непищевой биомассы, остаток урожая, валежник, материалы предварительного коммерческого прореживания и остаток деревьев, однолетние покровные культуры, просо-прутьевое, мискантус, целлюлозосодержащие компоненты, целлюлозные компоненты отдельных складских отходов, целлюлозные компоненты отдельных пищевых отходов, целлюлозные компоненты отдельных муниципальных твердых отходов ((МТО) (MSW)) или их комбинации. Целлюлозная биомасса, например, включает биомассу, производную от или содержащую целлюлозные материалы. Например, биомассой может быть биомасса, характеризующаяся как соответствующая предписаниям стандартной программы США по возобновляемому топливу (RFS), или биомасса, подходящая для получения топлива, соответствующего целлюлозному числу возобновляемых идентификаций. В некоторых вариантах биомасса может характеризоваться как соответствующая материалам биомассы, определенным в путях для D-кода 1, 2, 3, 4, 5, 6 или 7-соответствующего топлива в соответствии с предписаниями стандартной программы США по возобновляемому топливу (RFS). Например, биомасса может характеризоваться как соответствующая материалам биомассы, подходящим для получения D-кода 3 или 7-соответствующего топлива в соответствии с предписаниями стандартной программы США по возобновляемому топливу (RFS), или биомасса может характеризоваться как состоящая только из углеводородов (или возобновляемых углеводородов).
Возобновляемое нефтяное топливо (также указываемое здесь как ВНТ (RFO)) относится к нефтяному топливу - производному биомассы или к нефтяному топливу, полученному конверсией биомассы. Например, в некоторых вариантах возобновляемым нефтяным топливом может быть целлюлозное возобновляемое нефтяное топливо (также указываемое здесь как целлюлозное ВНТ (RFO)), и оно может быть произведено из или получено конверсией целлюлозосодержащей биомассы. Биомасса или целлюлозосодержащая биомасса может быть преобразована с образованием возобновляемого топлива одним или более из следующих способов: термическая конверсия, термомеханическая конверсия, термокаталитическая конверсия или каталитическая конверсия биомассы или целлюлозосодержащей биомассы. В некоторых вариантах возобновляемое топливо может быть негидродезоксигенированным ((не-ГДО) (не-HDO)), недезоксигенированным, необогащенным, термически переработанным, быстро термически переработанным, термомеханически переработанным, быстро термомеханически переработанным, негидрообработанным, кондиционированным и/или их комбинацией. Например, возобновляемое нефтяное топливо может быть негидродезоксигенированным ((не-ГДО) (не-HDO)) возобновляемым нефтяным топливом; не-ГДО недезоксигенированным возобновляемым нефтяным топливом; быстро термомеханически переработанным, негидрообработанным возобновляемым нефтяным топливом или недезоксигенированным, необогащенным, термически переработанным возобновляемым нефтяным топливом. Другим примером подходящего возобновляемого нефтяного топлива может быть негидродезоксигенированное, недезоксигенированное, негидрообработанное, необогащенное, некаталитически переработанное, термомеханически переработанное возобновляемое нефтяное топливо, которое, как должно быть понятно, означает возобновляемое нефтяное топливо, которое может быть получено простым механическим измельчением биомассы, например целлюлозной биомассы, и затем термической переработкой измельченной биомассы, например, быстро с получением жидкости без дополнительной стадии переработки с по существу изменением кислородосодержания, водосодержания, серосодержания, азотосодержания, сухого содержания или иным образом обогащением возобновляемого нефтяного топлива для переработки в топливо. Кроме того, данное негидродезоксигенированное, недезоксигенированное, негидрообработанное, необогащенное, некаталитически переработанное, термомеханически переработанное возобновляемое нефтяное топливо может быть смешано с другими партиями негидродезоксигенированного, недезоксигенированного, негидрообработанного, необогащенного, некаталитически переработанного, термомеханически переработанного возобновляемого нефтяного топлива и/или другим негидродезоксигенированным, недезоксигенированным, негидрообработанным, необогащенным, некаталитически переработанным, термомеханически переработанным возобновляемым нефтяным топливом, которое было получено из другой биомассы, с образованием смесей негидродезоксигенированного, недезоксигенированного, негидрообработанного, необогащенного, некаталитически переработанного, термомеханически переработанного возобновляемого нефтяного топлива.
В частности, возобновляемое нефтяное топливо может быть жидкостью, образованной из биомассы, содержащей целлюлозный материал, где только переработка биомассы может быть термомеханическим способом (в частности, содержащим измельчение и быструю термическую переработку без постобработки или обогащения жидкости перед введением в установку конверсии нефти). В частности, недезоксигенирование, негидрообработка, некаталитическая выдержка или контактирование лишь необогащенного возобновляемого нефтяного топлива, полученного термомеханической переработкой целлюлозосодержащей биомассы.
Предпочтительное возобновляемое нефтяное топливо может быть необогащенной жидкостью (также указываемое как необогащенное возобновляемое нефтяное топливо), образованной из измельченной биомассы способом, например, быстрой термической переработки, где полученная жидкость может составлять по меньшей мере 50% мас., например, по меньшей мере 60% мас., по меньшей мере 70% мас., по меньшей мере 75% мас., по меньшей мере 80% мас., по меньшей мере 85% мас. общей массы переработанной биомассы. Другими словами, выход жидкости из переработанной биомассы может составлять по меньшей мере 50% мас., например, по меньшей мере 60% мас., по меньшей мере 70% мас., по меньшей мере 75% мас., по меньшей мере 80% мас., по меньшей мере 85% мас. общей массы измельченной переработанной биомассы. Термин «необогащенное» должен пониматься как указывающий жидкое возобновляемое нефтяное топливо, которое не подвергалось никакой дополнительной предварительной или постобработке, включая, в частности, негидродезоксигенирование, негидрообработку, некаталитическую выдержку или контактирование. В некоторых вариантах необогащенное возобновляемое нефтяное топливо может быть получено из измельченной биомассы и затем транспортироваться и/или храниться и может даже нагреваться или поддерживаться при заданной температуре, не превышающей 150°F (65,6°C), на его пути введения в установку конверсии при нефтеочистке. Механическая обработка, связанная с транспортированием, хранением, нагреванием и/или предварительным нагреванием необогащенного возобновляемого нефтяного топлива, не считается стадией обогащения. В некоторых вариантах необогащенное возобновляемое нефтяное топливо может содержать одно или более необогащенных возобновляемых нефтяных топлив, смешанных из отдельных необогащенных партий и/или из отдельных необогащенных партий, полученных из различной целлюлозной биомассы (например, нескольких различных типов непищевой биомассы). В некоторых вариантах указанные смешанные композиции, которые могут быть смешаны для целенаправленного обеспечения или достижения некоторых характеристик в объединенном необогащенном возобновляемом нефтяном топливе, могут еще считаться необогащенным возобновляемым нефтяным топливом при условии, что по существу все (например, более 80% мас. или более 90% мас., а также более 95% мас. или более 98% мас., или более 99% мас.) или все объединенные партии являются необогащенным возобновляемым нефтяным топливом.
Предпочтительными являются не-ГДО возобновляемое нефтяное топливо; не-ГДО недезоксигенизированное возобновляемое нефтяное топливо; быстро термомеханически переработанное, негидрообработанное возобновляемое нефтяное топливо или недезоксигенизированное, необогащенное, термически переработанное возобновляемое нефтяное топливо.
Например, возобновляемое нефтяное топливо может содержать только термически конвертированную биомассу или только термомеханически конвертированную биомассу. Подходящие возобновляемые нефтяные топлива могут включать пиролизную жидкость, термопиролизную жидкость, термомеханическую пиролизную жидкость, быстротермопиролизную жидкость или термомеханическую быстропиролизную жидкость, производную или полученную конверсией биомассы или целлюлозной биомассы. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может включать негидродезоксигенированное (не-ГДО) возобновляемое нефтяное топливо, недезоксигенированное возобновляемое нефтяное топливо, необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, термически переработанное целлюлозное возобновляемое нефтяное топливо, термически переработанное, необогащенное целлюлозное возобновляемое нефтяное топливо, жидкость термически переработанной биомассы, жидкость термически переработанной необогащенной биомассы, жидкость термически переработанной непищевой биомассы, жидкость термически переработанной непищевой целлюлозной биомассы, термически переработанную непищевую возобновляемую жидкость, термически переработанную целлюлозную жидкость, быстротермически переработанную целлюлозную жидкость, быстротермически переработанное биотопливо, жидкость быстротермически переработанной биомассы или термопиролизную жидкость, имеющую 5% мас. сухого содержания, такого как менее 4% мас., 3% мас., 2,5% мас., 2% мас., 1% мас. или менее 0,5% мас., кондиционированное возобновляемое нефтяное топливо, негидрообработанное необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, пиролизное масло или пиролизную жидкость, термопиролизное масло или термопиролизную жидкость, биомасло или жидкость биомасла, биосырое масло или биосырую жидкость, термокаталитическое пиролизное масло или термокаталитическую пиролизную жидкость, каталитическое пиролизное масло, каталитическую пиролизную жидкость или их комбинации. Например, в некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может содержать одно или более из следующего: негидродезоксигенированное (не-ГДО) возобновляемое нефтяное топливо, недезоксигенированное возобновляемое нефтяное топливо, необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, термически переработанное целлюлозное возобновляемое нефтяное топливо, быстротермически переработанное возобновляемое нефтяное топливо, негидрообработанное необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, пиролизное масло или пиролизную жидкость или термопиролизное масло или термопиролизную жидкость.
В некоторых вариантах способ термической конверсии образования подходящего возобновляемого топлива из биомассы может включать, например, переработку быстрой термической конверсией. В некоторых вариантах механический аспект способа конверсии (иногда называемый здесь как «кондиционирование»), образования подходящего возобновляемого топлива из биомассы может включать (но не ограничиваясь этим): сушку, измельчение, удаление мелочи, удаление тяжелого металла, сортировку по величине, удаление черных металлов, удаление частей золы, фильтрование, рассев, циклонирование, механические операции по удалению значительной части твердого содержания или их комбинации. Например, кондиционирование может включать один или более из следующих процессов, таких как сушка, измельчение, удаление мелочи, удаление тяжелого металла, сортировка по величине, удаление черных металлов, удаление частей золы, фильтрование, рассев, пропускание через циклон, механическая обработка, контактирование с магнитом или пропускание через магнитное поле. В некоторых вариантах кондиционирование может дополнительно включать введение воды или одного или более спиртов, таких как метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, глицерин или бутанол. Например, возобновляемое нефтяное топливо может быть кондиционировано под воздействием фильтрования, рассева, циклонирования или механических операций для удаления значительной части твердого материала. В некоторых вариантах кондиционирование биомассы в процессе конверсии с образованием подходящего возобновляемого топлива может включать удаление части углерода из биомассы фильтрованием, рассевом, циклонированием или механической обработкой биомассы. В некоторых вариантах способ термической конверсии или способ термомеханической конверсии может содержать способ быстрой термической конверсии.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь рН в интервале 0,5-8,0. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь рН в интервале 0,5-7,0, такой как 0,5-6,5, 1,0-6,0, 2,0-5,0, 3,0-7,0, 1,0-4,0 или 2,0-3,5. В некоторых вариантах рН возобновляемого нефтяного топлива может быть ниже 8,0, такой как ниже 7,0, ниже 6,5, ниже 6,0, ниже 5,5, ниже 5,0, ниже 4,5, ниже 4,0, ниже 3,5, ниже 3,0, ниже 2,5 или ниже 2,0. В некоторых вариантах рН возобновляемого нефтяного топлива может быть изменен или модифицирован введением внешнего материала не из биомассы или рН-регулирующего агента. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть кислотным. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь рН в интервале 0,5-7,0, такой как в интервале 1-7, в интервале 1-6,5, в интервале 2-5, в интервале 2-3,5, в интервале 1-4, в интервале 2-6 или в интервале 2-5. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо имеет рН, полученный в результате конверсии биомассы, из которой оно может быть получено, такой как рН, полученный от биомассы.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание сухого вещества в интервале менее 5% мас. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание сухого вещества менее 4% мас., менее 3% мас., менее 2,5% мас., менее 2% мас., менее 1% мас., менее 0,5% мас. или менее 0,1% мас. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание сухого вещества в интервале от 0,005% мас. до 5% мас. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание сухого вещества в интервале от 0,005% мас. до 4% мас., такое как в интервале от 0,005 до 3% мас., в интервале от 0,005% мас. до 2,5% мас., в интервале от 0,005% мас. до 2% мас., в интервале от 0,005% мас. до 1% мас., в интервале от 0,005% мас. до 0,5% мас., в интервале от 0,05% мас. до 4% мас., в интервале от 0,05% мас. до 2,5% мас., в интервале от 0,05% мас. до 1% мас., в интервале от 0,05% мас. до 0,5% мас., в интервале от 0,5% мас. до 3% мас., в интервале от 0,5% мас. до 1,5% мас. или в интервале от 0,5% мас. до 1% мас.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание золы в интервале менее 0,5% мас. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание золы менее 0,4% мас., такое как менее 0,3% мас., менее 0,2% мас., менее 0,1% мас., менее 0,05% мас., менее 0,005% мас. или менее 0,0005% мас. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь содержание золы в интервале от 0,0005% мас. до 0,5% мас., такое как в интервале от 0,0005% мас. до 0,2% мас., в интервале от 0,0005% мас. до 0,05% мас. или в интервале от 0,0005% мас. до 0,1% мас.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь водосодержание в интервале 10-40% мас. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь водосодержание в интервале 15-35% мас., такое как в интервале 15-30% мас., в интервале 20-35% мас., в интервале 20-30% мас., в интервале 30-35% мас., в интервале 25-30% мас. или в интервале 32-33% мас. воды. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь водосодержание в интервале менее 40% мас., такое как менее 35% мас. или менее 30% мас. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь водосодержание, по меньшей мере 10% мас., такое как, по меньшей мере 15% мас., по меньшей мере 20% мас. или по меньшей мере 25% мас.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень кислородосодержания выше, чем исходное сырье нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень кислородосодержания выше 20% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу, такой как уровень кислородосодержания в интервале 20-50% мас., в интервале 35-40% мас., в интервале 25-35% мас., в интервале 20-30% мас., в интервале 25-50% мас., в интервале 20-40% мас. или в интервале 20-35% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень кислородосодержания выше, чем уровень углеродосодержания. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень кислородосодержания выше, чем уровень углеродосодержания, на влагосодержащую основу. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь углеродосодержание в интервале 35-80% мас. и кислородосодержания в интервале 20-50% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь углеродосодержание в интервале 50-60% мас. и кислородосодержания в интервале 35-40% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания по меньшей мере 40% мас. содержания углерода в биомассе, из которой оно может быть получено. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания по меньшей мере 45% мас., такой как, по меньшей мере 50% мас., по меньшей мере 55% мас., по меньшей мере 60% мас., по меньшей мере 65% мас., по меньшей мере 70% мас., по меньшей мере 75% мас., по меньшей мере 80% мас., по меньшей мере 85% мас., по меньшей мере 90% мас., по меньшей мере 95% мас. содержания углерода в биомассе, из которой оно может быть получено. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания в интервале от 40% мас. до 100% мас. содержания углерода в биомассе, из которой оно может быть получено. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания в интервале от 40% мас. до 95% мас., в интервале от 40% мас. до 90% мас., в интервале от 40% мас. до 80% мас., в интервале от 50% мас. до 90% мас., в интервале от 50% мас. до 75% мас., в интервале от 60% мас. до 90% мас., в интервале от 60% мас. до 80% мас., в интервале от 70% мас. до 95% мас., в интервале от 70% мас. до 80% мас., в интервале от 70% мас. до 90% мас. содержания углерода в биомассе, из которой оно может быть получено. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень углеродосодержания ниже, чем исходное сырье нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь углеродосодержание в интервале 35-80% мас. в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу, такое как в интервале 40-75% мас., в интервале 45-70% мас., в интервале 50-65% мас., в интервале 50-60% мас., в интервале 54-58% мас., в расчете на сухой остаток, или остаток, не содержащий влагу.
Путем примера в таблицах 1 и 2 представлены результаты анализа нескольких подходящих возобновляемых нефтяных топлив, которые были получены в соответствии с одной или более методик, описанных в патенте США № 7905990, в патенте США № 5961786 и в патенте США № 5792340, каждый из которых приводится в качестве ссылки в своей полноте.
Таблица 1
Результаты анализа для Alcell-лигнина - слабый прогон (LS-3) и сильный прогон (LS-4)
LS-3
LS-4
Летучие (% мас.)
14,7
27,9
Влагосодержание (% мас.)
1,0
0,9
Содержание золы (% мас.)
0,05
1,00
Элементарный состав (% мас., MAF)
Углерод
68,68
73,04
Водород
7,16
6,52
Азот
0,00
0,01
Кислород (разность)
24,16
20,43
Гидроксил (% мас.)
7,54
7,50
Метоксил (% мас.)
15,68
1,02
Последовательная растворимость (% мас.)
Диэтиловый эфир
41,8
40,3
Этилацетат
48,9
42,4
Метанол
0,2
0,6
Остаток
9,1
16,7
Фракционирование (% мас.)
Органические кислоты
31,7
3,6
Фенолы и нейтральные вещества
45,0
81,7
Остаток
23,3
14,1
Примечание к таблице: слабый прогон (LS-3) - быстрая термическая переработка при температуре примерно 500°C и сильный прогон (LS-4) - быстрая термическая переработка при температуре примерно 700°C
Таблица 2
Результаты анализа возобновляемого нефтяного топлива, полученного из древесной биомассы
Исследовательское учреждение
1)
1)
2)
3)
3)
4)
5)
Среднее
Плотность
1,19
1,20
1,21
1,217
1,226
1,186
1,188
1,20
Водосодержание (% мас.)
26
27
21
20,5
21
28,1
23,9
Содержание угля (% мас.)
2,0
0,6
1,4
2,2
5,5
2,2
2,3
Нагревание, б.т.е./фунт (кДж/Н)
7267 (1744)
7310 (1754)
9245 (2219)
7525 (1806)
7955 (1909)
6536 (1568)
6880 (1651)
7525 (1806)
Элементарный состав (%, MAF)
Углерод
55,1
53,63
55,5
52,8
58,27
51,5
54,5
Водород
6,7
6,06
6,7
6,9
5,5
6,8
6,4
Азот
0,15
0,24
0,1
<0,1
0,39
0,17
0,18
Сера
0,02
<0,14
0,07
<0,001
Зола (% мас.)
0,13
0,15
0,22
0,13
0,16
Примечания к таблице: ВНТ, полученное из древесной биомассы, было проанализировано следующими исследовательскими учреждениями: 1) Католический университет Лувейна, Бельгия; 2) ENEL, Термоисследовательский центр, Италия; 3) VTT, Лаборатория топлива и промышленной технологии, Финляндия; 4) CANMET, Лаборатории исследования энергии, Канада; 5) Промышленные испытания и конструирование Ко., США.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания по меньшей мере 30% энергосодержания в биомассе, из которой оно может быть получено. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания по меньшей мере 45%, такой как, по меньшей мере 55%, по меньшей мере 60%, по меньшей мере 65%, по меньшей мере 70%, по меньшей мере 75%, по меньшей мере 80%, по меньшей мере 85%, по меньшей мере 90% или по меньшей мере 95% энергосодержания в биомассе, из которой оно может быть получено. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания в интервале от 50% до 98% энергосодержания в биомассе, из которой оно может быть получено. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания в интервале от 50% до 90%, в интервале от 50% до 75%, в интервале от 60% до 90%, в интервале от 60% до 80%, в интервале от 70% до 95%, в интервале от 70% до 80% или в интервале от 70% до 90% энергосодержания в биомассе, из которой оно может быть получено.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания ниже, чем исходное сырье нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания в интервале 30-95% на сухой остаток (остаток, не содержащий влагу) относительно энергосодержания исходного материала нефти, такой как в интервале 40-90%, в интервале 45-85%, в интервале 50-80%, в интервале 50-60%, в интервале 54-58% на сухой остаток, или на остаток, не содержащий влаги, относительно энергосодержания исходного материала нефти. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может иметь уровень энергосодержания в интервале 30-90% относительно энергосодержания исходного сырья нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может иметь энергосодержание 35%, 40%, 45%, 50%, 55%, 60%, 65%, 70%, 75%, 80%, 85% относительно энергосодержания исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах единица возобновляемого нефтяного топлива может иметь энергосодержание, подходящее для генерирования 0,5-1,5 единиц топлива, соответствующего числу целлюлозного возобновляемого топлива, такого как в интервале 0,7-1,2 единиц, в интервале 0,9-1,1 единиц топлива, соответствующего числу целлюлозного возобновляемого топлива. В некоторых вариантах единица возобновляемого нефтяного топлива может иметь энергосодержание, эквивалентное 0,5-1,5 объемных единиц этанола, такое как 0,7-1,2 объемных единиц, 0,9-1,1 объемных единиц этанола.
В некоторых вариантах способ и система нефтеочистки могут содержать узел для введения возобновляемого топлива, возобновляемого нефтяного топлива или полученную из биомассы термически переработанную жидкость в низких пропорциях в устройство конверсии нефти, ККТС-установку нефтеочистки (известную более формально как установка каталитического крекинга текучей среды) или установку обогатительного промысла с временем контактирования ККТС-катализатора в течение периода секунд, например 0,5-15 секунд, такого как 1 секунда, 1,5 секунды, 2 секунды, 2,5 секунды, 3 секунды, 3,5 секунды, 4 секунды, 5 секунд, и периодов времени, близких к указанному времени, например приблизительно 3-5 секунд.
Возобновляемое топливо может быть кондиционировано с обеспечением введения в способ нефтеочистки и может быть выполнено из нескольких смесей. Одним таким примером может быть возобновляемое топливо, которое было получено быстрой термической конверсией биомассы в условиях температуры 400-600°C при времени пребывания переработки менее 10 секунд либо с, либо без действия катализатора. Примером катализатора может быть ZSM-5 или другой ККТС-катализатор.
Согласно одному варианту степень введения количества термически переработанного возобновляемого топлива (в случае ККТС-установки пример показан на фиг. 1) составляет менее 10% мас. (например, в интервале от 0,05% мас. до 10% мас.), предпочтительно, в интервале от более 1% мас. до менее 5% мас.
В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции, например, полученной из обогащенной нефти, содержит материал газойля ((ГО) (GO)), материал вакуумного газойля ((ВГО) (VGO)), материал тяжелого газойля ((ТГО) (HGO)), материал среднего дистиллята, материал тяжелого-среднего дистиллята, углеводородсодержащий материал или их комбинации. Например, исходное сырье нефтяной фракции содержит материал газойля ((ГО) (GO)), материал вакуумного газойля ((ВГО) (VGO)), материал тяжелого газойля ((ТГО) (HGO)) или материал среднего дистиллята.
В некоторых вариантах количество исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)), которое может вводиться в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может находиться в интервале от 1% мас. до 20% мас. относительно общего количества сырья, введенного в систему нефтеочистки для переработки. Например, количество исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)), введенное в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может находиться в интервале от 1% мас. до 15% мас. относительно общего количества (например, исходное сырье нефтяной фракции плюс ВНТ-материал) сырья, введенного в систему нефтеочистки для переработки, таком как от 2% мас. до 13% мас., от 4% мас. до 10% мас., от 5% мас. до 8% мас., от 7% мас. до 12% мас. или от 3% мас. до 7% мас. относительно общего количества сырья, введенного в установку конверсии для переработки. В некоторых вариантах количество исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)), введенное в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять 1% мас. относительно общего количества сырья, введенного в установку конверсии для переработки, такое как 2% мас., 3% мас., 4% мас., 5% мас., 6% мас., 7% мас., 8% мас., 9% мас., 10% мас., 11% мас., 12% мас., 13% мас., 14% мас., 15% мас., 16% мас., 17% мас., 18% мас., 19% мас., 20% мас. относительно общего количества сырья, введенного в систему нефтеочистки для переработки. В некоторых вариантах количество исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)), введенное в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять по меньшей мере 1% мас. и менее 20% мас. относительно общего количества сырья, введенного в систему нефтеочистки для переработки, такое как, по меньшей мере, 2% мас., 3% мас., 4% мас., 5% мас., 6% мас., 7% мас., 8% мас., 9% мас. или 10% мас. и менее 20% мас. относительно общего количества сырья, введенного в установку конверсии для переработки.
В некоторых вариантах переработка исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом имеет по существу эквивалентную или большую характеристику в получении топливного продукта по сравнению с переработкой только исходного сырья нефтяной фракции при отсутствии возобновляемого нефтяного топлива. Например, переработка 20% мас. ВНТ с остальным количеством до 100% мас. исходного сырья нефтяной фракции, например, при 2:98, 5:95, 10:90 массовом отношении возобновляемого нефтяного топлива к материалу нефтяной фракции, может иметь по существу эквивалентную или большую характеристику в получении топливного продукта по сравнению с переработкой только исходного сырья нефтяной фракции при отсутствии возобновляемого нефтяного топлива. Например, переработка в интервале от 20:80 до 0,05:99,95 массового соотношения возобновляемого нефтяного топлива с исходным сырьем нефтяной фракции может дать в результате увеличение массового процентного содержания бензина более чем на 0,1% мас., например 0,5% мас., 1,0% мас., 1,5% мас., 2,0% мас. или более по сравнению с переработкой только исходного сырья нефтяной фракции при отсутствии возобновляемого нефтяного топлива.
Согласно одному варианту количество ВНТ может быть смешано с широким рядом газойлей и/или смесей газойлей, включая ТГО (HGO) (тяжелый газойль), ЛГО (LGO) (легкий газойль) и ВГО (VGO) (вакуумный газойль), а также другими нефтяными фракциями и смесями. ТГО может быть другим легким исходным материалом, который может быть направлен в ККТС-установку нефтеочистки. Либо в комбинации с газойлем, как смешанный поток питания, либо как отдельный поток питания, либо до, после, либо до и после введения газойля. Альтернативно, газойль может быть введен вместе с ВНТ до, после или до и после введения ВНТ. Либо ВНТ, либо газойль, либо оба могут быть поданы с чередованием импульсами.
Согласно одному варианту количество ВНТ может быть смешано с ВГО (вакуумным газойлем). ВГО может быть исходным материалом, обычно подаваемым в ККТС-установку нефтеочистки. Смесь возобновляемого нефтяного топлива и ВГО дает измеренное в конце ОКЧ (TAN) (общее кислотное число) менее 1,0 (например, в интервале 0,05-1,0) и, предпочтительно, в интервале менее 5 (например, в интервале 0,05-0,5) и, более предпочтительно, в интервале менее 0,25 (например, в интервале 0,05-0,25).
Согласно одному варианту количество ВНТ может быть смешано с ТГО (тяжелым газойлем). ТГО может быть другим легким исходным материалом, который может быть направлен в ККТС-установку нефтеочистки. Либо в комбинации с ВГО, либо как отдельное питание.
Согласно одному варианту количество возобновляемого нефтяного топлива может быть смешано с легкими нефтяными фракциями, такими как НПО или бензин, с или без поверхностно-активного вещества. Содержание НПО и/или бензина, смешанных с возобновляемым нефтяным топливом, может находиться в интервале менее 10% мас. (например, в интервале от 0,005% мас. до 10% мас.) и, предпочтительно, в интервале менее 5% мас. (например, в интервале от 0,005% мас. до 5% мас.) и, более предпочтительно, в интервале менее 1% мас. (например, в интервале от 0,005% мас. до 1% мас.).
Согласно одному варианту возобновляемое нефтяное топливо включает в себя каждую из всех жидкостей, полученных термической или каталитической конверсией биомассы, предпочтительно, с низким водосодержанием. Альтернативно, вся жидкость, полученная термической или каталитической конверсией биомассы, может быть фазово разделена с обеспечением определенно неводной фракции в качестве сырья для нефтеочистительных систем. Кроме того, фракции могут быть отобраны на операциях установки ниже по потоку системы сбора жидкости термически или каталитически конвертированной биомассы, такой как первичный конденсатор, вторичный конденсатор, демистер, фильтр или электростатический осадитель.
Согласно одному варианту температура вспышки возобновляемого нефтяного топлива может быть увеличена при снижении содержания летучих компонентов жидкости, и затем оно может быть совместно переработано в КТСС-системе с нефтяным сырьем. Температура вспышки увеличивается выше интервала 55-62°C, как измерено прибором Пенски-Мартенса закрытого чашечного типа для определения температуры вспышки (например, по ASTM D-93). Различные способы и устройства могут использоваться для эффективного снижения летучих компонентов, такие как пленочный испаритель, выпарной аппарат с падающей пленкой жидкости, испарительная колонна, насадочная колонна, сосуд или емкость для удаления летучих. Снижение уровня части летучих компонентов возобновляемого нефтяного топлива способствует снижению уровня нежелательных компонентов, таких как фенолы, при прохождении через ККТС-реактор и с заканчиванием в потоке собранной воды.
В некоторых вариантах водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), которое может быть введено в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может находиться в интервале от 0,05% мас. до 40% мас. Например, водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), введенного в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может находиться в интервале от 1% мас. до 35% мас., таком как от 5% мас. до 35% мас., от 10% мас. до 30% мас., от 10% мас. до 20% мас., от 10% мас. до 15% мас., от 15% мас. до 25% мас., от 15% мас. до 20% мас., от 20% мас. до 35% мас., от 20% мас. до 30% мас., от 20% мас. до 25% мас., от 25% мас. до 30% мас. или от 30% мас. до 35% мас. В некоторых вариантах водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), введенного в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять по меньшей мере 23% мас., такое как, по меньшей мере 25% мас., по меньшей мере 28% мас., по меньшей мере 30% мас., по меньшей мере 31% мас., по меньшей мере 32% мас., по меньшей мере 33% мас. или по меньшей мере 35% мас. В некоторых вариантах водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), введенного в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять по меньшей мере 1% мас., такое как, по меньшей мере 10% мас., по меньшей мере 15% мас., по меньшей мере 20% мас. или по меньшей мере 30% мас. В некоторых вариантах водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), введенного в систему нефтеочистки для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции, может составлять менее 38% мас., такое как менее 35% мас., менее 34% мас., менее 30% мас., менее 25% мас., менее 20% мас. или менее 15% мас.
Водородные формы цеолитов, используемых в ККТС-системах, представляют собой сильные твердые кислоты и могут способствовать основным кислотокатализируемым реакциям, таким как изомеризация, алкилирование и крекинг. Отдельная модальность активации большинства цеолитных катализаторов, используемых в нефтехимических применениях, включает в себя квантово-химические реакции кислоты Льюиса. Настоящая система выигрывает от характеристик возобновляемого нефтяного топлива, а именно ОКЧ или кислотной природы, которые могут привести к улучшению крекинга или конверсии ВГО (т.е. синергический эффект) в ККТС-операциях. Это дает сдвиг к более легким крайним фракциям и желательным продуктам и снижению нежелательных продуктов путем, например, тяжелой циклической нефти и осветленного суспензионного масла.
Каталитический крекинг текучей среды ((ККТС)) может быть способом конверсии, используемым в нефтеочистке. Он может широко использоваться для конверсии фракций высококипящих высокомолекулярных углеводородов сырой нефти в более ценные бензин, олефиновые газы и другие продукты. Каталитический крекинг дает больше бензина с высоким октановым числом. Он также дает газообразные побочные продукты, которые являются более олефиновыми, а отсюда более ценными, чем получаемые термическим крекингом.
Сырьем для ККТС может быть обычно та часть сырой нефти, которая имеет начальную температуру кипения 340°C или выше при атмосферном давлении и среднюю молекулярную массу в интервале от примерно 200 до 600 или выше. Данная часть сырой нефти может часто называться как тяжелый газойль. ККТС-способ выпаривает и разрушает длинноцепочечные молекулы высококипящих углеводородных жидкостей на намного более короткие молекулы при контактировании сырья при высокой температуре и умеренном давлении с псевдоожиженным порошкообразным катализатором.
На фиг. 1 представлена установка каталитического крекинга текучей среды (ККТС). Блок-схема типичной современной ККТС-установки на фигуре основана на конфигурации «бок о бок». Иллюстрация показывает, где исходное сырье 101 возобновляемого нефтяного топлива может быть введен в систему. ККТС-установка может быть разработана так, чтобы иметь две или более точек введения сырья по меньшей мере одного исходного сырья нефтяной фракции и по меньшей мере одного исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, или указанные материалы могут быть совместно введены (при последующем их смешении выше по потоку от точки введения), или система может быть оборудована множественными точками введения либо одного, либо обоих, либо смесей сырья. Альтернативно, ККТС-установка может быть модернизирована с включением пути введения возобновляемого нефтяного топлива, например, введения впускного окна вблизи вертикальной трубы или в некоторой точке в способе, в которой катализатор может быть в восходящем потоке.
На фиг. 2А-2В исходное сырье 101 непереработанного возобновляемого нефтяного топлива может быть подан выше по потоку или ниже по потоку от впускного окна 201 питания - газойля (ГО). Исходное сырье 101 возобновляемого нефтяного топлива вводится в данную секцию вертикальной трубы, поэтому потенциально придавая свойства возобновляемого нефтяного топлива (например, кислотную природу нефти) катализатору и промотируя ГО-конверсию, т.к. он может быть введен ниже по потоку от возобновляемого нефтяного топлива 101. Альтернативно, возобновляемое нефтяное топливо может быть введено ниже по потоку от форсунок 201 введения питания свежего ГО. На фиг. 2В представлена модернизированная вертикальная труба, оборудованная модернизированными впускными окном или окнами 102 возобновляемого нефтяного топлива. Вертикальная труба может быть приспособлена для содержания множественных впускных окна или окон 102 возобновляемого нефтяного топлива как до, так и после введения ВГО. Она может быть модернизирована так, чтобы иметь только одно дополнительное впускное окно 102 возобновляемого нефтяного топлива, расположенное либо до, либо после точки введения ГО, или она может быть модернизирована так, чтобы иметь впускные окно или окна 102 возобновляемого нефтяного топлива вдоль линии подачи материала ГО.
На фиг. 3А система охлаждения вертикальной трубы вводит выпаренное топливо в вертикальную трубу выше впускных форсунок 201 подачи ВГО. Рециклируемый материал может действовать как поглотитель тепла, т.е. он может быть выпарен катализатором. При постоянной температуре на выпуске вертикальной трубы охлаждение может увеличить соотношение катализатор:нефть, потому что точка регулирования температуры на выпуске вертикальной трубы может быть ниже по потоку от места охлаждения. Введение охлажденного топлива может также увеличить температуру в зоне смешения и нижней секции вертикальной трубы, как показано на фиг. 3. В варианте (или модернизированном варианте) исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен в линию охлаждения вертикальной трубы.
В некотором варианте может быть, что первичными загрязняющими веществами, найденными в ВГО, обычно подаваемыми в ККТС-систему, являются ванадий, никель и в меньшей степени натрий и железо. Катализатор, используемый в ККТС-системе, может иметь тенденцию адсорбировать указанные загрязняющие вещества, которые могут тогда иметь отрицательное воздействие на конверсию ВГО в реакторе. Дополнительное преимущество совместной подачи возобновляемого нефтяного топлива с ГО, например ВГО, в ККТС-систему состоит в том, что возобновляемое нефтяное топливо содержит мало или совсем не содержит указанные загрязняющие вещества. Поэтому это увеличивает срок службы катализатора и способствует поддержанию большей активности катализатора и улучшенные уровни конверсии.
В некоторых вариантах система или устройство, которые могут использоваться для переработки или совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции, возобновляемого нефтяного топлива или их комбинаций, могут включать в себя нефтеочистительную систему, установку конверсии, такую как установка каталитического крекинга текучей среды (ККТС), ККТС нефтеочистительную систему, коксовик, установку коксования, промысловую обогатительную установку, гидрообрабатыватель, установку гидрообработки, установку гидрокрекинга, установку гидрокрекирования или установку десульфуризации. Например, система, устройство или конверсия могут являться или содержать работу ККТС-установок; система или устройство является или содержит коксовик; система или устройство является или содержит устройство гидрообработки или система или устройство является или содержит устройство гидрокрекинга. В некоторых вариантах система или устройство, которые используются для переработки или совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции, возобновляемого нефтяного топлива или их комбинации, могут включать в себя модернизированную нефтеочистительную систему, такую как нефтеочистительная система, содержащая модернизированное окно для введения возобновляемого нефтяного топлива. Например, используемые система или устройство могут включать модернизированную ККТС-систему нефтеочистки, имеющую одно или более модернизированных окон для введения возобновляемого нефтяного топлива. Модернизированным окном, например, может быть окно из нержавеющей стали, такое как окно 304 или 316 из нержавеющей стали, титана или некоторого другого сплава или комбинации материала с высокой долговечностью, высокой стойкостью к окружающей среде.
В некоторых вариантах настоящая система включает устройство и способ его применения, например нефтеочистительную систему, такую как установка каталитического крекинга текучей среды (ККТС), ККТС-система нефтеочистки, коксовик, установка коксования, промысловая обогатительная установка, гидрообрабатыватель, установка гидрообработки, установка гидрокрекинга, установка гидрокрекирования, установка десульфуризации или модернизированная система нефтеочистки, в связи с обеспечением, впрыском, введением или переработкой возобновляемого нефтяного топлива. Например, нефтеочистительная система для переработки исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом может включать в себя модернизированную систему нефтеочистки, установку каталитического крекинга текучей среды (ККТС), модернизированную ККТС-установку, коксовик, модернизированный коксовик, промысловую обогатительную установку, гидрообрабатыватель, модернизированный гидрообрабатыватель, установку гидрокрекинга или модернизированную установку гидрокрекинга.
В некоторых вариантах способ может содержать введение, впрыск, подачу, совместную подачу возобновляемого нефтяного топлива в нефтеочистительную систему через зону смешения, форсунку, модернизированное окно, модернизированную форсунку, линию скоростного водяного пара или действующий кран. Например, способ может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом. В некоторых вариантах переработка может содержать совместное введение исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, такое как совместное питание, независимое или отдельное введение, впрыск, подача или совместная подача исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива в нефтеочистительную систему. Например, исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо могут быть обеспечены, введены, впрыснуты, поданы или совместно поданы вблизи друг друга в реактор, реакционную зону, реакторную вертикальную трубу нефтеочистительной системы. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть обеспечено, введено, впрыснуты, подано, совместно подано в реактор, реакционную зону или реакторную вертикальную трубу нефтеочистительной системы вблизи, выше по потоку или ниже по потоку от точки подачи или впрыска исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо идут в контакте друг с другом при подаче, впрыске, питании, совместном питании в нефтеочистительную систему, в реактор, в реакционную зону или в реакторную вертикальную трубу. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо идут в контакте друг с другом после поступления в нефтеочистительную систему, в реактор, в реакционную зону или в реакторную вертикальную трубу. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо сначала контактируют друг с другом после поступления, введения, впрыска, подачи или совместной подачи в нефтеочистительную систему, в реактор, в реакционную зону или в реакторную вертикальную трубу. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо смешиваются совместно перед введением в нефтеочистительную систему.
Исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо могут быть введены в нефтеочистительную систему с помощью различных или подобных подающих систем. Например, исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо могут быть введены в нефтеочистительную систему с помощью одной или более независимых или отдельных впрыскивающих форсунок. Исходное сырье нефтяной фракции и возобновляемое нефтяное топливо могут быть введены в нефтеочистительную систему вблизи или недалеко друг от друга в ККТС реакторную вертикальную трубу в нефтеочистительной системе. Возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему выше, ниже, недалеко или вблизи точки введения материала ископаемого топлива в нефтеочистительную систему. В некоторых вариантах одна или более впрыскивающих форсунок могут быть расположены в ККТС реакторной вертикальной трубе в нефтеочистительной системе, подходящей для введения материала ископаемого топлива или возобновляемого нефтяного топлива. Возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему через линию транспортирующего водяного пара, расположенную в нижней части ККТС реакторной вертикальной трубы. В некоторых вариантах исходное сырье нефтяной фракции может быть введен в нефтеочистительную систему в первой точке впрыска, а возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему во второй точке впрыска. Например, первая точка впрыска может быть выше по потоку от второй точки впрыска, первая точка впрыска может быть ниже по потоку от второй точки впрыска, первая точка впрыска может быть вблизи второй точки впрыска, первая точка впрыска и вторая точка впрыска могут быть расположены в реакторной вертикальной трубе, такой как ККТС реакторная вертикальная труба. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено ниже реакторной вертикальной трубы, такой как ККТС реакторная вертикальная труба, в процессе конверсии исходного сырья нефтяной фракции. Например, возобновляемое нефтяное топливо может быть введено через систему охлаждения вертикальной трубы выше по потоку, ниже по потоку или вблизи от точки введения исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено через систему охлаждения вертикальной трубы, расположенную выше, ниже или вблизи впрыскивающей форсунки исходного сырья нефтяной фракции.
В некоторых вариантах полученный топливный продукт может содержать продукт установки каталитического крекинга текучей среды, имеющей нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо в качестве реагентов, например продукт установки каталитического крекинга текучей среды, перерабатывающей нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо, продукт установки каталитического крекинга текучей среды, где установка каталитического крекинга текучей среды получает нефтяную фракцию и возобновляемое нефтяное топливо, переработанный продукт из смеси исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, которая была в контакте с катализатором.
В некоторых вариантах полученный топливный продукт может содержать смесь продукта установки каталитического крекинга текучей среды, полученную в результате каталитического контактирования сырья, содержащего возобновляемое нефтяное топливо, например топливную смесь, полученную из исходного сырья нефтяной фракции и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива, такую как топливная смесь, полученная из 80-99,95% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 0,05-20% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах способ получения нефтяной фракции с заменяющим количеством возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора дает в результате увеличенный, или улучшенный выход транспортного топлива, например, и увеличивает, по меньшей мере, на 0,5% мас. по сравнению с идентичным способом на базе эквивалентной энергии или углеродосодержания сырья, в котором нефтяная фракция не заменяется возобновляемым нефтяным топливом. Например, улучшенным, или увеличенным, выходом транспортного топлива может быть бензин, дизельное топливо, СНГ, печное топливо, топливо для реактивных двигателей, НПО, транспортное топливо и/или моторное топливо.
В некоторых вариантах способ улучшения, или увеличения, конверсии нефти относительно ввода эквивалентной энергии фракции нефти нефтеочистки может содержать переработку меньшего количества фракции нефти с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора. Например, способ улучшения, или увеличения, конверсии исходного сырья нефтяной фракции может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции в присутствии катализатора. В некоторых вариантах способ улучшения, или увеличения, выхода топлива из нефтяного сырья может содержать переработку нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора. Например, улучшенным, или увеличенным, выходом топлива может быть бензин, дизельное топливо, СНГ, печное топливо, топливо для реактивных двигателей, НПО, транспортное топливо или моторное топливо.
В некоторых вариантах способ получения топлива может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора. Например, способ получения топлива может содержать обеспечение исходного сырья нефтяной фракции для переработки с возобновляемым нефтяным топливом в присутствии катализатора. В некоторых вариантах способ получения топлива может содержать: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; и ii) необязательно, регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; или iii) необязательно, регулирование соотношения катализатор : (объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением.
Например, способ получения топлива может содержать: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; ii) регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; и iii) необязательно, регулирование соотношения катализатор:(объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением. Например, способ получения топлива может содержать: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; ii) необязательно, регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; и iii) регулирование соотношения катализатор:(объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением. Например, способ получения топлива может содержать: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; ii) регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; и iii) регулирование соотношения катализатор : (объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением. Например, может содержать увеличение или снижение % мас. или % об. возобновляемого нефтяного топлива для поддержания профиля конкретного топливного продукта, такого как поддержание увеличенного выхода бензина, дизельного топлива, СНГ, печного топлива, топлива для реактивных двигателей или НПО, такого как бензин, НПО или бензин и НПО. Например, способ может содержать увеличение или снижение соотношения катализатор:нефть для поддержания профиля конкретного топливного продукта, такого как поддержание увеличенного выхода бензина, дизельного топлива, СНГ, печного топлива, топлива для реактивных двигателей или НПО, такого как бензин, НПО или бензин и НПО. Например, способ получения топливного продукта, имеющего по меньшей мере 70% об. бензина и НПО, может содержать следующие стадии: i) переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора; и ii) необязательно, регулирование скоростей введения питания исходного сырья нефтяной фракции, исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива или того и другого, с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны; или iii) необязательно, регулирование соотношения катализатор : (объединенные исходное сырье нефтяной фракции и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива) (соотношение катализатор:нефть) с целью обеспечения профиля конкретного топливного продукта, температуры вертикальной трубы или температуры реакционной зоны, где соотношение катализатор:нефть может быть массовым соотношением или объемным соотношением. Например, полученным топливом может быть бензин, дизельное топливо, СНГ, печное топливо, топливо для реактивных двигателей, НПО, транспортное топливо или моторное топливо.
В некоторых вариантах способ содержит переработку или совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции в присутствии катализатора с возобновляемым нефтяным топливом в нефтеочистке с получением топливного продукта, такого как топливный продукт, соответствующий числу целлюлозной возобновляемой идентификации. Например, полученный топливный продукт переработки или совместной переработки исходного сырья нефтяной фракции с возобновляемым нефтяным топливом в нефтеочистке может содержать дистиллированное топливо или дистиллированное нефтяное топливо, печное топливо, очищенное печное топливо, дистиллят печного топлива или дистиллят очищенного печного топлива. В некоторых вариантах полученный топливный продукт может включать в себя одно или более из транспортного топлива, такого как высококачественное жидкое транспортное топливо, бензин, легкий циклический нефтепродукт ((ЛЦНП) (LCO)), дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, НПО, СНГ (С4-С3), дистиллят печного топлива, средний дистиллят, высококачественный средний дистиллят, сжигаемое топливо, моторное топливо, генераторное топливо, топливо для генераторов, горючее топливо для двигателей внутреннего сгорания, ценное топливо или компонент ценного топлива, целлюлозное топливо, топливо, соответствующее числовому индексу целлюлозной возобновляемой идентификации, или топливо, соответствующее D-коду 1-7, в соответствии с нормами стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу (такое как топливо D-код 1, топливо D-код 2, топливо D-код 3, топливо D-код 4, топливо D-код 5, топливо D-код 6 или топливо D-код 7). В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может иметь профиль из 50-55% об. бензина, 15-20% об. ЛЦН, 15-20% об. СНГ и 6-12% об. ЖНП (НСО). Например, получаемый топливный продукт может состоять исключительно из тяжелой циклической нефти ((ТЦН) (LCO)), сухого газа или кокса. В некоторых вариантах получаемым топливным продуктом может быть дизельное топливо, бензин, топливо для реактивных двигателей, целлюлозное топливо, топливо, соответствующее числу возобновляемой целлюлозной идентификации, или печное топливо. Например, топливным продуктом может быть целлюлозное топливо, такое как дизельное топливо, дизельное топливо, соответствующее числу возобновляемой целлюлозной идентификации, бензин, бензин, соответствующий числу возобновляемой целлюлозной идентификации, печное топливо, печное топливо, соответствующее числу возобновляемой целлюлозной идентификации, целлюлозное топливо с квалификацией по числам возобновляемой целлюлозной идентификации или топливо, соответствующее D-код 7.
В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может быть получен с помощью маршрута топлива, определенного нормами стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу для образования чисел целлюлозной возобновляемой идентификации. Например, маршрут может включать в себя маршрут транспортного топлива, маршрут дизельного топлива, маршрут бензина, маршрут печного топлива, маршрут целлюлозного топлива, маршрут, соответствующий числу возобновляемой целлюлозной идентификации, маршрут, соответствующий образованию, производству, получению или изготовлению топлива, соответствующего числу возобновляемой целлюлозной идентификации, или маршрут, который совпадает с маршрутом топлива, определенным нормами стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу для образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации. Например, получаемым топливным продуктом может быть топливо, соответствующее нормам стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу для образования числа целлюлозного возобновляемого индекса, такое как целлюлозное топливо, соответствующее нормам стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу для образования числа целлюлозного возобновляемого индекса, или совместно переработанный продукт нефтеочистки, подходящий для по существу образования числа целлюлозной возобновляемой идентификации. В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может быть получен в соответствии со способом, который может совпадать с образованием одного или более, такого как множество, чисел целлюлозных возобновляемых индексов. Например, перерабатываемый топливный продукт может быть способен к получению, образованию числа целлюлозной возобновляемой идентификации. В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может быть заменяемым, разрабатываемым или продаваемым для получения одного или более чисел целлюлозной возобновляемой идентификации. Получаемый топливный продукт и способ его получения могут быть способными удовлетворять возобновляемым объемным обязательствам, установленным нормами стандартной программы (RFS) США по возобновляемому топливу. Например, получаемый топливный продукт может соответствовать требованиям США по возобновляемым объемным обязательствам. В некоторых вариантах получаемый топливный продукт может быть получен способом, содержащим получение одного или более чисел целлюлозной возобновляемой идентификации на основе количества топлива, полученного в соответствии с или отвечая требованиям определения целлюлозного топлива. Например, целлюлозным топливом может быть бензин, дизельное топливо, ЛЦН, СНГ, топливо для реактивных двигателей или печное топливо. В некоторых вариантах способ может содержать разработку, продажу или замену одного или более чисел целлюлозной возобновляемой идентификации, полученных из получаемого топливного продукта, таких как топливо, соответствующее числу целлюлозной возобновляемой идентификации, имеющее D-код 7, в соответствии с нормами США.
В некоторых вариантах маршрут получения топлива, соответствующего числу целлюлозной возобновляемой идентификации, может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора. В некоторых вариантах способ соответствия требованиям по обязательствам возобновляемого объема ((ОВО) (RVO)) согласно RFS-нормам США может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)) в присутствии катализатора.
На фиг. 4 представлена установка коксования для использования с настоящей системой согласно одному варианту. Коксовик, или установка коксования, может быть типом установки конверсии, которая может использоваться в нефтеочистительной установке, которая преобразует кондиционированное исходное сырье 101 возобновляемого топлива. Способ термически расщепляет длинноцепочечные углеводородные молекулы в остаточном нефтяном питании на короткоцепочечные молекулы.
Кокс может быть либо топливного сорта (с высоким содержанием серы и металлов), либо анодного сорта (с низким содержанием серы и металлов). Сырой кокс прямо из коксовика может часто называться как неготовый кокс. В данном контексте «неготовый» означает необработанный. Дополнительная обработка неготового кокса прокаливанием в карусельной печи удаляет остаточные летучие углеводороды из кокса. Прокаленный нефтяной кокс может быть дополнительно обработан в анодной обжиговой печи для того, чтобы получить анодный кокс с желаемыми формой и физическими свойствами. Аноды, главным образом, используются в алюминиевой и сталелитейной промышленности.
Сырая нефть, извлекаемая в результате эксплуатации промыслов, таких как нефтеносные пески Западной Канады, может быть предварительно переработана перед тем, как она заполнит трубопровод и перед использованием на традиционных нефтеочистительных заводах. Указанная предварительная переработка может называться «обогащением» (осуществляемым на промысловой обогатительной установке), ключевые составляющие которой являются следующими:
- удаление воды, песка, физических отходов и легких продуктов;
- гидрообработка; и
- гидрогенизация путем отбора углерода или каталитический гидрокрекинг ((КГК) (HCR)).
Поскольку отбор углерода может быть очень неэффективным и расточительным в большинстве случаев, каталитический гидрокрекинг может быть предпочтительным в некоторых случаях.
Гидрообработка и гидрокрекинг вместе могут быть известны как водородообработка. Большая проблема в водородообработке может касаться примесей, найденных в тяжелой нефти, т.к. они отравляют катализаторы со временем. Многие усилия были сделаны по обеспечению высокой активности и срока службы катализатора. Каталитические материалы и распределения пор по размеру являются ключевыми параметрами, которые необходимо оптимизировать для решения указанных сложных задач, и это варьируется от места к месту в зависимости от присутствующего сырья.
Гидрокрекингом может быть способ каталитического крекинга с помощью присутствия повышенного парциального давления водородного газа. Подобно установке гидрообработки функцией водорода может быть очистка углеводородного потока от гетероатомов серы и азота.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено на операции промыслового обогащения. Способы, как описано выше, могут быть использованы для подачи возобновляемого топлива на любую операцию установки, связанную с промысловыми обогатительными системами.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в устройство очистки машинного масла. В частности, возобновляемое топливо может быть введено в секцию гидрообработки нефтеочистительного завода, где получаются бензин и другие моторные топлива. Некоторые возобновляемые топлива, такие как растительное масло, могут иметь свойства, которые способны к смешению, замене или улучшению продуктов машинного масла.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему, такую как установка ККТС, установка гидрообработки или установка гидрокрекинга, в количестве в интервале от 0,05% мас. до 20% мас. по отношению к количеству введенного исходного сырья нефтяной фракции, таком как в интервале от 0,05% мас. до 15% мас., в интервале от 0,05% мас. до 14% мас., в интервале от 0,05% мас. до 13% мас., в интервале от 0,05% мас. до 12% мас., в интервале от 0,05% мас. до 11% мас., в интервале от 0,05% мас. до 10% мас., в интервале от 0,05% мас. до 9% мас., в интервале от 0,05% мас. до 8% мас., в интервале от 0,05% мас. до 7% мас., в интервале от 0,5% мас. до 20% мас., в интервале от 0,5% мас. до 15% мас., в интервале от 0,5% мас. до 10% мас., в интервале от 1% мас. до 15% мас., в интервале от 2% мас. до 12% мас., в интервале от 3% мас. до 10% мас., в интервале от 4% мас. до 9% мас. или в интервале от 7% мас. до 15% мас. по отношению к количеству введенного исходного сырья нефтяной фракции.
В некоторых вариантах возобновляемое нефтяное топливо может быть введено в нефтеочистительную систему, такую как установка ККТС, установка гидрообработки или установка гидрокрекинга, в количестве в интервале от 0,05% мас. до 20% мас. по отношению к общему введенному количеству исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, таком как в интервале от 0,05% мас. до 15% мас., в интервале от 0,05% мас. до 14% мас., в интервале от 0,05% мас. до 13% мас., в интервале от 0,05% мас. до 12% мас., в интервале от 0,05% мас. до 11% мас., в интервале от 0,05% мас. до 10% мас., в интервале от 0,05% мас. до 9% мас., в интервале от 0,05% мас. до 8% мас., в интервале от 0,05% мас. до 7% мас., в интервале от 0,5% мас. до 20% мас., в интервале от 0,5% мас. до 15% мас., в интервале от 0,5% мас. до 10% мас., в интервале от 1% мас. до 15% мас., в интервале от 2% мас. до 12% мас., в интервале от 3% мас. до 10% мас., в интервале от 4% мас. до 9% мас. или в интервале от 7% мас. до 15% мас. по отношению к общему введенному количеству исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах способ получения топливного продукта может содержать переработку 80-99,95% мас. исходного сырья нефтяной фракции с 20-0,05% мас. возобновляемого нефтяного топлива в присутствии катализатора. Например, способ может содержать переработку 80% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 20% мас. возобновляемого нефтяного топлива, такого как 85% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 15% мас. возобновляемого нефтяного топлива, 90% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 10% мас. возобновляемого нефтяного топлива, 95% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 5% мас. возобновляемого нефтяного топлива, 98% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 2% мас. возобновляемого нефтяного топлива или 99,5% мас. исходного сырья нефтяной фракции и 0,5% мас. возобновляемого нефтяного топлива. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива в массовом соотношении в интервале от 80:20 до 99,95:0,05. Например, способ может содержать переработку исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива в массовом соотношении 98:2, таком как массовое соотношение 95:5, 90:10, 85:15 или 80:20. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку 20-0,05% мас. возобновляемого нефтяного топлива относительно количества перерабатываемого исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку 20-0,05% мас. возобновляемого нефтяного топлива относительно общего количества исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку 20-0,05% об. возобновляемого нефтяного топлива относительно объема перерабатываемого исходного сырья нефтяной фракции. В некоторых вариантах способ получения нефтяного продукта может содержать переработку 20-0,05% об. возобновляемого нефтяного топлива относительно общего объема исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива.
В некоторых вариантах массовое отношение общего количества исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, введенного в нефтеочистительную систему, к количеству используемого катализатора или общее количество объединенных исходного сырья нефтяной фракции и возобновляемого нефтяного топлива, введенного в нефтеочистительную систему, которое контактирует с катализатором, используемым в нефтеочистительной системе (иногда называемое как «отношение катализатора к нефти», или «отношение катализатор:нефть»), может находиться в интервале от 4:1 до 15:1. Например, отношение катализатора к нефти может находиться в интервале от 4:1 до 13:1, таком как от 5:1 до 10:1, от 5:1 до 9:1, от 6:1 до 8:1, от 4:1 до 7:1 или от 6:1 до 7:1. Например, отношение катализатора к нефти может быть 4:1, такое как 5:1, 6:1, 7:1, 8:1, 9:1, 10:1, 11:1, 12:1, 13:1, 14:1 или 15:1.
В некоторых вариантах перед введением исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива ((ВНТ) (RFO)) в нефтеочистительную систему для совместной переработки с исходным сырьем нефтяной фракции исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) может быть смешан с растительными маслами, спиртами или другими материалами, производными из целлюлозы, как средство кондиционирования исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) перед переработкой. В некоторых вариантах исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) может быть смешан с растительными маслами, спиртами или другими материалами, производными из целлюлозы, если водосодержание исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) может составлять менее 20% мас., такое как менее 15% мас., 10% мас. или менее 5% мас. Например, исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), имеющий водосодержание менее 20% мас. или менее 15% мас., может быть смешан с одним или более спиртов, таких как метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, глицерин или бутанол, перед введением в нефтеочистительную систему.
Согласно одному варианту смеси возобновляемых топлив со спиртами или растительными маслами также могут быть смешаны или составить смесь с нефтяными материалами с или без поверхностно-активного вещества перед введением в нефтеочистительные системы, включая ККТС.
Согласно одному варианту рециклируемые продукты от ниже по потоку или другой операции установки в нефтеочистительной системе могут быть источником смешанного материала с возобновляемым нефтяным топливом перед введением в нефтеочистительную систему или ККТС.
Согласно одному варианту возобновляемое масло или возобновляемое нефтяное топливо могут быть эмульгированы топливом на основе нефтяной фракции, затем введены в способ нефтеочистки. Эмульгирование может быть достигнуто механически или достигнуто путем использования соответствующей химической эмульгирующей среды.
Согласно одному варианту настоящая система содержит переработку биомассы или возобновляемого сырья в любой системе пиролиза. Типичные реакторные системы для введения кондиционированного возобновляемого сырья включают в себя, но не ограничиваются этим, уносимый нисходящий поток, абляционные реакторы, переносящий слой, псевдоожиженный слой, червячные, или шнековые, системы и вращающийся конус. Характеристиками реактора быстрого пиролиза для максимального получения топлива являются очень быстрое нагревание кондиционированного возобновляемого сырья и быстрое охлаждение получаемых паров. Более подробное рассмотрение быстрого пиролиза может быть найдено в разделе «Предпосылки создания изобретения» данного документа.
На фиг. 5 представлена типичная система введения обогащенного питания для использования с настоящей системой согласно одному варианту. Подающие форсунки являются модифицированными для свойств исходного сырья 101 кондиционированного возобновляемого нефтяного топлива, и форсунки могут быть переработаны в нержавеющую сталь или другой подходящий металлургический материал, если они уже не годны и не отрегулированы для введения возобновляемого нефтяного топлива с обеспечением обогащения в существующих системах.
Согласно одному варианту кондиционированное возобновляемое нефтяное топливо может быть использовано в ККТС-установках, которые в настоящее время используют катализатор, известный как ZSM-5. Может быть показано, что ZSM-5 является благоприятным катализатором для конверсии биомассы в углеводороды.
На фиг. 6 представлена типичная ККТС-установка с двойными вертикальными трубами согласно одному варианту. Система с двойными вертикальными трубами может содержать по меньшей мере один впускной элемент для введения нефтяной фракции и по меньшей мере один элемент для введения возобновляемого нефтяного топлива, так что они могут контактировать с катализатором и совместно перерабатываться. Другой вариант может содержать систему с двойными вертикальными трубами, которая может быть модернизирована с обеспечением по меньшей мере одного элемента для введения возобновляемого нефтяного топлива, так что они могут контактировать с катализатором и совместно перерабатываться. Сырье 101, содержащее возобновляемое нефтяное топливо, может быть подано во вторую вертикальную трубу из двух ККТС вертикальных труб (как показано на фиг. 6).
Время контактирования катализатора с сырьем может содержать время пребывания в вертикальной трубе и время пребывания в завершающей системе вертикальной трубы. Например, в некоторых вариантах время пребывания в вертикальной трубе может составлять около 2-3 секунд, причем время пребывания в завершающей системе вертикальной трубы может составлять дополнительные 1-2 секунды. Это может дать общее время контактирования катализатора около 3-5 секунд. Например, сырье может взаимодействовать с катализатором более 2 секунд, например более 3 секунд, более 4 секунд, такое как 3-7 секунд или 2-4 секунды, или 3-5 секунд.
В другом варианте предусматриваются способ и система для введения возобновляемого топлива или возобновляемого нефтяного топлива в ККТС-установку нефтеочистки, которая может одновременно перерабатывать нефтяную фракцию с временем контактирования ККТС-катализатора в течение периода более 3 секунд, например 3-7 секунд или 3-5 секунд.
Согласно одному варианту степень введения ВНТ в ККТС нефтеочистительную систему, которая может перерабатывать нефтяную фракцию, может составлять количество менее 10% мас. по отношению к общей массе нефтяной фракции и ВНТ (например, в интервале от 0,05% мас. до 10% мас.) термически полученного возобновляемого топлива с временем контактирования ККТС-катализатора и возобновляемого топлива в течение периода более 3 секунд.
В некоторых вариантах ККТС-установки могут использовать водяной пар для транспортирования катализатора, а также для обеспечения разбавительной среды для регулирования времени пребывания. Транспортирующий водяной пар может поступать в вертикальную трубу ККТС-реактора из нижней части установки и/или через форсунки на стороне реактора. Указанные форсунки могут быть расположены ниже, выше или совместно расположены с точкой введения питания (либо ВНТ-питания, либо ГО-питания, либо как ВНТ-, так и ГО-питания).
В некоторых вариантах можно использовать благодаря свойствам возобновляемого нефтяного топлива систему подачи, отдельную от окна (или узла) подачи нефтяного сырья, для введения материала ВНТ в ККТС-установку. Отдельная система подачи может содержать перегрузку от хранения, предварительное нагревание и подачу возобновляемого топлива в соответствующую точку введения на ККТС. Для обеспечения контакта между возобновляемым топливом и углеводородным сырьем точка введения может быть вблизи впускных форсунок нефтяного сырья, которые обычно расположены в нижней трети ККТС вертикальной трубы.
Согласно одному варианту возобновляемое топливо может быть введено в линию транспортирующего водяного пара вблизи нижней части вертикальной трубы ККТС-реактора, например ниже средней части вертикальной трубы. В альтернативном варианте возобновляемое топливо может быть введено в линию скоростного водяного пара, которая может быть расположена либо выше по потоку, либо ниже по потоку от точки введения углеводородов. Согласно другому варианту возобновляемое топливо может быть введено через распылительную форсунку, которая может быть введена в одну или множество линий водяного пара или может быть введена в линию или линии рециклируемого транспортирующего водяного пара.
Согласно одному варианту степень введения возобновляемого топлива может регулироваться отдельной системой подачи (т.е. отдельной от системы подачи углеводородов) в нижней трети вертикальной трубы ККТС-реактора. Согласно альтернативному варианту степень введения возобновляемого топлива может регулироваться отдельной системой подачи в одной или множестве линий транспортирующего водяного пара. В другом варианте степень введения возобновляемого топлива может регулироваться отдельной системой подачи в доступном окне в нижней трети ККТС вертикальной трубы. В другом альтернативном варианте степень введения возобновляемого топлива может регулироваться отдельной системой подачи и вводиться в одну из углеводородных форсунок или инжекторов либо отдельно, либо с углеводородами.
В некоторых вариантах способ может содержать: получение материала на основе возобновляемого нефтяного топлива; введение материала на основе возобновляемого нефтяного топлива в нефтеочистительную систему, в которой установка конверсии нефтеочистительной системы может быть выбрана из группы, состоящей из установки каталитического крекинга текучей среды, коксовика, промысловой обогатительной системы, установки очистки машинного масла, установки гидрокрекинга и установки гидрообработки: и совместную переработку материала на основе возобновляемого нефтяного топлива и исходного сырья нефтяной фракции. Например, способ может содержать: (i) получение материала на основе возобновляемого нефтяного топлива, которое содержит быструю термическую конверсию биомассы, и (ii) кондиционирование материала на основе возобновляемого нефтяного топлива для обеспечения введения в нефтеочистительную систему. В таких случаях кондиционирование материала на основе возобновляемого нефтяного топлива может содержать регулирование содержания золы в интервале от 0,005% мас. до 0,5% мас.; регулирование рН в интервале от 2,0 до 8,0, таком как 2,0-6,0, и регулирование водосодержания в интервале от 0,05% мас. до 30% мас. В некоторых вариантах исходным сырьем нефтяной фракции, используемым в способе, может быть ВГО. В некоторых вариантах способ может содержать введение исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива в каталитическую вертикальную трубу установки каталитического крекинга текучей среды. Например, исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен выше по потоку от окна впуска ВГО установки каталитического крекинга текучей среды, исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен ниже по потоку от окна впуска ВГО установки каталитического крекинга текучей среды, исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен в линию охлаждения вертикальной трубы установки каталитического крекинга текучей среды, или исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен во вторую вертикальную трубу установки каталитического крекинга текучей среды с двумя вертикальными трубами. В некоторых вариантах система может содержать: производственное оборудование для получения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива; и нефтеочистительную систему, где нефтеочистительная система может быть выбрана из установки конверсии, состоящей из установки каталитического крекинга текучей среды, коксовика, промысловой обогатительной системы, установки очистки машинного масла, установки гидрокрекинга и установки гидрообработки, где исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть введен в нефтеочистительную систему, и исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива может быть совместно переработан с исходным сырьем нефтяной фракции в нефтеочистительной системе.
Примеры
Испытания были проведены с использованием различного оборудования, различного нефтяного сырья и ККТС-катализатора с различными количествами жидкого возобновляемого нефтяного топлива. Главная часть экспериментов включает переработку возобновляемого нефтяного топлива с обычным промышленно полученным газойлем в ККТС-установке с усовершенствованной оценкой крекинга ((УОК) (АСЕ)). Кроме того, испытания были проведены в реакторной установке с псевдоожиженным слоем для испытаний на микроактивность ((ИМА) (МАТ)) с коммерческим равновесным катализатором.
Пример 1
Испытательное оборудование
Совместную переработку исходного сырья нефтяной фракции с различными количествами возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) (или переработку исходного сырья нефтяной фракции в отдельности для сравнения) проводят в ККТС-установке с усовершенствованной оценкой крекинга ((УОК) (АСЕ)) модель R+ Kayser Technology (здесь указывается как «установка для УОК-испытания», или «ККТС-установка») с использованием ККТС-катализатора.
Установка для УОК-испытания имеет программное обеспечение ЭВМ, которое обеспечивает точное осуществление множественных прогонов без вмешательства оператора. Реактор состоит из трубы из нержавеющей стали с внутренним диаметром 1,6 см с сужающейся конической нижней частью. Разбавитель (азот), идущий из нижней части, псевдоожижает катализатор и также служит в качестве отгоняющего газа в конце каталитического прогона. Сырье, которое вводят в установку для УОК-испытания для крекинга, подают из верхней части через инжекторную трубу с ее выпускным концом вблизи нижней части псевдоожиженного слоя. Используют положение инжектора, которое составляет приблизительно 2,86 см, измеренное от днища реактора.
Установка для УОК-испытания использует циклическую работу единственного реактора (содержащего партию псевдоожиженных частиц катализатора) для имитирования каждой из секций промышленной ККТС-установки: (а) реактор - вертикальная труба - введение питания через катализатор; (b) отпариватель катализатора - отпаривание катализатора в течение определенной длительности; (с) регенерация - регенерация катализатора воздухом при повышенных температурах.
Реактор остается в печи в процессе введения и удаления катализатора. Каждый прогон испытания осуществляется в условиях атмосферного давления и температуры реактора 510°C (950°F). Для получения требуемых отношений катализатор к нефти используют постоянную загрузку 9 г равновесного катализатора и различное время парового способа варьирования времени подачи питания при постоянной скорости подачи 1,2 г/мин. Температуру регенерации псевдоожиженного слоя поддерживают при 712°C (1313°F).
Сырье или комбинации сырья
Исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), используемый в примерах ниже, получают быстрой термической обработкой материала древесных отходов в промышленном способе быстрого пиролиза в соответствии с любым из патента США № 7905990, патента США № 5961786 и патента США № 5792340, каждый из которых приводится здесь в качестве ссылке в своей полноте. Свойства исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) обобщены в таблице 1.
Таблица 1
Параметр
Метод испытания
ВНТ
Водосодержание, % мас.
ASTM E203
26,98%
Вязкость при 40°C, сСт
ASTM D445
58,9
Вязкость при 60°C, сСт
Содержание золы, % мас.
EN 055
0,02%
Содержание сухого вещества, % мас.
ASTM D7579
0,04%
Плотность при 20°C, кг/дм<sup>3</sup>
EN 064
1,1987
pH
ASTM E70-07
2,44
Углеродосодержание, % мас. (как есть)
ASTM D5291
41,80%
Водородосодержание, % мас. (как есть)
ASTM D5291
7,75%
Азотосодержание, % мас. (как есть)
ASTM D5291
0,28%
Серосодержание, % мас. (как есть)
ASTM D5453
0,01%
Кислородосодержание, % мас. (как есть)
По разности
50,14%
Скорость быстрого нагревания (как есть), кал/г
ASTM D240
4093,8
Скорость быстрого нагревания (как есть), МДж/кг
ASTM D240
17,1
Скорость быстрого нагревания (как есть), б.т.е./фунт
ASTM D240
7369
Отдельные независимые испытания проводят в установке для УОК-испытания, которая перерабатывает или совместно перерабатывает следующее сырье или комбинации сырья (при подаче или совместной подаче):
(1) 100% мас. материала негидрообработанного вакуумного газойля (ВГО) в качестве исходного сырья нефтяной фракции (здесь называется как «материал ВГО»);
(2) 98% мас. материала ВГО и 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ);
(3) 95% мас. материала ВГО и 5% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ);
(4) 90% мас. материала ВГО и 10% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ).
Каждое из указанного сырья или комбинаций сырья перерабатывают или совместно перерабатывают в установке для УОК-испытания при постоянной температуре крекинга 510°C (950°F).
Отношения катализатор к нефти
Для каждого сырья или комбинаций сырья проводят несколько прогонов с независимым использованием различных отношений катализатор к нефти («отношения кат./нефть») в интервале от 4:1 до 11,25:1, в частности, 4:1, 6:1, 8:1, 10:1 и 11,25:1.
Анализ
3
4
5
Каждый из образцов жидкостей, которые были образованы при переработке или совместной переработке сырья или комбинаций сырья в установке для УОК-испытания, собирают и направляют для анализа. Проводят газохроматографический анализ на сухой газовый продукт. Содержание кокса определяют анализом количества диоксида углерода, полученного на стадии регенерации испытания. Результаты УОК-испытания для каждого прогона включают конверсию и выходы сухого газа, сжиженного нефтяного газа (СНГ, С-С), бензина (С - 221°C), легкого циклического топлива (ЛЦТ, 221-343°C), тяжелого циклического топлива (ТЦТ, 343°C+) и кокса. Конверсию сырья или комбинаций сырья определяют расчетом разницы между количеством сырья или комбинаций сырья и количеством непревращенного материала, определяемого как жидкий продукт, кипящий выше 221°C.
Может быть известно, что качество сырья, загруженного в ККТС-установку, может быть единственным самым значимым фактором, влияющим на выходы и качество продукта. В УОК-испытаниях один и тот же материал ВГО используют в течение всего исследования. Поэтому рассмотренные здесь результаты могут быть рассмотрены в относительных значениях, но может быть необязательно представлять абсолютные выходы, которые могут быть достигнуты при использовании другого альтернативного ККТС-сырья. Результаты, рассмотренные здесь, являются, однако, очень показательными, в частности, в показе выхода и тенденций конверсии относительно данных контрольного испытания ВГО.
Нормализация и эквивалентность сырья или комбинаций сырья
Кривые конверсии и выхода, выраженные на основе ввода эквивалентной энергии или на основе ввода эквивалентного углерода, показывают неожиданный эффект, являющийся результатом комбинации различных количеств исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) с материалом ВГО в установке ККТС-типа (установка для УОК-испытания). Исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) имеет около половины содержания углерода и энергии материала ВГО (на эквивалентную массу). Например, при сравнении результатов от комбинации сырья из 98% мас. материала ВГО и 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) с результатами от материала 100% мас. ВГО, 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) могут быть использованы вместо 2% мас. материала ВГО, что означает, что приблизительно на 1% меньше углерода и на 1% меньше энергии являются доступными в ККТС-установке для последующей конверсии в желаемые продукты. Если углерод и энергия исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) были превращены в бензин в тех же пропорциях, как углерод и энергия материала ВГО, тогда будет ожидаться, что выход бензина упадет на 1% в случае комбинации 2% мас. исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), и когда равные количества общей массы или объема подаются в ККТС-установку. Однако, выход бензина падает менее чем на 1% в данном случае, явление, которое наблюдается для всех уровней замены (т.е. комбинации материала 2% мас., 5% мас. и 10% мас. возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ)). Поэтому если ввод может быть выражен в эквивалентном количестве углерода или энергии в ККТС-установке (т.е. поддержание ввода углерода или ввода энергии постоянными, несмотря на то, подаются ли чистый материал ВГО или комбинации материала ВГО с исходным сырьем возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) (смеси)), тогда может быть заметное увеличение выхода бензина, когда исходное сырье возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) может быть объединен или смешан с материалом ВГО. Может быть важно отметить, что, когда выходы выражаются на постоянный ввод углерода или энергии в ККТС-установку, безусловным в данном допущении является то, что ввод общей массы или объема в ККТС-установку будет увеличиваться с заменой возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ). В случае комбинации (смеси) материала 2% мас. возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) требуется ввод около 1% дополнительной массы в ККТС-установку для достижения такого же ввода углерода или энергии, как для 100% ВГО-питания. В терминах объемного введения с учетом разности плотности между ВГО и ВНТ менее 1% дополнительного объема комбинации (смеси) материала 2% мас. возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) в ККТС-установку будет результатом для достижения равного ввода углерода или энергии в ККТС-установку как в случае материала чистого ВГО.
Кривые конверсии и выхода, рассмотренные здесь, были получены с использованием экспериментальных данных по массовому выходу, полученных от установки для УОК-испытания, в сочетании с содержанием энергии и углерода введенного сырья. В случае ввода эквивалентной энергии массовые выходы делят на ввод энергии сырья, что может быть функцией пропорции введения исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ), с использованием барреля эквивалента нефти ((БЭН) (ВОЕ)) в качестве единиц энергии (т.е. 5,8 млн б.т.е. (кДж)). Выход бензина может быть представлен как на основе эквивалентности ввода энергии, так и на основе эквивалентности ввода углерода. Эквивалентность углерода может быть эффективно такой же, как на основе ввода энергии, и может быть рассчитана по полученным данным по массе подобным образом, но может быть обычно более ясным и понятным выражением, чем на основе эквивалентной энергии.
Фигуры, рассмотренные в данном разделе, выделяют конверсию комбинаций или смесей материала чистого ВГО и исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) (2% мас., 5% мас. и 10% мас.), а также соответствующие выходы бензина, СНГ, сухого газа, легкого циклического топлива (ЛЦТ), тяжелого циклического топлива (ТЦТ) и кокса как функцию отношения катализатор к нефти (кат./нефть) в установке для УОК-испытания. Здесь также рассмотрено влияние комбинирования или смешения различных количеств исходного сырья возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) с материалом ВГО на октановое число бензина (октановые числа как экспериментального сорта, так и моторного сорта).
Влияние ВНТ-смесей на конверсию
В целях данного примера конверсия сырья, показанная на фиг. 7 и 8, составляет: введенная масса ВГО или смеси ВНТ/ВГО минус массовые выходы как легкого циклического топлива (ЛЦТ), так и тяжелого циклического топлива (ТЦТ). Получают данные по УОК-конверсии с температурой ККТС-реакции, массой катализатора и временем контактирования катализатора, все фиксированное для материала данной смеси ВГО и ВНТ, и варьируемым является только соотношение катализатор:нефть.
На фиг. 7 показано общее увеличение конверсии каждого из питаний при больших соотношениях катализатор:нефть. В целях данного примера во всех случаях при введении ВНТ в материал ВГО имеется смещение в кривых в результате увеличения массовой конверсии. Другими словами, получается меньше ЛЦТ и ТЦТ, когда количество ВНТ в смеси ВГО может быть увеличено. При соотношение катализатор:нефть 8:1 может быть увеличение конверсии относительно ВГО-конверсии от приблизительно 0,7 до 1,4%, когда смесь ВНТ с ВГО увеличится от 2 до 10% мас. Как указано выше, т.к. содержание энергии ВНТ может составлять около половины энергии ВГО, другой способ представления конверсии может быть на основе ввода эквивалентной энергии. На фиг. 8 установлено, что конверсия материала ВГО/ВНТ резко увеличивается, когда увеличивается степень замены ВНТ.
Влияние ВНТ-смесей на выходы бензина
5
Главной целью ККТС-операций может быть получение оптимальных выходов бензина, и в целях данного изучения бензиновая фракция может быть определена как фракция С с температурой кипения 221°C. На фиг. 9 выход бензина представлен как функция соотношения катализатор:нефть для различных питаний. Было установлено, что выходы бензина первоначально увеличиваются, когда увеличивается соотношение катализатор:нефть, до максимума при соотношении катализатор:нефть примерно от 7:1 до 8:1. Дальнейшее увеличение соотношения катализатор:нефть дает снижение выхода бензина, что может быть связано с чрезмерно глубоким крекингом в установленных условиях в реакторе.
Что касается выхода бензина для различных смесей ВНТ в данном изучении, имеется значительное увеличение получения чистого бензина, когда эквивалентное количество ВГО и ВНТ/ВГО в плане введенной энергии может быть переработано в ККТС-установке. Вообще, когда смесь ВНТ в ВГО-питании может быть увеличена от 2% мас. до 10% мас., имеется заметное и существенное увеличение выхода бензина. Кроме того, для данного примера заметно, что максимальный выход бензина имеет место при слегка сниженном соотношении катализатор:нефть (при приблизительно 7:1) по сравнению с эталонным ВГО-питанием (приблизительно 8:1).
Выход бензина также может быть представлен в плане количества углерода в сырье, которое может быть превращено в бензин. Подобно варианту на основе содержания энергии, ВНТ имеет более низкое содержание углерода, чем ВГО. Поэтому в данном примере меньше углерода может быть подано в ККТС-установку (и меньше углерода может стать доступным для конверсии в бензин), т.к. пропорция ВНТ может быть увеличена. Синергический эффект совместной переработки ВНТ может быть легко показан, если выходы бензина основаны на количестве введенного углерода, который может быть превращен в бензин.
Более конкретно, как было в случае с содержанием энергии, в данном эксперименте ВНТ имеет приблизительно половину углеродосодержания ВГО. Эталонный ВГО имеет углеродосодержание приблизительно 87% мас., тогда как углеродосодержание 2% мас., 5% мас. и 10% мас. ВНТ-смесей составляет 86,1%, 84,7% и 82,4% мас. соответственно. Выходы бензина, выраженные на основе ввода эквивалентного углерода, представлены на фиг. 10 как функция соотношения катализатор:нефть в установке для УОК-испытания. В данном примере может иметься значительное и существенное увеличение выхода бензина, когда ВНТ-замена может быть увеличена с 2% мас. до 10% мас. Указанные выходы предполагают, что большее количество углерода в ВГО может привести к получению бензина, чем было бы в ином случае, без введения ВНТ в смесь. ВНТ может синергически влиять либо на химию крекинга, либо на каталитическую активность в пользу бензинового продукта.
Влияние ВНТ-смесей на выход сжиженного нефтяного газа (СНГ)
3
4
При работе ККТС-установки СНГ (определенный как (C+C)-углеводороды) может рассматриваться как ценный продукт, т.к. он состоит из компонентов, которые могут использоваться как сырье алкилирования и нефтехимическое сырье. В данном примере увеличение ВНТ-смесей в ВГО дает в результате увеличение СНГ-выходов (на основании постоянного ввода энергии), и данный эффект показан на фиг. 11. Указанная тенденция также выдерживается на основании постоянного ввода углерода в ККТС-установку, предполагая, что введение ВНТ, предпочтительно, вызывает более высокую конверсию углерода в СНГ.
Влияние ВНТ-смесей на выход сухого газа
2
2
1
2
В данном примере сухой газ может быть определен как сумма Н, HS, оксидов углерода и (C-C)-углеводородов. Хорошая работа ККТС-установки может поддерживать указанные продукты на минимуме, т.к. избыточное получение сухого газа может вызвать ниже по потоку ограничения работы установки в отношении компрессии газа. Влияние на выходы сухого газа показано на фиг. 12, и, как ожидалось, выход сухого газа увеличивается, когда увеличивается соотношение катализатор:нефть. На основании ввода эквивалентной энергии (т.е. испытание смеси ВНТ/ВГО, имеющее одинаковый ввод энергии, как ввод энергии эталонного ВГО) имеется увеличение выхода сухого газа, когда увеличивается степень введения ВНТ. В данном примере преобладающими компонентами сухого газа для всех случаев являются этилен, метан и этан.
Влияние ВНТ-смесей на выход легкого циклического топлива (ЛЦТ)
В данном примере легкое циклическое топливо (ЛЦТ) может быть определено как жидкости, которые кипят в интервале 221-343°C, и ценность данного продукта может зависеть от местоположения и назначения нефтеочистки. Обычно ЛЦТ Северной Америки не считается желательным. Однако, где и когда спрос на бензин не является высоким, ККТС-установка может использоваться как источник ЛЦТ среднего дистиллята, который может быть обогащен до дизельного топлива и нефтяного топлива № 2. В данном примере установлено, что влияние ВНТ-смесей на получение ЛЦТ на основе ввода эквивалентной энергии (фиг. 13) является относительно нейтральным на уровне 2% мас. ВНТ-введения, тогда как при 5% мас. и 10% мас. ВНТ-введении имеется заметное увеличение в получении ЛЦТ, выраженное на основе ввода эквивалентной энергии (или ввода углерода).
Влияние ВНТ-смесей на выходы тяжелого циклического топлива (ТЦТ)
В данном примере тяжелое циклическое топливо (ТЦТ) может быть определено как жидкости, которые отгоняются в интервале от 343°C до 525°C. Данный материал может обычно рассматриваться нефтепереработчиками относительно нежелательным непревращенным продуктом со сравнительно высоким содержанием ароматических соединений и возможно высоким содержанием серы. Если возможно, получение ТЦТ из ВГО в ККТС-установке должно быть минимизировано. В данном примере, как показано на фиг. 14, степень получения ТЦТ может не подвергаться значительному воздействию введения 2% мас. или 5% мас. ВНТ в материал ВГО, тогда при 10% мас. ВНТ-замене может быть явно заметно увеличение получения ТЦТ на основании ввода эквивалентной энергии.
Влияние ВНТ-смесей на выходы кокса
В работе ККТС-установки кокс может обычно использоваться для подачи необходимого технологического тепла для проведения реакций. Однако увеличивающееся количество получения кокса может в конечном счете нарушить тепловой баланс ККТС-установки, что дает высокие температуры в регенераторе катализатора. Влияние ВНТ-смесей на получение кокса в данном примере показано на фиг. 15.
На фиг. 15 показано, что выход кокса в данном примере значительно не изменяется при низких смесях ВНТ (т.е. 2% мас. и 5% мас.), тогда как смесь 10% мас. ВНТ дает заметное увеличение получения кокса.
3
Влияние ВНТ-смесей на выходы бензина на основании ввода 10000 баррель/день (66250 дм/ч)
5
3
3
Главной целью работы ККТС-установки может быть обычно получение оптимальных выходов бензина, и для целей данного исследования бензиновая фракция может быть определена как С-фракция с температурой кипения 221°C. На фиг. 16 выход бензина представлен как функция соотношения катализатор:нефть для различных питаний с использованием совместного ввода 10000 баррель/день (66250 дм/ч) различных сырьевых смесей на основе ВНТ, не содержащего воду. Несмотря на то, что количество энергии и углерода во вводе питания 10000 баррель/день (66250 дм/ч) смесей ВНТ/ВГО является меньше, чем у эталонного ВГО, было установлено, что выходы бензина в данном примере неожиданно являются выше, чем в случае эталонного материала ВГО. В частности, в данном примере имеется значительное улучшение выхода бензина при высоких уровнях ВНТ-замены.
Оценка галлонов бензина, получаемых на 1 т ВНТ
3
С использованием значения галлонов бензина, получаемых на 1 т эталонного ВГО и сравнения со значением галлонов бензина, получаемых на 1 т смеси ВНТ/ВГО проводят оценку вклада галлонов бензина, получаемых на 1 т ВНТ. На фиг. 17 представлены галлоны бензина, получаемые на 1 т ВНТ, как функция уровня ВНТ-замены. В данном примере, когда уровень замены изменяется от 2% мас. до 10% мас., галлоны бензина, получаемые на 1 т ВНТ, увеличиваются. При переходе обратно к исходной биомассе выход бензина на 1 т биомассы составляет свыше 90 галлон/т (341 дм/т) при высоких уровнях ВНТ-замены.
Объем ввода питания для энергоэквивалентной смеси ВНТ/ВГО
Нефтеочистительные заводы обычно работают на объемной основе при обработке, перегрузке, питании и переработке жидких нефтепродуктов. Соответственно, для выполнения удовлетворительного и справедливого сравнения при изучении влияния введения ВНТ в ВГО на выходы бензина может быть важно определить выходы либо на основе ввода эквивалентной энергии, либо на основе ввода эквивалентного углерода (т.е. которые являются соответствующими выходами бензина из смесей ВГО и ВНТ от идентичных количеств введенного углерода и введенной энергии). Кроме того, поскольку ВНТ в данном примере имеет, грубо, половину содержания углерода и энергии ВГО, в данном примере небольшое количество дополнительного объема общего сырья должно быть подано в ККТС-установку, т.к. ВНТ может быть смешано с ВГО для того, чтобы поддержать эквивалентное количество введенного углерода или энергии.
Относительно того, как много дополнительного объема смесей ВНТ/ВГО в данном примере должно вводиться для поддержания постоянного ввода углерода или энергии в ККТС-установку, это показано на фиг. 18. В данном примере неожиданно только небольшое количество дополнительного объема смесей ВНТ/ВГО требуется вводить для компенсации. Указанный объем может быть минимальным в данном примере, т.к. ВНТ может быть намного плотнее, чем ВГО, так что дополнительная масса ВГО может быть введена с пропорционально меньшим воздействием на увеличение общего объема.
3
3
На фиг. 18 показано, что в данном примере 2% мас. смесь ВНТ с ВГО требует только 0,8% увеличения объема для подачи такой же энергии или углерода в ККТС-установку, как в случае чистого (100%) ВГО. Другими словами, на каждые 100 баррель (15900 дм) чистого ВГО будет требоваться 100,8 баррель (16027 дм) 2% мас. ВНТ-смеси для подачи эквивалентных количеств энергии или углерода в ККТС-установку. Неожиданным в данном примере является то, что выход бензина увеличивается намного больше, чем 0,8% в обычном интервале рабочих условий ККТС-установки, как было испытано в установке для УОК-испытаний.
3
3
В данном примере введение только 2% объема смеси 5% мас. ВНТ с ВГО будет сохранять такой же ввод энергии или углерода, как в случае чистого ВГО. На каждые 100 баррель (15900 дм) чистого ВГО будет подаваться 102 барреля (16218 дм) 5% мас. ВНТ-смеси в ККТС-установку для того, чтобы поддерживать ввод эквивалентной энергии или углерода. Здесь снова выход бензина является намного больше 2% во всем интервале УОК-испытаний.
Пример 2
Испытательное оборудование
Совместную переработку возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) с исходным сырьем нефтяной фракции (или переработку исходного сырья нефтяной фракции в отдельности для сравнения) проводят в установке реактора с псевдоожиженным слоем для испытания микроактивности ((ИМА) (МАТ)) (здесь называется как «установка ИМА-испытания») с использованием коммерчески доступного равновесного катализатора.
Производную из биомассы жидкость, имеющую свойства, подобные показанным в таблице 1, получают на промышленной установке быстрой термической конверсии, где древесные отходы термически крекируют при умеренной температуре в течение короткого периода времени (обычно менее 5 секунд) с выходом жидкости примерно 70-80% мас. Тяжелый газойль ((ТГО) (HGO)) и 5% мас. ВНТ-смесь крекируют в установке ИМА-испытания при 510°C (950°F) с постоянным временем введения топлива 30 секунд при использовании такого же равновесного катализатора, как в случае примера 1.
2
2
2
1
2
2
2
2
В данном примере сухой газ состоит из H, HS, СО, СО и С-С-углеводородов. Выход сухого газа увеличивается экспоненциально с конверсией. При данной конверсии в указанном примере два питания дают почти идентичные выходы сухого газа. Только СО, но не СО, определяют в процессе крекирования двух питаний с выходом СО выше на 0,02-0,08% мас. для смеси при 65-75% мас. конверсии, указывающей на разложение или сгорание оксигенатов в смеси. Однако смесь дает H меньше на 0,06% мас. в течение всей конверсии в данном исследовании возможно благодаря образованию воды.
5
2
Обычно бензин (C, температура кипения 221°C) является главным и наиболее желательным продуктом в работе ККТС-установки. В данном примере было установлено, что при данной конверсии смесь снижает выход бензина менее чем на 1% мас. до тех пор, пока конверсия не станет выше 70% мас. Необходимо отметить, что сама смесь содержит от 1,33 (рассчитано по анализу ВНТ) до 1,90% мас. (таблица 1) НО, что может частично объяснить снижение бензина. Чрезмерно глубокий крекинг наблюдается для данной частной смеси при 75-80% мас. конверсии.
Выход бензина может также выражаться в терминах объемного потока в час (фиг. 19). В данном примере неожиданно было показано, что выход бензина является больше для смеси ВНТ/ТПТ (HFO) для сравнения с выходом бензина от переработки эталонного ТПТ в интервале соотношения катализатор:нефть от 4:1 до 9:1 (т.е. обычный рабочий интервал для ККТС-установки).
Кокс
В работе ККТС-установки кокс обычно необходим для подачи тепла для предварительного нагревания питания и крекинга. Однако слишком большое количество кокса может серьезно отравить катализатор и перегрузить воздуходувку в процессе регенерации катализатора, вызывая чрезмерно высокие температуры в регенераторе. В процессе испытания было установлено, что подобно сухому газу оба топлива дают почти идентичный выход кокса при данной конверсии, хотя смесь имеет на 0,27% мас. выше остаток углерода Конрадсона.
Кислород
2
2
В целях данного примера также необходимо отметить распределение кислорода в газообразных и жидких продуктах. Например, после крекинга большая часть кислорода в смеси в данном примере проявляется как НО (74,6-94,1% мас.) с остатком, образующим СО (0,7-5,3% мас.). Жидкие продукты были проанализированы на кислородосодержание, и было установлено, что оно является ниже предела определения (0,25% мас.).
2
2
2
2
3
В целях данного примера обычно наблюдается, что: (1) каталитический крекинг смеси, содержащей 5% мас. ВНТ, дает образование воды и диоксида углерода; (2) при данной строгости и по сравнению с сырой нефтью смесь дает на 1-3% мас. более высокую конверсию, которая увеличивается с соотношением катализатор:нефть; (3) при данной конверсии смесь дает более низкие выходы СНГ и бензина, чем сырая нефть, тогда как другие выходы, включая выходы сухого газа, легкого циклического топлива (дизельного топлива), тяжелого циклического топлива (тяжелого печного топлива) и кокса, являются почти одинаковыми для двух питаний, но среди компонентов сухого газа для смеси наблюдаются более высокие выходы СО, но более низкие выходы H; (4) исследование выхода бензина в плане потоков нефтеочистки (т.е. объемный выход на основе установленного объема питания - например, 10000 баррель/день (66250 дм/ч) показывает, что выход бензина является больше для ВНТ-смеси, чем для эталонного ТПТ при более низких соотношениях катализатор:нефть, и было установлено, что на основе ВНТ, не содержащего воду, выходы бензина и других ценных компонентов являются больше, чем для эталонного ТПТ; (5) после крекинга большая часть кислорода в смеси проявляется как НО с остатком в форме СО, и жидкие продукты были проанализированы на кислородосодержание, и было установлено, что оно является ниже предела определения; и (6) когда выходы ВНТ-смеси и ТГО сравниваются на базе ввода эквивалентной энергии в ИМА-систему, выходы бензина и СНГ из ВНТ-смеси являются выше, чем соответствующие выходы из 100% ТГО.
Пример 3
Ряд образцов вакуумного газойля (ВГО) и 5% мас. возобновляемого нефтяного топлива (ВНТ) крекируют в установке для ИМА-испытания (реакторный слой, Fluid-2) в условиях, подобных условиям, указанным в примере 2. ВГО, используемый в таблице 2, обозначенный как питание FHR CAT, имеет плотность 0,9196 г/мл при 15,6°C. Само ВНТ имеет плотность 1,198 г/мл и водосодержание 26,58 (% мас.). 5% мас. ВНТ в смеси ВГО, используемой в таблице 2, обозначенной как 5% мас. ВНТ в FHR CF, имеет плотность 0,9243 г/мл при 15,6°C. В 100 фунт (45 кг) 5% мас. ВНТ в используемой смеси ВГО водосодержание составляет около 1,329 фунт (0,60 кг). Анализы, определение характеристик и результаты ВГО-образцов представлены в таблицах 2 и 3 (на базе питания) и в таблице 4 (потоки нефтеочистки суммарно), тогда как анализы, определение характеристик и результаты для 5% мас. ВНТ в ВГО-смеси представлены в таблицах 5 и 6 (на базе питания), в таблице 7 (на базе питания без содержания воды), в таблице 8 (потоки нефтеочистки суммарно), и в таблице 9 представлен расчет галлонов бензина, связанного с вводом ВНТ.
Таблица 2
Номер прогона
C-1
C-2
C-3
C-4
C-5
C-6
Питание
Питание FHR CAT
Катализатор
Grace EC-2007
Определение кокса
На месте
На месте
На месте
На месте
На месте
На месте
Время контактирования катализатора (с)
30
30
30
30
30
30
Загрузка катализатора (г)
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
Загрузка питания (г)
1,8471
1,5069
1,0551
0,9328
0,7410
0,7292
Отношение катализатор:нефть (г/г)
4,836
5,927
8,466
9,576
12,054
12,249
ЧОПС (г/ч/г)
24,82
20,24
14,17
12,53
9,96
9,80
Выход жидкости (вкл. Н<sub>2</sub>О) (% мас.)
73,29
73,14
64,01
62,01
60,00
58,76
Температура начала кипения 221°C на простую перегонку (% мас.)
45,3667
49,8000
54,5676
57,7297
58,6757
58,4865
Температура начала кипения 343°C на простую перегонку (% мас.)
76,0000
79,8889
83,6486
85,9737
86,1923
86,2121
Приведенный массовый баланс (% мас. питания)
H<sub>2</sub>
0,14
0,16
0,22
0,24
0,24
0,26
H<sub>2</sub>S
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
CO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
CO2
0,15
0,15
0,28
0,30
0,33
0,39
C1
0,33
0,36
0,58
0,74
0,66
0,77
C2
0,23
0,25
0,38
0,45
0,40
0,46
C2=
0,35
0,40
0,57
0,58
0,66
0,65
Общий сухой газ
1,20
1,33
2,04
2,31
2,28
2,53
C3
0,75
0,63
0,92
1,06
0,99
1,48
C3=
2,69
2,90
3,72
3,69
4,02
3,91
i-C4
3,11
3,34
4,16
4,26
4,76
4,62
n-C4
0,68
0,73
0,96
1,01
1,04
1,09
i-C4=
0,78
0,86
1,06
1,01
1,01
1,04
n-C4=
2,65
2,87
3,53
3,37
3,48
3,34
Общий СНГ
10,65
11,33
14,34
14,41
15,31
15,48
Бензин (С5-221°C)
44,00
46,41
48,72
50,36
50,94
50,69
ЛЦТ (221-343°C)
22,94
22,19
18,91
17,70
16,65
16,44
ТЦТ (343°C+)
18,47
15,49
11,46
9,69
9,35
9,23
Кокс
2,74
3,26
4,54
5,53
5,47
5,63
H<sub>2</sub>O
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Всего
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
Конверсия
58,59
62,33
69,64
72,61
73,99
74,32
Таблица 3
Номер прогона
C-1
C-2
C-3
C-4
C-5
C-6
Типы углеводородов в 200°C - бензине (New PIONA), % мас.
Общие s-нафтены
13,73
13,17
11,49
10,50
7,26
9,53
Общие s-i-парафины
23,06
22,20
18,28
16,59
20,61
15,06
Общие s-n-парафины
5,07
4,96
3,98
3,93
3,35
3,46
Общие us-нафтены
6,69
6,69
5,84
5,60
4,60
4,72
Общие us-изопарафины
8,43
8,72
8,00
7,48
7,16
6,72
Общие us-n-парафины
2,29
2,44
2,32
2,10
1,85
1,72
Общие ароматические соединения
40,72
41,81
50,09
53,80
55,16
58,78
Общие соединения
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
Относительная плотность бензина
0,7837
0,7837
0,7930
0,7920
0,7956
0,8071
Экспериментальное октановое число (ЭОЧ)
92,14
92,64
96,09
97,12
94,43
96,12
Моторное октановое число (МОЧ)
83,57
83,59
85,14
85,14
80,03
84,19
Бензол (С6-ароматические соединения)
1,07
1,15
1,40
1,42
1,45
1,26
Толуол (С7-ароматические соединения)
4,92
5,23
6,84
6,77
7,25
7,52
Ксилолы + Этилбензол (С8-ароматические соединения)
12,33
12,89
16,36
16,11
18,97
19,98
С9-ароматические соединения
20,42
20,85
23,95
23,58
26,31
28,57
С10-ароматические соединения
1,98
1,69
1,54
1,43
1,18
1,45
Органическая сера ТЖП (мг/л)
1236
1262
1331
1369
1386
1391
Распределение серы по т.кип. (мг/л)
Бензин
23,1
23,80
26,10
37,80
48,50
38,60
ЛЦТ
483,7
518,90
611,60
643,80
672,20
670,90
ТЦТ
729,3
719,40
693,60
687,10
665,30
681,70
Азот ТЖП (мас.ч./млн)
507
480
439
357
387
Распределение азота по т.кип. (мас.ч./млн)
Бензин
35,0
43,4
49,5
55,2
40,7
ЛЦТ
163,9
168,8
175,2
142,1
165,1
ТЦТ
308,5
267,8
214,0
159,9
180,6
Таблица 4
Номер прогона
C-1
C-2
C-3
C-4
C-5
C-6
Сухой газ, фунт/ч (кг/ч)
1415,0 (637)
1579,5 (711)
2357,9 (1061)
2702,1 (1216)
2623,1 (1180)
2872,5 (1293)
С3, баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
5,7 (906,3)
4,8 (763,2)
6,9 (1097,1)
8,0 (1272)
7,5 (1192,5)
11,2 (1780,8)
С3=, баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
19,7 (3132)
21,3 (3387)
27,3 (4341)
27,1 (4309)
29,6 (4706)
28,7 (4563)
С4, баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
25,5 (4055)
27,3 (4341)
34,4 (5470)
35,5 (5645)
39,0 (6201)
38,4 (6106)
С4=, баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
21,7 (3450)
23,6 (3752)
29,1 (4627)
27,8 (4420)
28,5 (4532)
27,7 (4404)
Срез С5-429 F (220,6°C), баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
215,2 (34217)
226,9 (36077)
235,5 (37445)
243,7 (38748)
245,4 (39019)
240,7 (38271)
Срез 429-650 F (220,6-343,3°C), баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
91,7 (1450)
88,7 (14103)
75,6 (12020)
70,7 (11241)
66,6 (10589)
65,7 (10446)
Срез 650 F (343,3°C), баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
64,8 (10303)
54,3 (8634)
40,2 (6392)
34,0 (5406)
32,8 (5215)
32,4 (5152)
Кокс, фунт/ч (кг/ч)
3679,6 (1656)
4376,5 (1969)
6097,4 (2744)
7429,4 (3343)
7340,2 (3303)
7551,3 (3398)
СО, фунт/ч (кг/ч)
0
0
0
0
0
0
СО<sub>2</sub>, фунт/ч (кг/ч)
198,0 (89)
206,0 (93)
375,2 (169)
401,2 (181)
436,7 (197)
528,5 (238)
Н<sub>2</sub>О, фунт/ч (кг/ч)
0
0
0
0
0
0
Сухой газ + СО + СО<sub>2</sub>, фунт/ч (кг/ч)
1613,0 (726)
1785,6 (804)
2733,0 (1230)
3103,3 (1396)
3059,8 (1377)
3401,0 (1530)
Цена/Стоимость
1,022
1,046
1,055
1,059
1,060
1,045
Таблица 5
Номер прогона
E-1
E-2
E-3
E-4
E-5
E-6
E-7
Питание
5% мас. ВНТ в FHR CF
Катализатор
Grace EC-2007
Определение кокса
На месте
На месте
На месте
На месте
На месте
На месте
На месте
Время контактирования катализатора (с)
30
30
30
30
30
30
30
Загрузка катализатора (г)
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
Загрузка питания (г)
2,0647
1,4407
1,1440
0,9075
0,8035
0,7163
0,6899
Отношение катализатор:нефть (г/г)
4,326
6,200
7,808
9,843
11,116
12,470
12,947
ЧОПС (г/ч/г)
27,74
19,36
15,37
12,19
10,79
9,62
9,27
Выход жидкости (вкл. Н<sub>2</sub>О) (% мас.)
73,49
67,17
66,36
60,77
59,56
59,33
60,43
Температура начала кипения 221°C на простую перегонку (% мас.)
46,0370
50,7273
54,7000
57,2333
57,0741
59,8649
59,5294
Температура начала кипения 343°C на простую перегонку (% мас.)
77,1481
81,2593
83,5676
86,0769
85,7838
87,5161
86,5676
Приведенный массовый баланс (% мас. питания)
H<sub>2</sub>
0,09
0,13
0,15
0,17
0,19
0,25
0,21
H<sub>2</sub>S
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
CO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
CO<sub>2</sub>
0,29
0,24
0,29
0,41
0,46
0,42
0,45
C1
0,29
0,41
0,48
0,60
0,80
0,92
0,81
C2
0,23
0,31
0,34
0,41
0,50
0,55
0,49
C2=
0,39
0,53
0,59
0,66
0,71
0,68
0,74
Общий сухой газ
1,29
1,61
1,84
2,26
2,66
2,82
2,69
C3
0,64
0,73
0,81
1,00
1,49
1,76
1,53
C3=
2,58
3,27
3,50
3,76
3,73
3,79
3,87
i-C4
2,87
3,72
3,89
4,35
4,23
4,64
4,68
n-C4
0,63
0,83
0,86
1,01
1,05
1,16
1,12
i-C4=
0,75
0,93
0,94
1,01
1,00
0,99
1,00
n-C4=
2,54
3,21
3,17
3,32
3,31
3,33
3,26
Общий СНГ
10,01
12,69
13,18
14,45
14,81
15,67
15,47
Бензин (С5-221°C)
43,97
46,61
48,56
49,48
48,76
49,05
48,64
ЛЦТ (221-343°C))
22,89
20,40
18,88
17,07
16,61
15,94
15,92
HCO (343°C+)
17,17
12,93
11,32
9,42
9,10
8,28
8,94
Кокс
3,00
3,93
4,30
5,30
6,00
6,12
6,25
Н<sub>2</sub>О
1,67
1,84
1,92
2,03
2,07
2,11
2,09
Всего
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
Конверсия
59,94
66,67
69,80
73,51
74,30
75,78
75,14
Таблица 6
Номер прогона
E-1
E-2
E-3
E-4
E-5
E-6
E-7
Типы углеводородов в 200°C - бензине (New PIONA), % мас.
Общие s-нафтены
13,45
12,57
11,52
11,06
7,38
6,67
9,64
Общие s-i-парафины
22,44
19,31
17,53
17,15
18,84
17,71
16,41
Общие s-n-парафины
5,11
4,54
4,14
3,74
3,45
3,28
3,37
Общие us-нафтены
6,86
6,23
5,92
5,34
5,17
4,02
4,63
Общие us-n-парафины
9,09
8,16
8,00
7,10
6,79
7,09
7,71
Общие us-n-парафины
2,40
2,24
2,47
1,95
2,00
1,57
2,14
Общие ароматические соединения
40,65
46,95
50,41
53,66
56,37
59,67
56,12
Общие соединения
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
Относительная плотность бензина
0,7828
0,7917
0,7834
0,7996
0,8011
0,8069
0,7992
Экспериментальное октановое число (ЭОЧ)
92,09
93,31
94,84
96,50
93,54
94,71
99,93
Моторное октановое число (МОЧ)
83,33
84,34
84,51
85,18
80,64
81,03
86,37
Бензол (С6- ароматические соединения)
1,12
1,15
1,32
1,39
1,47
1,34
1,55
Толуол (С7-ароматические соединения)
4,93
5,84
6,03
7,22
7,72
7,83
7,99
Ксилолы + Этилбензол (С8-ароматические соединения)
12,21
14,70
14,89
18,25
18,70
20,29
19,12
С9-ароматические соединения
20,48
23,44
22,56
25,52
26,60
28,41
25,97
С10-ароматические соединения
1,91
1,83
1,62
1,28
1,88
1,79
1,48
Органическая сера ТЖП (мг/л)
1204
1229
1228
1335
1323
Распределение серы по т.кип. (мг/л)
Бензин
23,1
33,80
33,90
37,10
36,50
ЛЦТ
469,2
510,20
549,40
657,10
651,30
ТЦТ
711,7
685,40
644,70
640,80
634,80
Азот ТЖП (мас. ч./млн)
525
502
451
407
381
378
410
Распределение азота по т.кип. (мас.ч./млн)
Бензин
35,7
57,2
33,1
30,4
51,8
46,2
33,4
ЛЦТ
169,7
175,6
161,7
168,4
152,8
161,4
175,8
ТЦТ
319,8
269,5
256,0
208,5
176,8
170,4
200,5
Таблица 7
Номер прогона
E-1
E-2
E-3
E-4
E-5
E-6
E-7
Питание
5% мас, ВНТ в FHR CF
Катализатор
Grace EC-2007
Определение кокса
На месте
На месте
На месте
На месте
На месте
На месте
На месте
Время контактирования катализатора (с)
30
30
30
30
30
30
30
Загрузка катализатора (г)
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
8,9321
Загрузка питания (г)
2,0647
1,4407
1,1440
0,9075
0,8035
0,7163
0,6899
Отношение катализатор: нефть (г/г)
4,326
6,200
7,808
9,843
11,116
12,470
12,947
ЧОПС (г/ч/г)
27,74
19,36
15,37
12,19
10,79
9,62
9,27
Выход жидкости (вкл. Н<sub>2</sub>О) (% мас.)
73,49
67,17
66,36
60,77
59,56
59,33
60,43
Температура начала кипения 221°C на простую перегонку (% мас.)
46,0370
50,7273
54,7000
57,2333
57,0741
59,8649
59,5294
Температура начала кипения 343°C на простую перегонку (% мас.)
77,1481
81,2593
83,5676
86,0769
85,7838
87,5161
86,5676
Приведенный массовый баланс (% мас. питания)
H<sub>2</sub>
0,09
0,13
0,15
0,18
0,19
0,26
0,22
H<sub>2</sub>S
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
CO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
CO<sub>2</sub>
0,30
0,24
0,29
0,42
0,47
0,43
0,45
C1
0,30
0,41
0,48
0,61
0,81
0,93
0,82
C2
0,23
0,31
0,34
0,41
0,51
0,56
0,49
C2=
0,39
0,54
0,60
0,67
0,72
0,69
0,75
Общий сухой газ
1,31
1,64
1,87
2,29
2,69
2,86
2,73
C3
0,65
0,74
0,82
1,01
1,51
1,79
1,55
C3=
2,62
3,32
3,55
3,81
3,78
3,85
3,92
i-C4
2,91
3,77
3,94
4,41
4,29
4,70
4,75
n-C4
0,64
0,84
0,87
1,02
1,07
1,18
1,13
i-C4=
0,76
0,94
0,96
1,03
1,01
1,00
1,02
n-C4=
2,57
3,25
3,21
3,36
3,35
3,38
3,30
Общий СНГ
10,15
12,86
13,36
14,64
15,01
15,89
15,67
Бензин (С5-221°C)
44,56
47,24
49,21
50,14
49,42
49,71
49,30
ЛЦТ (221-343°C)
23,20
20,67
19,13
17,30
16,83
16,15
16,14
ТЦТ (343°C+)
17,40
13,10
11,47
9,55
9,22
8,39
9,06
Кокс
3,04
3,98
4,36
5,37
6,08
6,20
6,34
Всего
99,7
99,5
99,4
99,3
99,3
99,2
99,2
Таблица 8
Номер прогона
E-1
E-2
E-3
E-4
E-5
E-6
E-7
Сухой газ, фунт/ч (кг/ч)
1355,6 (610)
1867,8 (1151)
2109,3 (949)
2511,4 (1130)
2980,3 (1341)
3265,7 (1470)
3043,6 (1370)
С3, баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
4,9 (779)
5,6 (890)
6,2 (986)
7,6 (1208)
11,4 (1813)
13,5 (2147)
11,7 (1860)
С3=, баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
19,2 (3053)
24,3 (3864)
26,0 (4134)
27,9 (4436)
27,7 (4404)
28,2 (4484)
28,8 (4579)
С4, баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
23,8 (3784)
30,9 (4913)
32,3 (5136)
36,4 (5788)
36,0 (5724)
39,4 (6264)
39,5 (6281)
С4=, баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
21,1 (3355)
26,5 (4214)
26,3 (4182)
27,8 (4420)
27,6 (4488)
27,7 (4404)
27,3 (4341)
Срез С5-429 F (220,6°C), баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
217,8 (34630)
228,3 (36300)
240,4 (38224)
239,9 (38144)
236,0 (37524)
235,7 (37476)
236,0 (37524)
Срез 429-650 F (220,6-343,3°C), баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
92,6 (14723)
82,5 (13118)
76,3 (12132)
69,0 (10971)
67,1 (10669)
64,4 (10240)
64,4 (10240)
Срез 650 F (343,3°C), баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
60,9 (9683)
45,9 (7298)
40,2 (6392)
33,4 (5311)
32,3 (5136)
29,4 (4675)
31,7 (5040)
Кокс, фунт/ч (кг/ч)
4072,9 (1833)
5337,2 (2402)
5841,3 (2629)
7192,0 (3236)
8144,4 (3665)
8315,0 (3326)
8494,0 (3822)
СО, фунт/ч (кг/ч)
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
СО<sub>2</sub>, фунт/ч (кг/ч)
399,3 (180)
325,0 (146)
392,4 (177)
560,5 (252)
630,3 (284)
571,2 (257)
608,5 (274)
Н<sub>2</sub>О, фунт/ч (кг/ч)
2273,7 (1023)
2493,5 (1122)
2611,4 (1175)
2756,1 (1240)
2808,5 (1264)
2867,5 (1290)
2841,7 (1279)
Сухой газ + СО + СО<sub>2</sub>, фунт/ч (кг/ч)
1754,9 (790)
2192,8 (989)
2501,7 (1126)
3071,9 (1382)
3610,6 (1625)
3837,0 (1727)
3652,1 (1643)
Цена/Стоимость
1,023
1,043
1,059
1,045
1,031
1,028
1,029
Вода в питании
1798,8
1798,8
1798,8
1798,8
1798,8
1798,8
1798,8
Кислород в воде питания
1599,0
1599,0
1599,0
1599,0
1599,0
1599,0
1599,0
Кислород в питании
2705
2705
2705
2705
2705
2705
2705
Кислород в общей полученной воде
2021,1
2216,5
2321,2
2449,8
2496,5
2548,9
2525,9
% кислорода в воде
74,7%
81,9%
85,8%
90,6%
92,3%
94,2%
93,4%
Полученная вода от ККТС
474,9
694,7
812,5
957,2
1009,7
1068,7
1042,8
Дельта СО<sub>2</sub>, полученного из ВНТ
201,3
118,9
17,2
159,3
193,6
42,7
80,0
Кислород в полученной воде
422,1
617,5
722,3
850,9
897,5
950,0
927,0
Кислород в дельта СО<sub>2</sub>
146,4
86,5
12,5
115,8
140,8
31,1
58,2
Кислород в TЖП (0,26 дл)
312,5
312,5
312,5
312,5
312,5
312,5
312,5
Общий кислород
881,0
1016,5
1047,3
1279,2
1350,8
1293,5
1297,7
Дельта кислород
-225,1
-89,6
-58,8
173,1
244,7
187,4
191,6
Баланс кислорода (%)
91,68
96,69
97,83
106,40
109,05
106,93
107,08
Количество СО в балансе кислорода
393,9
156,8
102,9
-303,0
-428,2
-328,0
Количество Н<sub>2</sub>О в балансе кислорода
253,2
100,8
66,1
-194,8
-275,3
-210,9
-215,5
Общая Н<sub>2</sub>О
2526,9
2594,3
2677,5
2561,3
2533,2
2656,7
2626,2
Таблица 9
Расчет галлонов бензина, связанного с вводом ВНТ (на основании ввода 10000 баррель/день (66250 дм<sup>3</sup>/ч))
ИМА-испытание CANMET
Соотношение катализатор:нефть (аппроксимированное по кривой, вычерченной по точкам)
4
5
6
7
8
9
10
Бензин, полученный из эталонного ГО
баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
208,53 (32679)
217,58 (34595)
225,27 (35818)
231,63 (36829)
236,63 (37624)
240,29 (38206)
242,60 (38573)
на базе 10000 баррель/день (66250 дм<sup>3</sup>/ч)
134245 фунт/ч (60410 кг/ч)
Бензин, полученный из эталонного ГО
баррель/т (дм<sup>3</sup>/т)
3,11 (494,5)
3,24 (515)
3,36 (534)
3,45 (549)
3,53 (561)
3,58 (569)
3,61 (574)
Бензин, полученный с 5% мас. ВНТ
баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
215,22 (34220)
222,79 (35424)
228,98 (36408)
233,80 (37174)
237,26 (37724)
239,35 (38057)
240,07 (38171)
на базе 10000 баррель/день (66250 дм<sup>3</sup>/ч)
9612 баррель/день (63680 дм<sup>3</sup>/ч) эталонного ГО
и 388 баррель/день (2570 дм<sup>3</sup>/ч) ВНТ
Бензин, полученный из эталонного ГО
баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
200,44 (31870)
209,14 (33253)
216,53 (34428)
222,64 (35400)
227,45 (36165)
230,96 (36723)
233,19 (37077)
(баррель/ч) на основе объема
Бензин, полученный с ВНТ по разности
баррель/ч (дм<sup>3</sup>/ч)
14,78 (2350)
13,65 (2170)
12,45 (1980)
11,17 (1776)
9,81 (1560)
8,39 (1334)
6,88 (1094)
Бензин, полученный с 5% мас. ВНТ
баррель/т ВНТ ((дм<sup>3</sup>/т ВНТ)
4,35 (692)
4,02 (639)
3,67 (584)
3,29 (523)
2,89 (460)
2,47 (393)
2,03 (323)
Бензин, полученный с 5% мас. ВНТ
галлон/т ВНТ (дм<sup>3</sup>/т ВНТ)
182,9 (692)
168,9 (639)
154,0 (583)
138,2 (523)
121,4 (460)
103,8 (393)
85,2 (322)
Бензин, полученный с 5% мас. ВНТ, с предположительно 70% мас. выходом
галлон/т биомассы (дм<sup>3</sup>/т биомассы)
128,0 (484)
118,2 (447)
107,8 (408)
96,7 (366)
85,0 (322)
72,6 (275)
59,6 (226)
В приведенном выше описании только в целях пояснения представлены и/или проиллюстрированы отдельные варианты. Должно быть понятно, что вариации различных аспектов варианта могут быть объединены с другими установленными компонентами, вариантами, интервалами, типами и т.д. Например, имеются варианты, которые рассматривают переработку ВНТ, и должно быть понятно, что любой и каждый из типов ВНТ, рассмотренных и/или представленных здесь, может быть заменен и/или объединен в таком варианте, даже хотя вариант может быть специально не представлен конкретным типом ВНТ в описании.
Хотя многочисленные варианты настоящего изобретения показаны и описаны здесь, очевидно для специалистов в данной области техники, что такие варианты предусматриваются только путем примера. Подразумевается, что последующая формула изобретения или будущие пункты формулы изобретения, которые могут быть добавлены или исправлены в данной заявке или в будущих продолжающих заявках в данной или других странах и территориях, определяют объем изобретения и что способы, и конструкции, и продукты, и применения в объеме указанных пунктов формулы изобретения и их эквиваленты поэтому охватываются ими.