Теоретические основы и технология гидроочистки дизельных топлив

Стабилизация гидрогенизата осуществляется водяным паром, который подается в нижнюю часть колонны для снижения парциального давления паров нефтепродуктов и углеводородов. Пары бензина, водяной пар и газ выводятся из колонны, охлаждаются и разделяются в сепараторе. Бензин из сепаратора частично возвращается в колонну на орошение, а балансовое количество смешивается с бензином, поступающим из секции 300-2, и направляется на отдувку сероводорода углеводородным газом. Очищенный бензин подается в секцию 200 (риформинг), либо в секцию 100 (ЭЛОУ-АТ).

Углеводородный газ очищается от сероводорода совместно с углеводородным газом секции 300-2. Затем газ частично направляется для отдува сероводорода из бензина, а остальное количество — в топливную сеть. Углеводородный газ после колонны отдува сероводорода из бензина также очищается от сероводорода.

Вода, получаемая в процессе и от конденсации пара, предварительно нагретая в теплообменнике, поступает в отпарную колонну. Тепловой режим колонны поддерживают подачей острого пара. Очищенная охлажденная вода сбрасывается в канализацию; отпаренные газы удаляются в дымовую трубу.

Стабильная гидроочищенная фракция охлаждается последовательно в теплообменнике, воздушном холодильнике и с температурой 50°С выводится с установки.

Газы очищаются 15% раствором МЭА. Регенерацию раствора МЭА в секции не осуществляют.

Основное оборудование:

1) Реактор с аксиальным вводом сырья сверху вниз. Корпус реактора выполнен из двухслойной стали без внутренней футеровки. Диаметр реактора 3500 мм.

2) Сырьевые теплообменники кожухотрубчатые с линзовым компенсатором на плавающей головке, противоточные.

3) Воздушные холодильники зигзагообразного типа с коэффициентом оребрения 22.

4) Трубчатые печи вертикально-секционного типа с тепловой нагрузкой 33,7 МВт.

5) Турбокомпрессор циркуляционного газа с электроприводом (без резерва).

6) Колонные аппараты различного диаметра с клапанными тарелками или насадкой из колец Рашига.

7) Насосное оборудование, в конструкции которого предусмотрена возможность полной автоматизации. Насосы установлены на открытой площадке.

 

Экономические показатели. На гидроочистку 1 т сырья расходуется:

Пар, кг . . . ………………………………………………………………...42,0

Электроэнергия, МДж   ................……………………………………….79,2

Охлаждающая вода, м3…………………………………………………….8,4

мазут, кг.....................……………………………………………………..19,4

газ (при нормальных условиях), м3………….......………………………..4,2

Катализатор, кг    ...................……………………………………………0,04

Моноэтаноламин, кг.................…………………………………………..0,04

Рабочая сила, чел/смена……………………………………………………10

 

Секция 300-1 установки ЛК-6У

1 –  трубчатая печь; 2 – реактор; 3 –  теплообменники; 4 – воздушный холодильник; 5 – водяные холодильники; 6 –  сепараторы; 7 – стабилизационная  колонна; 8 – насосы; 9 – абсорбер  для очистки углеводородного  газа; 10 – абсорбер для очистки  циркуляционного газа;

11 –  центробежный компрессор;

I – сырье; II – водород; III – отдуваемый газ из секции 300-2; IV – водородсодержащий газ из секции 300-2; V – отдуваемый газ; VI – насыщенный раствор МЭА из секции 300-2;

VII – бензин; VIII – очищенная дизельная фракция; IX – углеводородный газ;

X – углеводородный газ из секции 300-2; XI – насыщенный раствор МЭА; XII – регенерированный раствор МЭА.

 

Рис. 1.8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТЫХ ДТ

 

Современный мировой рынок предъявляет жесткие требования по содержанию серы в дизельных топливах. Большинство европейских государств перешли на дизельные топлива, удовлетворяющие требованиям

EN 590, в соответствии с которыми содержание серы не должно превышать 350 млн-1 с перспективой дальнейшего снижения этого показателя до нормы Евро 5 не более 10 млн-1. Ещё более жесткие требования к дизельным топливам по содержанию серы устанавливаются в США. К 2015 г. все марки дизельных топлив должны содержать не более 5-10 млн-1 серы. В настоящее время в России дизельные топлива выпускают с содержанием серы 350-1000 млн-1[7].

Основной задачей, стоящей перед нефтепереработчиками, является организация производства экологически чистых бензинов и дизельного топлива с содержанием серы менее 50 и 10 ppm.

Для более эффективного обессеривания требуется ужесточение процесса гидроочистки: повышение давления, понижение объемной скорости, повышение кратности циркуляции водородсодержащего газа к сырью, что можно создать при замене части оборудования реакторного блока.

Для понижения объёмной скорости подачи сырья на катализатор старые реактора заменяются на реактора большего объёма, с высоким расчётным давлением, эффективными распределительными устройствами, системой подачи ВСГ - квенча.

Для повышения кратности циркуляции водородсодержащего газа к сырью на некоторых установках произведена замена поршневых компрессоров на более производительные центробежные.

Для повышения парциального давления водорода в циркулирующем водородсодержащем газе рекомендуется использовать подпиточный водород с чистотой до 99%.

Для повышения общего давления в реакторном блоке нужно выполнить большие работы, связанные с заменой реакторов, сырьевых теплообменников, сепараторов, трубопроводов.

Процесс глубокой гидроочистки дизельного топлива сопровождается высоким перепадом температур на входе и выходе из слоя катализатора, достигающим 30°С и выше. Поэтому подача холодного водородсодержащего газа-квенча между реакторами является необходимым условием для процесса.

Моноэтаноламиновую очистку циркулирующего водородсодержащего газа от сероводорода следует проводить до 0,001%об. сероводорода и ниже для понижения парциального давления сероводорода в среде реакции.

С целью выполнения требований технического регламента по качеству моторных топлив разработан и промышленно производится ЗАО «Промышленные катализаторы» (г. Рязань) катализатор глубокой гидроочистки дизельных фракций ИК-ГО-1, позволяющий обеспечить остаточное содержание серы в дизельном топливе не более 10 ppm при температурах процесса гидроочистки не выше 340-350оС. По активности в процессе гидрообессеривания дизельных фракций катализатор соответствует лучшим зарубежным аналогам, адаптирован к отечественной сырьевой базе и может использоваться в отечественных установках гидроочистки Л-24(6,7).

Выпуск малосернистых дизельных топлив на действующих отечественных установках гидроочистки без существенных реконструкций проблематичен. Одним из способов производства малосернистых топлив является строительство новых установок при повышенных давлениях (6,0-7,0 МПа) с увеличенными объемами реакторов.

На проектирование и строительство новой установки обычно требуется не менее пяти лет и большие капитальные затраты.

Поэтому некоторые отечественные предприятия реконструировали действующие установки гидроочистки Л-24/6 и Л-24/7. На ряде установок после имеющихся двух реакторов установлен дополнительно третий реактор большего объема, что обеспечивает снижение объемной скорости подачи сырья в два раза. При этом производительность установки по сырью практически не меняется, и процесс протекает при низком давлении в пределах 3,3-3,7 МПа. Это не позволяет получить дизельное топливо с серой 50 ppm и прогидрировать полициклические ароматические углеводороды (ПАУ).

Так в ОАО «Рязанский НПЗ» на установке гидроочистки Л-24-6 на обоих потоках были смонтированы дополнительно по одному реактору объемом по 40 м3 каждый. Это позволило увеличить объем загружаемого катализатора и получить при повышении давления с 3,0 до 5,0 МПа гидрогенизат с серой менее 350 ppm. При такой схеме реакторов можно ожидать увеличения перепада давления при двух-трехлетнем межрегенерационном пробеге, а получение гидрогенизата с меньшим содержанием серы проблематично.

Заслуживает внимания опыт ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» по реконструкции установки Л-24-6 с внедрением следующих технических решений:

• установка на каждом потоке по два новых реактора с объемом загрузки катализатора 57 м3;
• перевод на последовательное соединение реакторов с последующим повышением давления;
• использование новой системы катализаторов серии АГКД-400, обеспечивающей повышенную активность в реакциях гидрирования серы и полициклических ароматических углеводородов;
• применение специальной схемы загрузки катализаторов с использованием защитного слоя ФОР;
• предварительная активация системы катализаторов сульфидирующим агентом в потоке легкого сырья.

 

Промышленный опыт эксплуатации установок гидроочистки показывает, что работа реактора с аксиальным или радиальным вводом сырьевого потока характеризуется неравномерным распределением его по сечению аппарата и ростом перепада давления по мере длительной эксплуатации катализатора без регенерации. Неравномерность распределения потоков по реакторам, низкая плотность орошения приводили к снижению эффективности использования объема загруженного катализатора.

С учетом специфики перерабатываемого сырья, включающего до 40% вторичных газойлей и бензинов, для предотвращения роста гидравлического сопротивления в реакторах, сохранения производительности установки на прежнем уровне и обеспечения длительного межрегенерационного пробега выбрана схема с использованием первого по ходу газосырьевого потока реактора аксиально-радиального типа, второго – аксиального. Для снижения экзотермического эффекта реакции и улучшения условий проведения процесса по ходу в реакторах предусмотрена возможность подачи свежего водородсодержащего газа в переток между реакторами.

Основные показатели эксплуатации на реконструированной установке Л-24-6 ОАО «АНХК» с использованием новых катализаторов серии АГКД-400 обобщены в табл. 2.1.

Как видно, внедрение вышеперечисленных технических решений обеспечило увеличение межрегенерационного периода до шести лет при получении низкосернистого дизельного топлива с уменьшенным содержанием полициклических ароматических углеводородов. Катализатор АГКД-400 БН успешно эксплуатируется в реакторах Р-100/1,2 установки Г-43-107 Бакинского НПЗ им. Гейдара Алиева. В условиях работы, представленных в таблице 2.1, указанный катализатор в сочетании с форконтактами ФОР-1 и ФОР-2 обеспечивает получение дизельного топлива, отвечающего требованиям Евро-4.

Как показывает опыт, снижение объемной скорости без повышения давления водорода выше 4,0 МПа в реакторах не обеспечивает получение продукта с пониженным содержанием ПАУ. Согласно же новым стандартам содержание ПАУ не должно превышать 11%, и в перспективе его планируется уменьшить до 6%, а затем до 4%.

Для выполнения указанных требований необходимо:

• увеличить парциальное давление водорода при максимальных общем давлении и отношении водород:сырье;
• использовать систему высокоактивных АКМ и АНМ каталитических композиций, обладающих повышенными гидрирующими функциями в отношении как соединений серы, так и полициклических ароматических углеводородов;
• уменьшить доли вторичных видов сырья, подаваемых на переработку;
• снизить температуру конца кипения исходного газойля [6].

 

Таблица 2.1

Основные показатели работы катализаторов АГКД-400

 

Показатели	ОАО «АНХК»		Бакинский НПЗ  им. Гейдара Алиева
	2007 г.	2012 г.	2008 г.	2012 г.
Температура на входе в реактор,	320	330	310	325
Давление, МПа	3,9	3,8	3,4	3,4
Перепад давления, МПа	0,04	0,07	0,05	0,15
Подача сырья, м3/ч	110	115	130	150
Количество вторичного сырья, %	25	29	38	51
Содержание в гидрогенизате: серы полициклических ароматических углеводородов	70-110     8	80-120     6	8-44     5	14-9     6
Межрегенерационный срок, лет	6		5
Ожидаемый общий срок службы, лет	10		10