ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТЕЙ ЭНЕРГО- И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ ПРИ ГИДРООЧИСТКЕ ШИРОКОЙ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ

АННОТАЦИЯ

Гидроочистка является одним из важнейших вторичных каталитических процессов, позволяющая повышать качество топлив до требуемых норм. Вследствие увеличения добычи сернистых и высокосернистых нефтей и ужесточения требований к содержанию гетероэлементов процесс гидроочистки занял особое место в ряду гидрогенизационных процессов. В статье рассмотрен вариант усовершенствования существующей установки Л-24-6 ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» (ООО «КИНЕФ»).

Ключевые слова: процесс гидроочистки, дизельное топливо, риформат.

Назначение процесса гидроочистки – удаление сернистых, азотистых, кислородсодержащих и смолистых соединений под давлением водорода в присутствие катализаторов. В процессе гидроочистки химические превращения происходят не только с различными углеводородами, но и с гетероциклическими соединениями, содержащими серу, азот, металлы. [1].

Объектом анализа при написании статьи взят процесс гидроочистки бензиновой фракции 85-180 ⁰С на установке Л-24-6 ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» (ООО «КИНЕФ»).

Установка Л-24-6 входит в состав установки каталитического риформинга ЛЧ-35-11/600. Установка каталитического риформинга ЛЧ-35-11/600 предназначена для получения стабильного риформата – высокооктанового компонента автомобильных бензинов и водородсодержащего газа (ВСГ) в результате каталитических превращений бензиновой фракции 85-180 ⁰С на установке ЭЛОУ-АВТ-6. Кроме этого на установке получаются топливный газ, сжиженный газ и пар.

Сырье – узкая бензиновая фракция подается на смешивание со свежим водородсодержащим газом и с циркулирующим водородсодержащим газом. Далее газосырьевая смесь проходит через теплообменник, подогревается и поступает в печь для нагрева до необходимой температуры. После печи смесь поступает в реактор гидроочистки. В реакторе гидроочистки осуществляются реакции на алюмокобальтмолибденовом катализаторе с образованием сероводорода, амонийных соединений и воды. Далее нестабильный гидрогенизат охлаждается в холодильнике и поступает с сепаратор, где происходит отделение ЦВСГ от гидрогенизата. С низа сепаратора нестабильный гидрогенизат поступает в колонну стабилизации. Газовая часть потока уходит с верха колонны, далее стабильный гидрогенизат поступает в блок риформинга (рисунок 1).

Рисунок 1. Принципиальная схема блока гидроочистки

Представленная схема применима только в том случае, если сырьем является узкая бензиновая фракция 85-180 ⁰С, что экономически нецелесообразно. В результате расчетов, подбора реактора, и расчетов в программе Aspen Hysys была представлена усовершенствованная схема блока гидроочистки, позволяющая в качестве сырья использовать широкую бензиновую фракцию НК-180⁰ С.

Сырье – широкая бензиновая фракция подается на смешение со свежим водородсодержащим газом и с циркулирующим водородсодержащим газом. Далее газосырьевая смесь проходит через теплообиенник и поступает в печь, где нагревается до нужной температуры и поступает в раектор гидроочистки. В реакторе гидроочистки осуществляются реакции на алюмокобальтмолибденовом катализаторе с образованием сероводорода, амонийных соединений и воды. Далее нестабильный гидрогенизат охлаждается в холодильнике и поступает с сепаратор, где происходит отделение ЦВСГ от гидрогенизата. С низа сепаратора нестабильный гидрогенизат поступает в колонну стабилизации. Газовая часть потока уходит с верха колонны, далее стабильный гидрогенизат поступает последовательно на разделение на более узкие фракции в две ректификационные колонны (рисунок 2).

Рисунок 2. Структурная схема производства по проекту

Смоделированная схема процесса гидроочистки широкой бензиновой фракции в среде HYSYS.

Рисунок 3. Условная схема процесса гидроочистки широкой фракции

В программном пакете HYSYS был произведен последовательный расчет колонны стабилизации и колонн разделения, исходным взят поток вышедший из реактора. Смесь направляется в сепаратор, предварительно охладившись в теплообменнике до 45⁰ С. Для расчета колонн были использованы режимные параметры, взятые с блока стабилизации установки АВТ-6.

Таблица 1.

Режимные параметры продуктовых потоков

Таблица 2.

Сравнительная таблица значений выходов продуктовых потоков

3.5 Проверка адекватности модели

Для того, чтобы проверить адекватна ли модель, рассчитанная с помощью программы HYSYS, нужно сравнить расчетные и фактические кривые разгонок фракций. Состав фракции НК-180 ^о С изначально неизвестен, т.к. этот поток является промежуточным и для него анализы по технологическому регламенту не производятся. В заводской лаборатории производят анализы узких фракций, поэтому сырьевой поток мы получаем обратным смешением фракций НК-62 ^о С, фракции 62-105 ^о С и фракции 105-180 ^о С.

Рисунок 4. Кривые разгонок фракции НК-62 ^о С

Таблица 3.

Фактические и расчитанные значения температур фракции НК-62 ^о С

Рисунок 5. Кривые разгонок фракции 62-105 ^о С

Таблица 4.

Фактические и расчитанные значения температур 62-105 ^о С

Рисунок 6. Кривые разгонок фракции 105 - 180 ^о С

Таблица 5.

Фактические и расчитанные значения температур 105-180 ^оС

Таким образом можно сделать вывод о том, что предлагаемый вариант схемы гидроочистки широкой бензиновой фракции актуален для реализации. Это подтверждает тот факт, что полученные значения выходов продуктовых потоков по модели адекватны значениям выходов продуктов материального баланса. Также наглядно видно, что кривые разгонок по модели удовлетворяют заводским данным. По результатам проведенного анализа можно сделать вывод о возможности гидроочистки широкой бензиновой фракции. Экономически проект обоснован.

Список литературы:

1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа / С.А. Ахметов – Уфа: Гилем, 2002. – 672 с.
2. Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке.- М.:Химия, 1979.- 344 с.
3. Федоров В.И. Анализ функционирования блока стабилизации и перегонки бензина на установке вторичной переработки нефти: методические указания к лабораторной работе/В.И. Федоров, Д.А.  Смирнова, Н.В. Лисицин- Спб.,СПбГТИ(ТУ),2007.-14с.
4. Сомов В.Е., Садчиков И.А., Шершун В.Г., Кореляков Л.В. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий/под ред. В.Е. Сомова – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002. – 292с.
5. Кочеров Н.П. Технико-экономическое обоснование инженерных решений при проектировании химических производств: Метод. указ. по разработке курс. проекта/Н.П. Кочеров; СПбГТИ(ТУ). Фак. экономики и менеджмента. – СПб., 2004.
6. Регламент технологической установки ЛЧ-35-11/600 «ПО «Киришинефтеоргсинтез».