Александр Гадецкий

Крекинги в нефтепереработке

Recommended Posts

Вопрос  не  однозначный.   Если  говорить  о  селективной  гидроочистке  бензина (для  сохранения непредельных и  ОЧ) -  естественно   раздельно.  У  меня  нет  ни  опыта,  ни  информации  о   подобных  процессах  для  бензина  термокрекинга  и  коксования.  Для  полного  гидрирования  непредельных   в  бензине   требуется  специальный  реактор (секционный)  или   разбавление   прямой  гонкой  из-за  высокого  теплового  эффекта  и  коксообразования.   Мы  несколько  лет  так  работали  на   стандартном  реакторе,  но  с  рециклом  гидрогенизата.   Гидрирование  смеси   вторичных  продуктов  с  ДТ  прямой  гонки  снимает  эти  проблемы. Опыта  гидроочистки  смеси вторичных  без  разбавления  прямой  гонкой  у  меня  нет.   

Спасибо, вернемся к этому несколько позже. У нас то, кстати все проще бензин УЗК проходит ГО вместе с прямогонным, а бензин КК не отправляем на ГО вообще, так как есть ГО ВГО.

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

Не   ясно  какую  гидроочистку  авторы  запланировали  для  бензина,  скорее  всего  совместную  с  ДТ.  И  по  этой  причине   учитывать  олефины  в  дизельной  фракции,  по-моему,   следует (к  вопросу потребления  водорода).  Другой  вопрос:  какова  будет  глубина  гидрирования?...

Да, мы планируем на первом этапе отправлять на ГО всю широкую фракцию 35-350"С. Причём в ней будет как прямогонные остатки ДТ из первичного мазута так и вторичные продукты термокрекинга. Поэтому содержанием олефинов в дизельных фракциях ТК нам нужно задаваться. Для расчёта потребления водорода мы думаем закладывать 100% гидрирование олефинов. Хотя конечно на практике оно не будет таковым.

 

Юрий, не первый раз уже слышу о совместном гидрировании бензина и дизеля (первый раз услыхал это в отношении коксования на заводах Башкирии), в чем преимущество этого российского метода, перед традиционным гидрированием по отдельнсти мух и котлет,  бензина и дизеля? Вопрос исключительно в целях самообразования.

Насколько я понимаю, это делают исключительно в целях экономии кап.затрат: То есть вместо схемы: ректификация бензина от ДТ + две установки ГО бензина и ДТ со своими колоннами стабилизации применяют схему: широкую фракцию светлых на одну установку ГО и затем уже разделение и стабилизация.

 

Минус такого решения (по нашим умозаключениям, может они и ошибочны) в том что в тех режимах которые позволят проводить глубокую гидроочистку Дизельных фракций (40-45 бар, ~350"С, Об.скор. ~1 ч^-1) в бензиновых фракциях будут происходить гидрирование ароматики, что приведёт к снижению ОЧ.

 

Но например в нашем случае мы согласны мириться с такими "жертвами", так как целевыми продуктами мы видим ДТ, а из глубоко гидроочищенного бензина возможно выгоднее будет делать качественные нефрасы, чем продавать его как низкооктановый бензиновый компонент.

 

Но возвращаясь к исходному техническому вопросу:

Если мы правильно понимаем механизм появления олефинов в процессе термокрекинга то их содержание в бензиновых фракциях должно быть заведомо выше чем более тяжёлых фракциях (при условии что в сырье их было пренебрежимо мало).

Поэтому если считать что в бензинах термокрекинга содержание олефинов 25%, То не будет ошибкой задаться таким содержанием для всей широкой фракции (35-350) в целом,

 

Правильно?

Share this post


Link to post
Share on other sites
Александр, Мы сейчас занимаемся построением модели схемы ТК.

Один вопрос забыл в своё время спросить: На какие условия термического крекинга (Температура, давление, время выдержки) были сделаны Ваши предварительные расчёты по выходам светлых из нашего мазута? Для ВГО (360-560) и Гудрона (560+) они ведь разные?

 

Выхода продукции , % 560+ 360-560

Бензин ТК 8.24% 13.50%

Сероводород 0.17% 0.16%

Газ 5.00% 6.05%

Дизель ТК 5.39% 24.20%

Мазут ТК 80.44% 55.50%

Потери 0.76% 0.59%

Итого (все %, массовые) 100.00% 100.00%

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

 

Да, мы планируем на первом этапе отправлять на ГО всю широкую фракцию 35-350"С. Причём в ней будет как прямогонные остатки ДТ из первичного мазута так и вторичные продукты термокрекинга. Поэтому содержанием олефинов в дизельных фракциях ТК нам нужно задаваться. Для расчёта потребления водорода мы думаем закладывать 100% гидрирование олефинов. Хотя конечно на практике оно не будет таковым.

 

Насколько я понимаю, это делают исключительно в целях экономии кап.затрат: То есть вместо схемы: ректификация бензина от ДТ + две установки ГО бензина и ДТ со своими колоннами стабилизации применяют схему: широкую фракцию светлых на одну установку ГО и затем уже разделение и стабилизация.

 

Минус такого решения (по нашим умозаключениям, может они и ошибочны) в том что в тех режимах которые позволят проводить глубокую гидроочистку Дизельных фракций (40-45 бар, ~350"С, Об.скор. ~1 ч^-1) в бензиновых фракциях будут происходить гидрирование ароматики, что приведёт к снижению ОЧ.

 

Но например в нашем случае мы согласны мириться с такими "жертвами", так как целевыми продуктами мы видим ДТ, а из глубоко гидроочищенного бензина возможно выгоднее будет делать качественные нефрасы, чем продавать его как низкооктановый бензиновый компонент.

 

Но возвращаясь к исходному техническому вопросу:

Если мы правильно понимаем механизм появления олефинов в процессе термокрекинга то их содержание в бензиновых фракциях должно быть заведомо выше чем более тяжёлых фракциях (при условии что в сырье их было пренебрежимо мало).

Поэтому если считать что в бензинах термокрекинга содержание олефинов 25%, То не будет ошибкой задаться таким содержанием для всей широкой фракции (35-350) в целом,

 

Правильно?

 

В теме Открытое проектирование ГО ДТ http://www.oilforum.ru/topic/96188-открытое-проектирование-установки-гидроочист/ по моему, речь шла исключитеьно о дизеле, сейчас появился еще и бензин для ГО в виде смеси. Следовательно, все труды по ГО ДТ - в канализацию.

Олефины и их 100% превращение или превращение близкое к этой цифре, Алмат, в личке я вам писал про виолончель, помните? Если вы собираетесь уничтожать олефины в таких количествах, на кооперативе можно поставить крест - раззоритесь на водороде.

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

Александр, Мы сейчас занимаемся построением модели схемы ТК.
Один вопрос забыл в своё время спросить: На какие условия термического крекинга (Температура, давление, время выдержки) были сделаны Ваши предварительные расчёты по выходам светлых из нашего мазута? Для ВГО (360-560) и Гудрона (560+) они ведь разные?
 
Выхода продукции , % 560+ 360-560
Бензин ТК 8.24% 13.50%
Сероводород 0.17% 0.16%
Газ 5.00% 6.05%
Дизель ТК 5.39% 24.20%
Мазут ТК 80.44% 55.50%
Потери 0.76% 0.59%
Итого (все %, массовые) 100.00% 100.00%

 

Занимаетесь моделью, отлично! Я вам дал балансы по ТК фракций 360-560 и 560+ вот они висят http://www.oilforum.ru/topic/90431-баланс-продуктов-нефтепереработки/?p=280898 имея Хасис или Петросим или нечто подобное, вы за 3-4 итерации придете к РТ параметрам, которые будут соответствовать цифрам в балансе, верно?

Вот мы с вами и проверим, насколько модель соответствует реальным данным, уверен, что при правильных итерациях вы попадете точно в цифры учебника, так как ТК не отличается разнообразием режимов.

Share this post


Link to post
Share on other sites

В теме Открытое проектирование ГО ДТ http://www.oilforum.ru/topic/96188-открытое-проектирование-установки-гидроочист/ по моему, речь шла исключитеьно о дизеле, сейчас появился еще и бензин для ГО в виде смеси. Следовательно, все труды по ГО ДТ - в канализацию.

Олефины и их 100% превращение и ли превращение близкое к этой цифре, Алмат, в личке я вам писал про виолончель, помните? Если вы собираетесь уничтожать олефины в таких количествах, на кооператве можно поставить крест - раззоритесь на водороде

Никакие труды никуда не пропадают, всё в русле одной темы. В самом начале нашей переписки я давал Вам ссылку на наброски описания предыстории возникновения задачи о ТК. Краткая суть: самостоятельное производство ЕВРО ДТ из прямогонного на сегодняшний день не имеет экономического смысла в Казахстане. В России имеет, а в Казахстане пока нет, если кому интересно можем пообщатся в деталях.

А производство ДТ из мазута через ТК+ГО очень заманчиво в наших реалиях, и будет оставаться таким всегда, я описал Вам в несколько факторов.

Теперь если при ТК образуется небольшое количество бензиновой фракции (около 7,4% по Вашим прикидкам), то что с ним делать?. Как вариант: часть отправить на ГО вместе с ДТ а потом уже отделить и продавать. Но бензин не цель.

 

Теперь про олефины и водород. Мы почему немного и тормозимся по проекту ГО, что хотим изменить изначальное техзадание, чтобы установка могла перерабатывать сырьё с ТК. Сегодня грубо прикинули, что если поднимем, требования по непредельным в сырье с 10 до 25% то производительность секции производства водорода у нас поднимается с 800 нм3/ч до около 1060 нм3/ч. При расчёте потребления по Н2 мы считаем теоретические (стехиометрические) объёмы. Так что там никакаких заоблачных цифр не выходит, а про техническую задачу 100% гидрирования мы и не говорим.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Занимаетесь моделью, отлично! Я вам дал балансы по ТК фракций 360-560 и 560+ вот они висят http://www.oilforum.ru/topic/90431-баланс-продуктов-нефтепереработки/?p=280898 имея Хасис или Петросим или нечто подобное, вы за 3-4 итерации придете к РТ параметрам, которые будут соответствовать цифрам в балансе, верно?

Вот мы с вами и проверим, насколько модель соответствует реальным данным, уверен, что при правильных итерациях вы попадете точно в цифры учебника, так как ТК не отличается разнообразием режимов.

Так дело в том, что в модели мы обсчитываем только ректификацию и сопутствующие мат-тепл. балансы, а саму конверсию при крекинге закладываем, которую Вы нам указали. :). Так что никакими итерациями мы никуда не попадём. 

Диапазоны по режимам из учебников лежат перед глазами. В расчёты будем закладывать самые жесткие режимы: Печь ТК гудрона: вход 56 бар выход 27 бар 490"С; Печь ТК Газойля вход 65 бар, выход 28 бар 540"C. 

 

А спрашиваем про режимы на которые Вы прикидывали, чтобы ориентироваться в каком месте "шкалы жесткости режима" мы находимся, чтобы знать с какой стороны оставлять запасы.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Юрий, не первый раз уже слышу о совместном гидрировании бензина и дизеля (первый раз услыхал это в отношении коксования на заводах Башкирии), в чем преимущество этого российского метода, перед традиционным гидрированием по отдельнсти мух и котлет,  бензина и дизеля? Вопрос исключительно в целях самообразования.

 

При гидроочистке бензина термических процессов (термокрекинга, висбрекинга, коксования) в смеси с дизельным топливом или вакуумными газойлями  происходит смыв полимеров  и смол жидкой фазой с катализатора, тем самым уменьшая степень закоксованности катализатора. Второе - для удаления азота до требований к сырью риформинга необходима гидроочистка бензинов термических процессов при давлении не менее 55 ат, в России таких гидроочисток бензина нет, двухступенчатая очистка бензинов термических процессов в смеси с тяжелыми дистиллатами (дизтопливо или вак. газойль), а далее гидроочистка бензина- отгона в смеси с прямогонным  бензином позволяет получить гидрогенизат с содержанием азота ниже 0,5 ррм нпри давлении 30-35 ати и взять эти бензины на каталитический риформинг.

 

Немного про расход водорода на гидроочистку смеси прямогонного дизельного топлива и газойля термокрекинга. с 2015 г. дизельное топливо должно иметь содержание серы ниже 10 ррм, это значит глубокое удаление сернистых соединений даже типа 4,6 диалкилдибензотиофенов. Поэтому должно пройти  гидрирование не менее 50 % би и полициклических соединений, поэтому олефины  прогидрируются обязательно практически полностью. При вовлечении продуктов термокрекинга лицензиары   кроме защитных слоёв катализатора применяют специальный катализатор гидрирования перед основным катализатором обессеривания, кроме того необходим съём тепла между слоями катализатора. Поэтому рассчитывать расход водорода надо с учетом насыщения олефинов и би-и полициклической ароматики.

Share this post


Link to post
Share on other sites

При гидроочистке бензина термических процессов (термокрекинга, висбрекинга, коксования) в смеси с дизельным топливом или вакуумными газойлями происходит смыв полимеров и смол жидкой фазой с катализатора, тем самым уменьшая степень закоксованности катализатора. Второе - для удаления азота до требований к сырью риформинга необходима гидроочистка бензинов термических процессов при давлении не менее 55 ат, в России таких гидроочисток бензина нет, двухступенчатая очистка бензинов термических процессов в смеси с тяжелыми дистиллатами (дизтопливо или вак. газойль), а далее гидроочистка бензина- отгона в смеси с прямогонным бензином позволяет получить гидрогенизат с содержанием азота ниже 0,5 ррм нпри давлении 30-35 ати и взять эти бензины на каталитический риформинг.

Немного про расход водорода на гидроочистку смеси прямогонного дизельного топлива и газойля термокрекинга. с 2015 г. дизельное топливо должно иметь содержание серы ниже 10 ррм, это значит глубокое удаление сернистых соединений даже типа 4,6 диалкилдибензотиофенов. Поэтому должно пройти гидрирование не менее 50 % би и полициклических соединений, поэтому олефины прогидрируются обязательно практически полностью. При вовлечении продуктов термокрекинга лицензиары кроме защитных слоёв катализатора применяют специальный катализатор гидрирования перед основным катализатором обессеривания, кроме того необходим съём тепла между слоями катализатора. Поэтому рассчитывать расход водорода надо с учетом насыщения олефинов и би-и полициклической ароматики.

Про смыв смол с поверхности катализатора, интересно, не столько сам смыв, а то что смывать их требуется только на ГО российских заводов и некоторых заводах СНГ. На заводах Европы, Китая, Канады дизель и бензин вместе не чистят.

Принцип технологического проектирования другой, вот и все. Я пороюсь в истории проектирования ГО НПЗ СССР, уверен, что корни там.

Скажите, а вы можете привести простую табличку, примерно такого состава:

- дизель коксования, нормальный не тяжелый, его плотность и ЦЧ до ГО и после

- та же дизельная фракция, те же параметры, но уже в смеси с бензином

Интересно увидеть, что меняется, если нет в смеси с бензином, то и без него тоже интересно.

Что касается ГО нафты, ужасных давлением и азота, который опасен для риформинга. У всех моих знакомых, знакомых знакомых, ну я предполагаю, что заводов 20-30 наберется. Давление на ГО нафты 37-42 бара, доля бензинов УЗК не превышает 20%. Ее просто не возможно достичь больше, даже при переработке нефтей с API 27-28. И никогда ни каких проблем не было, катализатор Риформинга меняем раз в пять лет, регенерации нет, бензин Е5.

И еще об ужасных давлениях ГО которые вы приводите, когда в 2009 году ввели Е5, ни кто не бросился строить ГО на давления 60-80 бар, все просто поставили дополнительные реактора, слава богу, цена реактора на 1,2 млн тонн не превышает 5 млн евро с перевозкой от изготовителя до НПЗ.

На новых Заводах бывают случае, что ставят ГО высокого давления, но примерно столько же товарищей идет по пути снижения скорости потока. Результаты качества одинаковые, ну а если так, то все решает экономика.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Для смыва полимеров и смол с поверхности катализатора бензин должен быть в жидкой фазе. А будет ли он в жидкой фазе, при  давлении и  температуре ГО?

Share this post


Link to post
Share on other sites

При гидроочистке бензина термических процессов (термокрекинга, висбрекинга, коксования) в смеси с дизельным топливом или вакуумными газойлями  происходит смыв полимеров  и смол жидкой фазой с катализатора, тем самым уменьшая степень закоксованности катализатора. Второе - для удаления азота до требований к сырью риформинга необходима гидроочистка бензинов термических процессов при давлении не менее 55 ат, в России таких гидроочисток бензина нет, двухступенчатая очистка бензинов термических процессов в смеси с тяжелыми дистиллатами (дизтопливо или вак. газойль), а далее гидроочистка бензина- отгона в смеси с прямогонным  бензином позволяет получить гидрогенизат с содержанием азота ниже 0,5 ррм нпри давлении 30-35 ати и взять эти бензины на каталитический риформинг.

 

Немного про расход водорода на гидроочистку смеси прямогонного дизельного топлива и газойля термокрекинга. с 2015 г. дизельное топливо должно иметь содержание серы ниже 10 ррм, это значит глубокое удаление сернистых соединений даже типа 4,6 диалкилдибензотиофенов. Поэтому должно пройти  гидрирование не менее 50 % би и полициклических соединений, поэтому олефины  прогидрируются обязательно практически полностью. При вовлечении продуктов термокрекинга лицензиары   кроме защитных слоёв катализатора применяют специальный катализатор гидрирования перед основным катализатором обессеривания, кроме того необходим съём тепла между слоями катализатора. Поэтому рассчитывать расход водорода надо с учетом насыщения олефинов и би-и полициклической ароматики.

Благодарим Вас, Николай, за то, что присоединились к нашему обсуждению. Поверьте Ваше высказывание было очень полезно для нас.

 

Если мы Вас правильно поняли, то в нашем случае при желании получать дизтопливо ЕВРО-5, необходимо также закладывать потребление водорода на гидрирование ароматики. В Вашем сообщении говорится про би- и поли- циклическую ароматику, а что про моноцикличекие? Подразумевается, что они гидрируются полностью, или их степень гидрирования также на уровне 50%?

 

Гидрирование ароматики это большое потребление Н2 - по три моля на каждый моль одноцикловых аренов. Боюсь что мы запросто пролетим в расчётах.

 

Коллеги с работающих НПЗ нужны опытные промышленные данные фактического потребления Н2 при глубокой гидроочистки газойлевых фракций вторичного происхождения. Поделитесь любыми данными которые есть пусть не на чисто вторичные и желательно с характеристиками исходного сырья.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Для смыва полимеров и смол с поверхности катализатора бензин должен быть в жидкой фазе. А будет ли он в жидкой фазе, при  давлении и  температуре ГО?

Если я правильно понял сообщение Николая, то жидкая фаза будет не от бензина, а от совместно гидроочищаемых дизтоплива или газойля.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Мучаемся одним вопросом: будет ли возникать отложение кокса на внутренних поверхностях ректификацонной колонны если потоки (пары или жидкость) будут перегреты выше принятых пороговых 360"С? (например 410"С?, или 460"С?, а 500?) Вопрос именно о поверхностях, то что будут возникать частицы в самом потоке не так критично. Просто мы с такими т-ратурами не работали и в литературе этот вопрос не читали. Вот например в выносной реакционной камере и испарителе высокого давления на ТК т-ры же явно за 450, а что происходит на стенках сосудов? Кокс нарастает? И его потом отдирают? Или всё же на поверхностях " холодных" относительно жидкости заметного коксоотложения опасаться не стоит?

Люди с опытом подскажите пожалуйста. Или порекомендуйте где почитать.

Заранее благодарны

У нас до сих пор остро стоит вопрос: с какой максимальной температурой можно возвращать крекированный поток в исходную ректификационную колонну под атмосферным давлением не опасаясь серъёзных отложений кокса на внутренних поверхностях? 

Другими словами: Если мы будем подавать мазут с температурой 350-370 гр.С над насадкой, а под насадкой будет входить поток после печей термокрекинга с температурой 440-470 гр.С для отпарки газойлевых фракций из мазута, закоксуется ли эта насадка со временем до нерабочего состояния или нет?

И если "Да" то какие максимальные температуры допустимы из промышленной практики?

И ещё "дикий" вопрос: Не встречается ли где нибудь в промышленности практика выжига кокса со внутренних поверхностей ректификационных колонн, как из печей? (сами понимаем возможную нелепость вопроса, но мало ли "до чего дошёл прогресс" :) )

Share this post


Link to post
Share on other sites

Про смыв смол с поверхности катализатора, интересно, не столько сам смыв, а то что смывать их требуется только на ГО российских заводов и некоторых заводах СНГ. На заводах Европы, Китая, Канады дизель и бензин вместе не чистят.

Принцип технологического проектирования другой, вот и все. Я пороюсь в истории проектирования ГО НПЗ СССР, уверен, что корни там.

Скажите, а вы можете привести простую табличку, примерно такого состава:

- дизель коксования, нормальный не тяжелый, его плотность и ЦЧ до ГО и после

- та же дизельная фракция, те же параметры, но уже в смеси с бензином

Интересно увидеть, что меняется, если нет в смеси с бензином, то и без него тоже интересно.

Что касается ГО нафты, ужасных давлением и азота, который опасен для риформинга. У всех моих знакомых, знакомых знакомых, ну я предполагаю, что заводов 20-30 наберется. Давление на ГО нафты 37-42 бара, доля бензинов УЗК не превышает 20%. Ее просто не возможно достичь больше, даже при переработке нефтей с API 27-28. И никогда ни каких проблем не было, катализатор Риформинга меняем раз в пять лет, регенерации нет, бензин Е5.

И еще об ужасных давлениях ГО которые вы приводите, когда в 2009 году ввели Е5, ни кто не бросился строить ГО на давления 60-80 бар, все просто поставили дополнительные реактора, слава богу, цена реактора на 1,2 млн тонн не превышает 5 млн евро с перевозкой от изготовителя до НПЗ.

На новых Заводах бывают случае, что ставят ГО высокого давления, но примерно столько же товарищей идет по пути снижения скорости потока. Результаты качества одинаковые, ну а если так, то все решает экономика.

1. Давление гидроочистки для вторичных бензинов 55 ат - это требование ЮОПИ при направление бензинов термических процессов в сырьё установок каталитического риформинга. ННОС получил согласование на переработку бензина -висбрекинга на установке каталитического риформинга от ЮОПи только при двухступенчатой очистке - сначала на установке 24/7 в смеси с дизельным топливом при давлении 35 ати и направлении бензина отгона с установки 24/7 в сырьё установки ЛЧ 35-11/600. Основное требование - удаление азота.

2 При гидроочистке дизельного топлива при получении серы ниже 10 ррм - идет гидрирование би- и полициклической ароматики, на  установке 24/7 при давлении 35 ати - уменьшается содержание би- и полициклической ароматики на 50 %, содержание моноциклической ароматики увеличивается на величину уменьшения бициклики. Поэтому химическое потребление водорода составляет ~25-28 нм3/м3 сырья, что соответствует стехиометрическому расчёту по снижению би и полициклики, олефинов и серы при переработке прямогонной дизельной фракции.

Share this post


Link to post
Share on other sites

По рекомендации фирмы Фостер-Виллер квенч применяется при температуре выше 454 оС, Температура охлаждения 387-427 оС и зависит от наличия промывной жидкости на тарелках фракционирующей колонны и минимального коксования наз зоной ввода сырья. Эксплуатация колонны с уменьшенным расходом промывной жидкости привела к закоксовыванию тарелок

Квенч на висбрекинге.pdf

Share this post


Link to post
Share on other sites

Благодарим Вас, Николай, за то, что присоединились к нашему обсуждению. Поверьте Ваше высказывание было очень полезно для нас.

 

Если мы Вас правильно поняли, то в нашем случае при желании получать дизтопливо ЕВРО-5, необходимо также закладывать потребление водорода на гидрирование ароматики. В Вашем сообщении говорится про би- и поли- циклическую ароматику, а что про моноцикличекие? Подразумевается, что они гидрируются полностью, или их степень гидрирования также на уровне 50%?

 

Гидрирование ароматики это большое потребление Н2 - по три моля на каждый моль одноцикловых аренов. Боюсь что мы запросто пролетим в расчётах.

 

Коллеги с работающих НПЗ нужны опытные промышленные данные фактического потребления Н2 при глубокой гидроочистки газойлевых фракций вторичного происхождения. Поделитесь любыми данными которые есть пусть не на чисто вторичные и желательно с характеристиками исходного сырья.

 

При переработке бензина висбрекинга на установке 24/7 произошло увеличение подпитки водородсодержащего газа (90 % об. Н2) с 24-26 до 30-31 нм3/м3 сырья установки (дизельного топлива + бензин висбрекинга)  или с 6,5 до 9,5 кг/тонну.

В расчете на бензин висбрекинга расход ВСГ составил ~168 нм3/м3 бензина висбрекинга

Изменение содержания серы, азота, олефиновых  бензина висбрекинга показана в таблице

 

наименование

Бензин висбрекинга

Отгон

Содержание серы, % масс

1,5-1,7

0,002-0,003

Содержание азота, ppm

14,6

4,5

Бромное число, мг брома на 100 мл

66-87,87

0,64-2,48

Диеновое число, мг малеинового ангидрида на 100 мл

0,84-1,05

 

Share this post


Link to post
Share on other sites

1. Давление гидроочистки для вторичных бензинов 55 ат - это требование ЮОПИ при направление бензинов термических процессов в сырьё установок каталитического риформинга. ННОС получил согласование на переработку бензина -висбрекинга на установке каталитического риформинга от ЮОПи только при двухступенчатой очистке - сначала на установке 24/7 в смеси с дизельным топливом при давлении 35 ати и направлении бензина отгона с установки 24/7 в сырьё установки ЛЧ 35-11/600. Основное требование - удаление азота.

2 При гидроочистке дизельного топлива при получении серы ниже 10 ррм - идет гидрирование би- и полициклической ароматики, на  установке 24/7 при давлении 35 ати - уменьшается содержание би- и полициклической ароматики на 50 %, содержание моноциклической ароматики увеличивается на величину уменьшения бициклики. Поэтому химическое потребление водорода составляет ~25-28 нм3/м3 сырья, что соответствует стехиометрическому расчёту по снижению би и полициклики, олефинов и серы при переработке прямогонной дизельной фракции.

Практика мне как то ближе, тем более, что практический арсенал из 30-50 НПЗ в разных концах Европы - Азии, \то не мало. А ЮОП, мы тоже работаем и с Аксенсом и многими, многими другими. Знаете как как говорят лицензиары и инжиниринговые компании: Продать технологию подороже, а еще лучще и сопроводить ее подороже - это наш бизнес, но если Заказчик знает и другие варианты работы - то мы ВСЕГДА СОГЛАСИМСЯ С ЗАКАЗЧИКОМ и сохраним качество.

Поэтому Николай, если вам нравится 55, пусть будет 55, а у нас другого бензина кроме с Е5 с октаном 95,98,100 и Дизеля Е5 просто не существует, поэтому мы поработаем на стареньких ГО, отдельно на бензин, отдельно на дизель с давлением не выше 45 бар, а обычно 39-43.

Кстати, выход темных на большинстве заводов ровно НОЛЬ, поэтому доля вторичных бензинов и дизелей достигает, по бензинам 15-20%, по дизелям 20-30% и как то чистимся.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Практика мне как то ближе, тем более, что практический арсенал из 30-50 НПЗ в разных концах Европы - Азии, \то не мало. А ЮОП, мы тоже работаем и с Аксенсом и многими, многими другими. Знаете как как говорят лицензиары и инжиниринговые компании: Продать технологию подороже, а еще лучще и сопроводить ее подороже - это наш бизнес, но если Заказчик знает и другие варианты работы - то мы ВСЕГДА СОГЛАСИМСЯ С ЗАКАЗЧИКОМ и сохраним качество.

Поэтому Николай, если вам нравится 55, пусть будет 55, а у нас другого бензина кроме с Е5 с октаном 95,98,100 и Дизеля Е5 просто не существует, поэтому мы поработаем на стареньких ГО, отдельно на бензин, отдельно на дизель с давлением не выше 45 бар, а обычно 39-43.

Кстати, выход темных на большинстве заводов ровно НОЛЬ, поэтому доля вторичных бензинов и дизелей достигает, по бензинам 15-20%, по дизелям 20-30% и как то чистимся.

Это был ответ на вопрос почему  на некоторых российских НПЗ бензины термопроцессов чистится совместно с тяжелыми фракциями, не было установок гидроочисток  специально спроектированных для вторичных  бензинов, поэтому и направили на гидроочистки дизельного топлива и первыми в этом были Уфимские заводы, а направление вторичных бензинов на блоки гидроочистки бензинов установок риформинга приводило к росту перепада давления в реакторе, закоксовыванию реакторных теплообменников.. Установки не были готовы к переработке бензинов с диеновыми и олефиновыми углеводородами: отсутствовали прямое питание, азотные подушки, работа на проток по водороду - все это что нужно для нормальной работы установки гидроочистки. Защитные слои появились только в конце 90х годов. Без внедрения этих мероприятий гидроочистка бензинов термопроцессов на обычных блоках гидроочистки бензина практически была невозможна.  

Share this post


Link to post
Share on other sites

Это был ответ на вопрос почему  на некоторых российских НПЗ бензины термопроцессов чистится совместно с тяжелыми фракциями, не было установок гидроочисток  специально спроектированных для вторичных  бензинов, поэтому и направили на гидроочистки дизельного топлива и первыми в этом были Уфимские заводы, а направление вторичных бензинов на блоки гидроочистки бензинов установок риформинга приводило к росту перепада давления в реакторе, закоксовыванию реакторных теплообменников.. Установки не были готовы к переработке бензинов с диеновыми и олефиновыми углеводородами: отсутствовали прямое питание, азотные подушки, работа на проток по водороду - все это что нужно для нормальной работы установки гидроочистки. Защитные слои появились только в конце 90х годов. Без решений этих проблем гидроочистка бензинов термопроцессов на обычных блоках гидроочистки бензина практически была невозможна.  

 

Кстати,  давление на входе в реактор гидроочистки дизельного топлива 35 ати на установках ННОС и на обоих установках получаем топливо Е-5 , а на гидроочистке бензина установки каталитического риформинга 30 ати, а катализатор R-56 на блоке риформинга проработал с 1995 по 2013 год с 7 регенерациями при выработке риформата с ОЧим 95-96. 

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

Это был ответ на вопрос почему  на некоторых российских НПЗ бензины термопроцессов чистится совместно с тяжелыми фракциями, не было установок гидроочисток  специально спроектированных для вторичных  бензинов, поэтому и направили на гидроочистки дизельного топлива и первыми в этом были Уфимские заводы, а направление вторичных бензинов на блоки гидроочистки бензинов установок риформинга приводило к росту перепада давления в реакторе, закоксовыванию реакторных теплообменников.. Установки не были готовы к переработке бензинов с диеновыми и олефиновыми углеводородами: отсутствовали прямое питание, азотные подушки, работа на проток по водороду - все это что нужно для нормальной работы установки гидроочистки. Защитные слои появились только в конце 90х годов. Без решений этих проблем гидроочистка бензинов термопроцессов на обычных блоках гидроочистки бензина практически была невозможна.  

 

Кстати,  давление на входе в реактор гидроочистки дизельного топлива 35 ати на установках ННОС и на обоих установках получаем топливо Е-5 , а на гидроочистке бензина установки каталитического риформинга 30 ати, а катализатор R-56 на блоке риформинга проработал с 1995 по 2013 год с 7 регенерациями при выработке риформата с ОЧим 95-96. 

 

Но выход этого риформата на сырье был ...ну скажем прямо, не очень большим. R56 катализатор хороший, устойчивый, спору нет, но выход маловат. Я вас спрашивал про дизель вторичных процессов, до и после ваших Го, я приведу свои данные.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Но выход этого риформата на сырье был ...ну скажем прямо, не очень большим. R56 катализатор хороший, устойчивый, спору нет, но выход маловат. Я вас спрашивал про дизель вторичных процессов, до и после ваших Го, я приведу свои данные.

Газойли вторичных процессов при получении ДТ Е-5 не использовали - только прямогонное дизельное топливо с атмосферной и вакуумной колонны. .

На установке ЛЧ-35-11/600 после монтажа циркуляционного компрессора на блоке гидроочистки давление на риформинге снижено до 16-20 ати. При содержании нафтенов в сырье 28-30 % масс. результаты снижения давления:

 

В результате снижения давления  в сепараторе риформинга с 20 до 16 ати:

1. Выход риформата увеличился с 84 до 86 % масс. , выход ВСГ вырос с 7,8 до 9,3 %, в том числе чистого Н2 с 1,59 до 1,71 % масс, выработка сухого газа упала  с 8,0 до 4, 5 % масс.

 

2. Значительно увеличилась тепловая нагрузка на печь  П-602, особенно на 5,6 камеры- подогрев ГПС после реактора Р-602. Возросли температуры перевалов печи на 6 и 7 камере. Расход топливного газа на Печь П-602 возрос с 120 до 150 т/сутки или с 61,1 до 75,6 кг/тонну

 

3. Расход электроэнергии на установку снизился  с 73,9 до 62,7 квт*час/тонну сырья.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Газойли вторичных процессов при получении ДТ Е-5 не использовали - только прямогонное дизельное топливо с атмосферной и вакуумной колонны. .

На установке ЛЧ-35-11/600 после монтажа циркуляционного компрессора на блоке гидроочистки давление на риформинге снижено до 16-20 ати. При содержании нафтенов в сырье 28-30 % масс. результаты снижения давления:

 

В результате снижения давления  в сепараторе риформинга с 20 до 16 ати:

1. Выход риформата увеличился с 84 до 86 % масс. , выход ВСГ вырос с 7,8 до 9,3 %, в том числе чистого Н2 с 1,59 до 1,71 % масс, выработка сухого газа упала  с 8,0 до 4, 5 % масс.

 

2. Значительно увеличилась тепловая нагрузка на печь  П-602, особенно на 5,6 камеры- подогрев ГПС после реактора Р-602. Возросли температуры перевалов печи на 6 и 7 камере. Расход топливного газа на Печь П-602 возрос с 120 до 150 т/сутки или с 61,1 до 75,6 кг/тонну

 

3. Расход электроэнергии на установку снизился  с 73,9 до 62,7 квт*час/тонну сырья.

Спасибо. Что бы уже закончить с риформингом, так как мы с вами затеяли эту дискуссию не втой ветке. В 84% риформата, какова доля фракции 156-180,а также содержание бензола и суммарной ароматики в риформате в целом.

Вернемся к дизелям вторичных процессов. С бензинами класса 5 я понял, что делаете из первички, да и доля на рынке продаж класса 6 в РФ наверное не велика, но количество втоичных процессов на заводах Уфы (мы же о них говорим)  не маленькое: три коксования, два каткрекинга, по несколько визбрекингов на каждом заводе. Сэтим то добром в виде дизеля, что делают?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Спасибо. Что бы уже закончить с риформингом, так как мы с вами затеяли эту дискуссию не втой ветке. В 84% риформата, какова доля фракции 156-180,а также содержание бензола и суммарной ароматики в риформате в целом.

Вернемся к дизелям вторичных процессов. С бензинами класса 5 я понял, что делаете из первички, да и доля на рынке продаж класса 6 в РФ наверное не велика, но количество втоичных процессов на заводах Уфы (мы же о них говорим)  не маленькое: три коксования, два каткрекинга, по несколько визбрекингов на каждом заводе. Сэтим то добром в виде дизеля, что делают?

Александр,  Николай,  по - моему,  не  про  Уфу  писал. Мы  легкий  газойль  коксования,  бензин коксования  чистим  совместно  с  прямогонным  ДТ,  потом  бензин  отгоняем.  Качество  бензина  на  уровне  прямой  гонки (по  непредельным),  ДТ  -  на  уровне  5  класса.  Давление высокое...

Share this post


Link to post
Share on other sites

В приложении балансы необычных для России крекинговых процессов НПЗ, это:

- каталитический пиролиз - СРР,

- NHC – Nova –Heavy Oil Cracking),

- DCC – глубокий каталитический крекинг

При создании процессов СРР, NHC, DCC одним из ключевых моментов философии являлось «занять нишу между паровым крекингом и каталитическим крекингом (FCC)».

 

 

 

 

 

Необычные крекинги.pdf

Share this post


Link to post
Share on other sites

Александр Юрьевич, извините, бываю не часто, но давно уже витает вопрос к вам: слышали (а ведь и не только слышали) о процессе гидровисбрекинг? Слышал про большую установку в Венесуэле и больше тишина.


Может поведаете не рекламную информации о процессе

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.