Каталитический крекинг – процесс глубокой переработки нефти. Технологическая схема установки каталитического крекинга

Размещено на http://www.allbest.ru/

ХАРАКТЕРИСТИКА МАМОНТОВСКОЙ НЕФТИ

Мамонтовскую нефть добывают в Западной Сибири в Среднеобской нефтегазоносной области.

Мамонтовская нефть характеризуется следующими основными свойствами.

Таблица 1. Характеристика Мамонтовской нефти

Парафин	Содержание	Коксуемость, %	Кислотное число, мг КОН/1 г нефти	Содержание, %	Выход фракций, % мас.
содержание, %	темп. плавления, оС	серы	азота	смол сернокислотных	смол селикагеливых	асфальтенов			Нафтеновых кис лот	Фенолов	до 200оС	до 350оС
2,31	52	1,52	0,2	32	17,75	2,61	4,98	0,01	-	-	21,2	44,8

Шифр нефти согласно технологической классификации (ГОСТ 912 - 66):

· класс II;

· тип Т₂;

· вид П₂.

Нефть сернистая (норма 0,51 - 2,0% мас.), парафинистая (норма 1,51 - 6,0% мас.).

мамонтовский нефть каталитический крекинг

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТОВ ПОЛУЧЕННЫХ ПРИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКЕ НЕФТИ

Таблица 2. Характеристика легкой керосиновой фракции 120 - 240^оС

с420	Фракционный состав, оС	н20, сСт	н-40, сСт	Температура, оС	Теплота сгорания, ккал/кг (кДж/кг)	Высота некоптящего пламени, мм	Содержание ароиатики, %мас.	Содержание серы, % мас.	Кислотность, мг КОН/100 мл	Иодное число мг I2/100 u
	нк	10%	50%	90%	98%			начала кристаллизации	вспышки в закрытом тигле				общей	меркаптановой
0,7845	140	143	181	218	236	1,42	6,12	<-60	35	10343 (43306)	25	16,2	0,04	0	1,60	1,6

Таблица 3. Характеристика топлива ТС - 1 (ГОСТ 10227 - 86)

с420, н/м	Фракционный состав, оС, не выше	Вязкость, сСт	Теплота сгорания, кДж/кг, н/м	Высота некоптящего пламени, мм, н/м	Кислотность, мг КОН/100 мл, н/б	Температура, оС	Иодное число, мг I2/100г, н/б	Содержание серы, % мас., н/б
	нк	10%	50%	90%	98%	20оС, н/м	-40оС н/б				вспышки в закрытом тигле, н/м	начала кристаллизации, н/в		общей	меркаптановой
0,780	150	165	195	230	250	1,30	8	43120	25	0,7	28	-60	2,5	0,20	0,003

Таблица 4. Характеристика фракции 240 - 350^оС компонента дизельного топлива

Показатели
Цетановое число	58
Фракционный состав, оС
10%	266
50%	290
90%	330
96%	332
Плотность при 20оС	0,8540
Вязкость, сСт
20оС	7,93
50оС	3,93
Температура, оС
- застывания	- 19
- помутнения	- 8
- вспышки	124
Содержание серы, % мас.	0,78
Кислотность, мг КОН/100 мл топлива	3,69

Таблица 5. Характеристика дизельных топлив марки Л для умеренной климатической зоны

Показатели	Норма
Цетановое число, не менее	45
Фракционный состав, оС, не выше
50%	280
90% (конец перегонки)	360
Кинематическая вязкость при 20оС, сСт,	3,0 - 6,0
Температура застывания, оС, не выше	- 10
Температура помутнения, оС, не выше	- 5
Температура вспышки в закрытом тигле, оС, не ниже	40
Содержание серы, % мас., не более	0,2
Содержание меркаптановой серы, % мас. не более	0,01
Кислотность, мг КОН/100 мл топлива, не более	5
Иодное число, гI2/100 мл топлива, не более	6
Плотность при 20оС, кг/м3, не более	860

Как видно из приведенных данных, фракция 120 - 240^оС, не соответствует показателям качества на реактивное топливо ТС - 1 только по кислотному числу. Поэтому необходимо керосиновую фракцию подвергать защелачиванию на установке ЭЛОУ-АВТ, перед тем как направить в товарно-сырьевой парк завода.

Фракция 240 - 350^оС по своим характеристикам соответствует летнему дизельному топливу марки Л. Но по содержанию серы, оно не удовлетворяет требованиям ГОСТ, поэтому эту фракцию необходимо подвергать гидроочистки.

Дизельное зимнее топливо можно получать введением депрессорной присадки.

Таблица 6. Характеристика вакуумного газойля фракция 350 - 500^оС, сырья каталитического крекинга

с420	М	н50, сСт	н100, сСт	Температура застывания, оС	Содержание, %	Коксуемость, % мас.	Содержание смолистых веществ, % мас
					серы	смол сернокислотных	ванадия
0,9090	357	33,03	6,62	28	1,71	10	-	0,087	1

Таблица 7. Характеристика мазутов и остатков

Остаток	с420	ВУ50	ВУ80	ВУ100	Температура, оС	Содержание серы, % мас.	Коксуемость, % мас.
					застывания	вспышки
>350оС	0,9523	10,50	-	5,38	14	221	2,44	10,00
>500cC	0,9823	-	-	59,08	24	318	3,10	17,17

Для получения высококачественных продуктов, удовлетворяющих современным экологическим и эксплуатационным требованиям, необходимо использование гидрокаталитических процессов (каталитического и гидрокрекинга, гидроочистки). В связи с этим в схему необходимо включить следующие установки:

· каталитический крекинг;

· установку легкого гидрокрекинга;

· гидроочистки дизельного топлива.

Кроме тог, чтобы обеспечить выпуск экологически чистого и высокооктанового бензина в схему нужно включить установки:

· алкилирования (или производства МТБЭ);

· изомеризацию фракции 62 - 85^оС.

Переработка гудрона будет осуществляться на установке замедленного коксования.

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ МАМОНТОВСКОЙ НЕФТИ

Установка первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6

Сырая нефть поступает на установку первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 с блоком вторичной перегонки бензина и блоком защелачивания керосиновой фракции 120 - 240^оС.

На установке получаются следующие фракции:

· нк - 62^оС - имеет достаточное высокое октановое число. Октановое число прямогонного бензина можно определить по формуле предложенной в БашНИИ НП: ОЧМ = 250,9 - 281*с₄²⁰, ОЧМ = 250,9 - 281*0,6298 = 73,9. Но для увеличения выхода высокооктановых компонентов направим эту фракцию на установку изомеризации;

· 62 - 85^оС - выводим в товарно-сырьевой парк. ОЧМ = 250,9 - 281*0,6865 = 58, содержание серы - отсутствие, содержание парафиновых углеводородов - 69%, в том числе н-парафинов 42%, изопарафинов 27%, нафтенов 28%, ароматики 3%;

· 85 - 120^оС - сырье установки каталитического риформинга. ОЧМ = 42,5, содержание серы - отсутствие, преимущественно во фракции содержатся парафиновые углеводороды нормального строения - 67%, нафтенов - 27%, ароматики - 6%;

· 120 - 240^оС - топливо ТС - 1;

· 240 - 350^оС - сырье установки гидроочистки, после гидроочистки можно использовать как летнее дизельное топливо;

· 350 - 500^оС - сырье установки каталитического крекинга;

· >500^оС - сырье установки замедленного коксования.

Установка изомеризации

Основное назначение установки выработка высокооктанового компонента автобензина - изомеризата (октановое число 82 - 90 по ИМ). Для получения изомеризата с более высоким октановым числом необходимо из сырьевой фракции выделить фракции состоящие преимущественно из пентанов и фракцию состоящую преимущественно из гексанов. Другим важным свойством (по мимо октанового числа) изомеризата является его меньшее, по сравнению с бутанами, давлением насыщенных паров, что уменьшает потерю бензина от испарения при хранении и применении.

Установка замедленного коксования

Сырьем установки служат тяжелые нефтяные остатки (гудроны, тяжелые газойли вторичного происхождения). На установке получаются следующие продукты:

· газ содержит до 25 - 30% непредельных газообразных углеводородов, поэтому его можно использовать, как сырье для нефтехимии;

· бензины термодеструктивных процессов характеризуются высоким содержанием непредельных углеводородов (особенно диенов), сернистых соединенений и ароматических углеводородов при значительной концентрации парафиновых углеводородов нормального строения. Поэтому такие бензины имеют низкие октановые числа и низкую химическую стабильность (вызванную наличием непредельных углеводородов). По этим причинам вовлечение крекинг-бензинов в товарные топлива нежелательно. Вместе с тем легкие бензиновые фракции (нк - 85^оС) имеют достаточно высокие октановые числа (72,4 - 78,8 по ММ) с умеренным содержанием сернистых соединений и ароматических углеводородов. В связи с этим вовлечение легких бензиновых фракций термодеструктивного происхождения в товарные топлива возможно. В данной схеме переработки нефти предусмотрим вариант вывода фракции нк - 85^оС в ТСП на смешение. Тяжелый бензин фракция 85 - кк направим на установку каталитического риформинга;

· легкий газойль направим на гидроочистку дизельного топлива;

· тяжелый газойль направим на установку легкого гидрокрекинга;

· кокс - применяется при изготовлении электродов для металлургической промышленности.

Установка двухстадийного гидрокрекинга при давлении 10 МПа

Основное назначение установки получение зимнего дизельного топлива из тяжелого сырья.

Процесс осуществляется по безостаточной двухстадийной технологии. На первой стадии - на аморфном алюмоникельмолибденовом катализаторе, на второй - на цеолитсодержащем катализаторе.

Легкий бензин (нк - 85^оС) имеет октановое число 79 - 81 по ММ и 82 - 84 по ИМ, тяжелый бензин (85 - 165^оС) 56 - 58 и 60 - 62 соответственно. Поэтому легкий бензин выводится в товарный парк на смешение, а тяжелый бензин на установку каталитического риформинга.

Зимнее дизельное топливо выводится в товарный парк.

Установка каталитического крекинга

Сырьем установки является вакуумный газойль 350 - 500^оС. На установке вырабатываются - газ богатый изобутаном, компонент высокооктанового бензина, легкий газойль после гидроочистки используется как компонент летнего дизельного топлива, тяжелый газойль выводится с установки в товарный парк как компонент котельного топлива.

Установка гидроочистки дизельного топлива

На установку приходят следующие потоки:

- фракция 240 - 350^оС с установки ЭЛОУ-АВТ;

- легкий гаойль с коксования;

- легкий газойль с каталитического крекинга.

После гидроочистки получается летнее дизельное топливо марки Л с содержанием серы не более 0,2% мас.

Установка каталитического риформинга

На установке из низкооктановых бензиновых фракций, в результате протекания реакций дегидрирования и дегидроциклизации, получают высокооктановый, ароматизированный компонент автобензина. Кроме того, на установке вырабатывают дешевый водород содержащий газ.

Сырьем установки служат низкооктановые фракции вырабатываемые на заводе, т.е. бензиновые фракции с установок: ЭЛОУ-АВТ (85 - 120^оС), замедленного коксования (85 - кк), гидрокрекинга (85 - 165^оС) и бензин-отгон с установки гидроочистки дизельного топлива.

Установка сернокислотного алкилирования

Сырьем установки ББФ с установки каталитического крекинга. Процесс позволяет получать ценный компонент высокооктановых бензинов - алкилат (технический изооктан).

Производство водорода

Так как в схеме завода имеется установка гидрокрекинга и установка каталитического крекинга с блоком гидроочистки (типа Г-43-107), то в схему необходимо включить установку по производству водорода, для обеспечения этих производств водородом.

Газофракционирующая установка

Для выделения из заводских газов ценных компонентов (этилен, пропилен, бутан, изобутан, бутены) необходима установка ГФУ. Кроме того на установке получаются - сухой газ (используется как технологическое топливо), пропан - пропиленовая, бутан - бутиленовая и др. газовые компоненты.

МАТЕРИАЛЬНЫЕ БАЛАНСЫ УСТАНОВОК

Таблица 8 Установка ЭЛОУ-АВТ-6

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
нефть	100,0		6000,0	735294
Итого	100,0		6000,0	735294
Расход
фр. нк-62 С	2,9	2,9	174,0	21324
фр. 62-85 С	2,3	2,3	138,0	16912
фр. 85-120 С	4,0	4,0	240,0	29412
фр. 120-240 С	15,0	15,0	900,0	110294
фр. 240-350 С	18,6	18,6	1116,0	136765
фр.350-500 С	24,7	24,7	1482,0	181618
фр. >500 С	32,5	32,5	1950,0	238971
Итого	100,0	100,0	6000,0	735294

Таблица 9. Установка каталитической изомеризации

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
фр. нк-62 С с АТ-1	2,9	99,9	174,0	21324
ВСГ		0,1	0,2	21
Итого	2,9	100,0	174,2	21345
Расход
изомеризат	2,8	95,0	165,5	20278
газ	0,1	5,0	8,7	1067
Итого	2,9	100,0	174,2	21345

Таблица 10. Установка каталитического риформинга

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
фр. 85-120 С с АВТ-6	4,0	45,6	240,0	29412
бензин с ГК	1,5	16,9	89,2	10936
бензин-оггон с ГОДТ	1,2	13,8	72,6	8897
тяж бензин с ЗК	2,1	23,7	124,7	15287
Итого	8,8	100,0	526,6	64532
Расход
катализат	7,5	85,0	447,6	54852
газ	1,0	11,5	60,6	7421
Н2S	0,0	0,1	0,5	65
ВСГ	0,3	3,4	17,9	2194
Итого	8,8	100,0	526,6	64532

Таблица 11. Установка замедленного коксования

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
фр. > 500 С с АВТ	32,5	93,8	1950,0	238971
тяж газойль КК	2,1	6,2	129,0	15808
Итого	34,6	100,0	2079,0	15808
Расход
газ	3,5	10,0	207,9	25478
легкий бензин ЗК	1,2	3,5	72,8	8917
тяж бензин ЗК	2,1	6,0	124,7	15287
легкий газойль	6,2	18,0	374,2	45860
тяжелый газойль	9,4	27,0	561,3	68790
кокс	11,4	33,0	686,1	84077
Н2S	0,9	2,5	52,0	6369
Итого	34,6	100,0	2079,0	254779

Таблица 12. Установка каталитического крекинга с блоком гидроочистки

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
фр. 350-500 С с АВТ	24,7	98,0	1482,0	181618
ВСГ		2,0	30,2	3706
Итого	24,7	100,0	1512,2	185324
Расход
газ	2,8	11,0	166,3	20386
бензин КК	8,9	35,5	536,8	65790
легк газойль КК	9,3	37,0	559,5	68570
тяж газойль КК	2,1	8,5	129,0	15808
кокс	1,6	6,5	98,3	12046
Н2S	0,4	1,5	22,7	2780
Итого	25,2	100,0	1512,7	185380

Таблица 13. Установка гидрокрекинга

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
тяж газойль ЗК	9,4	97,5	561,3	68790
ВСГ		2,5	14,4	1764
Итого	9,4	100,0	575,7	70554
Расход
газ	13,2	4,0	23,0	2822
легкий бензин	31,4	9,5	54,7	6703
тяж бензин	51,3	15,5	89,2	10936
зимнее ДТ	228,3	69,0	397,2	48682
Н2S	6,6	2,0	11,5	1411
Итого	330,9	100,0	575,7	70554

Таблица 14. Установка гидроочистки дизельного топлива

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
фр.240-350 С с АВТ	18,6	53,8	1116,0	136765
легк газойль с КК	9,3	27,0	559,5	68570
легк газойль с ЗК	6,2	18,0	374,2	45860
ВСГ		1,2	24,6	3014
Итого	34,2	100,0	2074,3	254209
Расход
газ	0,5	1,5	31,1	3813
бензин-отгон	1,2	3,5	72,6	8897
летнее ДТ	32,8	94,0	1967,8	241147
Н2S	0,3	1,0	20,7	2542
Итого	34,9	100,0	2092,2	256400

Таблица 15. Газофракционирующая установка

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
газ с УКИ	0,1	1,7	8,7	1067
газ с УКР	1,0	12,2	60,6	7421
газ с УЗК	3,5	41,8	207,9	25478
газ с ГК	0,4	4,6	23,0	2822
газ УКК	2,8	33,4	166,3	20386
газ сГОДТ	0,5	6,3	31,1	3813
Итого	8,3	100,0	497,7	60987
Расход
сухой газ	3,1	37,1	184,5	22616
ППФ	2,2	26,9	133,9	16405
ББф	3,0	36,0	179,2	21966
Итого	8,3	100,0	497,7	60987

Таблица 16. Установка алкилирования

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
ББФ	3,0	100,0	179,2	21966
Итого	3,0	100,0	179,2	21966
Расход
легкий алкилат	1,5	50,5	90,5	11093
тяжелый алкилат	1,2	38,5	69,0	8457
отраб ББФ	0,3	11,0	19,7	2416
Итого	3,0	100,0	179,2	21966

Таблица 17. Установка по производству серы методом Клауса

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
Н2S c КР	0,0	0,5	0,5	65
Н2S с ЗК	0,9	48,4	52,0	6369
Н2S с ГК	0,2	10,7	11,5	1411
Н2S с КК	0,4	21,1	22,7	2780
Н2S с ГОДТ	0,3	19,3	20,7	2542
Итого	1,8	100,0	107,4	13167
Расход
S		88,0	94,5	11587
отходящие газы		12,0	12,9	1580
Итого		100,0	107,4	13167

Таблица 18. Установка производства водорода

Степень загруженности	30	%
Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
сухой газ с ГФУ	0,9	100,0	55,4	6785
Итого	0,9	100,0	55,4	6785
Расход
водород		85,0	47,1	5767
СО+СО2		13,0	7,2	882
отходящие газы		2,0	1,1	136
Итого		100,0	55,4	6785

СВОДНЫЙ МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ЗАВОДА

Таблица 19. Сводный материальный баланс завода

Наименование потока	Выход на нефть, %	Количество
		тыс.т/год	кг/ч
Приход
нефть	100,0	6000,0	735294
Итого	100,0	6000,0	735294
Расход
сухой газ	2,2	129,2	15831
ППФ	2,2	133,9	16405
ББФ	0,3	19,7	2416
бензин	25,1	1505,9	184544
ТС-1	15,0	900,0	110294
ДТ летнее	33,9	2036,8	249604
ДТ зимнее	6,6	397,2	48682
кокс	11,4	686,1	84077
S	1,6	94,5	11587
потери	1,6	96,7	11853
Итого	100,0	6000,0	735294

ОПИСАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА

В настоящее время каталитический крекинг является самым распространенным процессом глубокой переработки нефти. Основное назначение каталитического крекинга - переработка газойлевых фракций 350-560°С с целью получения бензиновых фракций с октановым числом не менее 76-78 по моторному методу, а также значительного количества дизельных фракций, которые хотя и уступают по качеству прямогонным дизельным фракциям, но могут являться одним из компонентов при приготовлении товарных дизельных топлив. При каталитическом крекинге образуется также значительное количество газов с большим содержанием бутан-бутиленовой фракции, на базе которой производится высокооктановый компонент товарных автобензинов - алкил-бензин, или алкилат. Таким образом, каталитический крекинг - это процесс, позволяющий при его реализации в схеме завода топливного профиля значительно снизить объемы остатков атмосферной перегонки и углубить переработку нефти.

В настоящее время самый высокий процент использования процессов каталитического крекинга характерен для нефтеперерабатывающей промышленности США и Канады. Так, уже по состоянию на начало 1988 г. каталитический крекинг в США составил около 33% по отношению к первичной переработке нефти, а доля всех процессов, направленных на углубление, включая коксование и гидрокрекинг, - более 46%.

Непрерывно циркулирующий в системах катализатор последовательно проходит через стадии: каталитического крекинга сырья, десорбции адсорбированных на катализаторе углеводородов, окислительной регенерации с целью выжига образовавшегося в результате крекинга кокса (восстановления активности) и возврата регенерированного катализатора в зону каталитического крекинга сырья.

В условиях каталитического крекинга нефтяных фракций термодинамически вероятно протекание значительного числа разнообразных реакций, среди которых определяющее влияние на результаты процесса оказывают реакции разрыва углеродной связи, перераспределения водорода, ароматизации, изомеризации, разрыва и перегруппировки углеводородных колец, конденсации, полимеризации и коксообразования.

Основные реакции крекинга эндотермичны (т.е. идут с поглощением тепла) и для проведения процесса надо затрачивать тепло. В случае очень глубокой конверсии Процесс может идти и с выделением тепла, что связано с преобладанием реакций перераспределения водорода, циклизации, полимеризации олефинов, алкилирования и других, которые являются экзотермическими (т.е. идут с выделением тепла).

Катализаторы

Катализатор, применяемый в процессе каталитического крекинга, является одним из главных составляющих процесса, от которого зависит эффективность его проведения. На первых этапах развития процесса каталитического крекинга использовались природные глины. На смену им пришли синтетические аморфные алюмосиликаты, которые в настоящее время повсеместно заменяются на кристаллические алюмосиликаты или цеолитсодержащие катализаторы. Химический состав алюмосиликатного катализатора можно выразить формулой Аl₂О₃ * 4SiO₂ * Н₂0 + nН₂0. Эти вещества обладают кислотными свойствами, и чем более проявляются эти свойства, тем активнее становится катализатор. Механизм реакций при каталитическом крекинге заключается в возникновении на поверхности катализатора при его контакте с сырьем промежуточных продуктов, так называемых карбоний-ионов, образующихся в результате взаимодействия кислотного центра с углеводородом.

Основным компонентом алюмосиликатных катализаторов является окись кремния, содержание активной окиси алюминия составляет 10-25%. От химического состава катализатора зависят его свойства. Так, в случае повышения содержания Аl₂О₃ увеличивается стабильность катализатора, т.е. его способность длительное время сохранять свою активность. Однако на его активность влияют и другие примеси: железо, ванадий, никель, медь, - которые способствуют реакциям дегидрирования, конденсации, усиленному образованию водорода и кокса.

Для катализатора решающее значение имеют его структура и поверхность. В связи с большой пористостью катализатору обладают большой поверхностью - 150-400 м²/г. Активность внутри пористой поверхности зависит от диаметра пор. Если диаметр пор меньше среднего диаметра молекул сырья, то активная поверхность катализатора, образованная этими порами, будет использована не полностью для крекирования сырья. В то же время продукты разложения будут проникать в эти поры, дополнительно контактировать с активными центрами поверхности, разлагаться, образуя газ и кокс, уменьшая выход целевой продукции. Поэтому для каталитического крекинга применяются широкопористые катализаторы со средним радиусом пор от 50 до 100Е. Современные катализаторы крекинга содержат в своем составе от 3 до 20% цеолита, равномерно распределенного в матрице, в качестве которой используются природные или синтетические алюмосиликаты. Преобладающей формой цеолитсодержащего катализатора являются микросферические шарики со средним диаметром частиц около 60 мкм - для установок с псевдоожиженным слоем и 3-4 мм - для установок с движущимся слоем катализатора.

Цеолиты, используемые в составе катализаторов, придают им высокую активность и селективность, способствуют повышению стабильности, особенно в условиях высокотемпературного воздействия пара и воздуха при регенерации, придают необходимые размеры входным окнам во внутренние полости, что способствует более эффективному использованию всей пористой активной поверхности катализатора. При производстве цеолитсодержащих катализаторов таким требованиям отвечают цеолиты типа X и Y. Матрица, в качестве которой применяют синтетический аморфный алюмосиликат, природные глины с низкой пористостью и смесь синтетического аморфного алюмосиликата с глиной (полусинтетическая матрица), выполняет в цеолитсодержащих катализаторах ряд важных функций, а именно: обеспечивает стабилизирующее воздействие и оптимальный предел активности, так как цеолиты в чистом виде из-за их чрезмерной активности не могут использоваться на современных установках; создает оптимальную вторичную пористую структуру, необходимую для диффузии реагирующей смеси сырья к активному цеолитному центру и вывода продуктов реакции в газовую фазу в циклах крекинга и регенерации. Кроме того, в цикле регенерации матрица забирает часть тепла от цеолитного компонента, тем самым не допуская излишнего воздействия на него температуры. Наконец от матрицы зависит обеспечение заданной формы самого катализатора и его механические прочностные свойства.

Цеолиты представляют собой алюмосиликаты с трехмерной кристаллической структурой следующей общей формулы:

Me₂/nO * Al₂O₃ * xSi0₂ * yH₂0,

где n - валентность катиона металла (Me);

х - мольное отношение SiO₂/Al₂O₃;

у - число молей воды.

В цеолитах, используемых для приготовления катализаторов, соотношение SiO₂/Al₂O₃ обычно составляет 2,3-3,0 для цеолитов типа X и 3,1-6,0 - типа Y.

Основа структуры всех цеолитов - тетраэдр, состоящий из четырех анионов кислорода О^2-, которые окружают значительно меньший по размерам ион Si⁴⁺ или А1³⁺. Тетраэдры с ионами кремния электрически нейтральны, а с алюминием имеют заряд минус единица, который в цеолитах нейтрализуется положительным зарядом катиона, например Na⁺. Основной структурной единицей цеолитов X и Y является кубооктаэдр, называемый содалитовой ячейкой и образованный путем пространственного соединения между собой 24-х тетраэдров. Объем внутреннего пространства такой ячейки составляет 0,15 нм³.

Цеолиты термически стабильны и их стабильность возрастает с введением в них катионов щелочноземельных и, особенно редкоземельных металлов. Если в цеолитах X и Y катионы Na⁺ заменить на двух- и трехвалентные металлы или катион аммония, при последующем прокаливании образуются кислотные центры разной активности. Важнейшее качество цеолитсодержащих катализаторов - это активность, которую принято выражать как выход бензиновых фракций, поскольку целевым продуктом этого процесса является бензин. Цеолиты типа X и Y синтезированы в натриевой форме. Одним из важнейших свойств цеолитов является способность к замене ионов одних на другие, например, натриевые ионы могут быть заменены на ионы кальция, марганца, редкоземельных элементов, на ионы аммония. Последние при нагревании до 300-450°С на воздухе разлагаются с выделением аммиака (NH3), а в цеолите остается протон водорода. Активность цеолитов зависит от наличия тех или иных ионов металла в цеолитсодержащем катализаторе.

Современные цеолитсодержащие катализаторы имеют высокую активность и термическую стабильность, позволяют при этом значительно снижать коксообразование, а все это позволяет в сочетании с регенерацией и полным выжигом кокса без образования окиси углерода добиться высокой степени превращения сырья за однократный пропуск, т.е. при значительном сокращении непревращенного сырья - рециркулята.

Технологическая схема установки каталитического крекинга 1-А/1-М

Принципиальная технологическая схема промышленной установки 1-А/1-М представлена в Приложении 1. В схеме установки имеются следующие блоки: реакторный (реактор и регенератор, соединенные транспортными линиями), блок погоноразделительной аппаратуры и нагревательная печь с блоком теплообменной и холодильной аппаратуры.

Сырье насосом 22 подается в змеевик нагревательной печи 9 через теплообменные аппараты 21, где нагревается примерно до 200°С за счет тепла отходящих потоков. Нагретое в печи до 270°С, сырье поступает в узел смешения с катализатором. Полученная суспензия под давлением водяного пара перемещается по наклонному лифт-реактору 6 в реактор-сепаратор 7. Одновременно в другой узел смешения подается рециркулят и по стояку 5 поступает в псевдоожиженный слой реактора 7. В лифт-реакторах распыленное специальными устройствами сырье вместе с потоком пара встречается с нагретым катализатором, опускающимся из регенератора по стоякам 2 и 4, в результате чего возникает поток, скорость которого превышает скорость оседания частиц микросферического катализатора, и возникает результирующий поток, который направляется по лифт-реакторам в реактор 7. В период контакта катализатора с сырьем, последнее нагревается до температуры реакции и за время движения в лифт-реакторе происходит его крекинг. Время нахождения сырья в лифт-реакторе незначительно и зависит от массовой скорости подачи сырья. Продукты крекинга (газы и пары) проходят систему двухступенчатых циклонов, где улавливается катализаторная пыль, и поступают в низ ректификационной колонны 13.

Из отпарной секции реактора 7 закоксованный катализатор опускается по стояку под собственным весом в узел смешения с воздухом, с помощью которого под давлением транспортируется по стояку 3 в регенератор 1. В стояке регенератора начинается выжиг кокса, который заканчивается в отстойной зоне. Газы регенерации проходят через систему циклонов и выводятся с верха регенератора в атмосферу. Регенерированный катализатор по стоякам 2 и 4 опускается в узлы смешения с сырьем. В ректификационной колонне продукты крекинга разделяются на газ, бензиновую фракцию, легкий и тяжелый газойли. Газы, пары бензина и водяного пара выводятся с верха, охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения 18 и поступают в газосепаратор 19. Бензин частично насосом 20 подается на орошение колонны 13, балансовый бензин направляется в блок стабилизации, а газ - в секцию газофракционирования. Вода с низа газосепаратора удаляется в канализацию.

Боковые погоны колонны 13 (легкий и тяжелый газойли) направляются в отпарные секции 14. С низа этих секций они забираются насосами 17 и 16, прокачиваются через теплообменники 21, где отдают тепло для нагрева сырья, затем через аппараты воздушного охлаждения 18 выводятся с установки в резервуарный парк. Часть тяжелого газойля для увеличения глубины разложения (или конверсии) насосом 16 подается в качестве рециркулята в узел смешения с регенерированным катализатором. В нижнюю часть колонны 13 насосом 11 подается орошение в виде охлажденного в водяном холодильнике 8 нижнего продукта колонны. Подача орошения предотвращает унос катализаторной пыли вместе с потоком паров в верхнюю часть колонны. Накапливаемая катализаторная пыль с низа колонны поступает в декантатор 15, откуда вместе с частью жидкости откачивается насосом 12 обратно в реактор в виде шлама, а декантат - ароматизированный тяжелый газойль, откачивается с установки. Для обеспечения необходимого температурного режима в колонну 13 подается циркуляционное орошение, которое отбирается из средней части колонны насосом 10, охлаждается водой и подается на вышележащие тарелки. Примерный режим работы установки:

Температура в реакторе, °С 450-510

Давление в реакторе, МПа 0,15-0,20

Массовая скорость подачи сырья, ч^-1 1,2-3,0

Кратность циркуляции катализатора 2-10

Температура в регенераторе, °С 620-630

Давление в регенераторе, МПа 0,2-0,3

МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС УСТАНОВКИ КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА

Таблица 20. Установка каталитического крекинга с блоком гидроочистки

Число дней работы		340	дней
Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход
фр. 350-500 С с АВТ	24,7	98,0	1482,0	181618
ВСГ для гидроочистки		2,0	30,2	3706
Итого	24,7	100,0	1512,2	185324
Расход
газ	2,8	11,0	166,3	20386
бензин КК	8,9	35,5	536,8	65790
легк газойль КК	9,3	37,0	559,5	68570
тяж газойль КК	2,1	8,5	129,0	15808
кокс выжигаемый	1,6	6,5	98,3	12046
Н2S	0,4	1,5	22,7	2780
Итого	25,2	100,0	1512,7	185380

ЛИТЕРАТУРА

1. Нефти СССР. Том 4. Нефти северных районов европейской части СССР и Урала. М., Химия, 1971.

2. Топлива. Смазочные материалы. Технические жидкости. Ассортимент и применение. Справочник. Под редакцией Школьникова В.М. М., ТЕХИНФОРМ, 1999.

3. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти. Часть 1. М., Киришинефтеоргсинтез, 2000.

4. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти. Часть 2. М., Киришинефтеоргсинтез, 2000.

5. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. Под редакцией Бондаренко Б.И. Л., Химия, 1982.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Технологическая схема установки каталитического крекинга 1-А/1-М:

1 - регенератор; 2,4 - линии транспорта регенерированного катализатора (стояки); 3 - линия транспорта закоксованного катализатора; 5,6 - лифт-реакторы; 7 - реактор-сепаратор; 8, 21 -теплообменники, 9 - трубчатая печь; 10-12, 16, 1 7, 20, 22 - насосы; 13 - ректификационная колонна; 14 - отпарная колонна; 15 - шла-моотде.литель; 18 - аппараты воздушмого охлаждения; 19 - газоотделитель

Необходимые данные

При составлении материальных балансов гидропроцессов мы брали в расчет 100%-ный
водород, но на заводе единственной установкой производящей водород содержащий газ,
является установку каталитического риформинга. Подсчитаем сколько водорода в
пересчете на 100%-ный производится на риформинге и сколько потребляется.
Количество производимого водорода:
на установке производится -	1,19	% мас. ВСГ.
Концентрация водорода в ВСГ	86	% об. =	26,5	% мас.
Количество 100%-ного водорода в расчете на нефть:	0,32	% мас.
Подсчитаем необходимое количество водорода:
г/о вакуумного газойля:		0,65	% мас. на нефть
г/обензина и дизельного топлива:	1,52	% мас.
изомеризация:		0,003	% мас.
Итого		2,17	% мас.
В натуральном выражении необходимо, тыс. т/год:	130,21	тыс. т/год
Так как своего водорода заводу не хватает, необходимо строительство установки по
производству водорода или закупка водорода на стороне. Будем закупать водород.

Глубина переработки нефти составляет:
Г = 100 - (П+К)
П - потери, % мас.
К - количество котельного топлива вырабатываемого на заводе, % мас.
Г =	88,8	%
Октановое число смешения бензина
Октановое число компонента товарного бензина:	Выход на нефть:
ОЧИ изомеризата	90		2,76
ОЧИ алкилата	95		1,54
ОЧИ риформата	95		14,23
ОЧИ бензина кат. крекинга	92		11,86
ОЧИ фр. 62 - 85 С	62		2,3
Количество вырабатываемого бензина	33,65 % мас.
Октановое число смешения	91,2
Преимущественно заводом будет выпускаться бензин Регуляр-91.

Размещено на Allbest.ru