Установка каталитического крекинга FCC

Назначение

Каталитический крекинг — это термокаталитическая переработка нефтяных фракций для получения ценных продуктов.

Каталитический крекинг является важнейшим крупнотоннажным процессом переработки нефти. Мировая мощность построенных установок крекинга составляет более 770 млн. т/год

Сырье и продукты

В качестве сырья на установку может поступать:

1. Вакуумный газойль с вакуумных блоков установок АВТ
2. Непревращенный остаток с установки гидрокрекинга
3. Фильтраты и экстракты с установок производства масел
4. Газойли установки замедленного коксования и др.
5. Мазуты с установок АВТ в смесях с вакуумным газойлем.

При наличии на производстве установки гидроочистки вакуумного газойля может потребоваться дополнительная гидроочистка получаемого бензина для соответствия его требованиям Евро-5.

Продуктами установки являются:

1. Сухой газ – сырье установок сероочистки.
2. Сжиженные углеводородные газы (пропан-пропиленовая фракция (ППФ) и бутан-бутиленовая фракция (ББФ) – сырье установок МТБЭ и сернокислотного алкилирования.
3. Высокооктановый компонент автобензинов (ОЧИМ 90-92)
4. Легкий каталитический газойль – сырье установок гидроочистки ДТ, компонент товарного мазута.
5. Тяжелый каталитический газойль – сырье для производства технического углерода, компонент мазута.
6. СВСГ – сырье установок производства серы и серной кислоты.

Бензин каталитического крекинга

Характеристики гидроочищенного бензина каталитического крекинга представлены в таблице. Бензин каталитического крекинга используется в качестве компонента для приготовления автобензинов. Вовлечение БКК  в автобензины АИ-92, АИ-95, АИ-98  составляет от 20 до 50% мас. в зависимости от рецептуры.

Показатель	Ед. изм.	Значение
ОЧИМ	ед.	90-91
ОЧММ	ед.	80-80,5
ДНП	кПа	72
Содержание бензола	% мас.	0,5
Содержание ароматики	% мас.	26
Содержание нафтенов	% мас.	8
Содержание олефинов	% мас.	24
Содержание изопарафинов	% мас.	35
Т нк	○С	30
Т50%	○С	90
Ткк	○С	213
Сера	% мас.	0,0014
Плотность при 20○С	кг/м3	727

Технологическая схема

Предварительный нагрев сырья

Сырье перекачивается насосами через блок теплообменников, где нагревается до 220 °С. Далее сырьевой поток разделяется на 8 потоков, которые направляются в печь, где происходит нагрев до температуры 250-260 °С.

Реакторно-регенераторный блок

Нагретый поток сырья поступает в слой циркулирующего катализатора реакторного блока через райзер – прямоточный реактор. Происходит смешение потока сырья, распыляемого через форсунки с катализатором, имеющим температуру 530 °С.

При температуре 530 °С происходит реакция крекинга с образованием продуктов реакции, находящихся в газообразном состоянии.

Катализатор – микросферический цеолитсодержащий алюмосиликат. Более подробно о катализаторах каталитического крекинга.

Образовавшаяся смесь, состоящая из продуктов реакции и катализатора перемещается в реактор, где установлены циклоны 1 и 2 ступени.

Циклоны

В циклонах 1 ступени более тяжелый катализатор, за счет центробежной силы, отбрасывается к стенкам устройства и направляется вниз реактора, а газообразные продукты реакции направляются во вторую ступень.

Оставшиеся продукты реакции переходят во вторую ступень циклонов тонкой очистки, где происходит аналогичный процесс.

При этом, катализатор ссыпается вниз реактора, куда подается пар для того, чтобы отделить принесенные ценные для нефтепереработки углеводороды. На поверхности катализатора откладывается кокс – побочный продукт.

Очищенный от катализатора продукт в состоянии парогазовой смеси с верха реактора подается на блок нагревательно-фракционирующей части (НФЧ) для последующего разделения.

После отделения от продукта катализатор попадает в транспортную линию, куда подается воздух для его транспортировки в регенератор. В регенераторе происходит выжиг кокса с поверхности катализатора при температуре 600 °С, поскольку при такой температуре кокс самовоспламеняется.

Дымовые газы, пройдя две ступени циклонов, попадают в котел-утилизатор для выработки пара среднего давления.

Отбившийся при этом катализатор спускается вниз регенератора, ссыпается в хоппер – бункер для предварительного сбора катализатора. Затем через шиберную задвижку катализатор подается на реакцию с сырьем в райзер.

Движение катализатора между реактором и регенератором происходит за счет подачи воздуха от воздуходувки, а между регенератором и реактором за счет перепада давления.

 

Основная фракционирующая колонна

Парогазовая смесь, которая образовалась в процессе реакции, сверху реактора направляется в кубовую часть фракционирующей колонны, где проходит ее разделение.

В кубовой части колонны образуется шлам – непревращенный остаток каталитического крекинга с высоким содержанием кокса, тяжелых металлов, катализаторной пыли. Шлам обычно не выводится, а отправляется на смешение с сырьем реакторного блока.

С нижней глухой тарелки колонны выводится  тяжелый каталитический газойль. Одна часть газойля через отпарной стриппинг выводится из колонны, а вторая через блок теплообменников возвращается в колонну в качестве орошения для охлаждения кубовой части колонны и предотвращения коксообразования.

Из средней части колонны выводится легкий каталитический газойль, являющийся компонентом дизельного топлива. Он проходит через стриппинг, в который подается пар, отпаренный каталитический газойль выводится с установки.

Сверху фракционирующей колонны выводятся:

1. Сухой газ
2. Пропан-пропиленовая фракция
3. Бутан-бутиленовая фракция
4. Бензин

Все продукты реакции, попадая в АВЗ и водяные охладители – охлаждаются и с температурой 30-45 градусов Цельсия попадают в трехфазный сепаратор. Здесь происходит разделение на воду, бензин и газ.

Часть бензина возвращается в колонну, а другая часть направляется на блок стабилизации бензина, где идет происходит разделение газа от бензина.

Блок очистки жирного газа от сероводорода

Сверху сепаратора смесь газов попадает на блок очистки от сероводорода в аппарат для поглощения газов (абсорбер).

В верхнюю часть колонны подается метилдиэтаноламин (МДЭА), который улавливает сероводород и с помощью насосов выводится на регенерацию (десорбцию).

Абсорберы 1-й и 2-й ступени

Очищенный от сероводорода жирный газ поступает на прием газовых компрессоров. Компремированный жирный газ охлаждается и конденсируется в АВЗ. Далее он снова направляется в сепаратор, из которого при помощи насосов поступает в абсорбер 1-й ступени. Также в абсорбер поступает газ из сепаратора высокого давления и бензин. Куб колонны подогревается с помощью термосифонных кипятильников.

Пары с верха абсорбера 1-й ступени содержат углеводороды С4-С5, являющиеся ценными компонентами бензина. С целью их выделения предусмотрен абсорбер 2-й ступени.

В абсорбер 2-й ступени в качестве абсорбента подается стабильный бензин из основной фракционирующей колонны. Сверху абсорбера 2-й ступени выводится сухой газ, поступающий на установку сероочистки. Насыщенный абсорбент, содержащий углеводороды С4-С5 поступает в основную фракционирующую колонну на десорбцию.

Колонна стабилизации

Деэтанизированный бензин, в котором содержатся ББФ и ППФ, с низа абсорбера 1-й ступени поступает в колонну стабилизации.

С низа колонны выводится стабильный бензин, а смесь ППФ и ББФ выводится сверху колонны, избыток сжиженных газов подается на орошение колонны.

Депропанизатор (опционально)

Депропанизатор предусмотрен лишь в некоторых конфигурациях установок каталитического крекинга. Во многих конфигурациях ППФ выделяется из головной фракции уже при дальнейшей переработке на установках производства МТБЭ и сернокислотного алкилирования.

Смесь ППФ и ББФ из колонны стабилизации нагревается потоком кубового продукта депропанизатора и поступает в депропанизатор для разделения смеси на ППФ и ББФ.

Пары ППФ с верха колонны охлаждаются и конденсируются в рефлюксной емкости. Часть ППФ подается в колонну в качестве орошения, избыток выводится с установки. С куба колонны выводится ББФ, после чего поступает на установки производства МТБЭ или сернокислотного алкилирования.

Материальный баланс

Материальный баланс и некоторые параметры технологического режима работы установки каталитического крекинга Г-43/107 приведены в таблице.

Достоинства и недостатки

Недостатки

1. Дорогостоящий катализатор, который необходимо регулярно добавлять в систему для компенсации дезактивации и истирания катализатора.
2. Сложность аппаратурного оформления.
3. Очень высокие капитальные и эксплуатационные затраты

Достоинства

1. Возможность перерабатывать различные нефтяные фракции с получением высокооктанового бензина и газа, богатого пропиленом, изобутаном и бутенами;
2. Сравнительная легкость совмещения с другими процессами, например, с алкилированием, гидрокрекингом, гидроочисткой, адсорбционной очисткой, деасфальтизацией и т. д.
3. Широкие возможности варьирования продуктовой корзиной за счет различных добавок/модификаторов для катализаторов крекинга, а также за счет выбора температурного режима крекинга

Лицензиары

Большинство существующих установок FCC были спроектированы или модифицированы лицензиарами:
1. UOP (Universal Oil Products)
2. Kellogg Brown & Root—KBR (formerly The M.W. Kellogg Company)
3. ExxonMobil Research and Engineering (EMRE)
4. The Shaw Group Inc.
5. CB&I Lummus
6. Shell Global Solutions International                                                                                                                    7. Axens & 8. Foster Wheeler – FCC technology

Существующие установки

Перечень установок каталитического крекинга на предприятиях РФ представлен в таблице. В России процесс реализован на 14 предприятиях, суммарная мощность установок крекинга составляет около 24 млн. т /год.

Компания	Предприятие	Установка / лицензиар	Достигнутая мощность, тыс. т/год	Год ввода в эксплуатацию	Примечание
ПАО «НК «Роснефть»	АО «РНПК» (г. Рязань)	1А/1М (рек. ABB Lummus Global)	2500	1966 (рек. 2001)	Планируется запуск установки гидроочистки бензина каталитического крекинга (ГОБКК) мощностью 1650 тыс. т /год в 2019 г. (лицензиар Axens, процесс Prime G+)
	АО «АНХК» (г. Ангарск)	ГК-3 (рек. Автотехпроект)	1200	1969 (рек. 2003-2005)	Планируется запуск установки ГОБКК мощностью 500 тыс.т /год (лицензиар CDTECH. процесс CDHydro/CDHDS)
		1А/1М (рек. Автотехпроект)	917	1967 (рек. 2003)
	АО «Сызранский НПЗ» (г. Сызрань)	43-102	644	1960,1963	Две установки.
		UOP	1150	2017	В стадии строительства.
	АО «Куйбышевский НПЗ» (г. Самара)	43-102	892	1952	Три установки. Подготавливаются к выводу из эксплуатации.
		UOP	1150	2016	Пуско-наладочные работы.
	АО «Новокуйбышевский НПЗ» (г. Новокуйбышевск)	43-102	710	1955	Две установки.
ПАО «ЛУКОЙЛ»	ООО «ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез» (г. Кстово)	UOP	4000	2010, 2015	Два комплекса по 2000 тыс. т/год. В составе второго комплекса, запущенного в 2015 г., отсутствует блок гидроочистки сырья, но присутствует установка ГОБКК мощностью 1100 тыс.т /год (лицензиар Axens, процесс Prime G+)
	ООО «ЛУКОЙЛ- Пермьнефтеоргсинтез» (г. Пермь)	43-102	500	1959 (рек. 1998)	Одна установка
ПАО «Газпромнефть»	АО «Газпромнефть-МНПЗ» (г. Москва)	Г-43-107М/1	2000	1983	Комплекс включает в себя установку ГОБКК мощностью 1200 тыс.т /год (лицензиар Axens, процесс Prime G+)
	АО «Газпромнефть-ОНПЗ» (г. Омск)	43-103	1550	ТЭ7Т	Комплекс включает в себя установку ГОБКК мощностью 1200 тыс.т /год (лицензиар Axens, процесс Prime G+)
		КТ-1/1	2400	1994
ПАО «Газпром»	ПАО «Газпром нефтехим Салават» (г. Салават)	43-102	640	1955	Две установки.
		Shell	1000	2017	В стадии строительства. Комплекс будет включать в себя установку ГОБКК мощностью 720 тыс.т /год (лицензиар Axens, процесс Prime G+)
ПАО АНК «Башнефть»	«Башнефть-УНПЗ» (г. Уфа)	Г-43-107М/1	2200		Комплекс включает в себя установку ГОБКК мощностью 1300 тыс.т /год (лицензиар CDTECH, процесс CDHydro/CDHDS)
	«Башнефть- Уфанефтехим» (г. Уфа)	1А/1М (рек. Автотехпроект)	1800	1963 (рек. 2002)
ПАО «НГК «Славнефть»	ОАО «Славнефть-ЯНОС» (г. Ярославль)	1А/1М (рек. Stone & Webster)	1500	1967 (рек. 2000)	Включает в себя установку ГОБКК мощностью 870 тыс.т /год (лицензиар Axens, процесс Prime G+)
ПАО «ТАИФ»	ПАО «ТАИФ-НК» (г. Нижнекамск)	Технология ИНХС РАН / ВНИИНП/ ВНИПИНефть	930	2006	Отсутствует гидроочистка сырья. Комплекс включает в себя блок ГОБКК мощностью 360 тыс. т/год (проект ИНХС РАН / ВНИИНП / ВНИПИНефть)

Видео