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 20С кг/м3 727

Технологическая схема

Принципиальная технологическая схема установки каталитического крекинга с лифт-реактором
Принципиальная технологическая схема установки каталитического крекинга с лифт-реактором I – сырье, II – катализатор, III – бензин, IV – жирный газ, V – легкий газойль, VI – сырье для производства технического углерода, VII – тяжелый газойль, VIII — воздух, IX – пар водяной, X – дымовые газы, XI – цирку­лирующее орошение, XII – вода; Т-1÷Т-5 – теплообменники, П-1 – печь, Р-1 – реактор, Р-2 – регенератор, К-1 – колонна, К-2 – колонна-стриппинг, А-1 – котел, А-2 – циклон, ХК-1 – конденсатор-холодильник, С-1 – сепаратор, Х-1÷Х-4 – холодильник

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.

Подача сырья в печь
Подача сырья в печь

Реакторно-регенераторный блок

Циркуляция катализатора в реакторно-регенераторном блоке
Циркуляция катализатора в реакторно-регенераторном блоке

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.

Смешение  сырья и катализатора в райзере 
Смешение  сырья и катализатора в райзере

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

Кстати, прочтите эту статью тоже:  Вакуумный блок установки АВТ

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.

Циклоны первой и второй ступени
Циклоны первой и второй ступени

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.

Выжиг кокса в регенераторе
Выжиг кокса в регенераторе

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.

Циркуляция катализатора между реактором и регенератором
Циркуляция катализатора между реактором и регенератором

 

Основная фракционирующая колонна

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

Основная фракционирующая колонна
Основная фракционирующая колонна

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.

Вывод легкого и тяжелого газойлей с установки
Вывод легкого и тяжелого газойлей 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.

Сепаратор: разделение на воду, бензин и газ
Сепаратор: 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).

Кстати, прочтите эту статью тоже:  Установка производства МТБЭ

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.

Принципиальная схема нагревательно-фракционирующей части
Принципиальная схема нагревательно-фракционирующей части (НФЧ)

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.

Материальный баланс и параметры технологического режима установки Г-43-107
Материальный баланс и параметры технологического режима установки Г-43-107

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

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

Вам будет интересно:

Добавить комментарий