Исследование способов повышения качества бензина гидрогенизационных процессов средних дистиллятов

Сероводород является продуктом превращения серосодержащих соединений в дизельном топливе и вакуумном дистилляте в процессе гидроочистки [1-5]. При стабилизации гидрогенизатов большое количество сероводорода растворено в бензине-отгоне и не удаляется обычной сепарацией. Основная часть бензина цеха №9 установок ГО-2, ГО-3, Л-16-1 ООО «Газпром нефтехим Салават» (ГПНС) направляется на установки ЭЛОУ-АВТ-6 и Л-35-6, что ведет к повышению операционных затрат данных установок. При условии удаления сероводорода из бензина непосредственно в цехе № 9 его можно направить сразу в товарный парк, что существенно повышает его маржинальную стоимость. Повышение маржинальной стоимости гидрогенизационного бензина, в настоящий момент, вырабатываемого как некондиционный продукт, имеет большое значение для экономики нефтеперерабатывающих заводов, так как процессы повышения его качества существенно снижают операционные затраты на его вторичную переработку. Однако теоретические сведения по процессам очистки бензиновых фракций от сероводорода и легких меркаптанов не дает прямых рекомендаций по применению конвертных способов к бензину гидрогенизационных процессов очистки средних дистиллятов нефти [6, 7].

За последние годы проведено детальное исследование всех возможных способов удаления серы из нефтяных дистиллятов. Для легких дистиллятов, насыщенных сероводородом перспективными являются:

• -    каталитическая гидроочистка;

• -    процесс «Мерокс» с обработкой бензина гидроксидом натрия;

• -    экстракционные способы удаления серы различными растворителями.

Однако, целью работы стала разработка модели процесса ректификации блока стабилизации для повышения качества бензина гидрогенизационных процессов.

Объектом исследования является бензин, получаемый на установках каталитической гидроочистки средних нефтяных дистиллятов ГО-2, ГО-3 и установки частичного гидрокрекинга вакуумного газойля Л-16-1. Основным показателем, важнейшим для дальнейших исследований являлось содержание сероводорода в общем потоке бензина и расход бензина с каждой из ниток установки. Для определения данного показателя и верификации данных аналитического контроля цеха № 9 ГПНС провели моделирование процесса каталитической гидроочистки одним из наиболее полных на текущий момент способ - в программной среде Aspen HYSYS 9.1.

Пакет программ Aspen ONE V9 (текущая версия - 9.1) предназначен для повышения эффективности производства и управления цепочками поставок, а также проектирования и моделирования технологических процессов. Aspen HYSYS представляет собой программный пакет, предназначенный для моделирования в стационарном режиме, проектирования химико-технологических производств, контроля производительности оборудования, оптимизации и бизнес-планирования в области добычи и переработки углеводородов и нефтехимии. Поэтому для решения задачи повышения качества бензина гидрогенизационных процессов средних дистиллятов, определения капитальных и операционных затрат на строительство и функционирование установки, была использована эта программа с дополнительным модулем – Aspen Economic Evaluation.

На первом этапе исследование была построена модель установки ГО-3 гидроочистки средних нефтяных дистиллятов для определения состава и расхода бензина и оценки путей повышения его качества. Полученная модель дает возможность оценить распределение образующегося сероводорода по потокам установки и рассчитать потенциальное содержание сероводорода в конечных продуктах.

Гидрогенизат после реакторов Р-101,102 установки ГО-3 содержит 925,5 кг сероводорода, из сепаратора высокого давления С-101 вместе с ВСГ выводится 359,8 кг сероводорода, который затем выделяется на блоке аминовой очистки метилдиэтаноламином (МДЭА), уславливаясь в абсорбере К-102. Газ из сепаратора низкого давления С-104 содержит 77,79 кг/ч и является самым концентрированным по содержанию сероводорода промежуточным потоком установки. Сероводород из данного потока поглощается потоком МДЭА в абсорбере К-103 и выводится на блоке аминовой очистки.

Гидрогенизат, поступающий в колонну стабилизации К-101 содержит 487,8 кг/ч сероводорода. На блоке стабилизации гидрогенизата с газами стабилизации удаляется 699,4 кг/ч сероводорода. Поток очищенного топлива практически не содержит остаточного сероводорода.

Поток нестабильного бензина установки содержит в 1,58 % мас. сероводорода (около 3 кг/ч) и требует дополнительной очистки. Наличие сероводорода в бензине, которое не должно превышать 0,0015 % мас., контролируется с помощью испытания на медной пластине. Баланс по сероводороду на установке ГО-3 представлен на рисунке 1.

□ выделено на блоке аминовой очистки

■ Остаточное содержание в нестабильном бензине

Рисунок 1 – Баланс сероводорода на установке ГО-3 цеха №9 ООО «Газпром нефтехим Салават»

Распределение сероводорода по тарелкам ректификационной колонны К-101 представлено на рисунке 2.

Composition vs. Tray Position from Top

450 400 350 5* ♦»> ^ ^50 8 » z 150 ко 500 <1(D
		— №W
				1
				г
	■			T
	■
	■
	■
	■
	■
				1           W    V	V   V   V   V	1        J         1        1

0                        5                       ID                       15                       Я                      JS

Рисунок 2 - Распределение сероводорода по тарелкам ректификационной колонны К-101

Вторым этапом исследования являлось моделирование установки очистки бензина процессов гидроочистки средних дистиллятов (керосина, дизельного топлива и вакуумного газойля). Предлагается после емкости Е-9 установки ГО-2, где происходит сбор бензина с установок ГО-2, ГО-3 и Л-16-1 направить его дополнительным насосом через рекуперативный теплообменник в колонну стабилизации (рисунок 3).

В колонне К-301 при давлении не более 5 кг/см2 происходит выделение сероводорода из бензина. Работа колонны предполагается с полным рефлюксом, чтобы исключить потерю ценных компонентов. Зависимость остаточного содержания сероводорода от числа тарелок колонны К-301 представлена на рисунке 4

ОТДУВ еще бензин Л-16-1

сухой газ

Temperature

Pressure

H2S Composition(ppm)

Mass Flow

Master Comp Mass Frac (H2S)

0.0268

Master Comp Mass Flow (H2S)

бензин

ГО-2 -!

бензин fO-3

30.00

211,1508

1 .

Temperature бензин ГО-3-2

149.0

K-301

Pressure

Master Comp Mass Flow (H2S)

T-300 K-301

ДТ (oui)

970.0

297,7797

бензин (общий поток)

бензин ГО-2 Temperature 30.00 c Pressure 1000 kPa Mass Flow 5500 kg/h H2S Composition(ppm) 47488 Master Comp Mass Flow (H2S) 80,7400 kgiti в К-301

K-301
Number of Trays	10.00
Duty (CoMenserOut»_1)	1.733e«005	kj/h

сукой газ
Temperature	30,25	c
Pressure	590,0	kPa
Mass Flow	312.3	kg/h
Master Comp Mole Frac (H2S)	0.9760

бензин (стаб)

бензин (стаб)
Temperature	207.9	c
Pressure	600.0	kPa
H2S Composftion(ppm)	264,8
Mass Flow	1.345e*004	kg/h
Master Comp Mass Flow (H2S)	1.0567	kg/h

Рисунок 3 - Схема модели блока стабилизации бензина установок ГО-

2, ГО-3, Л-16-1 ООО «Газпром нефтехим Салават»

Рисунок 4 - Зависимость остаточного содержания сероводорода от

числа тарелок колонны

Как видно из данных, предоставленных на рисунке 4, оптимальное число теоретических тарелок в колонне К-301 10 штук, что обеспечит удаление сероводорода из бензина установок ГО-2, ГО-3, Л-16-1 до его остаточного содержания не более 50 ppm.

По результатам моделирования определен оптимальный технологический режим колонны стабилизации бензина установок ГО-2, ГО-3, Л-16-1 цеха №9 К-301:

• -    температура верха - 112 °С;

• -    температура низа - 148,7 °С;

• -    флегмовое число - 0,39;

• -    давление в колонне - 5 кгс/см²;

• -    число тарелок (к.п.д. 80%, клапанные, Sulzer) - 10 шт.;

• -    тарелка ввода сырья - 5.

Стабильный бензин после колонны К-301 удовлетворяет требованиям к качеству бензина экологического класса Евро-4 в соответствии с ТР ТС 013/2011 по содержанию серы (не более 50 ppm), и может быть использован как компонент товарного бензина.

Сероводородный газ, получаемый на блоке не удовлетворяет по качеству требования к сырью установки получения серы методом Клауса (содержание сероводорода не менее 98% масс) [4, 5], однако количество его незначительно по сравнению с общим объемом сероводородного газа, направляемого с установок гидроочистки. Среднее содержание сероводорода в кислом газе ГО-2, ГО-3 и Л-16-1 - 99,5 % мас., таким образом, при смешении с общим потоком сероводорода нарушение по качеству не произойдет.

Исследования показали, что технология удаления сероводорода из бензина в отпарной ректификационной колонне на блоке стабилизации характеризуется низкими операционными и капитальными затратами и может быть использована для практического применения в ООО «Газпром нефтехим Салават».