1.1. ГИДРООЧИСТКА | Учебники по нефтепереработке 

1.1. ГИДРООЧИСТКА

ГИДРООЧИСТКА

В процессе гидроочистки происходит гидрогенолиз серо-, азот-, кислород– и металлсодержащих органических соединений и поверхностно-активных веществ. Устойчивость сернистых соединений увеличивается в ряду: меркаптаны < дисульфиды < сульфиды < тиофены < бензотиофены << дибензотиофены. Внутри каждой группы сернистых соединений скорость обессеривания уменьшается с увеличением молярной массы. Продукты разложения сернистых соединений насыщаются водородом с образованием сероводорода и углеводородов. Гетеросоединения, содержащие азот и кислород, подвергаются гидрогенолизу с образованием аммиака и воды и, соответственно, углеводородов. Наряду с этим из нефтепродуктов удаляются металлорганические соединения, снижается содержание непредельных и ароматических углеводородов, в результате чего улучшаются цвет и запах нефтепродукта, увеличивается высота некоптящего пламени керосиновой фракции, повышается цетановое число дизельной фракции, снижаются коксуемость, кислотность и содержание серы в нефтяных маслах, снижается содержание смолистых и серосодержащих соединений в парафинах и церезинах, облагораживается сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга. В результате снижения вредных примесей в товарных нефтепродуктах уменьшается коррозия двигателей внутреннего сгорания, повышается их моторесурс и уменьшается загрязнение атмосферы.

Гидроочистка бензиновых фракций, используемых в качестве сырья процессов каталитической изомеризации и каталитического риформинга, осуществляется с целью снижения в них серо-, азот-, кислород- и металлсодержащих соединений, которые являются ядами для катализаторов на основе платины.

Гидроочистка легких бензиновых фракций НК-62 и НК-70 оС на установках каталитической изомеризации осуществляется в мягких условиях, так как в эти фракции входят в основном легкогидрирующиеся меркаптаны (метил-, этил- и пропилмеркаптаны) и метилсульфид; тиофен содержится в небольшом количестве. Азотистые соединения присутствуют в незначительных количествах и представлены метил-, этил– и пропиламинами; кислородсодержащие органические соединения практически отсутствуют. 

Широкие бензиновые фракции 85-180, 105-180 оС и др., являющиеся сырьем установок каталитического риформинга при производстве компонентов высокооктановых бензинов, содержат больше меркаптанов и сульфидов с более высокой молярной массой и значительное количество производных тиофена. Кроме того, в сырье каталитического  риформинга  присутствуют  циклические меркаптаны

(например фенилмеркаптан). Азот в бензиновых фракциях находится преимущественно в виде алифатических аминов, пиррола и пиридина, а кислород представлен спиртами, эфирами, фенолами и нафтеновыми кислотами. К сырью каталитического риформинга – гидрогенизату – предьявляются жесткие требования: содержание серы не должно превышать 0,5, азота – 1,0 и металлов – 0,001 мг/кг (ррm). Отсюда понятна необходимость более жестких условий гидрооблагораживания сырья установок каталитического риформинга на блоках предварительной гидроочистки.

Гидроочистка прямогонных бензиновых фракций осуществляется на самостоятельных установках или чаще на блоках в составе установок каталитического риформинга. На этих блоках (установках) кроме глубокой гидроочистки сырья каталитического риформинга осуществляются отпарка сероводорода и воды из гидрогенизата, очистка циркулирующего водородсодержащего газа и углеводородного газа от сероводорода и регенерация насыщенного раствора амина.

Существенные трудности возникают при гидроочистке бензиновых фракций, полученных из газовых конденсатов и крекинг-бензинов. Эти трудности обусловлены высоким содержанием меркаптанов (до 60 % от содержания общей серы), которые, являясь термически нестойкими, при нагревании разлагаются с образованием непредельных соединений, склонных к конденсации и полимеризации, что приводит к отложению высокомолекулярных соединений в теплообменниках, печах и реакторах. Кроме того, в условиях гидроочистки меркаптаны могут взаимодействовать с непредельными углеводородами, образуя высокомолекулярные соединения серы. Именно поэтому для гидроочистки бензинов с высоким содержанием меркаптанов применяют специальные технологии предварительного облагораживания, целью которых является селективное гидрирование меркаптанов и диолефиновых углеводородов при умеренных температурах и давлениях [2].

ГИДРООЧИСТКА

В заводской практике применяют также гидроочистку бензинов вторичного происхождения (термического крекинга, коксования и висбрекинга в количествах 10-30 %мас.) в смеси с прямогонными дизельными фракциями (90-70 %мас.). При гидроочистке такого смесевого сырья получают наряду с малосернистым дизельным топливом бензиновые фракции с содержанием серы 0,02-0,05 %мас. Эти бензиновые фракции отвечают требованиям, предъявляемым к сырью установок (блоков) гидроочистки каталитического риформинга. При этом гидроочистка смесевого сырья осуществляется на типовых установках гидроочистки дизельных фракций. Однако необходимо учитывать существенное увеличение нагрузки колонны ректификации (стабилизации) по парам в ее верхней – укрепляющей – части из-за возрастающего количества бензиновой фракции в сырье колонны.

Гидроочистку керосиновых фракций используют для получения компонентов реактивных топлив, которые в соответствии с требованиями стандартов должны содержать до 0,05-0,30 % общей серы и 0,001 – 0,005 %мас. меркаптановой серы. Реактивные топлива из всех товарных моторных топлив характеризуются наибольшим содержанием общей серы, поэтому, несмотря на то, что керосиновые фракции включают трудноудаляемые бензотиофен и его призводные, их гидроочистку осуществляют при достаточно мягких условиях.

Гидрооблагораживание дизельных фракций требует более жестких условий из-за большего содержания в них бензотиофенов, дибензотиофенов и их алкилпроизводных, наиболее трудноудаляемых при гидроочистке, и низкого содержания общей серы – 350-150 ppm в современных товарных дизельных топливах. Наличие алкильных групп в молекулах бензотиофенов и дибензотиофенов осложняет их гидрообессеривание. Проблема еще больше осложняется при получении дизельных топлив с содержанием серы 50-10 ppm, пониженным содержанием полициклических ароматических углеводородов и более высоким цетановым числом.

Получению дизельных топлив с ультранизким содержанием серы  (10 ppm и ниже) и высоким цетановым числом (51-55 пунктов и выше) посвящён специальный параграф настоящего методического пособия.

Целью гидроочистки вакуумных газойлей является подготовка сырья для установок каталитического крекинга. Для вакуумных газойлей характерно еще большее содержание дибензотиофенов, металлоорганических соединений и поверхностно-активных веществ. В составе вакуумных газойлей возможно наличие нафтобензотиофенов и бензонафтотиофенов, что усиливает трудности удаления серы. В процессе гидроочистки вакуумного газойля из последнего необходимо удалить серу, азот, металлы (ванадий, никель и др.), а также смолы и асфальтены (понизить коксуемость).

 При гидроочистке вакуумного газойля – фракции 350 – 500 оС
(в условиях: давление 4 – 5 МПа, температура 360-419  оС и объемная скорость подачи сырья 1,0-1,5 ч-1) степень гидрообессеривания составляет 89-94 %, содержание азота снижается на 20-30(35) %, металлов – на 75-85 %, ароматических углеводородов – на 10-12 % и коксуемость – на 65-70 % [3-5]. По другим данным [6], гидроочистка вакуумных газойлей западно-сибирских нефтей при давлении          5,0 МПа, температурах 350-400 0С и объемных скоростях подачи сырья 1,0-2,2 ч-1 позволяет уменьшить содержание серы на 60-80 %, азота – на 15-25 %, тяжелых металлов – на 60-70 % и ароматических углеводородов – на 10-20 %мас.

ГИДРООЧИСТКА

Гидроочистка вакуумного газойля позволяет повысить эффективность работы установок каталитического крекинга, значительно сократить загрязнение атмосферы оксидами серы и уменьшить содержание серы в бензине и легком газойле каталитического крекинга. При этом выход бензина увеличивается на 10 %, выбросы оксидов серы в атмосферу сокрашаются в десять раз, расход катализатора уменьшается в два раза и содержание никеля и ванадия в сырье каталитического крекинга уменьшается на 50-70 %. При каталитическом крекинге гидроочищенного сырья увеличиваются выход и октановое число бензина, снижается выход газойлей и образуется меньше кокса на катализаторе [5]. При этом существенно снижается содержание серы во всех получаемых продуктах. Влияние гидроочистки на свойства вакуумного газойля и на показатели работы каталитического крекинга показано в работе [6].

В процессе гидроочистки масляных дистиллятов происходит осветление последних (улучшается цвет), снижаются коксуемость и кислотность, уменьшается содержание серы, повышаются на 1-2 единицы индекс вязкости и стойкость к эмульгированию. Вязкость масла, если и изменяется, то мало. При этом температура застывания может повышаться на 1-3 оС. Гидроочистке подвергают, в основном, депарафинированные рафинаты.

 Гидроочистку рафинатов на алюмокобальтмолибденовом (АКМ) или алюмоникельмолибденовом (АНМ) катализаторах ведут при температурах 280-325 0С, давлении 3,5-4,0 МПа, обьемных скоростях подачи сырья 1,5-3,0 ч-1 и кратностях циркуляции ВСГ 250-300 для дистиллятных рафинатов и 500-600 нм33 сырья для остаточных рафинатов. На завершающей ступени производства доочистку масел отбеливающими глинами заменяют гидродоочисткой.

При гидроочистке парафинов и церезинов главным является гидрирование смолистых и сернистых соединений, в результате чего улучшаются цвет и стабильность, запах должен отсутствовать. Условия гидроочистки парафинов и церезинов близки к условиям гидроочистки масел.

Физико-химические основы процесса гидроочистки детально изложены в работах [7-10].

Схемы установок гидроочистки прямогонных дистиллятов и нефтепродуктов вторичного происхождения описаны в работах [6, 10-15].

 Практически все типы установок гидроочистки нефтяного сырья включают реакторный блок, в состав которых входят реактор (реакторы), трубчатая печь и теплообменно-холодильная аппаратура, узлы сепарации и ректификации гидрогенизата, узел очистки водородсодержащего газа и газов реакции от сероводорода, узел приготовления рабочего водного раствора амина, чаще моно– и диэтаноламинов, и регенерации его насыщенного раствора. В последние годы стали применять метилдиэтаноламин.

Установки гидроочистки различаются по мощности, числу и размерам аппаратов единичной мощности, технологическому режиму, схемам сепарации и ректификации гидрогенизатов, вариантам использования водородсодержащего газа, а также наличием или отсутствием узлов очистки газов водными растворами аминов и регенерации отработанных растворов.

В процессах гидроочистки бензинов применяют две схемы подачи водорода – «на проток» и «с циркуляцией». Каждая из схем имеет свои преимущества и недостатки. На установках гидроочистки керосиновых и дизельных фракций и более тяжелых нефтепродуктов применяют только циркуляционную подачу водорода в систему реакторного блока. По схеме «на проток» соотношение водород: сырье в процессе гидроочистки зависит от объема водородсодержащего газа, поступающего с установок каталитического риформинга. При применении схемы с циркуляцией водородсодержащего газа появляется возможность поддерживать нужное соотношение водород: сырье, изменяя кратность циркуляции водородсодержащего газа. Необходимый обьем свежего водородсодержащего газа подают, как правило, в реакторы гидроочистки с установок каталитического риформинга. При этом подача водородсодержащего газа осуществляется по жесткой связи между установками (блоками) риформинга и гидроочистки.

Выбор схемы узла сепарации гидрогенизата определяется конкретными условиями производства. Существуют два способа сепарации гидрогенизата – холодный и горячий.

Холодная сепарация может быть двух– и одноступенчатой по давлению. Холодная сепарация по сравнению с горячей обеспечивает более высокую концентрацию водорода в циркулирующем водородсодержащем газе. Выбор ступеней сепарации зависит от давления в реакторе и колонне стабилизации гидрогенизата.

Горячая сепарация бывает двух-, трех– и четырехступенчатой по давлению. Выбор холодной или горячей сепарации водородсодержащего газа из газопродуктовой смеси определяется также ресурсами водорода на заводе. Горячая сепарация более эффективна, чем холодная, так как на установке существенно снижаются эксплуатационные расходы – меньший расход энергии как на нагрев, так и на охлаждение. Недостатком горячей сепарации является некоторое увеличение расхода водорода из-за его растворения в горячем гидрогенизате.

ГИДРООЧИСТКА

 Чаще на установках гидроочистки бензиновых, керосиновых и реже дизельных фракций применяется холодная сепарация. По этой схеме газопродуктовая смесь, выходящая из реактора гидроочистки, сначала охлаждается в сырьевых теплообменниках, затем в воздушных и водяных холодильниках до температур 30-50 оС и поступает в холодный газосепаратор высокого давления, в котором отделяется водородсодержащий газ. Жидкая фаза из сепаратора высокого давления перетекает в газосепаратор низкого давления, где выделяются углеводородные газы.

Горячая сепарация газопродуктовой смеси применяется на установках гидрообессеривания высококипящих фракций нефти – дизельных фракций, вакуумных газойлей, масляных дистиллятов, парафинов и мазутов. По этой схеме сепарации газопродуктовая смесь лишь частично охлаждается в сырьевых теплообменниках (до 230-300 оС) и поступает в горячий сепаратор высокого давления, в котором происходит отделение газопаровой фазы от жидкой. Газопаровая фаза, включающая водородсодержащий газ, газы реакции и пары бензина, охлаждается и конденсируется в теплообменниках, воздушных и водяных холодильниках и поступает в холодный сепаратор высокого давления, в котором сверху выделяется циркулирующий водородсодержащий газ, а снизу – жидкая фаза с растворенными углеводородными газами. Далее из жидкой фазы в сепараторе низкого давления выделяются углеводородные газы. Жидкая фаза из горячего сепаратора поступает в колонну ректификации (стабилизации), куда также подают жидкую фазу из холодного сепаратора низкого давления.

Недостатком установки гидроочистки с горячей сепарацией является меньшая на 5 – 10 % концентрация водорода в ЦВСГ, из-за чего приходится увеличивать мощность циркуляционного компрессора.

Варианты стабилизации гидрогенизатов отличаются как способом поддержания температуры в нижней части колонны, так и методом стабилизации. Разновидности сепарации и стабилизации гидрогенизатов рассмотрены в работе [16].

Узел очистки газов от сероводорода водными растворами аминов, как правило, имеется почти на всех промышленных установках гидроочистки нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводов, за исключением тех установок, где принята подача водородсодержащего газа «на проток». Технология очистки газов от кислых компонентов (схема, условия, реакции, протекающие при очистке) рассмотрена в работах [17, 18].

Технологические схемы установок гидроочистки моторных топлив практически однотипны. Они различаются используемым оборудованием и условиями его эксплуатации.

Основным отличием технологической схемы установки гидроочистки масел является наличие, кроме стабилизационной, вакуумной колонны, обеспечивающей необходимую осушку стабильного масла (практически полное испарение влаги из масла) [11, 12].

Известен процесс Hybrid компании Shell для получения базовых смазочных масел с помощью сочетания экстракции и одноступенчатой гидрогенизационной обработки (два блока), что обеспечивает значительно больший выход целевого продукта [19].

Технологические схемы установок гидроочистки различных нефтепродуктов подробно описаны в работах [8, 10, 14, 15, 19, 20, 21], а пути совершенствования отдельных узлов установок – в журналах «Нефтепереработка и нефтехимия», «Химия и технология топлив и масел», «Нефтегазовые технологии» и др. Различные варианты горячей сепарации гидрогенизата рассматриваются в работах [16, 22-24].

ГИДРООЧИСТКА

На рис. 1.1 в качестве примера представлена технологическая схема установки гидроочистки дизельных топлив ЛЧ-24/2000 производительностью 2,0 млн т/год, а в табл. 1.1 – нормы технологического режима [21]. В состав установки входят реакторный узел, узел стабилизации гидрогенизата, узел очистки циркулирующего водородсодержащего и углеводородных газов от сероводорода водным раствором амина и узел регенерации насыщенного водного раствора амина.

Сырье – фракцию 180-360 оС – смешивают с циркулирующим водородсодержащим газом (ЦВСГ), нагнетаемым центробежным компрессором ЦК-201. Газосырьевая смесь (ГСС) нагревается сначала в теплообменниках Т-201 потоком стабильного дизельного топлива, поступающего из куба стабилизационной колонны К–201, затем в теплообменнике Т-202 потоком газопродуктовой смеси (ГПС), в печи П– 201 и поступает в реактор Р-201.

Реактор Р-201 изготовлен из стали 12МХ с плакирующим слоем из стали 08Х18Н10Т. Плакирующий слой непосредственно контактирует с компонентами ГСС и ГПС при температурах 360-380 оС в период реакции и при 500 оС и выше в период газовоздушной регенерации катализатора. Расчетное давление в реакторе 4,8 МПа. Диаметр реактора составляет 3815 мм, высота – 10202 мм. В реактор загружено 56 т катализатора на слой шаров разного диаметра (от 5 до 16 мм), которые находятся на опорной решетке. Над слоем катализатора засыпан слой фарфоровых шаров, которые удерживают катализатор от уноса и способствуют более равномерному распределению газосырьевой смеси по сечению реактора. Контролируют температуры ГСС на входе в реактор, ГПС на выходе из реактора и в слое катализатора.

Принципиальная технологическая схема установки ЛЧ-24

Нормы технологического режима установки ЛЧ-242000

Газопродуктовая смесь после реактора отдает теплоту газосырьевой смеси в теплообменнике Т-202 и с температурой 250-280 оС поступает в горячий сепаратор С-201. Газопаровую фазу из горячего сепаратора используют для нагрева жидкой фазы холодного сепаратора С-202 в теплообменнике Т-203 и получения водяного пара в теплообменнике Т-204. Затем смесь газов и паров нефтепродукта охлаждают последовательно в воздушном холодильнике-конденсаторе АВО-201, водяном холодильнике ВХ-201 и направляют в холодный сепаратор высокого давления С-202, где отделяется циркулирующий водородсодержащий газ. Жидкую фазу из холодного сепаратора, предварительно нагретую в теплообменнике Т-203, смешивают с жидкой фазой из горячего сепаратора и направляют в колонну стабилизации
К-201 на 20 и 14 тарелки, считая снизу.

Водородсодержащий газ (ВСГ) из сепаратора С-202 подвергают очистке от сероводорода в абсорбере К-202 с 24 тарелками 10-15 %-ным водным раствором моноэтаноламина (МЭА). ВСГ подают под нижнюю тарелку, а раствор МЭА – на верхнюю тарелку. Кроме того предусмотрена подача парового конденсата в верхнюю часть абсорбера для дополнительной отмывки сероводорода из ВСГ. Условия в абсорбере – температура 30-40 оС и давление 2,5-3,0 МПа. Очищенный от сероводорода ВСГ поступает в систему циркуляции ВСГ– сепаратор С-205, а насыщенный раствор МЭА с низа абсорбера направляют на регенерацию в десорбер К-205. Для поддержания необходимой концентрации водорода в циркулирующем водородсодержащем газе в его поток перед сепаратором С-205 подают свежий водородсодержащий газ (СВСГ). Часть ВСГ после абсорбера К-202 отдувается (сбрасывается с установки). Отдуваемый ВСГ нагревается в подогревателе печи П-201 до 250 0С и направляется в стабилизационную колонну К-201 с целью снижения парциального давления паров нефтепродукта.

Стабилизационная колонна К-201 предназначена для получения из нестабильного гидрогенизата дизельного топлива с требуемой температурой вспышки, бензина-отгона и углеводородного газа с сероводородом. Колонна изготовлена из стали 16ГС с плакирующим слоем из стали 08Х13. Колонна К-201 с переменным диаметром: верхняя часть с пятью клапанными тарелками имеет диаметр 1800 мм, а нижняя часть с двадцатью клапанными тарелками – диаметр 2500 мм. Общая высота колонны равна 32 м. Колонна работает с вводом потока ВСГ, который нагревают в печи П-201 до 250 оС и подают в карманы 14 или 20 тарелки. Температуру вспышки стабильного гидроочищенного дизельного топлива регулируют расходом и температурой подаваемого в колонну ВСГ. Необходимый тепловой режим (баланс) колонны стабилизации обеспечивается регулированием температуры сырья на входе в колонну.

Условия эксплуатации стабилизационной колонны: давление в зоне питания находится в пределах 0,16-0,20 МПа; температура в верху колонны равна 130-140 оС и внизу – 240-280 оС.

Стабильное дизельное топливо из куба колонны К-201 охлаждают в теплообменниках Т-201, воздушном холодильнике АВО-205 и выводят с установки.

С верха колонны К-201 отбирают бензин и углеводородный газ, которые после охлаждения и конденсации в аппарате воздушного охлаждения АВО-202 и водяном холодильнике ВХ-202 поступают в сепаратор С-203. В сепараторе водный конденсат отстаивается от бензина, после чего бензин направляют в колонну К-207 для отдува сероводорода, а водяной конденсат подают в деаэратор (на схеме не показан) для отдува сероводорода водяным паром. Конденсат, освобожденный от сероводорода, после охлаждения сбрасывается в производственную канализацию или направляется в сырье установки ЭЛОУ-АВТ, а сероводород – в факельную линию.

Углеводородный газ с сероводородом из сепаратора С-203 направляют в абсорбер К-203, где углеводородный газ очищают от сероводорода водным раствором МЭА. Абсорбер К-203 – колонна с переменным диаметром: верхняя часть – 0,8 м, нижняя – 1,6 м, высота колонны составляет 22 м. В абсорбере смонтировано 20 тарелок. Очищенный углеводородный газ используют в качестве топлива.

Часть очищенного углеводородного газа из абсорбера К-203 используют в колонне К-207 для отдувки сероводорода от бензина. Бензин из колонны К-207 выводят с установки, а углеводородный газ с сероводородом направляют в абсорбер К-204, в котором его очищают от сероводорода раствором МЭА. Колонна К-204 заполнена керамической насадкой «седла Инталлокс» двумя слоями. Высота каждого слоя насадки составляет 2,5 м. Абсорбцию в аппаратах К-202 и К-204 осуществляют при температуре 40 – 45 оС и давлении 0,5 – 0,7 МПа.

Насыщенный кислыми газами водный раствор МЭА из абсорберов К-201, К-202 и К-204 дегазируют в сепараторе при пониженном давлении (на схеме не показано) и направляют на регенерацию в десорбер К-205. В десорбере происходит удаление сероводорода из насыщенного раствора МЭА, который подают на одну из верхних тарелок с температурой 100 оС. В низу десорбера поддерживают температуру 115-120 оС циркуляцией раствора МЭА через термосифонный теплообменник Т-206, в котором в качестве теплоносителя используют водяной пар. Температуру в верху десорбера поддерживают в пределах 105-110 оС подачей раствора МЭА в качестве орошения. Сероводород с парами воды и унесенным амином проходит конденсаторы-холодильники воздушного и водяного охлаждения АВО-203 и ВХ-203 и поступает в сепаратор С-204, из которого сверху отбирают сероводород, а снизу – конденсат с растворенным сероводородом. В десорбере (диаметром 2,2 м, высотой 26 м) смонтирована 21 тарелка.

Сероводород далее направляют в процесс Клауса для производства элементной серы или на установку производства серной кислоты.

Для предотвращения вспенивания раствора МЭА на тарелках абсорберов в систему подают антивспениватель, а для удаления механических примесей из регенерированного раствора МЭА предусмотрена его фильтрация (на схеме не показана).

Печь П-201 тепловой мощностью 119,6 МДж/ч – двухкамерная, вертикально-секционного типа, из двух идентичных секций, установлена на железобетонных стойках высотой от уровня земли 1,7 м. Радиантный и конвекционный змеевики выполнены из труб диаметром 152 мм и толщиной стенки 8 мм из стали 08Х18Н10Т. В каждой камере – радиантной и конвекционной – 4 потока. На выходе из каждой камеры потоки объединяются в коллекторе. Печь рассчитана на температуру продукта на входе в печь в пределах 280-320 оС и на выходе из печи – 340-400 оС. В нижней части камер радиаций печи установлено по 12 газовых горелок типа ГП. Над трубами конвекционной камеры смонтирован змеевик из труб диаметром 100 мм, который используют для нагрева ВСГ до 250 оС с целью подачи его в колонну
К-201. Для утилизации теплоты дымовых газов используются воздухоподогреватели для нагрева до 250-270 оС воздуха, подаваемого для сжигания топлива в печи. Температура дымовых газов, покидающих печь после воздухоподогревателей, составляет 230 оС.

На рис. 1.2 показана принципиальная технологическая схема секции 300-1 «Гидроочистка дизельного топлива» комбинированной установки ЛК-6УС. Основными отличиями этой гидроочистки от предыдущей (см. рис. 1.1) являются отсутствие «горячей сепарации», одноступенчатая сепарация газопродуктовой смеси, возможность использования водяного пара или водородсодержащего газа как испаряющего агента в колонне стабилизации гидрогенизата, получение легкой дизельной фракции в виде бокового погона колонны стабилизации и отсутствие колонны регенерации (десорбера) насыщенного раствора МЭА.

За рубежом известен процесс гидроочистки «Isotreating» фирмы «Chevron Lummus Global LLC» (более 50 установок). В реакторе используют несколько слоев катализатора с межслойным охлаждением и усовершенствованные, высокоэффективные внутренние устройства. Узел сепарации ГПС включает 4 сепаратора – 2 горячих и 2 холодных. Из жидкого продукта второго горячего сепаратора среднего давления выделяют дополнительное количество водородсодержащего газа, после чего жидкий продукт направляют на фракционирование. Условия процесса: давление 4,14-12,4 МПа, парциальное давление водорода 2,4-9,0 МПа, температура 288-400 оС и объемная скорость подачи сырья 0,6-3,0 ч-1. Условия процесса зависят от свойств сырья и заданного качества продуктов [19].

технологическая схема секции 300-1