Чтобы сделать работу НПЗ более эффективной специалисты прибегают к методу утяжеления прямогонных дизельных фракций и повышения их качества с помощью депрессорно-диспергирующих присадок либо с помощью включения в схему предприятия дополнительного процесса депарафинизации топлива. Авторы статьи рассматривают варианты выбора метода достижения соответствия качества топлива требованиям ГОСТ.
Выпуск современных дизельных топлив на нефтеперерабатывающих предприятиях осуществляется в соответствии с межгосударственным стандартом ГОСТ 32511-2013 [1]. Основным критерием экологического класса К5 является массовая доля серы – не более 10 мг/кг, что достигается применением современных катализаторов гидроочистки ДТ, обеспечением необходимого давления, температуры, кратности циркуляции и объемной скорости подачи сырья на установках гидроочистки дистиллятных топлив. Типовые условия процесса гидроочистки дизельных топлив:
· Кратность циркуляции нм3 (водород)/нм3 (сырье) не менее 250;
· Температура на входе в реактор ГО 340–380 оС;
· Давление на входе в реактор ГО 33–37 кгс/см2.
Технологические параметры зависят от аппаратурного оформления конкретного объекта, активности каталитической системы и присутствия в сырье компонентов термодеструктивных процессов.
При этом повышение выработки прямогонных дизельных топлив на установках первичной переработки может достигаться изменением фракционного состава вовлекаемых в компаундирование фракций. Согласно опубликованным ранее данным [2], основным показателем прямогонных дизельных фракций, ограничивающим фракционный состав, является 95 % об. перегоняется при температуре не выше 360 °С. При сокращении запаса качества по фракционному составу прямогонного дизельного производится максимизация выработки товарного дизельного топлива на НПЗ и повышение эффективности предприятия в целом. Показатель 95 %, точка отгона прямогонной дизельной фракции установки первичной переработки нефти, может быть установлен в интервале 363–364 оС, для соблюдения требования фракционного состава по ГОСТ 32511-2013.
При этом утяжеление прямогонных фракций приводит к увеличению доли парафиновых углеводородов нормального строения, оказывающих значительное влияние на низкотемпературные свойства топлива. Одним из способов повышения предельной температурыфильтруемости топлива (ПТФ) и его седиментационной устойчивости является применение депрессор-диспергирующей присадки (ДДП). Дизельные фракции вторичных процессов содержат в основном углеводороды ароматического, нафтенного или изомерного строения. Дизельные фракции установок первичного разделения содержат достаточно большое количество н-парафинов, распределение которых зависит от качества разделения на основной ректификационной колонне установки АВТ. В таблице 1 приведено содержание парафино-нафтеновых углеводородов в дизельных фракциях типовой установки АВТ при переработке 73,1 % нефти марки Urals, 2,7 % нефти с содержанием 55 % «светлых» фракций, 24,2 % легкой нефти с содержанием 72 % «светлых» фракций. Данные получены на реально действующем объекте в период проведения сбора исходных данных [2].
Как видно из таблицы 1, керосиновая фракция содержит больше всего парафиновых углеводородов, однако они представлены низкомолекулярными соединениями до С17. Самое большое содержание высокомолекулярных углеводородов распределено во фракциях тяжелых дизельных топлив атмосферного и вакуумного блоков. Именно эти молекулы и обуславливают плохие низкотемпературные свойства и приводят к расслоению топлива. В таблице 2 приведены основные параметры парафиновых углеводородов [3].
