Гидроочистка нефтяных дистиллятов. Гидроочистка нефти реферат


Гидроочистка бензинов

Российский Химико-Технологический университет

им. Д.И. Менделеева

Реферат на тему:

Проверил: Шебанов С.М

Подготовила: Сатеренко М.В

Гр. O- 53

Москва

2003 Содержание

  1. Введение 3

  2. Основные реакции гидроочистки. 4

  3. Продукты, получаемые при гидроочистке 5

  4. Основные параметры процесса гидроочистки 6

  5. Катализаторы для гидроочистки 7

  6. Литература 8

  1. Введение

Гидроочистку нефтяных дистиллятов и нефтепродуктов применяют для обессеривания и обессмоливания прямогонных дистиллятов и дистиллятов вторичного происхождения при сравнительно мягких условиях. При этом удаляется не только наибольшая часть сернистых соединений, но и значительная часть непредельных углеводородов (из дистиллятов вторичного происхождения), а общее содержание ароматических углеводородов уменьшается незначительно не более чем на 10%).

Гидроочистку нефтяных дистиллятов проводят обычно не алюмокобальтмолибденовом, алюмоникельмолибденовом и других катализаторах при температуре 350-430оС, давлении 30-70 кгс/см2, объемной скорости подачи сырья 1 - 10 ч-1и циркуляции водородсодержащего газа 100 – 600 м3/м3сырья, содержащего 60-95% (об.) водорода. Существующая промышленная технология гидроочистки прямогонных бензинов обеспечивает получение качественного сырья для процесса реформинга. Дальнейшее совершенствование гидроочистки будет состоять в интенсификации промышленных установок и уменьшения энергоемкость за счет повышения объемной скорости подачи сырья, снижения давления и начальной температуры, уменьшения коэффициента циркуляции путем подбора специальных, более эффективных катализаторов, а также увеличения их срока службы.

Более сложной является гидроочистка бензинов вторичного происхождения – каталитического крекинга, коксования, термического крекинга, доля которых в балансе моторных топлив будет неуклонно возрастать в связи с углублением переработки нефти.

Условия и результаты гидроочистки во многом определяются качеством катализатора, химическим и фракционным составом сырья и требованиями, предъявляемыми к получаемым продуктам.

Гидроочистку прямогонных бензиновых фракций проводят в основном с целью подготовки сырья для последующего процесса каталитического реформинга, в котором используют высокоэффективные катализаторы на основе металлов платиновой группы. Для этих катализаторов органические соединения серы являются ядами. Поэтому глубина гидроочистки бензиновых фракций должна быть высока: остаточное содержание серы после гидроочистки не должно превышать 4-5 млн-1для алюмополтиновых катализаторов и 1млн-1 для биметаллических катализаторов.

  1. Основные реакции гидроочистки.

При гидроочистке нефтяного сырья стремятся предупредить протекание реакций гидрокрекинга и поэтому стараются выдерживать температуры не выше 390оС. В области температур 400-450оС реакции гидрокрекинга становятся преобладающими, выход очищенного продукта снижается, а расход водорода возрастает.

За последнее время, для увеличения ресурсов светлых нефтепродуктов в сырье, подвергаемое гидроочистке, стали добавлять продукты с вторичных процессов, содержащие значительное количество непредельных углеводородов.

При одной и той же температуре возможная глубина гидрирования непредельных углеводородов снижается по мере увеличения их молекулярного веса. Повышение давления увеличивает глубину гидрирования и расход водорода, который дополнительно растет с увеличением содержания непредельных углеводородов.

studfiles.net

2.2.1 Риформинг и гидроочистка нефти. Важнейшие химические процессы переработки нефтяного сырья

Похожие главы из других работ:

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1 Физико-химические свойства нефти, газа, воды поступающих на УПН Черновского месторождения нефти

В настоящее время поступление нефти на УПН Черновского месторождения осуществляется по системам промысловых трубопроводов с Быгинского, Погребняковского, Сосновского, Центрального, Черновского, Южно - Лиственского месторождений...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.1 Физико-химические свойства нефти, газа, воды Быгинского месторождения нефти

Свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты Быгинского месторождения, представлены по данным исследования глубинных и поверхностных проб нефти, отобранных в 1985-2007 гг. и выполненных в лаборатории ОАО «Удмуртгеология»...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Погребняковского месторождения нефти

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти - 919,2 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 2,79 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти - 4,51 м3/т...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Сосновского месторождения нефти

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти - 876,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 4,3 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти - 14,3 м3/т...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Черновского месторождения нефти

Плотность нефти в пластовых условиях - 0.876 г/см3; динамическая вязкость - 17.0 мПас; объемный коэффициент - 1.037; газосодержание - 16.2 м3/т; давление насыщения - 5.1 МПа. плотность нефти в стандартных условиях - 0.886 г/см3, вязкость нефти при t = 20 C - 29.7 мм2/сек...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Южно-Лиственского месторождения нефти

Плотность нефти в пластовых условиях в среднем составляет 0,872 г/см3, динамическая вязкость - 27,5 мПа·с, объемный коэффициент - 1,018, газосодержание - 6,1 м3/т, давление насыщения - 4,2 МПа...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

2.1 Основные технические показатели установки подготовки нефти Черновского месторождения нефти

УПН Черновского месторождения нефти состоит из двух опасных производственный объектов, таких как: «Пункт подготовки и сбора нефти» и «Парк резервуарный» была введена в эксплуатацию в 2001 году...

Переработка нефти

1.9 Транспорт нефти

На предприятия по переработке нефти подается трубопроводным, водным (танкеры, баржи) и железнодорожным (цистерны) транспортом. Наиболее экономична транспортировка нефти но трубопроводам -- себестоимость перекачки нефти а 2--3 раза ниже...

Переработка нефти

1.10 Переработка нефти

Нефть является источником получения всех видов жидкого топлива -- бензина, керосина, дизельного и котельного (мазут) топлив, из нефти вырабатывают смазочные и специальные масла, нефтяной кокс, битумы, консистентные (пластичные) смазки...

Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки

4.2 Результаты расчёта программы «Гидроочистка»

Результаты расчёта представлены в таблице 4.1. Таблица 4.1 - Материальный баланс установки гидроочистки ДТ Продукты % на сырьё т/год т/час Пришло: 180-360°С (АВТ) 96,214 1760231,814 215,715 180-360°С (АRТ) 3,786 69264,740 8,488 ВСГ 2,220 40614,823 4...

Современные технологии переработки нефти и газа

3. Гидроочистка керосиновых фракций

Гидроочистка -- процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах...

Схема глубокой переработки нефти и установка гидроочистки

4.2 Результаты расчёта программы "Гидроочистка"

Результаты расчёта представлены в таблице 10. Таблица 9 - Материальный баланс установки гидроочистки ДТ Наименование %масс. т/год Взято Сырьё 100,00000 780000 Водородсодержащий газ 0,7754 6048 в том числе 100% -ный водород 0...

Туймазинское месторождение

2.4 Каталитический риформинг

Каталитический риформинг -- это процесс обогащения бензиновых фракций нефти ароматическими и другими циклическими углеводородами. Ароматическими углеводородами (аренами) называются вещества...

Установка каталитического риформинга

1.1 Каталитический риформинг: назначение, сырье, продукты процесса

Назначение - получение высокооктанового компонента автомобильных бензинов...

Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

1. Фонтанный способ добычи нефти. Оборудование при фонтанном способе добычи нефти

Фонтанный способ - самый лучший способ эксплуатации, т.к. не требует источников энергии (насосов и т.п.). Оборудование при этом способе простое и надежное. Фонтанная эксплуатация скважин возможна...

prod.bobrodobro.ru

Гидроочистка нефтяных дистиллятов — реферат

Принятые обозначения  и сокращения

 

ВСГ         водородосодержащий газ

МЭА        моноэтаноламин

НПЗ         нефтеперерабатывающий завод

АКМ        алюмокобальтмолибденовый катализатор

АНМ        алюмоникельмолибденовый катализатор

ПК           поршневой компрессор

ОПС         окружающая природная среда

ООС         охрана окружающей среды

ЗВ             загрязняющие вещества

ТЭК          топливо - энергетический комплекс

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

Индивидуальное задание 

2

Принятые обозначения  и сокращения 

3

Введение 

5

1 Описание установки гидроочистки нефтяных дистиллятов

8

2 Потребность установки в сырье, катализаторах, вспомогательных материалах и энергоресурсах

12

2.1 Сырье

12

2.2 Катализаторы и вспомогательные материалы

13

2.3 Теплоснабжение

15

2.4 Топливоснабжение

15

3 Основные технологические  решения и технология производства

16

3.1 Основные технологические  решения

16

3.2 Описание технологической  схемы

16

4 Характеристика производственной среды. Анализ опасностей и производственных вредностей

18

5 Охрана окружающей среды

23

Заключение 

25

Список использованных источников

26

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов, а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия. Целевое назначение НПЗ – производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии. Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год). так и составляющих технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопасности оборудования и технологии, квалификации и обслуживающего персонала.

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции  из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно около или более сотни наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производятся преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получаются, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обуславливает иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

Современные и перспективные  НПЗ должны:

  1. обладать оптимальной мощностью, достаточной для обеспечения потребности экономического района в товарных нефтепродуктах;
  2. обеспечивать требуемое государственными стандартами качество выпускаемых нефтепродуктов;
  3. осуществлять комплексную и глубокую переработку выпускаемых нефтепродуктов;
  4. быть высокоэффективным, конкурентоспособным, технически и экологически безопасным предприятием.

Набор технологических процессов должен обеспечивать оптимальную глубину переработки нефти и выпуск заводом заданного ассортимента нефтепродуктов высокого качества с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами. При минимизации капитальных и эксплуатационных затрат наиболее значительный эффект достигается, когда на НПЗ применяются крупнотоннажные технологические процессы и комбинированные установки. При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованную управляемую установку в сочетании с укрупнением достигается:

- экономия капитальных  вложений в результате сокращения  резервуарных парков, трубопроводов,  технологических коммуникаций и  инженерных сетей, более компактного  расположения оборудования и  аппаратов, объединения насосных, компрессорных, операторных и  других помещений;

- экономия эксплуатационных  затрат в результате снижения  удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды  за счет объединения стадий  фракционирования, исключения повторных операций нагрева и охлаждения и др., а также в результате сокращения численности обслуживающего персонала (то есть повышения производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации;

- снижение потерь нефтепродуктов  и количества стоков, и следовательно, количества вредных выбросов в окружающую среду [2].

Технологические процессы НПЗ  принято классифицировать на две  группы: физические и химические. Химические процессы, применяемые на современных  НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются на термические и каталитические.

Гидрокрекинг является эффективным  и исключительно гибким каталитическим процессом, позволяющим комплексно решить проблему глубокой переработки  вакуумных дистиллятов (ГКВД) с получением широкого ассортимента моторных топлив в соответствии с современными требованиями и потребностями в тех или  иных топливах[1].

В данной работе рассмотрено  техническое перевооружение установки  гидрокрекинга или гидроочистки нефтяных дистиллятов Л-16-1 с внедрением схемы горячей сепарации, заменой  реакторного блока и блока  стабилизации.

Цель перевооружения:

- производить отбор дополнительного  товарного продукта – дизельного  топлива;

- повышение производительности  от 1,5 млн. т/год до 1,9 млн. т/год  по сырью;

- улучшение качества отбираемых  продуктов;

- замена морально и  физически устаревшего оборудования  на новое;

- повышение безопасности  установки при эксплуатации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Описание установки  гидроочистки нефтяных дистиллятов

Установка гидрокрекинга  или гидроочистки предназначена  для улучшения качества нефтяных дистиллятов за счет удаления химических соединений серы, азота, кислорода, смолистых  соединений, непредельных углеводородов.

На установке осуществляется гидроочистка нефтяных дистиллятов  на алюмоникельмолибденовом или алюмокобальтмолибденовом катализаторе в среде водорода при давлении 30-50 кгс/см2 при температуре до 425 С.

Номинальная производительность установки гидроочистки составляет 1900 т/год. Среднее число часов  работы в году (с учетом простоя  на ремонте) составляет 8000 ч.

При гидрокрекинге получаются гидроочищенный вакуумный газойль и компонент дизельного топлива. Ассортимент и характеристики получаемой продукции приведены в таблице 1.

 

Таблица 1 – Ассортимент  и характеристика получаемой продукции

 

Наименование продукции

Кол-во

тыс. т/год

Качество

Направление использования

1 Гидроочищенный вакуумный газойль

1410,48

1 до 350 С выкипает  не более 2%;

2 Массовая доля серы  не более 0,4%;

3 Сероводород отсутствует

Направляется на установку  каталитического крекинга для получения  высококачественного бензина

2 Компонент дизельного  топлива

320,0

 

Товарный продукт в  качестве топлива для дизельных  и газотурбинных двигателей

 

При гидрокрекинге также  получаются сероводород, углеводородный газ на собственные нужды, ВСГ отдув в общезаводскую сеть и бензин нестабильный. Количество и характеристики попутной продукции приведены в таблице 2.

 

Таблица 2 – Количество и  характеристики попутной продукции 

 

Наименование продукции

Количество,

тыс. т /год

Характеристика

Направление использования

Сероводород

31,12

Объемная доля сероводорода, не менее 95,0%

Используется в качестве сырья на установке получения  элементарной серы

Углеводородный газ на собственные нужды

22,326

Массовая доля сероводорода, не более 0,01 %

В качестве топливного газа

ВСГ отдув в общезаводскую  сеть

25,344

Массовая доля сероводорода, не более 0,01 %

В качестве топливного газа

Бензин нестабильный

112,00

Температура конца перегонки, не выше 170 С

Компонент сырья установки

 

Для получения желаемых результатов по снижению содержания в топливе токсичных компонентов в технологии заложен жесткий режим процесса гидроочистки. Параметры гидроочистки поддерживают в определенных пределах в зависимости от качества очищаемого продукта и требуемой степени очистки. Чем тяжелее очищаемый продукт, чем больше в нем непредельных углеводородов, тем выше должно быть парциальное давление водорода в водородосодержащем газе на входе в реактор. С повышением парциального давления водорода улучшается степень очистки, уменьшается коксообразование, увеличивается срок службы катализатора [4]. В процессе гидроочистки используют не чистый водород, а газ, в котором объемное содержание водорода 50-95%, остальную часть составляют метан, этан, пропан и бутан. В результате реакций гидроочистки водород поглощается, образуются углеводородные газы, сероводород и вода. Поэтому содержание водорода в водородосодержащем газе на входе в реактор выше, чем на выходе. Расход водорода восполняется подачей водорода с установок риформинга, производства водорода или из других источников. При наличии гидрокрекинга необходима организация производства водорода, так как водорода риформинга недостаточно. Поэтому расход водорода при гидрокрекинге и связанная с этим глубина процесса существенно влияют на экономические показатели завода в целом.

Гидрокрекинг протекает  с суммарным экзотермическим  эффектом, зависящим от глубины превращения. Для поддержания заданного температурного режима выделяющееся тепло частично или полностью отводится из реакционной  зоны подачей части циркуляционного  газа, минуя нагревательную печь[7].

Смесь сырья с водородосодержащим газом, нагретую в теплообменнике и  печи, подвергают гидроочистке в реакторах  над АКМ катализатором. Избыточную теплоту реакции отводят путем  введения в реакторы холодного циркуляционного  газа. Из реакторов газо-продуктовая  смесь после охлаждения поступает  в адсорбер раствором МЭА, вновь  возвращается в цикл.

Гидрогенизат из сепаратора высокого давления после дросселирования направляется в сепаратор низкого давления и после подогрева в теплообменнике – в стабилизационную колонну. Дизельное топливо при выходе из колонны разделяется на два потока: один из них, пройдя печь, в виде рециркулята возвращается в колонну, а второй после охлаждения поступает на защелачивание и водную промывку. Очищенное дизельное топливо выводится с установки [3].

Результаты гидрокрекинга  представлены в таблице 3.

 

 

 

Таблица 3 – Материальный баланс

 

Наименование продукта

% масс

кг/ч

тыс. т/год

Взято:

 

       Вакуумный  газойль

 

        ВСГ

 

Итого:

 

Получено:

 

        Гидроочищенный вакуумный газойль

 

        Компонент  дизельного топлива

 

        Бензин  нестабильный

 

        Сероводород

   

       Углеводородный  газ на собственные нужды

 

        ВСГ  отдув на общезаводскую топливную  сеть

 

        Потери

 

Итого:

 

 

100,0

 

2,0

 

102,0

 

 

 

74,24

 

 

16,84

 

 

5,89

 

1,64

 

 

1,18

 

 

 

1,33

 

0,88

 

102,00

 

 

237500,0

 

4750,0

 

242250,0

 

 

 

176310,0

 

 

40000,0

 

 

14000,0

 

3890,0

 

 

2792,0

 

 

 

3168,0

 

2090,0

 

242250

 

 

1900,0

 

38,0

 

1938,0

 

 

 

1410,48

 

 

320,0

 

 

112,0

 

31,12

 

 

22,336

 

 

 

25,344

 

16,72

 

1938,00

myunivercity.ru

Гидроочистка нефтяных дистиллятов — реферат

 

 

 

 

 

 

2 Потребность установки в сырье, катализаторах, вспомогательных материалах и энергоресурсах

 

2.1 Сырье

В сырье, поступающем на установку  гидроочистки, содержание влаги не должно превышать 0,02-0,03 % (масс.). Повышенное содержание влаги влияет на прочность  катализатора, усиливает интенсивность  коррозии, нарушает нормальный режим  стабилизационной колонны. Сырье не должно содержать механических примесей, так как, попадая в реактор, они  скапливаются на катализаторе, снижая тем самым эффективность его  работы. Во избежание поликонденсации  непредельных и кислородных соединений, содержащихся в сырье, за счет контакта последнего с кислородом воздуха, снабжение  установок гидроочистки сырьем следует  организовывать по схеме прямого  питания или хранить его в  промежуточных сырьевых парках под  «подушкой» инертного газа. Контакт  сырья с кислородом воздуха может  привести к образованию отложений  в системе реакторного блока [3].

Потребность установки в  сырье и его характеристика приведены  в таблице 4.

 

Таблица 4 – Сырье

 

Наименование сырья и  его техническая характеристика (качественные показатели)

Годовое потребление,

тыс. т

Величина качественного  показателя

Специальные требования к  сырью, параметры подачи на установку

1 Вакуумный газойль

Фракционный состав, С

- начало кипения

- конец кипения

Плотность, кг/м3

Содержание серы, % масс.

1900

 

 

330

540

900

1,5-2,5

По трубопроводу Т=60 С

 

2.2 Катализаторы  и вспомогательные материалы

Состав катализаторов  оказывает существенное влияние  на избирательность реакций, поэтому  соответствующим подбором катализаторов  удается осуществлять управлением  процессом гидроочистки в довольно широких пределах.

В промышленности для данных процессов  широко применяются алюмокобальтмолибденовые (АКМ) или алюмоникельмолибденовые (АНМ) катализаторы.

Промышленный алюмокобальтмолибденовый катализатор обладает весьма высокой избирательностью. Реакций разрыва связей С-С или насыщения ароматических колец в его присутствии практически не протекают. Он обладает высокой активностью в реакциях разрыва связей С-S и высокой термической стойкостью, вследствие чего имеет длительный срок службы. Важным преимуществом данного катализатора является стойкость к потенциальным каталитическим ядам. Кроме того, этот катализатор обладает приемлемой активностью в реакциях насыщения непредельных соединений, разрыва связей углерод - азот, углерод - кислород, и практически используется для гидроочистки всех нефтяных фракций. Алюмоникельмолибденовый катализатор менее активен в реакциях насыщения непредельных соединений, зато более активен в отношении насыщения ароматических углеводородов (10-50% по сравнению с АКМ) гидрирования азотистых соединений (на 10- 18% выше, чем с АКМ).

В условиях гидроочистки дизельных  топлив температура и парциальное  давление водорода и сероводорода являются определяющими параметрами для  сохранения катализатора в той или  иной сульфидной форме. В зависимости  от значения указанных параметров никель и молибден будут в различной  степени насыщены серой, что отразится  на их каталитической активности [3].

Данные и потреблении установки в катализаторах и основных вспомогательных материалах, а также источники их снабжения приведены в таблице 5.

 

Таблица 5 – Катализаторы и вспомогательные материалы

 

Наименование катализаторов  и вспомогательных материалов, техническая  характеристика

Источники снабжения

Годовой расход, т

1 Метилдиэтаноламин

ТУ 2423-005-11159873-2000

Плотность при 20 С, 1,036-1,042 г/см3

Массовая доля метилдиэтаноламина, не менее 99%

Г. Дзержинск

38,0

2 Катализатор гидрокрекинга

ООО «Компания Катахим», г. Москва

53,2

3 Катализатор ТНК-2000

ТУ 2177-002-44912618-00

Массовая доля активных компонентов, % масс., не менее:

- триоксида молибдена 15,0-18,0

- оксида кобальта 4,0-5,0

Массовая доля вредных  примесей, % масс., не более:

- оксид железа 0,08

- оксида натрия 0,08

Насыпная плотность катализатора 0,67-0,81 г/см3

Диметр гранул 1,5-2,5 мм

Массовая доля потерь при  прокаливании при 500 С не более 3%

Индекс прочности не менее 2,1 кг/мм

Массовая доля крошки не более 0,6 %

Удельная поверхность  не менее 

250 м2/г

ООО «Компания Катахим», г. Москва

20,9

 

 

 

 

2.3 Теплоснабжение

Установка Л-16-1 потребляет на технологические нужды водяной  пар давлением 1,0 МПа и температурой 250 С. Перед подачей в колонны  водяной пар перегревается до 360 С в змеевиках печей.

Максимальный расход водяного пара составляет 1350 кг/ч.

Годовой расход составляет 10800 т/год.

Режим подачи постоянный.

 

2.4 Топливоснабжение

В качестве топлива на установке  используются следующие виды топлива:

- газообразное топливо  собственной выработки;

- газообразное топливо  из сети предприятия;

- жидкое топливо из  заводской сети (на пуск).

Параметры топлива приведены  в таблице 6.

 

Таблица 6 – Параметры  используемого на установке топлива

 

Вид топлива, его характеристика

Параметры

Расходы

Режим подачи

тыс. т/год

макс. т/час

1 Топливо газообразное

    1. Углеводородный газ собственной выработки

 

 

1.2 Топливный газ из  сети завода

 

 

Р=0,05-0,07 МПа

(0,5-0,7 кгс/см2)

Т=40 С

 

 

Р=0,3-0,5 МПа

(3-5 кгс/см2)

Т=40 С

 

 

22,336

 

 

 

 

4,9

 

 

4,121

 

 

 

 

3,45

 

 

Постоянный

 

 

 

 

Постоянный

 

2 Топливо жидкое - мазут

Р=0,6-0,8 МПа

(6-8 кгс/см2)

Т=60 С

0,075

0,9

Периодически

(при пуске)

 

3 Основные технологические  решения и технология производства

 

3.1 Основные технологические  решения

Разработанная схема горячей  сепарации включает в себя:

- установку новых горячих  сепараторов;

- вывод гидрогенизата из вновь установленных сепараторов;

- установку новых теплообменников  для охлаждения смеси водородосодержащего  газа и легких углеводородов  потоком легкого гидрогенизата.

Заменяются сырьевые теплообменники. Также выполнена реконструкция существующих стабилизационных колонн с заменой внутренних устройств на устройства, разработанные фирмой «SULZER». Выполнена переобвязка и подключение реконструируемых стабилизационных колонн. Выполнена установка аппаратов воздушного охлаждения паров стабилизационных колонн, переобвязка змеевиков конвекционной камеры печей на двухпоточную систему.

 

3.2 Описание технологической  схемы

Сырье – вакуумный газойль  с товарного парка подается насосом 11 на смешение с циркулирующим водородсодержащим газом, нагнетаемым компрессором 16 и свежим водородом, поступающим с нагнетательного трубопровода. Смесь нагревается последовательно в теплообменнике 3 и печи 1 и входит в реактор 2 через верхний штуцер. Из нижнего штуцера реактора прореагировавший продукт (гидрогенизат первой ступени) в смеси с газом поступает в теплообменник 3, воздушный холодильник 12 и водяной холодильник 20, где охлаждается до температуры сепарации. В сепараторе 19 гидрогенизат отделяется от циркулирующего газа, избыток которого отдувается из системы, а основное количество поступает на прием компрессора 16 и возвращается на смешение с сырьем. Гидрогенизат первой ступени с растворенными в нем углеводородными газами, сероводородом и аммиаком подвергается четырехкратной стабилизации при понижении давления в сепараторах 26—28 и колонне 29. Сухие и жирные газы, отделенные от гидрогенизата, содержат сероводород и поэтому подвергаются моноэтаноламиновой очистке в колоннах 4—6. Сухой газ и сероводород выводятся с установки, а жирные газы поступают в блок газоразделения (на схеме отсутствует) для получения фракции Сз—С4. С низа колонны 29 гидрогенизат первой ступени забирается насосом 13, смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом второй ступени и свежим водородом и подается в реакторный блок второй ступени. Схемы реакторного блока второй ступени и стабилизации гидрогенизата второй ступени не отличаются от схемы первой ступени. Стабилизированный гидрогенизат второй ступени подвергается разгонке на фракции в атмосферной колонне 35 и вакуумной колонне 38. В отличие от установок гидроочистки и гидрокрекинга в одну ступень, циркулирующий водородсодержащий газ не подвергается отмывке от сероводорода. Высокое давление сепарации в первой ступени способствует растворению сероводорода в гидрогенизате, благодаря чему содержание сероводорода в газе находится в допустимых пределах. Во второй ступени крекируется сырье, очищенное от серы, поэтому образование сероводорода незначительно. Промежуточное охлаждение для съема теплоты реакции осуществляется подводом холодного циркуляционного газа в реакторы непосредственно между слоями катализатора.

Технологическая схема установки  гидрокрекинга вакуумного газойля  представлена на рисунке 1.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1 - 1, 8, 30, 34, 37, 40 — печи; 2, 9 — реакторы; 3, 10 — теплообменники; 4—7, 29, 32, 35, 36, 39, 39 — колонны; 11, 13, 31, 33 — насосы; 12, 14, 20, 25 — холодильники; 15—18 — компрес¬соры; 19, 21—24, 26—28 — сепараторы; I – сырье; II — водородсодержащий газ риформинга; III — водородсодержащий газ на отдув; IV — сухой газ; V — сероводород; VI — жирный газ; VII — водородсодержащий газ с установки; VIII —- бензин; IX — дизельное топливо; X — остаток гидрокрекинга.

 

4 Характеристика  производственной среды. Анализ  опасностей и производственных  вредностей

Установка Л-16-1 предназначена для гидроочистки нефтяных дистиллятов путем деструктивной гидрогенизацией сернистых соединений на алюмокобальтмолибденовом катализаторе в среде водорода. По условиям жидкая фаза в технологическом оборудовании, в основном, находится в перегретом состоянии, т.к. обращается в объеме аппаратов и трубопроводов при высоких температурах и давлениях, кроме того, в оборудовании присутствуют различные углеводородные газы.

Технологические процессы на установке связаны с ее характерными особенностями. Основные из них - наличие высоких температур на установке в целом, значительных давлений в отдельных аппаратах и трубопроводах, высокое напряжение на высоковольтных электродвигателях насосов и компрессоров, наличие горючих и токсичных нефтепродуктов и их паров, сероводорода, возможность образования взрывоопасных смесей паров нефтепродукта с воздухом и соединений, способных к самовозгоранию.

Согласно действующим  нормативным документам установка  гидроочистки относится:

- по взрывоопасности к  классу В-1;

- по пожароопасности к категории А;

- по санитарным нормам  к группе IIIБ;

Технологический процесс  на установке характерен:

- наличием высоких температур, избыточного давления, а так же  открытого огня в технологической  печи;

- возможностью возникновения статистического электричества;

- возможностью возникновения пожара и взрыва при выбросе сероводорода и углеводородов в случае разгерметизации трубопроводов и аппаратов;

- наличием электрооборудования,  работающего под высоким напряжением;

- наличием и применением  пара с давлением 1,0 МПа и температурой 250 С;

- наличием токсичных,  горючих паров и газов углеводородов,  сероводорода, способных образовывать  в смеси с воздухом взрывоопасные  концентрации в широких пределах;

- наличие колодцев, приямков, емкостей с образованием в  них высокой степени загазованности;

- наличием оборудования, имеющим движущиеся, вращающиеся  и вибрирующие части;

При эксплуатации установки  возможны следующие опасности:

- возникновение пожара  и взрыва:

а) при выбросе нефтепродуктов;

б) вследствие разгерметизации  фланцевых соединений;

в) при работе в загазованной зоне искроопасными веществами;

г) при нарушении техники  безопасности при проведении огневых  работ;

- отравление работающих сероводородом, углеводородными газами, бензином, легким газойлем;

- термические ожоги водяным  паром, имеющими высокую температуру  стенками технологических трубопроводов;

- поражение работающих  электрическим током, в случае  выхода из строя заземления  токоведущих частей, пробоя изоляции;

- взрыв или воспламенение  паров нефтепродуктов за счет  образования статического электричества  при нарушении правил перекачки  нефтепродуктов или нарушения  заземления;

- падение с высоты;

Производственная санитария  представляет собой систему санитарно-технических  и гигиенических мероприятий. Задача производственной санитарии состоит в создании оптимальных метеорологических условий, оптимального физико-химического состава воздушной среды (освещенности, уровня шума, вибрации, ультра- и инфразвука).

Уровни опасных и вредных  производственных факторов на рабочих  местах должны соответствовать требованиям  стандартов безопасности по всем видам  опасных и вредных факторов. Производственные отравления и заболевания возможны только при определенной концентрации токсичного вещества в воздухе.

Характеристики вредных  и опасных факторов применяемого сырья, реагентов и продуктов производства:

- Бензин - бесцветная, легковоспламеняющаяся жидкость (ЛВЖ). Пределы взрывоопасной концентрации (ПВК) паров бензина с воздухом от 1 % до 6 % объемных. В данном пределе при наличии открытого окна происходит взрыв. При содержании паров бензина в воздухе производственных помещений выше ПДК - возможны отравления. На организм человека бензин действует как наркотик. При легком отравлении вызывает головную боль, головокружение, сухость во рту, беспричинную веселость. При высоких концентрациях происходит острое отравление с потерей сознания со смертельным исходом. При попадании на тело может вызывать хроническую экзему.

myunivercity.ru

Гидроочистка нефтяных остатков - Справочник химика 21

    Процесс гидроочистки нефтяных остатков от повышенного содержания в них серы получил развитие после внедрения в промышленность в 60-х годах гидрокрекинга тяжелого дистиллятного-и остаточного сырья, имевшего целью повысить выход из нефти бензина и дизельного топлива, а также улучшить качество сырья для каталитического крекинга. При осуш ествлении таких процессов получался гидрообессеренный остаток в относительно небольшом количестве как побочный продукт. Позднее, при возникновении проблемы получения малосернистых котельных топлив, исследования процессов гидрокрекинга были направлены на максимальное удаление из остатков серы при умеренном выходе дистиллятных продуктов. Были созданы процессы и построены промышленные установки в США, Японии, Мексике и Кувейте по получению малосернистого котельного топлива при прямом гидрообессеривании. [c.108]     Гидроочистка нефтяных остатков [c.73]

    МЕХАНИЗМ И СКОРОСТИ РЕАКЦИЙ, ПРОТЕКАЮЩИХ ПРИ ГИДРООЧИСТКЕ НЕФТЯНЫХ ОСТАТКОВ [c.106]

    Более 20 различных катализаторов гидроочистки нефтяных остатков можно применять в этом процессе с целью достижения глубокой сероочистки, деметаллизации, деазотирования и снижения коксуемости сырья. По данной технологии можно подвергать гидроочистке сырье самой высокой вязкости, с содержанием металлов выше 500 ррш. По данной технологии гарантируются 90%-е обессеривание и деметаллизация. [c.200]

    Гидроочистка нефтяных остатков. Выход нефтяных остатков (мазутов, гудронов) достигает 45—55 % на нефть. Одним из путей углубления переработки нефти и увеличения отбора светлых нефтепродуктов является каталитическая переработка нефтяных остатков. По сравнению с дистиллятным сырьем остатки характеризуются более высоким содержанием серо-, азот- и металлорганических соединений, смол, асфальтенов, золы. Для подготовки нефтяных остатков к каталитической переработке предложен ряд методов непрямого гидрообессеривания, которые заключаются в вакуумной перегонке мазута и деасфальтизации выделившегося гудрона с последующей гидроочисткой вакуумного газойля и деасфальтизата. Если очищенные продукты не смешивать с остатком деасфальтизации, то содержание серы в котельном топливе снижается почти на порядок (до 0,2—0,3%). При смешении очищенных продуктов с остатком содержание серы в топливе составляет 0,4—1,4%>. [c.379]

    Из данных табл. 3 видно, что удельная поверхность обоих катализаторов, выгруженных из реакторов промышленной установки, несколько меньше, чем свежих, но для катализаторов гидроочистки такое уменьшение поверхности вполне допустимо. Так, при гидроочистке нефтяных остатков катализатор продолжал работать в течение нескольких месяцев при удельной поверхности, в 3 раза меньшей по сравнению со свежим катализатором [23]. Механическая прочность катализаторов после длительной работы и двух окислительных регенераций изменилась незначительно (см. табл. 3). [c.132]

    ГИДРООЧИСТКА НЕФТЯНЫХ ОСТАТКОВ [c.15]

    Гидроочистка нефтяных остатков остается сложной задачей. Их выход на нефть — 46-50 масс. %. Наличие большого количества примесей затрудняет получение высококачественных дистиллятов и котельных топлив. [c.831]

    Активность. Одна из основных проблем гидроочистки нефтяных остатков связана с быстрой начальной дезактивацией катализатора в результате отложения на нем карбоидов [2], что усугубляется отложением минеральных веществ в течение реакции. Предполагают, что начальное отложение углерода происходит из-за больших размеров молекул асфальтенов — порядка 4—5 нм [3], в результате закупоривания микропор соответствующего размера в глиноземном носителе. Такие поры составляют большую часть общей поверхности катализатора. [c.216]

    Предварительное удаление не растворимых в пента-не асфальтенов приводит к значительному увеличению скорости гидроочистки нефтяных остатков 57,e9J. Однако, принимая для процесса гидроочистки сырья кажущийся второй порядок реакции, не всегда удается получить [c.34]

    Гидроочистка нефтяных остатков. Выход нефтяных остатков (мазутов, гудронов) достигает 45—55 % на нефть. Одним из путей углубления переработки нефти и увеличения отбора светлых нефтепродуктов является каталитическая переработка нефтяных остатков. По сравнению с дистиллятным сырьем остатки характеризуются более высоким содержанием зво [c.360]

    Уже отмечались основные трудности, возникающие при гидроочистке нефтяных остатков такие процессы протекают в более жестких условиях и со значительно большим расходом водорода. [c.302]

    Рекламируется применение процесса изомакс фирмы hevron Resear h для гидроочистки нефтяных остатков. Содержание серы снижено с 3 до 1% и ниже Описывается новый процесс гидроочистки нефтяных остатков. Содержание св )ы снижено с 5,2 до 1% [c.87]

    Сообщается о работе установки гидроочистки нефтяных остатков в Японии мощностью 1,57 млн. т/год. Из сырья с 4,0% серы в трех пробегах получено котельное топливо с 1,0 и 1,5% серы. В установке используется процесс Gulf-HDS. Катализатор служил от 6 до 12 месяцев, за это время температура повышалась на 100—120 °С для компенсации его дезактивации (см, также ) [c.91]

    Гидроочистка нефтяных остатков. Гидроочистке обычно подвергают остатки прямой перегонки нефри — мазуты, используемые в качестве котельного топлива. [c.304]

    В прошлом дополнительной переработке остаточных котельных топлив часто не уделялось должного внимания вследствие необходимости применения высоких давлений и эксплуатационных трудностей, связанных с пропуском асфальтосмолистых фракций нефти над твердыми катализаторами. Последние достижения техники в большой степени устранили эти трудности, вследствие чего в настоящее время переработка нефтяных остатков может производиться при таких же давлениях и так же просто, как гидроочистка дистиллятных продуктов. Для этого пришлось провести большой объем исследовательских работ по изучению реакций, протекающих при переработке и гидроочистке нефтяных остатков, их кинетики, а также роли катализатора и механизма его действия. В данном докладе иратко описываются эти работы и приводятся результаты переработки кувейтских нефтяных остатков. [c.106]

    Гидрообессеривание (англ. hydrogen sweetening pro ess) — процесс гидроочистки нефтяных остатков с целью получения малосернистых котельных топлив и сырья для каталитического крекинга. Процесс протекает в реакторах с неподвижным слоем катализатора подобно гидроочистке дистиллятных фракций и в реакторах с псевдоожиженным слоем катализатора подобно гидрокрекингу. [c.46]

    В докладе Монтанья [39J указывается, что суммарная мощность установок гидроочистки нефтяных остатков достигла [c.32]

    При приготовлении катализаторов для прямой гидроочистки нефтяных остатков в качестве активных компонентов используют никель, кобальт, молибден, вольфрам. Но-, сителями могут. служить окись алюминия, окись кремния, у природные и синтетические алюмосиликаты. Носитель иг- рает важную доль в механизме отложения кокса и тяжелых металлов на поверхности катализатора. Увеличение активной поверхности, объема и радиуса пор улучшает гид-  [c.74]

    Имеется рад патентов [l23-125j, в которых для гидроочистки нефтяных остатков с целью получения котельно -го топлива предлагается использовать АНМ катализатор. Отличительной особенностью такого катализатора является повышенное (12%) содержание окиси кремния при содержании никеля 2% вес. и молибдена - 16% вес. Более 50% объема катализатора имеют поры диаметром выше 1000 , что позволяет использовать его для переработки нераст -воримых асфальтенов. Насыпной вес такого катализатора -0,32 г/см , удельная поверхность - 215 м /г, объем пор [c.75]

    Прямое гвдрообеЬсеривание позвсляет обеспечить глубокую гидрОочистку нефтяных остатков. Содержание серы в остаточных топливах может быть снижено до 0,1-0,5 . [c.13]

    Несмотря на большие трудности, связанные с гидрообессериванием нефтяных остатков, в последние годы в этой о(бласти были достигнуты значительные успехи и опубликованы данные о нескольких новых промышленных npoмного процессов гидроочистки, которые различаются главным образом рабочими температурами и давлениями. Из них наиболее важное значение имеют процессы гидроочистки нефтяных остатков, характеризующиеся высокой концентрацией стабильных сернистых соединений. Фирмой Эссо разработаны три процесса снижения содержания серы в тяжелых нефтяных остатках. Первый процесс, основанный на тидрообессеривании вакуумного газойля, позволяет получать тяжелые топлива с содержанием серы 1—2%. Второй процесс предусматривает деасфальти-зацию остатка вакуумной перегонки, смешение полученного продукта с тяжелым газойлем вакуумной перегон- [c.172]

chem21.info