диплом флешка 05.06.2015 / Трякшин - Гидроочистка. Установка гидроочистки нефти


Установка - гидроочистка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Установка - гидроочистка

Cтраница 1

Установки гидроочистки в технологической схеме завода могут быть самостоятельными или находиться в блоке с другими процессами. В последнем случае они могут готовить сырье для процесса или производить очистку продуктов.  [1]

Установки гидроочистки проектировались на переработку смеси первичного и вторичного сырья в соотношении 1: 1, однако на практике большинство заводов подвергает гидроочис - тке только прямогонные фракции. Лишь на некоторых предприятиях гидроочищается легкий газойль каталитического крекинга. Газойли термического крекинга и коксования использу-ются в большинстве случаев как компоненты экспортных и флотских мазутов, газотурбинного, печного и моторного топ-лив.  [2]

Установка гидроочистки и сырьевой парк для нее введены в действие в мае 1977 года. В тот год на установке ГО-4 были переработаны первые 600 тысяч тонн оренбургского стабильного конденсата.  [3]

Установка гидроочистки изложниц, освобожденных от слитков стали, работает также периодически, хотя и более длительное время, чем душирующая установка. Здесь вода подается под высоким давлением, создаваемым специальным насосом, и изливается струями через насадки. Количество сточных вод от гидравлической очистки изложниц составляет 25 - 50 м3 / ч, что равно также 60 % количества подаваемой воды; остальная вода теряется на испарение.  [4]

Установка гидроочистки дистиллята дизельного топлива включает реакторный блок ( печь и реактор), систему стабилизации гидроочищенного продукта, удаления сероводорода из циркуляционного газа, а также промывки от сероводорода дистиллята.  [5]

Установку гидроочистки останавливают в следующем порядке.  [6]

Каждая установка гидроочистки дизтоплив состоит из ряда блоков, имеющих определенное назначение.  [7]

Схемы установок гидроочистки различаются по варианту подачи водородсодержащего газа: с циркуляцией или на проток. На установках гидроочистки керосина, дизельного топлива, вакуумного дистиллята применяется циркуляционная схема подачи водородсодержащего газа. Мощность установок гидроочистки составляет 300 - 2000 тыс. т / год.  [8]

Строительство установки гидроочистки неомыляемых является наиболее эффективным способом увеличения выхода спиртов с одновременным улучшением их качества.  [9]

Пуск установки гидроочистки состоит из последовательного проведения следующих операций.  [10]

Аппаратура установки гидроочистки, способы регулирования технологического режима, вопросы техники безопасности на установках гидроочистки аналогичны таковым для установок плат-форминга бензиновых фракций.  [11]

Оборудование установок гидроочистки подвергается химической, электрохимической и водородной коррозии.  [12]

Аппаратура установки гидроочистки, способы регулирования технологического режима, вопросы техники безопасности на установках гидроочистки аналогичны таковым для установок платфор-минга бензиновых фракций.  [13]

Аппаратура установки гидроочистки, способы регулирования технологического режима, вопросы техники безопасности на установках гидроочистки аналогичны таковым для установок плат-форминга бензиновых фракций.  [14]

Компрессоры установок гидроочистки работают в ре-киме, близком к адиабатическому.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Установка гидроочистки нефтяного сырья

 

Установка гидроочистки нефтяного сырья содержит первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода. При этом третий реактор гидроочистки соединен последовательно с первым и вторым реакторами и предназначен для совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных первого и второго реакторов. Технический результат: повышение степени очистки нефтяного сырья. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтепереработки, конкретно, к установке гидроочистки нефтяного сырья, в частности, прямогонных нефтяных фракций и газойлей каталитического крекинга, используемых для получения экологически чистых дизельных топлив.

Известно, что практически все установки гидроочистки нефтяных фракций содержат реакторный блок, ректификационную колонну стабилизации гидрогенизата, конденсатор для охлаждения стабилизированного продукта и сепаратор очистки газов от сероводорода. (патент РФ 2140967, С 10 G 67/02, 45/06,1998 г.) Различие между установками заключается в схемах отдельных узлов: реакторного блока, узла стабилизации и т.д. Так, известно, что реакторный блок установки гидроочистки дизельных фракций представляет собой два последовательно расположенных реактора. В первом реакторе температуру поддерживают 250-350oС, во втором - 320-380oС при давлении в обоих реакторах равном 3 МПа. (патент РФ 2100408, С 10 G 65/04, 45/08, 1997 г.). Однако на этих установках межрегенерационный период работы катализатора составляет не более шести месяцев. Известна установка гидроочистки дизельных фракций, включающая реакторный блок, состоящий из трех последовательно соединенных реакторов, ректификационную колонну для стабилизации гидрогенизата и систему промывки от сероводорода дистиллата и циркулирующего газа. (Гидрогенизационные процессы в нефтепереработке. - М.: Химия, 1971 г., с. 210-215). Недостатком известного технического решения является недостаточная глубина гидроочистки нефтяных фракций из-за того, что такая схема расположения реакторов предусматривает наличие одного сырьевого потока, что не позволяет оптимизировать режим для отдельных фракций. Известна также установка гидроочистки нефтяного сырья, содержащая первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода. Третий реактор предназначен для предварительной деметаллизации более тяжелого вида сырья. (патент СССР 1227652, С 10 G 63/16, 1986 г.). Указанная установка не позволяет в достаточной мере глубоко провести гидроочистку нефтяных фракций более легкого фракционного состава. Задачей предлагаемого изобретения является создание установки гидроочистки нефтяного сырья, позволяющей более глубоко осуществлять гидроочистку нефтяных фракций с целью получения высококачественных целевых продуктов. Для решения поставленной задачи предлагается установка гидроочистки нефтяного сырья, содержащая первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода, в которой третий реактор гидроочистки соединен последовательно с первым и вторым реакторами и предназначен для совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных первого и второго реакторов. Принципиальная схема установки гидроочистки приведена на чертеже. Установка содержит первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья 1, второй реактор второго вида нефтяного сырья 2, третий реактор совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных реакторов 3, расположенного с ними последовательно, сепараторы высокого 4 и низкого давления 5, ректификационную колонну стабилизации гидрогенизата 6 и систему промывки от сероводорода гидроочищенного продукта и циркулирующего газа 7. Описываемая установка позволяет при осуществлении способа гидроочистки нефтяных фракций подавать в реакторный блок легкие и тяжелые фракции отдельными потоками и затем гидроочищенные фракции направлять в третий, последовательно расположенный реактор, в котором осуществляется глубокая доочистка смесевой фракции. Пример. Прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале 160-320oС, содержащую 0,9%, серы направляют в реактор 1, где осуществляют гидроочистку при температуре 355oС, давлении 3,2 МПа, объемной скорости подачи сырья 2,1 час-1 на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (ДС-21), прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале 200-360oС, содержащую 1,2% серы, направляют в реактор 2, где осуществляют гидроочистку при температуре 370oС, давлении 3,2 МПа, объемной скорости подачи сырья 2,9 час-1 на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (ГО-70), полученные из реакторов 1 и 2 гидроочищенные фракции смешивают и подают в реактор 3, где осуществляют гидроочистку при температуре 370oС, давлении 4,0 МПа, на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (ТНК-2000). Гидрогенизат из реактора 3 направляют в сепаратор высокого 4, а затем низкого давления 5 и далее на стабилизацию в ректификационную колонну 6 с получением стабилизированного гидрогенизата и водородсодержащего газа, которые затем раздельными потоками направляют в систему промывки от сероводорода 7, осуществляемой моноэтаноламином известным способом. Получают дизельное топливо с содержанием серы 0,034%, цетановым числом - 45, которое может быть использовано в качестве основы для получения дизельного топлива по международному стандарту EN-590. Проведение гидроочистки без дополнительной очистки гидрогенизатов не позволяет получить целевой продукт указанного качества.

Формула изобретения

Установка гидроочистки нефтяного сырья, содержащая первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода, отличающаяся тем, что третий реактор гидроочистки соединен последовательно с первым и вторым реакторами и предназначен для совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных первого и второго реакторов.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Установка гидроочистки и лёгкого гидрокрекинга нефтяных, газоконденсатных дистиллятов на алюмоникельмолибденовом или алюмокобальтмолибденовом катализаторе

Установка гидроочистки и лёгкого гидрокрекинга нефтяных, газоконденсатных дистиллятов на алюмоникельмолибденовом или алюмокобальтмолибденовом катализаторе

Введение

В нефтепереработке гидроочистка сырья является заключительной операцией очистки нефтепродуктов, которую проходят почти все нефтяные топлива прямой гонки, крекинга и риформинга, так и вторичного происхождения: бензин, керосин, дизельное топливо и вакуумный газойль.

Процесс гидроочистки применяется для облагораживания компонентов смазочных масел и парафинов.

Гидроочистка представляет одну из разновидностей гидрогенизационного процесса и протекает в условиях близких к условиям гидрокрекинга и на тех же катализаторах.

В процессе гидроочистки из нефтепродуктов удаляются соединения серы, азота, кислорода и некоторых металлов, гидрируются ненасыщенные углеводороды.

При гидроочистке одновременно происходит также гидрирование нестабильных непредельных углеводородов до соответствующих предельных.

Образовавшиеся продукты гидрирования отделяются от нефтепродуктов путем поглощения их сорбентами (этаноламина, раствором гидроксида натрия).

. Назначение процесса

установка гидроочистка катализатор

Моторные топлива - бензин, керосин, дизельное топливо - в основном получаются в процессе переработки нефти. В зависимости от состава нефти и способа переработки моторные топлива могут различаться качеством, не всегда соответствующим требованиям ГОСТа на товарную продукцию.

Цель гидроочистки - улучшение качества продукта или фракции за счет удаления нежелательных примесей, таких, как сера, азот, кислород, смолистые соединения, непредельные углеводороды [1].

Установка Л-16-1 - установка гидроочистки и лёгкого гидрокрекинга нефтяных, газоконденсатных дистиллятов на алюмоникельмолибденовом или алюмокобальтмолибденовом катализаторе в среде водорода при давлении до 55 кгс/см2 и при температуре до 425 оС.

Назначение установки:

гидроочистка дизельных фракций с целью улучшения эксплуатационных характеристик моторных топлив за счет удаления гетероорганических соединений серы, азота, кислорода, мышьяка, галогенов, металлов и гидрирования непредельных углеводородов при частичном гидрировании и гидрокрекинге полициклических ароматических и смолисто-асфальтеновых углеводородов, снижения коррозионной активности топлив, склонности к образованию осадков и количества токсичных газовых выбросов в окружающую среду;

гидроочистка вакуумного газойля с целью снижения содержания соединений серы в сырье установок каталитического крекинга;

лёгкий гидрокрекинг вакуумного газойля с целью увеличения выхода дизельной фракции.

2. Сырье процесса (состав, структура, свойства)

Гидроочистку дизельных топлив проводят для повышения их качества путем удаления сернистых, смолистых, непредельных соединений и других примесей, ухудшающих эксплуатационную характеристику топлив. В результате гидроочистки повышается термическая стабильность, снижается коррозионная агрессивность топлив, уменьшается образование осадка при хранении, улучшаются цвет и запах топлива.

Характеристика сырья представлена в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристика сырья

Наименование продукта.ГОСТ, ТУ, СТППоказатели ГОСТ, ТУ, СТП.Допустимые 12341.Компаненты топлива дизельного «Л»СТП 010600-401-108-841.Фракционный состав: - 50% вскипает при температуре, С не выше - 96% вскипает при температуре, С не выше 2. Температура застывания, С не выше 3. Температура помутнения С не выше 4. Температура вспышки в открытом тигле, С не ниже 5. Массовая доля серы, % 280 360 -10 или 0 минус 5 65 Не нормируется, определение обязательно2. Газойль легкий каталитическийСТП 010600-401228-891.Фракционный состав: - 50% выкипает при температуре, С не выше - 96% выкипает при температуре, С не выше 2. Цвет 3. Температура помутнения С не выше 275 360 до светло коричневого минус 53. МотоалкилатСТП 010600-401140-861.Фракционный состав: - температура начала перегонки, С не ниже 2.Испытание на медной пластинке 135 выдерживает4. Флегма термических крекингов_1. Цвет визуально 2. Температура конца кипения, С не болеесветло - коричневый 3605. Газ водородсодержащийТУ-38-3011-791. Компонентный состав, % об.: а) содержание водорода, не менее б) содержание сероводорода, не более в) содержание кислорода, не более г) содержание углекислогогаза, не более д) содержание окиси углерода, не более 65 0,001 0,2 0,5 0,2

. Вспомогательные вещества и катализаторы, их экологическая оценка

.1 Катализаторы

Состав катализаторов оказывает существенное влияние на избирательность реакций, поэтому соответствующим подбором катализаторов удается осуществлять управление процессом гидроочистки дизельных топлив в довольно широких пределах [2].

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].

Характеристика вспомогательных материалов и катализаторов представлена в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристика вспомогательных материалов и катализаторов

Реагенты 1. Моноэтаноламин техническийТУ С-02-915-84 Сорт 11. Массовая доля МЭА, % не менее 2. Массовая доля диэтаноламина, % не более 3. Цветность в единицах оптической плотности, не более 4. Плотность при 20 С, г/см98,0 1,0 2,5 1,015-1,0185. Массовая доля воды, % не более 1,02. Газ инертнныйСТП 010600-401179-83Для продувки систем установки 1. Содержание кислорода, % не более 2. Точка росы, С не выше для регенерации катализатора: 1. Содержание кислорода, % не более 2. Содержание СО, % не более 3. Содержание горючих, % не более 4. Точка росы, С не выше 0,5 минус 40 0,5 1,2 0,5 минус 40Катализатоторы1.ГS-168 ШсГЗКТУ 38-101938-831. Массовая доля для активных компонентов, менее 2. Относительная активность по обессериванию дизельного топлива при У=6 час - 1,% - для гранул диаметром 3,0-5,0 мм, не менее - для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, не менее 105 101 1092. ГО-117ТУ 3810184-851.Массовая доля для активных компонентов, %: а) трехокиси молибдена (МоО не менее б) закиси никеля (NiО) не менее 2. Массовая доля вредных примесей, % не более: а) окиси натрия (Na O) б) окиси железа (Fe O ) 3. Насыщенная плотность, г\ см не менее 4. Размер гранул, мм а) средний диаметр в пределах б) средняя длина при диаметре 3,2-5,0 мм в пределахмарка марка А А 21,0 21,0 7,0 6,0 0,08 0,20 0,16 0,20 0,8 0,8 1,5-5,0 1,0-5, 3,0-8,0 3,0-8,5.Массовая доля влаги, % не более 6. Индекс прочности, кг/мм, не менее 7. Массовая доля крошки % размером менее 2,0 мм для гранул диаметром 3,0-5,0 мм не более - Размером менее 1,0 мм для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, не более 8. Относительная активность по обессериванию дизельного топлива при У=6 час-1,%, не менее Относительная активность по обессериванию дизельного топлива при У=6 час-1,% - для гранул диаметром 3,0-5,0 мм, не менее - для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, не менее.2,3 3,0 1,3 1,2 2,5 2,5 2,5 101

. Целевые продукты, побочные продукты, отходы (свойства, состав, структура) их экологическая опасность

.1 Характеристика продуктов

Целевым продуктом процесса гидроочистки является стабильное дизельное топливо. Выход стабильного дизельного топлива в среднем составляет 97 % (масс.). Побочными продуктами процесса являются отгон (бензин), углеводородный газ (второй ступени сепарации и стабилизации), сероводород и отдуваемый водородсодержащий газ [5].

Состав и свойства отгона:

плотность, кг/м3 750;

фракционный состав: перегоняется при температуре, н. к. 60;

% (об.) 90;

% (об.) 130;

% (об.) 160;

к. к 180;

Содержание серы, % (масс.) 0,01-0,05;

Октановое число (моторный метод) 50;

Давление насыщенных паров, МПа Не выше 0,067.

Выход отгона зависит от содержания легких фракций в исходном сырье и составляет 0,5-1,5 % (масс.).

Состав углеводородного газа второй ступени сепарации зависит как от характеристики сырья и состава свежего водородсодержащего газа, так и рабочего давления в сепараторе. Состав углеводородного газа стабилизации в основном также зависит от состава свежего водородсодержащего газа. Выход газа колеблется в пределах 0,97-2,3 % (масс.) на сырье.

Сероводород получается в результате очистки циркуляционного водородсодержащего и углеводородных газов от сероводорода. Содержание углеводородов в сероводороде, уходящем с установки, не превышает 2 % (об.). Выход сероводорода зависит от содержания серы в сырье, глубины очистки сырья и газов и колеблется в пределах 0,5-2,5 % (масс.) на сырье. Количество и состав отдуваемого водородсодержащего газа зависит от режима процесса и концентрации водорода в свежем водородсодержащем газе. В качестве «отдува» в топливную сеть сбрасывается очищенный циркуляционный газ.

Важнейшими характеристиками дизельных топлив являются: воспламеняемость, фракционный состав, нагарообразование, вязкость, температура помутнения и др.

Воспламеняемость - склонность дизельного топлива к самовоспламенению, определяется периодом запаздывания его воспламенения и является почти таким же важным свойством, как и антидетонационная характеристика бензинов для карбюраторных двигателей. Период запаздывания зависит от цетанового числа.

Цетановое число - показатель самовоспламеняемости топлива, численно равный такому содержанию, в % (об.), цетана в смеси с ?-метилнафталином, при котором самовоспламенение этой смеси и сравниваемого с ней испытуемого топлива одинаково. При высоком цетановом числе период запаздывания самовоспламенения достаточно короткий, топливо при впрыске его в камеру сгорания воспламеняется почти сразу, давление в цилиндре двигателя нарастает плавно, и он работает без стуков. При низком цетановом числе период запаздывания большой, впрыскиваемое в цилиндр топливо сразу не воспламеняется, а накапливается, и затем воспламеняется вся масса топлива. В этом случае давление в цилиндре нарастает скачкообразно, появляется детонация (стуки). Цетановые числа дизельных топлив зависят от их углеводородного состава.

Фракционный состав определяется конструктивными особенностями двигателя и условиями эксплуатации. Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает дизельные топлива двух видов: легкие маловязкие топлива для быстроходных двигателей с частотой вращения вала 800-1000 об/мин и более; тяжелые высоковязкие топлива для тихоходных двигателей с частотой вращения вала до

-700 об/мин.

Фракционный состав топлива оказывает влияние на степень его распыления, полноту сгорания, дымность выхлопа, нагароотложение и разжижение картерного масла. При высоком содержании легких фракций увеличивается давление сгорания. Утяжеленное топливо хуже распыляется вследствие повышения поверхностного натяжения топлива.

Содержание легких фракций в дизельном топливе характеризуется температурой вспышки. Дизельные топлива, содержащие значительное количество легких фракций, быстрее испаряются, пожароопасны и непригодны для применения в закрытых помещениях.

Высокотемпературные свойства дизельных топлив характеризуются их склонностью к нагарообразованию при сгорании топлива и повышенному отложению осадков в двигателе.

Нагарообразование зависит от химического состава топлив: наличия в нем смол, непредельных углеводородов, кислородных и сернистых соединений. В результате сгорания сернистых соединений образуются оксиды серы. При работе дизелей на топливах, содержащих смолистые вещества и углеводороды, склонные к окислению, наблюдается повышенное нагарообразование на деталях двигателя и закоксование отверстий распылителей форсунок, резко падает мощность и повышается износ двигателя. Наличие в топливе кислородсодержащих соединений характеризуется содержанием фактических смол. В связи с этим предусматривается ограничение содержания в дизельном топливе смол и непредельных углеводородов.

На количество отложений в двигателе также влияет коксуемость и зольность дизельных топлив. Зола может вызвать износ деталей двигателей. Повышенное нагарообразование в двигателе наблюдается при сгорании топлива, содержащего органические кислоты. Продукты сгорания также корродируют топливную аппаратуру; аналогичное действие оказывают водорастворимые кислоты и щелочи [1]. Низкотемпературные свойства дизельных топлив характеризуются следующими показателями: вязкостью, температурой помутнения, температурой застывания.

Вязкость дизельного топлива зависит от углеводородного состава и температуры. Наибольшей вязкостью обладают нафтеновые углеводороды, наименьшей - парафиновые [2]. С понижением температуры значение вязкости возрастает. Вязкость дизельного топлива влияет на степень распыления топлива в камере сгорания и однородность рабочей смеси. Маловязкое топливо распыляется более однородно, чем высоковязкое. Высокая степень распыления и однородность смеси обеспечивают полноту сгорания топлива, сокращают его удельный расход.

Для эксплуатации дизельного топлива большое значение имеет его прокачиваемость, особенно при низких температурах воздуха. Прокачиваемость топлива зависит от вязкости. С увеличением вязкости топлива возрастает сопротивление в топливной системе. При больших потерях напора нарушается нормальная подача топлива к насосу и он начинает работать с перебоями [1, 2].

.2 Побочные продукты, отходы (свойства, состав, структура) их экологическая опасность

Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки, а также твердые и жидкие отходы представлены в таблицах 3, 4 и 5.

Сырьё, основные и побочные продукты производства при больших концентрациях оказывают вредное воздействие на человека и на элементы окружающей среды (воздух, почва, вода, растительный и животный мир).

С целью снижения степени вредного влияния производства необходимо выполнять следующие мероприятия:

ограничивать до минимума возможные сбросы нефтепродуктов в атмосферу и систему промышленной канализации;

не допускать неполного сгорания топлива в печах и появления коптящих

газов из дымовой трубы печей установки;

производить контроль за герметичностью оборудования, фланцевых соединений, торцевых уплотнений насосов, принимать меры по своевременному устранению выявленных нарушений;

исключить постоянные сбросы горючих газов на факел.

Установка гидроочистки дизельных топлив имеет следующие выбросы вредных веществ в атмосферу:

организованные;

неорганизованные.

К организованным выбросам относятся дымовые газы из дымовой трубы печей и выбросы вытяжной системы вентиляции, газы продувки компрессоров на свечу, газы регенерации.

Источниками неорганизованных выбросов являются воздушники аппаратов, продувочная свеча, неплотности технологического оборудования аппаратного двора.

Основными вредными веществами, выбрасываемыми, в атмосферу из источников являются: углеводороды, окислы азота, сероводород, окись углерода, сернистый газ.

Согласно ГОСТу 17.2.302.-78 и «Временной инструкции по установлению допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу предприятиями Миннефтехимпрома РФ» установлены следующие величины ПДК в рабочей зоне:

Сернистого газа (SO ) -10 мг/м.

Окиси углерода (CO) -20 мг/м.

Сероводород (H S) -10 мг/м.

Углеводород -300 мг/м.

Окиси азота -5 мг/м.

Для исключения сбросов жидких нефтепродуктов со сточными водами на очистные сооружения предприятия предусматриваются мероприятия:

дренирование системы аппаратов, оборудования, трубопроводов от остат-

ков жидких продуктов производства осуществляется в закрытую систему (дренажную емкость Е - 5), с последующей откачкой дренажа в резервуары сырьевого парка;

вода в водяные холодильники поступает из системы оборотного водоснабжения. За состоянием оборотной воды на выходе с установки ведется систематический контроль, во избежание попадания в нее нефтепродукта;

промывание воды от смыва полов в открытой насосной и газовой компрессорной сбрасываются в промышленную канализацию, оборудованную гидрозатворами, затем на очистные сооружения;

ливневые стоки с территории установки направляются в промывную канализацию.

Для снижения норм расхода воды на установке необходимо производить контроль за температурой отходящей воды и чистить пучки холодильной аппаратуры в период ремонта.

Для контроля за процессом горения и полноты сжигания топлива установлен тягомер для измерения разрежения в камерах радиации и конвекции (разряжение должно быть до 30 мм вод. ст.)

Высота дымовой трубы 120 метров обеспечивает рассеивание вредных веществ.

Таблица 3 - Твердые отходы

№Наименование отходовКуда складируется, транспортируетсяПериодичность образованияУсловия (метод и место) захоронения, обезвреживание, утилизацияКоличество т/2 годаПримечание1Отработанный катализаторЗатаривается в металлические бочкиПо истечению срока службы (4,5 года) после регенерацииОтправляются на переработку на катализаторную фабрику.52,3Возможно загрязнение воздуха,воды и земли.

Таблица 4 - Сточные воды

№Наименование стокаКоличество образования сточных вод. М/часУсловия (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизацииПериодичность выбросовКуда сбрасываетсяУстановленная норма содержания загрязнений в стоках мг/лПримечание1.Ливневые стоки с площадок, стоки от мытья полов0,03Очистные сооруженияпериодическив промывную канализацию10002.После пропарки, промывки аппаратов при ремонте10,0Очистные сооруженияпериодически, в период подготовки к ремонтув промывную канализацию1000

Таблица 5- Выбросы в атмосферу

п.п.Наименование сбросаКоличество образование выбросов по видам г/секУсловия (метод) ликвидации, обезвреживание, утилизацияПериодичность выбросовУстановленная норма содержания загрязнений в выбросах 1Дымовые газы печей П-1, П-2 печь неоргоническая SO CO NO CH 0,032 0,075 2,47 0,0026 выброс из трубы высотой 120 м постоянно 0,221 0,075 0,00262Газы регенерации катализатора SO CO H S 6,96 0,096 0,669 выброс из трубы высотой 120 м в период регенирации 6,96 0,096 0,6693Вентсистема помещения компрессорной0,2139 постоянно0,21394Неорганизованные выбросы 10,854 постоянно10,854

. Технологическая схема производства

Технологическая схема установки гидроочистки представлена на рисунке 1.

Установка предназначена для гидроочистки дистиллята дизельного топлива, включает реакторный блок, состоящий из печи и одного реактора, системы стабилизации гидроочищенного продукта, удаления сероводорода из циркуляционного газа, а также промывки от сероводорода дистиллята.

Сырьё, подаваемое насосом, смешивается с водородсодержащим газом, нагнетаемым компрессором. После нагрева в теплообменниках и в змеевике трубчатой печи поз. П - 2 смесь при температуре 380-425 °С поступает в реактор поз. Р - 3. Разность температур на входе в реактор и выходе из него не должна превышать 10°С.

Продукты реакции охлаждаются в теплообменниках поз. Т - 4 и Т - 5 до 160 °С, нагревая одновременно сырьевую смесь, а также сырьё для стабилизационной колонны. Дальнейшее охлаждение газопродуктовой смеси осуществляется в аппарате воздушного охлаждения ВХ - 12, а доохлаждение (примерно до 38 °С) - в водяном холодильнике.

Нестабильный гидрогенизат отделяется от циркуляционного газа в сепараторе высокого давления поз. С - 9. Из сепаратора гидрогенизат выводится снизу, проходит теплообменник поз. Т - 10, где нагревается примерно до 240 °С, а затем теплообменник поз. Т - 5 и поступает в стабилизационную колонну поз. К - 11.

На некоторых установках проводится высокотемпературная сепарация газопродуктовой смеси. В этом случае смесь разделяется при температуре 210-230 °С в горячем сепараторе высокого давления; уходящая из сепаратора жидкость поступает в стабилизационную колонну, а газы и пары в аппарат воздушного охлаждения. Образовавшийся конденсат отделяется от газов в холодном сепараторе и направляется также в стабилизационную колонну.

Рисунок 1 - Технологическая схема установки ГО-2

Циркуляционный водородсодержащий газ после очистки в абсорбере от сероводорода водным раствором моноэтаноламина возвращается компрессором в систему.

В низ колонны поз. К - 11 вводится водяной пар. Пары бензина, газ и водяной пар по выходе из колонны при температуре около 135 °С поступают в аппарат воздушного охлаждения поз. ВХ - 12, и газожидкостная смесь разделяется далее в сепараторе. Бензин из сепаратора насосом подается на вверх колонны поз. К - 11 в качестве орошения, а балансовое его количество выводится с установки. Углеводородные газы очищаются от сероводорода в абсорбере.

Гидроочищенный продукт, уходящий с низа колонны поз. К - 11, охлаждается последовательно в теплообменнике, аппарате воздушного охлаждения и с температурой 50 °С выводится с установки.

На установке имеется система для регенерации катализатора (выжиг кокса) газовоздушной смесью при давлении 2-4 МПа и температуре 400-550 °С. После регенерации катализатор прокаливается при 150 °С и 2 МПа газовоздушной смесью, а затем система продувается инертным газом.

. Оценка степени морального и физического стержня установки и её соответствие современным экологическим требованиям

В настоящее время в мире проблемы экологической безопасности становятся ключевыми, так как человеческая деятельность приняла такое развитие, что происходящие изменения в окружающей среде стали представлять непосредственную угрозу самому человеку. Поэтому организацию производства новой продукции и внедрение любого технического процесса необходимо рассматривать не только с экономической, но и с экологической точек зрения. При этом на плечи государства должна лечь обязанность обеспечения необходимой законодательной базы, экономически стимулирующей применение экологически чистых технологий, продукции, энергии.

Отрицательное воздействие на окружающую среду часто принято связывать с авариями на нефтепроводах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах, с чрезвычайными ситуациями и проблемами, возникающими при добыче и разведке нефти. Оценить влияние каждого нефтепродукта и процесса его производства на экологическую безопасность - проблемная задача. В то же время вопросу воздействия на окружающую среду на стадии переработки нефти пока уделяется недостаточное внимание.

Повышение уровня экологической чистоты технологии переработки углеводородного сырья связано, прежде всего, с недопустимостью выбросов любых вредных веществ в окружающую среду как при нормальной эксплуатации оборудования, так и при аварийных ситуациях. Сегодня наиболее привлекательными стали безотходные технологии, в которых все отходы производства полностью утилизируются и перерабатываются во вторичные материальные ресурсы. Безотходное производство предполагает создание оптимальной технологической схемы с замкнутыми материальными и энергетическими потоками. Производственный цикл при этом организуется таким образом, чтобы все технологические потоки (в том числе воздушные и водные), содержащие загрязнители, были изолированы от окружающей среды и циркулировали в замкнутом контуре, проходя через специальные системы их выделения и переработки в товарные виды продукции, не оказывая отрицательного воздействия на среду обитания. Из-за несовершенства некоторых технологий переработки углеводородного сырья, их аппаратурного оформления, недостаточного уровня инженерных решений в нефтеперерабатывающих производствах допускается сравнительно большое количество безвозвратных потерь нефти и нефтепродуктов, которые на весь объём используемого сырья (нефть и газ) составляют сотни тысяч тонн в год.

Вследствие создания высокоинтенсивных технологических процессов переработки нефти и газа, а также установок большой единичной мощности возникли принципиально новые экологические требования как к технологическому оформлению этих производств, так и к их размещению, а именно:

обеспечение высокой степени надежности их функционирования во избежание аварийных выбросов вредных веществ в окружающую среду;

·организация оптимальной работы каждого аппарата, системы и всей технологической схемы с учётом совокупных требований энерготехнологии, экономики и экологии;

·оптимальное распределение нагрузок по аппаратам, реакторам, подсистемам и т.п., обеспечивающих наиболее полную регенерацию энергетических потоков и эффективное использование материальных ресурсов с целью полной утилизации всех возможных выбросов вредных веществ в окружающую среду;

·оптимальное сочетание вновь размещаемой установки со всей совокупностью ранее действующих на этом заводе нефтеперерабатывающих производств, в том числе по объёму загрязнителей и взаимному влиянию на экологическую обстановку среды обитания.

На современном предприятии, использующем энерготехнологические системы существенно возрастает сложность и жёсткость связей между аппаратами. Это обуславливает необходимость высокого уровня надёжности и устойчивости работы каждого из них и всего комплекса в целом для снижения вероятности аварийных остановок производства и осуществления технологического процесса в высокоэффективном оптимальном режиме без выбросов вредных веществ в окружающую среду.

Результатом отрицательного влияния на окружающую среду предприятий и отдельных технологических установок является загрязнение сфер обитания, содержащих активную биомассу, приводящее к её угнетению и, в конечном итоге, к полному уничтожению. Ранее экологические организации отстаивали антропоцентристскую точку зрения, то есть выделяли из всей биомассы человека (центральное звено) и критерием оценки результатов всей деятельности считалось отсутствие негативного ее воздействия на здоровье человека. Соответственно подбирались определяющие критерии - предельно допустимые концентрации (ПДК) для различных веществ. Нормы различались по продолжительности действия вредного вещества (максимальные разовые, рабочего места, атмосферного воздуха, среднесуточные и т.п.). Объединяло их одно условие - отсутствие негативного влияния на здоровье человека после контакта с вредным веществом не выше ПДК в течение определенного промежутка времени. Однако практика показала, что игнорирование влияния вредных веществ на остальную часть биомассы приводит к пагубным для неё последствиям. В ряде случаев экологическая система теряет способность самовосстанавливаться после определенного воздействия вредных веществ, и наступает экологическая катастрофа - угнетение жизнедеятельности всего живого в месте загрязнения, нарушение обмена важнейшими химическими элементами и, как следствие, место загрязнения становится на долгие годы непригодным для жизни.

В качестве более общего индикатора дополнительно применяют удельные показатели выбросов вредных веществ в различные сферы (атмосферу, почву, водный бассейн). В последнее время предлагается относить количество вредных выбросов на производимый товар. Тогда этот показатель может быть полезен для обоснования выбора (на существующий период времени) наилучшей доступной технологии с точки зрения экологической безопасности установки или предприятия для окружающей среды.

Охрана окружающей среды на любой установке НПЗ включает в себя систему мер, позволяющих свести выбросы вредных и ядовитых веществ в окружающую среду, т.е. в атмосферу, водоемы, почву, до минимально достижимых на сегодняшний день концентраций, но не выше ПДК. Воздействие вредных и ядовитых веществ на окружающую среду, взаимосвязь с ней человеческой деятельности и методы ее защиты изучает наука экология. В связи с этим все системы мер по охране окружающей среды на установке должны отвечать требованиям экологии [5].

. Мероприятия по улучшению экологичности производства

Экологическая характеристика установки гидроочистки ДТ оценивается четырьмя показателями:

·количеством газообразных выбросов;

·количеством неутилизированных отходов;

·количеством потребляемой воды;

·количеством потерь нефтепродуктов.

Для уменьшения газообразных выбросов в печи необходимо установить аккустические горелки, т.к. они являются наиболее экологически безопасными. Для уменьшения расхода топлива необходимо предусмотреть в печи подогреватель воздуха.

При пуске и остановке установки необходимо предусмотреть сброс газа на факел.

Установка резервуаров с плавающей крышей позволит существенно снизить потери лёгких нефтепродуктов в окружающую среду.

Для неутилизированных отходов - песок, пропитанный нефтепродуктами, промасленную ветошь, изношенный прокладочный материал, шланги и др. - необходимо оборудовать специальную бетонную ёмкость, из которой периодически отходы вывозятся на специальную свалку.

Алюмокобальтмолибденовый катализатор уже не подлежащий регенерации собирают в герметичные ёмкости и отправляют на специальные заводы для извлечения цветных металлов.

Для снижения количества потребляемой воды на установке используется тепло отходящих потоков, в качестве концевых холодильников применяются аппараты воздушного охлаждения.

Во избежание попадания дождевых и талых вод на площадку установки и разлитых нефтепродуктов за пределы установки территорию установки необходимо оградить бордюром.

Замена сальниковых уплотнений насосов на торцевые позволяет существенно снизить потери нефтепродуктов через их неплотности. Сброс жидких нефтепродуктов из аппаратов и трубопроводов при отборе проб опорожнении проводится в специальную заглубленную емкость.

Разлитый нефтепродукт смывается с площадки водой в промливневую канализацию, из которой эта вода поступает на очистные сооружения НПЗ. Для снижения содержания нефтепродуктов в этой воде на выходе канализации с установки необходимо установить локальную нефтеловушку с гидрозатвором и насосом для откачки нефтепродукта в специальную ёмкость.

. Технологический расчет отстойника для очистки сточных вод

Разлитый нефтепродукт смывается с площадки водой в промливневую канализацию, поэтому предлагается установить отстойник для предварительной очистки сточных вод.

Исходные данные:

расход сточных вод V = 23 м3/час = 0,006 м3/с;

массовая концентрация загрязнений Сз = 3000 мг/дм3;

температура t = 20 ºС.

Применяемые обозначения:

L - кг/час массовый объем сточных вод;

G - кг/час сплошная фаза: вода;

g - кг/час взвешенная фаза: загрязнитель;

Lв, Gв, gв - массовая концентрация воды в потоках L, G, g;

Lз, Gз, gз - массовая концентрация загрязнений в потоках L, G, g.

Принимаем для воды при t = 20 ºС:

rв = 998 кг/м3, rз = 2200 кг/м3 - удельная плотность загрязнений;

содержание воды в потоке g, Хв = 0,25;

содержание загрязнений в потоке L.

Определим расход загрязнителя по формуле

к,(1)

кг/час.

Расход сплошной фазы определим по следующей формуле

(2)

кг/час.

Тогда содержание воды в потоке L определяем по формуле

= G + g,= 22922,7 + 69 = 22991,7 кг/час.

Содержание твердой фазы в осадке определяем исходя из уравнения

Хз = 100 - Хв,

Хз = 100 - 25 = 75 %.

Тогда

%.в = 1 - Gз = 0,997.

Определяем плотность осадка по формуле

;

r0 = 1690 кг/м3.

Получим

aв = 0,997 aз = 0,003;

Хв = 1,0, Хз = 0;

Ув = 0,25, Уз = 0,75.

Объемные выходы осадка

м3/час.

Объемный выход воды

=V2 - Vg ;(3)= 23 - 0,041 = 22, 959 м3/час.

В поле земного притяжения на шарообразную частицу, находящуюся в воде, действует сила тяжести Р и подъемная сила Архимеда= rв ×Vч - равная весу воды, вытесненной частицей.

Тогда результирующая сила

.(4)

Сила сопротивления воды при осаждении по закону Ньютона

,(5)

где x - коэффициент сопротивления среды;- площадь сечения частицы, мм;

rв - плотность воды, кг/м3;

w - скорость движения частицы, м/с.

Определим силу сопротивления для частиц шарообразной формы

.(6)

Учитывая, что коэффициент сопротивления среды равен

y = x × p /8,(7)

получим

= y × w2 × d2 × rв .(8)

Величины x, l зависят от характера движения потока, т.е. от величины критерия Рейнольдса

, (9)

где d - диаметр частицы, мм;

w - относительная скорость, м/с;

n - кинематическая вязкость, м2/сек;

m - динамическая вязкость, м×сек/м2;

r - плотность среды, кг/м3.

При ламинарном потоке Re < 2320

;(10)

.(11)

Принимая R = F, получим

.(12)

Использование этой формулы позволяет определить w0 методом попыток.

Используем определение w0 методом П.В. Лещенко для ламинарного потока

.(13)

Получим

,(14)

где nв = 0, 010 × 10-4 м2/с для воды при t° = 40 °С;

µв = r × n = 998 ×0,010 × 10-4 = 0,000998 м×сек/м2.

м/с.

Значение отношения w/w0 рекомендуется принимать из промежутка от 10 до 20.

Принимаем значение w/w0 равное 10. Тогда

w=10 × w0; (15)

w = 10 × 0,0066 = 0,066 м/с.

При w/w0 = 10 a - поправочный коэффициент, зависящий от w/w0

;(16)= 1,25 × 10 h = 16,25 м.

Принимаем d = 4,2 м, тогда l = 6,25 м.

Принимаем коэффициент полезного действия (КПД) отстойника 95 % [5].

Массовая концентрация загрязнений на выходе из отстойника составит

;(17)

млг/л.

Таким образом, принимаем горизонтальный отстойник (рисунок 3.1) со следующими параметрами:

диаметр 2400 мм,

длина 8,5 м.

Список использованных источников

Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. - Уфа: Гилем, 2002. - 669 с.

Черножуков Н.И. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов. - М.: Химия, 1978. - 423с.

Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. - М.: Химия, 1976. - 311 с.

Аспель Н.Б., Демкина Г.Г. Гидроочистка моторных топлив. - М.: Химия, 1977.- 158 с.

Танатаров М.А., Ахметшина М.Н. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти.- М.: Химия, 1987г. - 351 с.

Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти.- М.: Химия, 1974. - 237 с.

Ластовкин Г.А. Справочник нефтепереработчика. - М., 1986. - 649 с.

Эрих В.Н. Химия и технология нефти и газа. - М.: Химия, 1977. - 424 с.

Каминский Э.Ф. Глубокая переработка нефти. - Уфа, 2001. - 385 с.

diplomba.ru

Установка гидроочистки нефтяного сырья | Банк патентов

Установка гидроочистки нефтяного сырья содержит первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода. При этом третий реактор гидроочистки соединен последовательно с первым и вторым реакторами и предназначен для совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных первого и второго реакторов. Технический результат: повышение степени очистки нефтяного сырья. 1 ил.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к области нефтепереработки, конкретно, к установке гидроочистки нефтяного сырья, в частности, прямогонных нефтяных фракций и газойлей каталитического крекинга, используемых для получения экологически чистых дизельных топлив. Известно, что практически все установки гидроочистки нефтяных фракций содержат реакторный блок, ректификационную колонну стабилизации гидрогенизата, конденсатор для охлаждения стабилизированного продукта и сепаратор очистки газов от сероводорода. (патент РФ 2140967, С 10 G 67/02, 45/06,1998 г.) Различие между установками заключается в схемах отдельных узлов: реакторного блока, узла стабилизации и т.д. Так, известно, что реакторный блок установки гидроочистки дизельных фракций представляет собой два последовательно расположенных реактора. В первом реакторе температуру поддерживают 250-350oС, во втором - 320-380oС при давлении в обоих реакторах равном 3 МПа. (патент РФ 2100408, С 10 G 65/04, 45/08, 1997 г.). Однако на этих установках межрегенерационный период работы катализатора составляет не более шести месяцев. Известна установка гидроочистки дизельных фракций, включающая реакторный блок, состоящий из трех последовательно соединенных реакторов, ректификационную колонну для стабилизации гидрогенизата и систему промывки от сероводорода дистиллата и циркулирующего газа. (Гидрогенизационные процессы в нефтепереработке. - М.: Химия, 1971 г., с. 210-215). Недостатком известного технического решения является недостаточная глубина гидроочистки нефтяных фракций из-за того, что такая схема расположения реакторов предусматривает наличие одного сырьевого потока, что не позволяет оптимизировать режим для отдельных фракций. Известна также установка гидроочистки нефтяного сырья, содержащая первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода. Третий реактор предназначен для предварительной деметаллизации более тяжелого вида сырья. (патент СССР 1227652, С 10 G 63/16, 1986 г.). Указанная установка не позволяет в достаточной мере глубоко провести гидроочистку нефтяных фракций более легкого фракционного состава. Задачей предлагаемого изобретения является создание установки гидроочистки нефтяного сырья, позволяющей более глубоко осуществлять гидроочистку нефтяных фракций с целью получения высококачественных целевых продуктов. Для решения поставленной задачи предлагается установка гидроочистки нефтяного сырья, содержащая первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода, в которой третий реактор гидроочистки соединен последовательно с первым и вторым реакторами и предназначен для совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных первого и второго реакторов. Принципиальная схема установки гидроочистки приведена на чертеже. Установка содержит первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья 1, второй реактор второго вида нефтяного сырья 2, третий реактор совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных реакторов 3, расположенного с ними последовательно, сепараторы высокого 4 и низкого давления 5, ректификационную колонну стабилизации гидрогенизата 6 и систему промывки от сероводорода гидроочищенного продукта и циркулирующего газа 7. Описываемая установка позволяет при осуществлении способа гидроочистки нефтяных фракций подавать в реакторный блок легкие и тяжелые фракции отдельными потоками и затем гидроочищенные фракции направлять в третий, последовательно расположенный реактор, в котором осуществляется глубокая доочистка смесевой фракции. Пример. Прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале 160-320oС, содержащую 0,9%, серы направляют в реактор 1, где осуществляют гидроочистку при температуре 355oС, давлении 3,2 МПа, объемной скорости подачи сырья 2,1 час-1 на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (ДС-21), прямогонную дизельную фракцию, выкипающую в интервале 200-360oС, содержащую 1,2% серы, направляют в реактор 2, где осуществляют гидроочистку при температуре 370oС, давлении 3,2 МПа, объемной скорости подачи сырья 2,9 час-1 на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (ГО-70), полученные из реакторов 1 и 2 гидроочищенные фракции смешивают и подают в реактор 3, где осуществляют гидроочистку при температуре 370oС, давлении 4,0 МПа, на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (ТНК-2000). Гидрогенизат из реактора 3 направляют в сепаратор высокого 4, а затем низкого давления 5 и далее на стабилизацию в ректификационную колонну 6 с получением стабилизированного гидрогенизата и водородсодержащего газа, которые затем раздельными потоками направляют в систему промывки от сероводорода 7, осуществляемой моноэтаноламином известным способом. Получают дизельное топливо с содержанием серы 0,034%, цетановым числом - 45, которое может быть использовано в качестве основы для получения дизельного топлива по международному стандарту EN-590. Проведение гидроочистки без дополнительной очистки гидрогенизатов не позволяет получить целевой продукт указанного качества.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Установка гидроочистки нефтяного сырья, содержащая первый реактор гидроочистки первого вида нефтяного сырья, второй реактор гидроочистки второго вида нефтяного сырья и третий реактор гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления, ректификационную колонну и систему промывки от сероводорода, отличающаяся тем, что третий реактор гидроочистки соединен последовательно с первым и вторым реакторами и предназначен для совместной гидроочистки гидрогенизатов указанных первого и второго реакторов.

bankpatentov.ru

Трякшин - Гидроочистка

Гидроочистка и гидрообессеривание

Основной целью процесса гидроочистки и гидрообессеривания топливных дистиллятов является улучшение качества последних за счет удаления таких нежелательных компонентов, как сера, азот, кислород, металоорганические соединения и смолистые вещества, непредельные соединения.

Гидроочистку и гидрообессеривание бензиновых фракций проводят с целью подготовки сырья для установки каталитического риформинга. Такая предварительная обработка способствует улучшению некоторых важных показателей процесса риформинга, а именно:

  • Глубины ароматизации сырья;

  • Октанового числа получаемого бензина;

  • Увеличению срока службы катализатора.

Гидроочистку керосиновых и дизельных фракций проводят с целью снижения содержания серы до норм, установленных стандартом, и для получения товарных топливных дистиллятов с улучшенными характеристиками сгорания и термической стабильности.

Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении.

Подвергаемые гидроочистке бензиновые фракции имеют различные температурные пределы выкипания, в зависимости от дальнейшей их переработки:

Основным продуктом получаемый при гидроочистке бензиновых фракций является стабильный гидрогенизат, выход которого составляет 90-99% (масс.), содержание в гидрогенизате серы не превышает 0,002% (масс.).

Типичным сырьем для гидроочистки керосиновых дистиллятов являются фр. 130-240, 140-230прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96-97% (масс.). Кроме того получаются небольшие количества низкооктановой бензиновой фракции (отгон), углеводородные газы и сероводород.

Одной из важных областей применения гидроочистки является производство малосернистого дизельного топлива из соответствующих дистиллятов – сернистых нефтей. В качестве исходного дистиллята используют керосин-гайзойлевые фракции 180-330180-360, 240-360. Выход стабильного дизельного топлива с содержанием серы не более 0,2% (масс.) составляет 97% (масс.). Побочными продуктами процесса являются низкооктановый бензин (отгон), углеводородный газ сероводород и водородсодержащий газ.

Гидроочистке нередко подвергают дистилляты вторичного происхождения (газойли коксования, каталитического крекинга, висбрекинг и т.п.) как таковые или чаще в смеси с соответствующими прямогонными дистиллятами.

Процесс гидроочистки осуществляют на алюмо-кобальтмолибденовом (Al-Co-Mo) или на алюмо-никельмолибденовом (Al-Ni-Mo) катализаторе при условиях приведенных ниже:

Показатели

Бензиновые фр.

Керосиновые фр.

Дистилляты дизельных топлив

Катализатор

Al-Co-Mo

Al-Ni-Mo

Al-Co-Mo

Al-Ni-Mo

Al-Co-Mo

Al-Ni-Mo

Температура,

380-420

350-360

350-410

Давление, МПа

2,5-5,0

7,0

3,0-4,0

Объемная скорость подачи сырья,

1-5

5-10

4-6

Кратность циркуляции водородосодержащего газа, сырья

100-600

300-400

300-400

Используемый ВСГ, как правило, получают с установки каталитического риформинга, содержание в нем водорода колеблется от 60 до 95% (об.).

Технологические схемы промышленных установок гидроочистки имеют много общего и различаются по мощности размером и технологическому оформлению секций сепарации и стабилизации. В составе промышленных комбинированных установок, например на комбинированной установке ЛК-6У имеются секции для гидрообессеривания дистиллятов дизельных и реактивных топлив.

Химизм процесса гидроочистки

Целью гидроочистки является удаление из нефтяных фракций S-, N-, O-, металлсодержащих соединений, насыщение непредельных и диеновых углеводородов и в отдельных случаях частичное гидрирование ароматических структур.

В отличие от других гидрогенизационных процессов гидроочистку осуществляют в относительно мягких условиях, поэтому превращение затрагивает, в основном, неуглеводородные компоненты. Для гидроочистки характерны следующие реакции:

  1. Для углеводородных компонентов:

- насыщение непредельных углеводородов

При 350-450 С происходит практически полное гидрирование непредельных углеводородов при сравнительно низком парциальном давлении водорода;

-насыщение ароматических колец

При гидрировании на Al-Co-Mo катализаторе не наблюдается заметного гидрирования бензольного кольца.

-крекинг алканов и циклоалканов (возможность протекания этих реакций возрастает с увеличением температуры и давления)

-деалкилирование алкилбензолов

-гидроизомеризация алканов

  1. Для неуглеводородных компонентов:

-гидрогенолиз сернистых соединений. Все серосодержащие соединения подвергаются гидрогенолизу до сероводорода и соответсвуюзих углеводородов.

Первичным является разрыв связи С-S и присоединение водорода к образовавшимся осколкам молекулы. Эти реакции протекают, практически не затрагивая связи C-C, то есть без заметной деструкции сырья.

Устойчивость сернистых соединений возрастает в ряду: Меркаптаны - дисульфиды – сульфиды – тиофаны – тиофены.

-гидрогенолиз азотистых соединений. Азот в нефтяном сырье находится преимущественно в гетероциклах в виде пиррола и пиридина. Гидрирование их протекает аналогично гидрированию сульфидов, с образованием углеводородов и аммиака:

Азотосодержащие соединения гидрируются труднее других соединений, содержащих гетероатом;

- гидрогенолиз кислородсодержащих соединений. Кислородсодержащие соединений легко вступают в реакции гидрирования с образованием углеводородов и воды:

-металлорганические соединения. Они разрушаются в разной степени, а образующиеся при этом металлы отлагаются на катализаторе.

Установка гидроочистки дистиллята дизельного топлива

Установка предназначенная для гидроочистки дистиллятов дизельного топлива, включает реакторный блок состоящий из печи и одного реактора, системы стабилизации гидроочищенного продукта, удаления сероводорода из циркуляционного газа а также промывки от сероводорода дистиллята. Процесс проводится в стационарном слое Al-Co-Mo катализатора.

На установке имеется система для регенерации катализатора (выжег кокса) газовоздушной смесью при давлении 2-4 МПа и температуре 400-550. После регенерации катализатор прокаливается при 550и 2 МПа газовоздушной смесью, а затем система продувается инертным газом.

Технологическая схема такой установки представлена на рис.1.

Установка гидроочистки нефтяных масел

Каталитическая гидроочистка применяется в основном для уменьшения интенсивности окраски депарафинированных рафинатов, а также для улучшения их стабильности против окисления. Одновременно в результате гидроочистки снижаются коксуемость и кислотность масла, содержание серы; температура застывания масла может повышаться на 1-2, индекс вязкости – незначительно (на 1-2 ед.), а вязкость масла если и уменьшается, то мало.

Выход гидроочищенного масла достигает 97-99% (масс.) от сырья. В качестве побочных продуктов, в относительно небольших количествах образуется отгон, газы отдува и технический водород. Количество водорода, участвующего непосредственно в реакции, а также растворившегося в очищенном продукте и отводимом вместе с газами отдува составляет 0,2-0,4% (масс.) на сырье. Расход технического водорода (Свежего газа) поступающего с установки каталитического риформинга выше – от 0,6 до 1,4% (масс.) на сырье, поскольку в этом газе присутствуют балластные газы.

Установка гидроочистки включает несколько секций: нагревательную и реакторную, сепарационно-стабилизационную и секцию очистки ВСГ от сероводорода. Для установок гидроочистки депарафинированных рафинатов характерен однократный пропуск сырья через реактор. ВСГ после очистки от сероводорода снова присоединяется к исходному сырью и непрерывно вводимому в систему свежему ВСГ.

Во избежание понижения вязкости масла и его температуры вспышки из масляного гидрогенизата стремятся тщательно удалить растворенные газы и отгон (легкие по сравнению с маслом жидкие фракции).

В промышленности получили распространение установки гидроочистки масел с высокотемпературной (210-240) сепарацией основной массы газов от масляного гидрогенизата, что позволяет исключить повторный нагрев гидрогенизата перед удалением отгона.

Технологическая схема такой установки представлена на рис.2. Основные режимные параметры, температуры и давления потоков в основных аппаратах представленны в таблицах 2 и 3 соответственно.

Таблица 2 - Режим работы

Технологические параметры

Показатели

Остаточное давление в колонне вакуумной осушки, кПа

13,3

Перепад давления в реакторе, МПа

~0,1

Объемная скорость подачи сырья,

1-3

Кратность циркуляции водородосодержащего газа, сырья

300-500

Концентрация водорода в циркуляционном газе, % (об.)

Не менее 75

Катализатор

Al-Co-Mo или Al-Ni-Mo (размер таблеток 4-4,5мм)

Таблица 3 - Температура и давление потоков в основных аппаратах

Продукт

Температура,

Избыточное давление, МПа

Газосырьевая смесь при входе

В змеевик печи

>160

-

В реактор

280-330

<4,0

Газопродувная смесь в сеппараторе

Высокотемпературном

200-230

3,5-3,8

Низкотемпературном

~40

3,5-3,8

Гидроочищенное масло

Перед фильтром

<130

-

В отпарной колонне

190-225

~0,3

Длительность работы катализатора от 10 до 60 месяцев, расход его 0,01-0,03 кг на 1т очищенного сырья. Катализатор регенерируют около 1,5 суток, примерно такое же время требуется для выполнения вспомогательных операций. На ряде установок отработанный катализатор не регенерируют, а заменяют свежим.

Установка гидроочистки керосина с применением высокотемпературной сепарации

Установка, технологическая схема которой представлена на рисунке 3, проектировалась для понижения содержания серы в сырье – керосине – с 0,166 до менее 0,001% (масс.). Пропускная способность установки по сырью 3975 ; объем катализатора в реакторе 156, внутренний диаметр реактора 3,81 м. Основные режимные параметры представлены в таблице 4.

Таблица 3 - Температура и давление потоков в основных аппаратах

Рабочие условия

Температура,

Избыточное давление, МПа

Сырье при входе в т/о (8)

70

5,27

Сырье при выходе из т/о (5)

251

5,03

ВСГ перед смешением с сырьем

264

4,77

Газопродувная смесь в сеппараторе

Высокотемпературном

200-230

3,5-3,8

Низкотемпературном

~40

3,5-3,8

Гидроочищенное масло

Перед фильтром

<130

-

В отпарной колонне

190-225

~0,3

Гидроочистка тяжелых и вакуумных газойлей

Основное назначение процесса – гидрообессеривание тяжелых дистиллятов, например вакуумных газойлей, являющихся в дальнейшем сырьем установок каталитического крекинга или компонентами малосернистых котельных топлив, а также сырьем для производства олефинов (пиролиз в присутствии водяного пара) или высококачественного электродного кокса

На очистку направляют разные по фракционному и групповому составу, а также по содержанию серы и азота тяжелые газойлевые дистилляты, т.е. фракции, извлекаемые при вакуумной перегонки мазутов и имеющие температуру начала кипения 360-400и конца кипения от 520 до 560(в пересчете на атмосферное давление). Нередко тяжелые газойли смешивают с более легкими газойлями, вакуумными или атмосферными (н.к.230-250; к.к.360).

Повышение температуры конца кипения вакуумного газойля, выделяемого из мазута, сопровождается возрастанием вязкости а также показателя его коксуемости, увеличением содержания в нем серы и азота, смол, тяжелых ароматических углеводородов и металлов, в частности ванадия, никеля и железа.

В результате же гидроочистки плотность, вязкости и зольность газойля уменьшаются; коксуемость снижается значительно; большая часть металлов удаляется.

Условия проведения процесса гидроочистки различны в зависимости от сырья и катализатора. Вакуумные газойли подвергают гидрообессериванию при более высоких давлениях и значительно меньших объемных или массовых скоростях, чем легкие газойли.

С повышением в сырье содержания коксообразующих соединений и металлов уменьшается активность катализатора, поэтому процесс гидроочистки приходится вести при более высокой температуре или с меньшей скоростью подачи сырья в реактор.

На установках для гидроочистки дистиллятов в цилиндрических вертикальных реакторах с неподвижным слоем катализатора широко применяют Al-Co-Mo и Al-Ni-Mo катализаторы. Al-Co-Mo более эффективен в отношении удаления серы, а Al-Ni-Mo – в отношении удаления азота из керосиновых дистиллятов, атмосферных и вакуумных гайзойлей.

Технологическая схема установки гидрообессеривания высококипящих газойлей представлена на рисунке 4.

studfiles.net

25 Процесс гидроочистки дизельного топлива, принципиальная схема установки

Назначение. Процесс гидроочистки дизельных фракций предназначен для обеспечения эксплуатационных характеристик дизельных топлив за счет снижения содержания в них серо-, азот-, кислород- содержащих соединений, олефиновых, ароматических углеводородов и других примесей. При этом повышается термическая стабильность, улучшаются характеристики их сгорания, стабильность цвета и хранения.

Типы установок. В настоящее время установки гидроочистки дизельных фракций - это установки со стационарным слоем катализатора. Процесс, как правило, осуществляется в условиях, при которых 95-96% масс. исходного сырья превра¬щается в гидроочищенный продукт.

Типовые проекты для гидроочистки дизельных фракций: Л-24-5, Л-24-6, Л-24-7, Л-24-8. Типовые мощности: 300 тыс. т/год, 600 тыс. т/год, 2000 тыс. т/год.

Процесс гидроочистки дизельных фракций осуществляется по схеме с циркулирующим водородосодержащем газом (ВСГ), что позволяет легко поддерживать постоянное соотношение Н2:сырьё в рекомендуемых пределах и проводить газовоздушную регенерацию катализатора.

Сырье установки.Типичным сырьем процесса гидроочистки дизельных топлив являются прямогонные дизельные фракции, выкипающие в пределах 180-330°С, 180-360°С, 240-360°С из нефтей с различным содержанием серы.

В прямогонное сырье допускается добавление дистиллятных фракций вторичного происхождения в количестве до 30 % масс. Большее содержание вторичных дистиллятов потребует специальных технологических изменений установки гидроочистки дизельных фракций.

Сыре установки гидроочистки дизельной фракции должно поступать на установку или напрямую, непосредственно с установки прямой перегонки нефти, или из промежуточных резервуаров, где дизельная фракция хранится под давлением азотной «подушки» во избежании поликонденсации непредельных углеводородов, содержащихся в сырье (особенно при добавлении в сырье легких газойлей вторичного происхождения), в результате контакта последнего с кислородом воздуха.

Основной продукт процесса гидроочистки - гидроочищенная дизельная фракция. В зависимости от характеристики сырья выход стабильного дизельного топлива может составлять 96,0- 97,0 % масс. от сырья. Свойства очищенных дизельных фракций, полученных из нефтей с различным содержанием серы, соответствуют требованиям ГОСТ и других нормативных документов.

Побочным продуктом гидроочистки является бензин-отгон.

26 Гидрокрекинг нефтяного сырья. Назначение. Классификация схем гидрокрекинга. Химизм процесса и основные факторы.

Назначение процесса: Углубление переработки нефти,удаление гетероатомных соединений, получение дополнительного количества дистиллятных фракций из тяжелого нефтяного сырья

В зависимости от вырабатываемых продуктов

Газовый

Бензиновый

Авиакеросиновый

Дизельный

Масляный

В зависимости от глубины процесса

Неглубокий (сырье КК, малосернистое котельное топливо)

Глубокий (получение светлых нефтепродуктов)

В зависимости от глубины конверсии

Одноступенчатый

Двухступенчатый

В зависимости от давления

Обычный (15-20 МПа)

Легкий (5-7 МПа)

В современной нефтепереработке реализованы следующие типы промышленных процессов гидрокрекинга:

1) гидрокрекинг бензиновых фракций

2) селективный гидрокрекинг бензинов, керосинов, дизельных топлив (каталитическая депарафинизация)

3) гидродеароматизация прямогонных керосиновых и дизельных фракций и газойлей каталитического крекинга

4) легкий гидрокрекинг вакуумных газойлей

5) гидрокрекинг вакуумных газойлей

6) гидрокрекинг нефтяных остатков

Химизм процесса ГК

В основе каталитических процессов гидрокрекинга нефтяного сырья лежат реакции:

  • гидрогенолиза гетероорганических соединений серы, азота, кислорода

  • гидрирования ароматических углеводородов и непредельных соединений

  • крекинга парафиновых и нафтеновых углеводородов

  • деалкилирования циклических структур

  • изомеризации образующихся низкомолекулярных парафинов.

Основные факторы процесса 1 Катализаторы

Катализаторы состоят из трех компонентов

В качестве кислотного компонента, выполняющего крекирующую и изомеризующую функции, используют твердые кислоты, входящие в состав катализаторов крекинга: цеолиты, алюмосиликаты и оксид алюминия. Для усиления кислотности в катализатор иногда вводят галоген.

- Гидрирующим компонентом являются металлы VIII (Ni, Co, иногда Pt или Pd) и VI групп (Мо и W). Для активирования катализаторов используют разнообразные промоторы: Re (рений), Rh (родий), Ir (иридий), РЗЭ и др.

- Функции связующего выполняет кислотный компонент (оксид алюминия, алюмосиликаты), а также оксиды кремния, титана, циркония, магний и цирконийсиликаты.

Сульфиды и оксиды молибдена и вольфрама с промоторами являются бифункциольными катализаторами

Они активны в реакциях гидрирования-дегидрирования (гомолитических) и гидрогенолиза гетероатомных соединений (гетеролитических)

Кислотный компонент осуществляет реакции крекинга

С-С связей

На алюмосиликатном носителе (крупнопористый) – реакции первичного неглубокого крекинга высокомелекулярных углеводородов

На цеолите – реакции последующего более глубокого крекинга с изомеризацией среднемолекулярных углеводородов

Катализаторы ГК - полифункциональные

При гидрокрекинге нефтяных остатков исходное сырье целесообразно подвергнуть предварительной деметаллизации и гидрообессериванию на серо- и азотостойких катализаторах с высокой металлоемкостью и достаточно высокой гидрирующей, но низкой крекирующей активностью.

studfiles.net

courses:refining:гидроочистка_производство_серы [ЮниТех]

В сырой нефти можно найти примеси самых разных видов. Во время перемещения нефтяных фракций по установкам нефтеперерабатывающего завода эти примеси могут оказывать вредное влияние на оборудование, катализаторы и качество конечных продуктов. Кроме того, содержание многих примесей в нефтепродуктах официально или неофициально ограничивается.

Нефтяные фракции, содержащие углеводороды C6 и более тяжелые, весьма вероятно, содержат и органические соединения серы. Атомы серы могут быть присоединены к атомам углерода в разных положениях молекул и, таким образом, с химической точки зрения, сера входит в состав фракции. Гидроочистка позволяет оторвать атомы серы от молекул углеводородов. 1) Основой процесса является то, что энергия связи C—S значительно меньше, чем для связи C—C. В процессе гидроочистки нефтепродукта происходит разрыв связи C—S с превращением серы в сероводород. 2)

В настоящее время гидроочистке подвергают светлые дистилляты прямой перегонки, выкипающие при температурах ниже 350 °С, в том числе и дистилляты, направляемые на платформинг, аналогичные дистиллятам из сырья вторичного происхождения (газойли каталитического крекинга и коксования), тяжелые газойли, поступающие на каталитический крекинг, а также другие продукты.3)

При этом более легкие дистилляты, например, бензины, легче подвергаются гидроочистке в соответствии с характером содержащихся в них сернистых соединений (меркаптаны, сульфиды) и более низкомолекулярных непредельных. С утяжелением сырья в нем появляются более стабильные сернистые соединения (например, тиофены) и труднее гидрируемые непредельные, если это сырье вторичного происхождения. В то же время при утяжелении сырья требования к содержанию серы снижаются. Так, допустимое содержание серы в бензине, поступающем после гидроочистки на установку риформинга, составляет тысячные доли процента; содержание серы в реактивном топливе не должно превышать 0,0 5 %, в дизельном 0,2 %. Это обстоятельство несколько нивелирует режимы очистки сырья различного фракционного состава.4)

Для гидроочистки нефтяных продуктов от сернистых соединений обычно применяют кобальт-молибденовый или никель-молибденовый катализатор на носителе — оксиде алюминия.5) Кобальт-молибденовый катализатор имеет высокую активность и селективность по целевой реакции обессеривания, почти не сопровождающегося гидрокрекингом, и достаточно активен в процессе насыщения непредельных углеводородов водородом. Никель-молибденовый катализатор менее активен при насыщении непредельных, но способен вызывать насыщение ароматических углеводородов и более активен при гидрировании азотистых соединений. 6)

Промышленные установки гидроочистки могут быть самостоятельными или скомбинированными с другими. При этом гидроочистка может являться головным процессом комбинированной установки, замыкать ее или быть промежуточным звеном.7)

Установка гидроочистки масел

Установка гидроочистки дизельного топлива

Упрощенная схема установки гидроочистки приведена на рисунке ниже. Поток нефтепродукта смешивают с потоком водорода и нагревают до 260—425°С (500—800°F). Затем смесь нефтепродукта и водорода направляют в реактор, заполненный катализатором в форме таблеток.

В присутствии катализатора происходит несколько химических реакций:

  1. Водород соединяется с серой с образованием сероводорода (h3S).

  2. Некоторые соединения азота превращаются в аммиак.

  3. Любые металлы, содержащиеся в нефти, осаждаются на катализаторе.

  4. Некоторые олефины и ароматические углеводороды насыщаются водородом; кроме того, в некоторой степени идет гидрокрекинг нафтенов и образуется некоторое количество метана, этана, пропана и бутанов.

Поток, выходящий из реактора, направляют в испаритель, где газообразные углеводороды, а также h3S и малое количество аммиака сразу поднимаются вверх. Чтобы полностью отделить все эти легкие продукты, на выходе из реактора устанавливают небольшую ректификационную колонну.

Значение процесса гидроочистки постоянно возрастает вследствие двух основных причин:

  1. Удаление серы и металлов из фракций, направляемых на дальнейшую переработку, является важной защитой для катализаторов процессов риформинга, крекинга и гидрокрекинга.

  2. Согласно законам о чистом воздухе, допустимое содержание серы в нефтепродуктах постоянно снижается, что требует обессеривания дистиллятов и реактивных топлив.

Реактор гидроочистки

Говоря о процессах гидроочистки, мы не можем не остановиться на основном оборудовании, в котором эти процессы протекают, — реакторе гидроочистки.

В качестве примера рассмотрим двухсекционный реактор гидроочистки дизельного топлива (см. рисунок ниже). Он представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами. Верхний слой катализатора засыпают на колосниковую решетку, а нижний — на фарфоровые шарики, которыми заполняют сферическую часть нижнего днища. Для отвода избыточного тепла реакций под колосниковой решеткой вмонтирован коллектор для подачи холодного ВСГ (водородсодержащего газа). Сырье, подаваемое через штуцер в верхнем днище, равномерно распределяют по всему сечению и сначала для задерживания механических примесей пропускают через фильтрующие устройства, состоящие из сетчатых корзин, погруженные в верхний слой катализатора. Промежутки между корзинами заполняют фарфоровыми шарами. Газосырьевую смесь пропускают через слой катализатора в обеих секциях и по штуцеру нижней секции выводят из реактора.8)

Получение серы

В процессе гидроочистки образуется поток сероводорода (h3S), смертельно ядовитого газа, который нужно как-то утилизировать. Обычный процесс его превращения включает две стадии: сначала нужно отделить сероводород от прочих газов, а затем превратить его в элементную серу, которая безвредна.

Выделение h3S. Приблизительно до 1970 г. сероводород с установок нефтеперерабатывающего завода, наряду с прочими газообразными фракциями, в основном использовался как топливо на том же заводе. При сгорании сероводорода в печи образуется диоксид серы (SO2). В настоящее время законы, регулирующие чистоту воздуха, настолько ограничивают выбросы этого вещества, что это ставит заслон попаданию основного количества сероводорода в топливную систему.

Сероводород можно отделить несколькими химическими способами. Наиболее часто используется экстракция диэтаноламином (ДЭА). Смесь ДЭА и воду прокачивают сверху вниз через сосуд, заполненный тарелками либо насадкой.

Блок обработки диэтаноламином

Газовая смесь, содержащая сероводород, поступает снизу. При прохождении потока ДЭА селективно поглощает h3S. После этого ДЭА, насыщенный сероводородом, фракционируют для отделения h3S, который затем направляют на установку получения серы, а ДЭА возвращают в процесс. Эта схема аналогична схеме циркуляции тощего масла и жирного масла в процессе деметанизации с той разницей, что ДЭА избирательно поглощает сероводород и не поглощает углеводороды.

Получение серы. Процесс для превращения h3S в обыкновенную серу разработал немец по фамилии Клаус еще в 1885 г. В настоящее время созданы различные варианты этого метода для разных соотношений h3S и углеводородов, но в основном используется классический двухстадийный процесс с делением потока.

1. Сжигание. Часть потока h3S сжигают в печи, в результате образуется диоксид серы, вода и сера. Сера получается из-за того, что кислорода, который подается в печь, недостаточно для сжигания всего сероводорода до SO2, а хватает только на сжигание одной трети.

2h3S + 2O2 → SO2 + S + 2h3O

2. Реакция. Оставшийся сероводород смешивают с продуктами сгорания и пропускают над катализатором. h3S реагирует с SO2 с образованием серы:

2h3S + SO2 → 3S + h3O

Сера выводится из реакционного сосуда в виде расплава. В большинстве случаев ее хранят и отгружают в расплавленном состоянии, хотя некоторые компании выливают серу в формы и дают ей застыть. В таком виде серу можно хранить сколь угодно долго.9) Сера широко применяется в народном хозяйстве — в производстве серной кислоты, красителей, спичек, в качестве вулканизирующего агента в резиновой промышленности и др. 10)

Получение серы по Клаусу

Традиционным катализатором в процессе Клауса вначале являлся боксит. На современных установках преимущественно применяют более активные и термостабильные катализаторы на основе из оксида алюминия.11)

В процессе Клауса приблизительно 90—93% сероводорода превращается в серу. В зависимости от состояния окружающей среды в данной местности, оставшийся сероводород, который называется остаточным газом, иногда можно сжечь в заводской топливной системе. Кроме того, остаточный газ можно переработать для удаления большей части h3S с помощью более современных методов, таких как процесс Sulfreen, процесс Стретфорда или SCOT (процесс на основе метода Клауса, разработанный фирмой Шелл).12)

Словарь

диэтаноламин (ДЭА) diethanolamine
примеси impurities
процесс Клауса Claus conversion process
реактор гидроочистки hydrotreater
сера sulfur

Назад в блог

courses/refining/гидроочистка_производство_серы.txt · Последние изменения: 19.05.2016 10:48 — wikicat

wiki.unitechbase.com