Гидроочистка дизельного топлива

 

Содержание

 

1.Перспективы развития технологического  процесса. ……………...…………

2. Назначение и общая характеристика технологического процесса………...

3. Технологическая схема……………………………………………………….

4.Нормы технологического режима работы оборудования…………………..

5.Технологическая схема, чертёж основного аппарата……………………….

Литература и нормативно техническая документация………………………..

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Перспективы развития технологического процесса.

Процессы переработки нефтяных фракций в присутствии водорода называются гидрогенизационными. Они протекают на поверхности гидрирующих катализаторов в присутствии водорода при высоких значениях температуры (250-420 °С) и давления (от 2,5-3,0 вплоть до 32 МПа). Такие процессы используются для регулирования углеводородного и фракционного состава перерабатываемых нефтяных фракций, очистки их от серо-, азот- и кислородсодержащих соединений, металлов и других нежелательных примесей, улучшения эксплуатационных (потребительских) характеристик нефтяных топлив, масел и сырья нефтехимии.Разделение гидрогенизационных процессов на гидрокрекинг и гидроочистку довольно условно по принципу свойств применяемых катализаторов, количества используемого водорода и технологических параметров процесса (давление, температура и др.).

История развития промышленных гидрогенизационных процессов начиналась с гидрогенизации продуктов ожижения угля. Еще до Второй мировой войны Германия достигла больших успехов в производстве синтетического бензина (синтина) при гидрогенизационной переработке углей (на основе применения синтеза Фишера-Тропша), а в годы Второй мировой войны Германия производила более 600 тыс. т/год синтетических жидких топлив, что покрывало большую часть потребления страны. В настоящее время мировое производство искусственного жидкого топлива на основе угля составляет около 4,5 млн т/год. После широкого промышленного внедрения каталитического риформинга, производящего в качестве побочного продукта избыточный дешевый водород, наступает период массового распространения различных процессов гидроочистки сырьевых нефтяных фракций (кстати, необходимой и для процессов риформинга) и товарной продукции НПЗ (бензиновые, керосиновые, дизельные и масляные фракции).

Процессы гидроочистки широко применяются в нефтепереработке и нефтехимии. Их используют для получения высокооктановых бензинов, для улучшения качества дизельных, реактивных и котельных топлив и нефтяных масел. Гидроочисткой удаляют из нефтяных фракций сернистые, азотистые, кислородные соединения и металлы, уменьшают содержание ароматических соединений, удаляют непредельные углеводороды путем их превращения в другие вещества и углеводороды. При этом сера, азот и кислород гидрируются практически полностью и превращаются в среде водорода в сероводород H2S, аммиак NH3 и воду Н20, металлоорганические соединения разлагаются на 75-95 % с выделением свободного металла, который иногда является катализаторным ядом. Для гидроочистки используют разнообразные катализаторы, стойкие к отравлению различными ядами. Это оксиды и сульфиды дорогих металлов: никеля Ni, кобальта Со, молибдена Мо и вольфрама W, -на оксиде алюминия А1203 с другими добавками. В большинстве процессов гидроочистки используют алюмокобальтмолибденовые (АКМ) или алюмо-никельмолибденовые (АНМ) катализаторы. Катализаторы АНМ могут иметь добавку цеолита (тип Г-35). Эти катализаторы изготавливаются обычно в виде гранул-таблеток неправильной цилиндрической формы размером 4 мм при насыпной плотности 640-740 кг/м3. При пуске реакторов катализаторы сульфидируют (процесс осернения) газовой смесью сероводорода и водорода. Катализаторы АНМ и алюмокобальтвольфрамовые (АКВ) предназначены для глубокой гидроочистки тяжелого высокоароматизированного сырья, парафинов и масел. Регенерация катализаторов для выжигания кокса с его поверхности проводится при температуре 530 °С. Процессы гидроочистки обычно ограничиваются температурой 320-420 °С и давлением 2,5-4,0 реже 7-8 МПа. Расход водородсодержащего газа (ВСГ) изменяется от 100-600 до 1000 нм3/м3 сырья в зависимости от вида сырья, совершенства катализатора и параметров процесса. Гидроочистка бензиновых фракций применяется в основном при их подготовке для каталитического риформинга. Температура гидроочистки 320-360 °С, давление 3-5 МПа, расход ВСГ 200-500 нм3/м3 сырья. При очистке бензиновых фракций каталитического и термического крекинга расход ВСГ больше 400-600 нм3/м3 сырья. Гидроочистка керосиновых фракций проводится на более активном катализаторе при давлении до 7 МПа для уменьшения содержания серы менее 0,1 % и ароматических углеводородов до 10-18 %.Гидроочистке дизельных фракций подвергают более 80-90 % фракций при температуре 350-400 °С и давлении 3-4 МПа с расходом ВСГ 300-600 нм3/м3 сырья на катализаторах АКМ, степень обессеривания достигает 85-95 % и более. Для повышения цетанового числа дизельных фракций, происходящих из продуктов реакции каталитического и термического крекинга, удаляют часть ароматических углеводородов на активных катализаторах при температуре около 400 °С и давлении до 10 МПа. 
 Гидроочистка вакуумных дистиллятов (газойлей) для использования их в качестве сырья каталитического крекинга, гидрокрекинга и коксования (для получения малосернистого кокса) проводится при температуре 360-410 °С и давлении 4-5 МПа. При этом достигается 90-94 % обессеривания, содержание азота снижается на 20-25 %, металлов - на 75-85, аренов - на 10-12, коксуемость - на 65-70 %. 
 Гидроочистка масел и парафинов. Гидроочистка базовых масел более совершенна, чем классическая очистка сернокислотная с контактной доочисткой масел. Гидроочистка масел проводится на катализаторах АКМ и АНМ при температуре 300-325 °С и давлении 4 МПа. Гидроочистка масел на алю-можелезомолибденовом катализаторе с промоторами позволяет снизить температуру до 225-250 °С и давление до 2,7-3,0 МПа. Гидроочистка парафинов, церезинов и петролатумов проводится для снижения содержания серы, смолистых соединений, непредельных углеводородов, для улучшения цвета и стабильности (как и для масел). Процесс на катализаторах АКМ и АНМ аналогичен гидроочистке масел. Получили также применение алюмохроммолибденовые и никельвольфрамжелезные сульфидированные катализаторы.

Гидроочистка нефтяных остатков. Из нефти получают обычно 45-55 % остатков (мазутов и гудронов), содержащих большие количества серо-, азот- и металлоорганических соединений, смол, асфальтенов и золы. Для вовлечения этих остатков в каталитическую переработку необходима очистка нефтяных остатков. Гидроочистка нефтяных остатков называется иногда гидрообессериванием, хотя происходит удаление не только серы, но и металлов, а также других нежелательных соединений. Гидрообессеривание мазутов проводят при температуре 370-430 °С и давлении 10-15 МПа на катализаторах АКМ. Выход мазута с содержанием серы до 0,3% составляет 97-98 %. Одновременно удаляются азот, смолы, асфальтены и происходит частичное облагораживание сырья. Гидроочистка гудронов представляет собой более сложную задачу, чем гидроочистка мазутов, поскольку должна достигаться значительная деметаллизация и деасфальтизация гудронов предварительная или непосредственно при процессе гидрообессеривания. Особые требования предъявляются к катализаторам, так как обычные катализаторы быстро теряют активность из-за больших отложений кокса и металлов. Если кокс выжигается при регенерации, то некоторые металлы (никель, ванадий и др.) отравляют катализаторы и их активность при окислительной регенерации обычно не восстанавливается. Поэтому гидродеметаллизация остатков должна предшествовать гидроочистке, что позволяет снизить расход катализаторов гидроочистки в 3-5 раз.Промышленные установки гидроочистки и гидрокрекинга. Типовые установки периода 1956-1965 гг. для гидроочистки дизельных топлив были двухступенчатыми мощностью 0,9 млн т сырья/год типа Л-24-6, гидроочистка бензиновых фракций осуществлялась в отдельно стоящих блоках мощностью 0,3 млн т сырья/год. В 1965-1970 гг. внедрены установки гидроочистки различных дистиллятных фракций мощностью 1,2 млн т/год типа Л-24-7, ЛГ-24-7, ЛЧ-24-7. Бензиновые фракции очищались в блоках комбинированных установок риформинга мощностью 0,3 и 0,6 млн т/год. Керосиновые фракции очищались на установках гидроочистки дизельных топлив, предварительно дооборудованных для этих целей. С 1970 г. широко внедрялись укрупненные установки различного типа и назначения - как отдельно стоящие типа J1-24-9 и J14-24-2000, так и в составе комбинированных установок JlK-бу (секция 300) мощностью от 1 до 2 млн т/год. Технологические схемы гидроочистки реактивного и дизельного топлив во многом похожи на схему блока гидроочистки бензиновых фракций - сырья установок каталитического риформинга. 
 Мощность установки в зависимости от сырья может изменяться от 1,25 млн т/год сернистого гудрона до 2,5 млн т/год сернистого мазута. Давление процесса равно 15 МПа, температура - 360-390°С, расход ВСГ - 1000 нм3/м3 сырья. Катализатор АКМ применяется в виде экструзированных частиц диаметром 0,8 мм и высотой 3-4 мм. Катализатор в реакторе не регенерируется, а выводится в небольшом количестве и заменяется свежей порцией один раз в 2 сут. Корпус реактора - многослойный с толщиной стенки 250 мм, масса реактора около 800 т.

           Современные гидрогенизационные процессы фирмы «Union Oil»: процесс «Юникрекинг/ДП», включающий последовательно работающие два реактора гидроочистки и селективной гидродепарафинизации для обработки сырья - дизельных фракций и вакуумных газойлей с получением низкоза-стывающей дизельного топлива (температура застывания иногда до минус 80 °С) с содержанием 0,002 % серы, менее 10 % ароматики на катализаторах НС-К и НС-80 при конверсии сырья 20 %; процесс «Юникрекинг» с частичной конверсией 80 % сырья - вакуумных газойлей с получением дизельного топлива с содержанием 0,02 % серы, менее 10 % ароматики на катализаторе предварительной гидроочистки НС-К и усовершенствованном цеолитном катализаторе DHC-32, процесс может также использоваться в работе НПЗ по бензиновому варианту в схеме подготовки сырья для каталитического крекинга; процесс «Юникрекинг» с полной 100 %-ной конверсией сырья - вакуумных газойлей с температурой конца кипения 550 °С с получением экологически чистых реактивных и дизельных топлив с содержанием 0,02 % серы, 4 и 9 % ароматики на аморфном сферическом катализаторе DHC-8 (цикл работы катализатора 2-3 года), обеспечивающем максимальный выход высококачественных дистиллятов, особенно дизельных топлив; процесс «Юнисар» с конверсией 10 % на новом катализаторе AS-250 для эффективного снижения содержания ароматики до 15 % в реактивных и дизельных топливах (гидродеароматизация), особо рекомендуется для производства дизельных топлив из труднооблагораживаемых видов сырья, например легких газойлей каталитического крекинга и коксования; процесс «АН-Unibon» фирмы «UOP» для гидроочистки-гидрооблагораживания дизельных топлив типа AR-10 и AR-10/2 (две ступени) до содержания серы 0,01 мае. % и ароматики до 10 об. % с цетановым числом 53 при давлении процесса 12,7 и 8,5 МПа (две ступени). 
 Для реформулирования применяются следующие процессы: гидроочистка - процесс «RCD Unionfining» фирмы «Union Oil» для уменьшения содержания серы, азота, асфальтенов, металлов и снижения коксуемости остаточного сырья (вакуумных остатков и асфальтов процессов деасфальтизацией) с целью получения качественного малосернистого котельного топлива или для дальнейшей переработки при гидрокрекинге, коксовании, каталитическом крекинге остаточного сырья; гидроочистка - процесс «RDS/VRDS» фирмы «Chevron» по назначению похож на предыдущий процесс, при этом перерабатывается сырье вязкостью при 100 °С до 6000 мм2/с с содержанием металлов до 0,5 г/кг (для глубокой гидродеметаллизации сырья), применяется технология замены катализатора на ходу, которая дает возможность выгружать катализатор из реактора и заменять его свежим при сохранении нормального режима работы в параллельных реакторах, что позволяет перерабатывать очень тяжелое сырье с пробегом установки более года; гидровисбрекинг - процесс «Aqvaconversion» фирм «Intevep SA», «UOP», «Foster Wheeler» обеспечивает значительное снижение вязкости (больше в сравнении с висбрекингом) тяжелых котельных топлив при более высокой конверсии сырья, а также позволяет получать водород из воды в условиях основного процесса за счет ввода в сырье вместе с водой (паром) композиции из двух катализаторов на основе неблагородных металлов; гидрокрекинг -процесс «LC-Fining» фирм «ABB Lummus», «Оху Research», «British Petroleum» для обессеривания, деметаллизации, уменьшения коксуемости и конверсии атмосферных и вакуумных остатков с конверсией сырья 40-77 %, степенью обессеривания 60-90 %, полнотой деметаллизации 50-98 % и снижением коксуемости на 35-80 %, при этом в реакторе катализатор поддерживается во взвешенном состоянии восходящим потоком сырьевой жидкости (например, гудрона), смешанной с водородом; гидрокрекинг -процесс «Н-Oil»  для гидрообработки остаточного и тяжелого сырья, например гудрона, в двух или трех реакторах со взвешенным слоем катализатора, по ходу процесса можно добавлять и выводить катализатор из реактора, сохраняя его активность, степень конверсии гудрона от 30 до 80 %; гидрооблагораживание остаточного сырья - процесс «Нусоп» фирмы «Shell» использует все бункерные реакторы (один или несколько в зависимости от содержания металлов в сырье) с движущимся слоем катализатора для постоянного обновления катализатора в реакторах (0,5-2,0 % от общего количества катализатора в 1 сут.), при этом могут применяться также два реактора с неподвижным слоем катализатора после бункерных реакторов, при необходимости в схему включается реактор гидрокрекинга для увеличения конверсии сырья для давлений процесса 10-20 МПа и температур 370-420 °С

 

2.Назначение и общая характеристика технологического процесса.

Описание технологического процесса.

Установка гидроочистки дизельных топлив предназначена для удаления органических сернистых соединений из дизельного топлива путем их деструктивной гидрогенизации.

Установка состоит из следующих взаимосвязанных блоков (отделений):

1. Реакторный блок предназначен для очистки дизельных фракций от серы путем гидрирования на катализаторе сернистых соединений.
2. Блок стабилизации гидроочищенного дизельного топлива – где осуществляется выделение легких бензиновых фракций и углеводородных газов.
3. Блок очистки циркулирующего водородсодержащего газа, углеводородных газов от сероводорода и регенерации насыщенного раствора моноэтаноламина (МЭА).

Компоненты сырья: легкий газойль с установок 43-103, КТ – 1, а также дизельное топливо с установок АВТ и АТ поступают в резервуары товарного парка. Сырье из резервуаров товарного парка забирается насосами и поступает на установки гидроочистки Л-24-6, 7, 9. Далее сырье поступает на щит смешения с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ), нагнетаемым поршневыми компрессорами и свежим ВСГ, поступающим с установок 35-11/1000, 35-11/600.

Установки Л-24-9, Л-24-6, Л-24-7 находятся на небольшом расстоянии друг от друга и от установок 43-103, КТ-1, АВТ, АТ и от установок поставляющих ВСГ, что обуславливает небольшую длину и малую металлоемкость трубопроводов, следовательно – меньше потери скорости сырья, меньше гидравлическое сопротивление, за счет небольшого количества конфигураций, изгибов трубопровода. При этом на насосы и компрессоры действуют небольшие нагрузки, что значительно снижает материальные и энергетические затраты.

Гидроочищенное дизельное летнее топливо после гидроочистки – используется в качестве компонентов при получении товарных летних дизельных топлив, печного топлива, топлива для газотурбинных установок и поступает в парки  продукции.

 

3. Технологическая схема.

Описание технологического процесса по принципиальной схеме.

Дизельное топливо (сырье) подается сырьевым насосом 12 на смешение с водородсодержащим газом. Смесь газа и сырья нагревается в межтрубном пространстве теплообменников реакторного блока 13 и в печи 1 до температуры реакции, далее поступает в реакторы гидроочистки 2 и 3, где происходит разложение серу-, азот- и кислородсодержащих соединений, а также гидрирование непредельных и отчасти ароматических углеводородов. Смесь водородсодержащего газа и продуктов гидрирования отдает свою теплоту газосырьевой смеси, проходя через трубное пространство теплообменников 13, и охлаждается в холодильнике 4. Затем смесь поступает в сепаратор высокого давления 5, где циркулирующий газ отделяется от жидкого гидроочищенного продукта. Из сепаратора 5 водородсодержащий газ направляется на очистку от сероводорода в абсорбер 18, где сероводород поглощается раствором моноэтаноламина. Очищенный газ поступает на прием компрессора 14, которым возвращается в систему циркуляции водорода. Водородсодержащий газ со стороны смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом перед компрессором. Если в результате реакции содержание водорода в циркулирующем газе резко снижается, часть этого газа отдувается после абсорбера 18. 
В жидком гидрогенизате после сепаратора 5 содержатся растворенные водород, метан, этан, пропан и бутан. Для их выделения гидрогенизат направляется в сепаратор низкого давления 6, где выделяется часть растворенного газа. С целью окончательной стабилизации гидрогенизат под собственным давлением из сепаратора 6 поступает через теплообменник 7 в колонну стабилизации 8. С верха колонны пары бензина и газ попадают в конденсатор-холодильник 10, откуда сконденсированный бензин и газ направляются в сепаратор 11 на разделение. Газ из сепараторов 6 и 11 поступает в абсорбер 19 для отмывки от сероводорода раствором моноэтаноламина, после чего отводится с установки. Бензин из сепаратора 11 насосом 9 также подается на отмывку от сероводорода раствором щелочи или отдувку углеводородным газом, после чего выводится с установки. Стабилизированное гидроочищенное дизельное топливо охлаждается в теплообменнике 7 и в холодильнике, после чего также откачивается с установки. 
 Полученный на установке гидроочистки сероводород передается на установки для получения серы или серной кислоты.

 

 

5.Технологическая  схема, чертёж основного аппарата.

 

Основным аппаратом процесса гидрооочистки является реактор гидроочистки дизельного топлива Р-1. Он представляют собой горизотальный цилиндрический аппараты с аксиальным вводом сырья. В реактор загружен катализатор, находящийся на опорной решетке. Над слоем катализатора засыпан слой фарфоровых шаров, которые удерживают катализатор от уноса и способствует более равномерному распределению газосырьевой смеси по сечению реактора. Газосырьевая смесь подается через верхний штуцер, проходя через гаситель потока, с целью снижения скорости потока и фильтр. Затем газосырьевая смесь попадает на контактно — распределительное устройство, которое обеспечивает равномерное распределение парожидкостного потока сырья в верхней части реактора.

 

 

 

Литература и нормативно техническая документация

 

1. Баннов  Н. Г. Процессы переработки нефти  и газа. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2012. — 224 с.

2. Горячев  В.П. « Основы автоматизации в  нефтеперерабатывающей промышленности» - М.; Химия, 2007 год.

3. Золотникова Л.Г., Колосков В.А., Лобанская С.Н. и др. « Организация и планирование производства. Управление нефтеперерабатывающими и нефтехимическими предприятиями». - М.; Химия, 2008 год.

4. Кузнецов А.А. , Судаков Е.И. и др. «Расчет процессов и аппаратов». Химия 2014 год.

5. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. 2-е изд. - М.: Химия, 2011. — 568 с.

6. Молоканов Ю.К. «Процессы и аппараты нефтегазопереработки». М.; Химия 2007 год.

7. Мейерс Р.А. (ред). Основные процессы нефтепереработки. Справочник; пер. с англ. 3-го изд. / [ Р.А. Мейерс и др.] ; под ред. О. Ф. Глаголевой , О. П. Лыкова. - СПб. : ЦОП "Профессия", 2012. - 944 с., ил.

8. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию «Гидроочистка, гидрообессеривание и гидрокрекинг нефтяного сырья». //Сост. В. Г. Власов. — Самара: СамГТУ, 2010.

9. «Нефтепереработка и нефтехимия», 2011 г, № 8

10. Попов А.Н. «Большая химия города Омска» - Омск – 2002 год.

11. Технологический регламент установки гидроочистки Л – 24 -6. - 2014 год.

12. Хвостенко М.М. « Переработка и нефтехимия» М – 2007 год №1.

13. Чаудури Р. Утам. Нефтехимия и нефтепереработка. Процессы, технологии, интеграция : пер. с англ. яз. под ред. И. А. Голубевой, О. Ф. Глаголевой. - СПб. : ЦОП "Профессия", 2014. - 432 с., ил.