Гидроочистка дизельных топлив

метки: Катализатор, Гидроочистка, Топливо, Дизельный, Сырье, Реактор, Процесс, Химия

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт: Институт природных ресурсов

Направление подготовки (специальность) Энерго- и ресурсосберегающие процессы химической технологии, нефтехимии и биотехнологии

Кафедра Химической технологии топлива и химической кибернетики

РЕФЕРАТ

на тему: Гидроочистка дизельных топлив

Выполнили студенты гр. 2К11 Ткаченко И.М.

Реферат принят:

Доцент : Кривцова Н.И.

Томск 2015 г.

История развития гидрогенизационных процессов

История развития промышленных гидрогенизационных процессов начиналась с гидрогенизации продуктов ожижения угля. Еще до второй мировой войны Германия достигла больших успехов в производстве синтетического бензина 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 равно около 4,5 млн. т/год. После широкого промышленного внедрения каталитического риформинга, при котором производился в качестве побочного продукта — избыточный дешевый водород, наступает период массового распространения различных процессов гидроочистки сырьевых нефтяных фракций (необходимо и для процессов риформинга) и товарной продукции НПЗ (бензиновые, керосиновые, дизельные и масляные фракции).

Первая установка гидрокрекинга запущена в 1959 году в США[2].

Понятие процесса гидроочистки

Гидроочистка — одноступенчатый процесс, проходящий в наиболее мягких, по сравнению с гидрокрекингом и деструктивной гидрогенизацией, условиях. Процесс протекает при 350—430°С, 3,0—6,0 МПа, циркуляции водородсодержащего газа 100—600 м ³ /м³ сырья и объемной скорости 3 —10ч^-1 с применением катализатора (обычно алюмокобальтмолибденовый или алюмоникельмолибденовый).Гидроочистке (или гидрооблагораживанию) может подвергаться различное сырье, получаемое как при первичной перегонке нефти, так и при термокаталитических процессах, от газа до масел и парафина. Наибольшее применение гидроочистка имеет для обессеривания сырья каталитического риформинга, а также для получения реактивного и малосернистого дизельного топлива из сернистых и высокосернистых нефтей. При гидроочистке происходит частичная деструкция в основном сероорганических и частично кислород- и азотсодержащих соединений.Продукты разложения насыщаются водородом с образованием сероводорода, воды, аммиака и пре3дельных или ароматических углеводородов. гидрогенизационный термодинамика катализатор абсорбер

Гидроочистка прямогонных бензиновых фракций

... содержание серы в сырье до тысячных долей, а это в свою очередь определяет работоспособность катализаторов гидроочистки и риформинга. В меньшей степени происходит процесс закоксовывания, что увеличивает ... 3, 4, 5). Технический регламент устанавливает минимально допустимые химические и физические параметры автомобильного бензина и дизельного топлива (см. таблицу 1), а также сроки прекращения ...

Удаление гетероатомов происходит в результате разрыва связей C-S, C-N и C-O и насыщения образующихся осколков водородом. При этом сера, азот и кислород выделяется соответственно в виде H ₂ S, NH₃ и H₂ O. Алкены присоединяют водород по двойной связи. Частично гидрируются полициклические ароматические углеводороды.

Термодинамика процесса гидроочистки

Термодинамически процесс гидроочистки низкотемпературный. Для быстрого протекания реакций на существующих промышленных катализаторах достаточна температура 330-380°С. Поскольку реакции присоединения водорода сопровождаются изменением объёма, давление в реакционной зоне оказывает решающее влияние на глубину процесса. Наиболее часто при гидроочистке применяют давление 2,5-5,0 МПа.

Гидрирование ароматических углеводородов идёт с выделением теплоты и снижением энтропии, константы равновесия гидрирования быстро уменьшаются с ростом температуры.

Суммарный тепловой эффект гидроочистки составляет 20 — 87 кДж на 1 кг сырья для прямогонных фракций. Добавление к прямогонному сырью до 30% фракций вторичного происхождения повышает теплоту реакции до 125-187 кДж/кг в зависимости от содержания непредельных углеводородов в сырье.

Механизм процесса гидроочистки

Механизм гидрирования сераорганических соединений в значительной степени зависит от их строения. Скорость гидрирования, в общем, возрастает в ряду: тиофены < тиофаны » сульфиды < дисульфиды < меркаптаны.

Данных о гидрировании азот- и кислородорганических соединений очень мало. В таблице 1.1 приведены данные о гидрировании некоторых азот-, кислород- и сероорганических аналогов на Ni ₂ S₃ [4].

Таблица 1.1

Степень превращения различных видов гетероатомных соединений в зависимости от температуры

Углеводород	Превращение, %
	при 200°С	при 350°С	при 400°С
Тиофан	41	100	100
Тетрагидрофуран	0	25	55
Тиофен	0	15	39
Фуран	0	0	10
Пиррол	0	0	0

При одинаковом строении устойчивость относительно гидрирования возрастает в ряду соединений: сераорганические < кислородорганические < < азоторганические.

Катализаторы гидроочистки

Ужесточающиеся требования к качеству нефтепродуктов, в первую очередь по снижению содержания в среднедистиллятных фракциях серы и ароматических углеводородов, заставляют искать более эффективные катализаторы гидроочистки. Катализаторы гидроочистки представляют собой сочетание окислов активных компонентов (никель, кобальт, молибден и др.) с носителем, в качестве которого чаще всего используют активную окись алюминия. Носитель в составе катализатора гидроочистки играет роль не только инертного разбавителя, но и участвует в формировании активных фаз, а также служит в качестве структурного промотора, создающего специфическую пористую структуру, оптимальную для переработки конкретного сырья.

Для гидроочистки применяют катализаторы на основе оксидов металлов VII и VIII групп (никель, кобальт, молибден, вольфрам).

В промышленности используют алюмокобальтмолибденовый (АКМ) и алюмоникельмолибденовый (АНМ) катализаторы. В алюмокобальтмолибденовый катализатор на силикатной основе для увеличения прочности вводят диоксид кремния (АНМС).

Носителем служит оксид алюминия. Катализаторы выпускают в виде частиц неправильной цилиндрической формы. В настоящее время применяются катализаторына цеолитной основе. Катализатор АКМ имеет высокую активность и селективность по целевой реакции обессеривания, достаточно активен в гидрировании непредельных соединений. Катализатор АНМ проявляет большую активность при гидрировании ароматических и азотистых соединений.

При гидроочистке катализатор может работать без потери активности 18-30 месяцев. Активность катализатора максимальна при соотношении Co:Мо=2:1, общее содержание Со+Мо на окиси алюминия составляет 8-13% масс. Оксиды кобальта и молибдена при гидроочистке переходят в сульфидную форму, и их активность при этом повышается. Если в сырье мало серы, то катализатор перед использованием целесообразно осернить. Алюмокобальтмолибденовые катализаторы содержат 10-15% металлов при атомном соотношении Со:Ni:Мо от 1:2:6. Удельная поверхность катализаторов гидроочистки составляет 160-330м ² /г. Для определения активности катализатора сравнивают обессеривающую способность испытываемого катализатора с обессеривающей способностью эталонного образца.

Испытания ведут на пилотной установке по специальной методике. Для этого рассчитывают индекс активности.

Сам катализатор должен иметь индекс активности не ниже 95%.Если активность свежего катализатора не достигает максимальной величины, катализатор активизирует в течение нескольких часов водородом при выше 300 ^о С. Со временем активность катализатора падает за счет отложений кокса на поверхности катализатора. Частичную регенерацию катализатора можно провести гидрированием коксовых отложений при циркуляции водорода и температурах 400-420^о С.

Наиболее распространенные для гидроочистки в отечественной и зарубежной практики катализаторы приведены в таблице 1.2[5].

Таблица 1.2

Катализаторы гидроочистки нефтяных фракций

Марка катали-затора	Характеристика	Сырьё	Форма	Тип носи-теля	Актив-ные компо-ненты
AKZO Nobel
KF-845	высокая обессеривающая и деазотирующая активность	от бензина до вакуумного газойля	четырёхли-стник	Al 2 O3	NiMo
KF-747	глубокое гидрообессеривание	от дизельного топлива до вакуумного газойля	Четырёхли-стник	Al2O3	CoMo
Criterion Catalyst
С-448	для получения низкосернистого дизельного топлива	средний дистиллят, вакуумный газойль	сформо-ванные экструдаты	Al 2 O3	CoMo
HDS-3	насыщение ароматических углеводородов	от бензина до вакуумного газойля	сформо-ванные экструдаты	Al2O3	NiMo
«Всероссийский институт по переработке нефти»
ГS-168	обессеривающая активность	бензин, дизельная фракция	цилиндр	Al 2 O3 + SiO2	NiMo
ГДК-202	высокая обессеривающая активность	среднедистил-лятные фракции	цилиндр	Al2O3+ цеолит	NiMo
Procatalyse
HR-306C	гидрообессеривание гидродеазотирова-ние	от бензина до вакуумного газойля	экструда-ты	Al 2 O3	—

Особый интерес представляют катализаторы фирм Criterion Catalyst, Procatalyse, AKZO Nobel, а также отечественные катализаторы[6].

Характеристика сырья и продуктов гидроочистки

Глубина гидроочистки дистиллятов от серы и других соединений зависит от типа углеводородного сырья, температуры процесса, парциального давления водорода и его кратности циркуляции, объемной скорости подачи сырья и других факторов.

Гидроочистке подвергают как прямогонные фракции (бензин, реактивное и дизельное топливо, вакуумные газойли), так и дистилляты вторичного происхождения (лёгкая фракция пиролизной смолы, бензины, лёгкие газойли коксования и каталитического крекинга).

С утяжелением сырья степень его очистки в заданных условиях процесса снижается. С повышением средней молярной массы доля серы, содержащейся в устойчивых относительно гидрирования структурах, увеличивается. По мере утяжеления сырья всё большая его часть находится в условиях гидроочистки в жидкой фазе, что затрудняет транспортирование водорода к поверхности катализатора. При жидкофазной гидроочистке с утяжелением сырья скорость диффузии водорода через плёнку жидкости на катализаторе снижается, так как повышается вязкость и снижается растворимость водорода при данных условиях. Увеличение в сырье количества полициклических ароматических углеводородов, смол и асфальтенов, прочно адсорбирующихся на катализаторе и обладающих высокой устойчивостью относительно гидрирования, также снижает глубину очистки.

При одинаковом фракционном составе очистка от серы продуктов вторичного происхождения (коксования, каталитического крекинга) проходит значительно труднее. Это связано с тем, что подвергшиеся крекингу продукты содержат гетероатомы в структуре наиболее термически стабильных, трудно гидрирующихся соединений. Кроме того, продукты вторичного происхождения содержат большое количество ароматических и непредельных углеводородов, обладающих высокой адсорбируемостью на катализаторе и тормозящих в результате гидрирование гетероорганических соединений.

Качество получаемой продукции, то есть дизельного топлива, должно соответствовать показателям, приведенным ниже (таблица 1.3, таблица 1.4, таблица 1.5, таблица 1.6):

Таблица 1.3

Показатели качества сероводорода

Показатели качества продукта
Содержание сероводорода, % объемных	не менее 98,0
Применяется в качестве сырья для производства серной кислоты.

Таблица 1.4

Фракция дизельного топлива гидроочищенная

Показатели качества продукта
Содержание воды и механических примесей	отсутствие
Фракционный состав 50% отгоняется при температуре не выше 90% отгоняется при температуре не выше 96% отгоняется при температуре не выше	280°С 340°С 360°С
Сероводородная коррозия	отсутствие
Испытание на медной пластинке	выдерживает
Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С	не ниже 62
Массовая доля общей серы, % масс.	не более 10
Азот, % масс.	не более 20
Йодное число, гр/100гр.	0,5
Плотность, кг/м 3	не более 834

Таблица 1.5

Показатели качества продукта
Содержание воды и механических примесей	отсутствие
Испытание на медную пластинку	выдерживает
Температура начала кипения, °С	не ниже 40
Температура конца кипения, °С	не выше 180
Применяется как компонент автомобильных бензинов.

Показатели качества отгоняемого бензина

Таблица 1.6

Очищенный углеводородный газ

Показатели качества продукта:
Содержание сероводорода, % объемных	не более 0,20
Применяется в качестве печного топлива на установке.

В настоящее время разработаны и применяются различные методы качественного и количественного анализа серосодержащих соединений в нефти и нефтепродуктах. Качественные методы анализа необходимы прежде всего для обнаружения таких активных соединений, как сероводород, тиолы и свободная сера. Из качественных методов определения активных серосодержащих соединений в лабораторной практике наибольшее применение нашли проба на медную пластинку и так называемая докторская проба. Анализ на докторскую пробу заключается в том, что нефтепродукт интенсивно перемешивают с раствором плюмбита натрия и порошковой серой.

При этом если анализируемый нефтепродукт содержит сероводород, выпадает чёрный кристаллический осадок сульфида свинца:

Na ₂ PbO₂ + H₂ S = PbS + 2NaOH

Докторская проба очень чувствительна и позволяет обнаруживать сероводород при его содержании 0,0006%.

Тиолы взаимодействуют с плюмбатом натрия по реакции :

Na ₂ PbO₂ + 2RSH = (RS)₂ Pb + 2NaOH,

При этом анализируемый нефтепродукт окрашивается в оранжевый, коричневый или черный цвет. Для обнаружения сероводорода и свободной серы применяют пробу на медную пластинку, принятую в качестве стандартной (ГОСТ 6321-69).

В результате сернистой коррозии медная пластинка, выдержанная в нефтепродукте, при повышенной температуре в течение определенного времени окрашивается в различные цвета от бледно-серого до почти черного.

К инструментальным методам определения группового и структурного состава серосодержащих соединений относятся газожидкостная и жидкость-жидкостная хромотография, полярография, потенциометрическое и амперометрическое титрование, УФ-,ИК- и ЯМР-спектроскопия, масс-спектроскопия.

Полярографическим методом анализа можно определять в нефтепродуктах содержание свободной, сероводородной, тиольной, сульфидной и дисульфидной серы.

Сероводородную и тиольную серу в моторных топливах определяют согласно ГОСТ 17323-71 методом потенциометрического титрования нитратом диамминсеребра. По характеру кривых титрования можно качественно оценить наличие в топливе свободной серы

Методы анализа общей серы делят на два класса: химические и физические. Из физических методов анализа следует отметить нейтронно-активационный (НАА), рентгено-флюоресцентный (РФА) и рентгено-радиометрический (РРМ).

НАА основан на взаимодействии нейтронов с ядрами облучаемой пробы. Предел обнаружения серы равен 5•10 ^-2 %. В основе РРМ лежит измерение поглощения рентгеновских лучей при известной зависимости степени поглощения от концентрации анализируемого вещества. РРМ можно использовать для анализа нефтепродуктов с массовой долей серы не менее 0,5%

Метод РФА — флюоресцентный вариант рентгено-радиометрического анализа. Предел обнаружения серы составляет 5•10 ^-3 %.

Из химических методов анализа общей серы наиболее распространены и стандартизированы окислительные методы. В окислительных методах навеску нефтепродукта сжигают в приборах различной конструкции. В качестве окислителя используются воздух, кислород, диоксид марганца. В основе методов сжигания лежит реакция окисления всех серосодержащих соединений анализируемого нефтепродукта в оксиды серы (SO ₂ ,SO₃ ) с последующим их поглощением и анализом.

Установки гидроочистки, применяемые в настоящее время

Современные гидрогенизационные процессы фирмы Union Oil Co: процесс Юникрекинг/ДП включает последовательно работающие два реактора гидроочистки и селективной гидродепарафинизации для обработки сырья — дизельных фракций и вакуумных газойлей с получением низкозастывающией температурой дизельного топлива (температура застывания иногда до минус 80С) 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. Для реформулирования нефтяных остатков в мировой практике применяют, в частности следующие процессы: гидроочистка RCD Unionfining (Union Oil Co.) для уменьшения содержания серы, азота, асфальтенов, металлов и снижения коксуемости остаточного сырья с целью получения качественного малосернистого топлива или для дальнейшей переработки при гидрокрекинге, коксовании, каталитическом крекинге остаточного сырья; гидроочистка RDS/VRDS (Chevron) по назначению похожа на предыдущий процесс, при этом перерабатывается сырье с вязкостью при 100 ⁰ С до 6000мм² /с и с содержанием металлов до 0,5 г/кг, 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[8].

Реактор гидроочистки

Реактор гидроочистки дизельных топлив отличается меньшим отношением высоты аппарата к диаметру и наличием всего двух слоев катализатора (верхний высотой 2,6 м и нижний высотой 4,7 м).

Верхний слой катализатора засыпается на колосниковую решетку, нижний — на фарфоровые шарики, которыми заполняется сферическая часть нижнего днища.

Сырье, подаваемое через штуцер в верхнем днище, равномерно распределяется по всему сечению, затем для задержания механических примесей проходит через фильтрующее устройство, состоящее из сетчатых корзин, погруженных в верхний слой катализатора. Промежутки между корзинами заполнены фарфоровыми шарами.

На рисунке приведена схема устройства реактора гидроочистки дизельных топлив. Он представляет собой цилиндрический вертикальный сосуд с шаровыми днищами. Катализатор загружают в реактор через верхний штуцер, а выгружают через нижний. Во избежание «удара» паров продукта и газа вследствие этого истирания катализатора в верхней части реактора имеется распределительная тарелка. Парогазовая смесь через слой катализатора проходит в аксиальном направлении. Остальная аппаратура, оборудование и контрольно-измерительные приборы установки имеют очень много общего с оборудованием, аппаратурой и приборами, применяемыми на установках для каталитического риформинга.

По окончании процесса гидрирования, длительность которого определяется степенью падения активности катализатора, один из блоков установки переводят на регенерацию катализатора — выжег отложившихся на катализаторе кокса и серы. Оба блока имеют общую систему регенерации, которая рассчитана на регенерацию катализатора с одного блока.

На каждом нефтеперерабатывающем заводе имеются инструкции по пуску, эксплуатации и остановки установки. На установках для гидроочистки много такого же оборудования, как на других, уже описанных установках. Остановимся на особенностях пуска установки для гидроочистки на примере одной из них.

Загрузка катализатора . Катализатор перед загрузкой просеивают на сите с ячейками 3*3мм для отделения мелочи. Загружают катализатор через брезентовый рукав, опущенный до уровня загружаемой тарелки; по мере загрузки рукав поднимают для уменьшения механического разрушения гранул катализатора.

С этой же целью в нижней части аппарата перед загрузкой катализатора размещают слой фарфоровых шариков; такими же шариками покрывают верхний слой катализатора (после его загрузки в реактор).

Прием инертного газа . После заполнения системы инертным газом (по инструкции) поднимают давление до 30-32 кгс/см² , затем включают центробежный компрессор и налаживают циркуляцию инертного газа. Одновременно производят отдув части его по линии сброса в линию топочного газа до тех пор, пока содержание кислорода в циркулирующим газе будет не более 0,3% (объемн.).

Затем проверяют на проходимость аварийные линии установки, а также факельную линию, по которой подается газ для снятия тепла в реакторе, тем же инертным газом. При этом устраняют все замеченные дефекты в системе.

Если выявится необходимость в прокалке катализатора, то повышают температуру газо-воздушной смеси до 550-560 ⁰ С (на выходе из печи) и концентрацию кислорода до 1,5%[14].

Реактор установки гидроочистки работает в условиях химической и электрохимической коррозии, а также механического износа металла аппаратов катализатором.

Химическая коррозия реактора обусловлена содержанием в высокотемпературных газовых потоках сероводорода и водорода, а электрохимическая коррозия — содержанием в циркулирующих дымовых газах регенерации паров воды и диоксида серы. На рисунке 2.1 изображен реактор гидроочистки.

1-корпус; 2-стаканы распределительной тарелки; 3-распределительная тарелка; 4-фарфоровые шары; 5-корзина; 6-монтажный штуцер; 7-колосниковая решетка; 8-коллектор пара; 9-опорное кольцо; 10-опора; 11-сетка дренажной трубы; 12-выгрузка катализатора; 13-штуцера для термопар.

Рисунок 2.1. Реактор гидроочистки дизельного топлива.

Сероводородная коррозия металла аппаратов реакторного блока установок тем сильнее, чем больше концентрация серы в сырье и чем выше содержание сероводорода в циркулирующем газе. Водород, циркулирующий в системе реакторного блока, вызывает межкристаллитную коррозию металла, сопровождающуюся снижением его прочности и увеличением хрупкости. Межкристаллитное растрескивание, образование раковин и вздутий в металле оборудования под действием водорода усиливаются при повышении температуры и давления в системе.

Сульфидная коррозия практически протекает очень медленно, однако продукты коррозии засоряют катализатор, забивают поры между таблетками, а также трубы теплообменников, что нарушает технологический режим процесса гидроочистки, ухудшает теплопередачу и приводит к недопустимому возрастанию гидравлического сопротивления. По возникновению большого перепада давления между входом в реактор и выходом из него часто судят о степени сульфидной коррозии.

Реактор и катализатор засоряются также из-за присутствия в газовых потоках кислорода, хлоридов и азотсодержащих соединений. Кислород способствует окислению сернистых соединений, поэтому его концентрация в циркулирующем газе должна быть ограничена (0,0002—0,0006%).

Хлориды и азотсодержащие соединения при взаимодействии с водородом образуют соответственно хлористый водород и аммиак, которые, связываясь, превращаются в хлорид аммония, выпадающий в виде осадка. Осадок удаляют периодической промывкой, для чего в процессе эксплуатации установки по ходу продуктов реакции от реактора до сепаратора в систему впрыскивают воду. Промывку продолжают до тех пор, пока перепад давления не уменьшится до значения, определенного технологической картой.

Технологическая схема гидроочистки дизельного топлива

На рисунке 2.2 изображена выбранная технологическая схема гидроочистки.

1,15,19,21-насосы; 2-трубчатая печь; 3-реактор; 4-6,10-теплообменники; 7,12,14-аппараты воздушного охлаждения; 8-водяной холодильник; 9,13,17,20-сепараторы; 11-стабилизационная колонна; 16-центробежный компрессор; 18,22-абсорберы.

Рисунок 2.2. Технологическая схема установки гидроочистки

Установка, предназначенная для гидроочистки дистиллята дизельного топлива, технологическая схема которой приведена на рисунке, 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 алюмо-кобальтмолибденового катализатора.

Сырье, подаваемое насосом 1 смешивается с водородсодержащим газом, нагнетаемым компрессором 16. После нагрева в теплообменниках 6 и 4 и в змеевике трубчатой печи 2 смесь при температуре 380—425°С поступает в реактор 3. Разность температур на входе в реактор и выходе из него не должна превышать 10°С.

Продукты реакции охлаждаются в теплообменниках 4, 5 и 6 до 160°С, нагревая одновременно газосырьевую смесь, а также сырье для стабилизационной колонны. Дальнейшее охлаждение газопродуктовой смеси осуществляется в аппарате воздушного охлаждения 7, а доохлаждение (примерно до 38°С) — в водяном холодильнике 8.

Нестабильный гидрогенизат отделяется от циркуляционного газа в сепараторе высокого давления 9. Из сепаратора гидрогенизат выводится снизу, проходит теплообменник 10, где нагревается примерно до 240°С, а затем — теплообменник 5 и поступает в стабилизационную колонну 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[15].

Циркуляционный водородсодержащий газ после очистки в абсорбере 18 от сероводорода водным раствором моноэтаноламина возвращается компрессором 16 в систему.

В низ колонны 11 вводится водяной пар. Пары бензина, газ и водяной пар по выходе из колонны при температуре около 135°С поступают в аппарат воздушного охлаждения 12, и газожидкостная смесь разделяется далее в сепараторе 13. Бензин из сепаратора 13 насосом 15 подается на верх колонны // в качестве орошения, а балансовое его количество выводится с установки. Углеводородные газы очищаются от сероводорода в абсорбере 22.

Гидроочищенный продукт, уходящий с низа колонны 11, охлаждается последовательно в теплообменнике 10, аппарате воздушного охлаждения 14 и с температурой 50 ^о 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 550°С и 2 МПа газовоздушной смесью, а затем система продувается инертным газом[16].

Абсорбер очистки циркуляционного газа установки гидроочистки

Процесс абсорбции состоит в избирательном поглощении жидкостью (абсорбентом) целевых составных частей исходной газовой смеси. Абсорбцию применяют для разделения, очистки и осушки различных углеводородных газов, извлечения бензина и пропан-пропиленовой фракции из естественных и попутных газов и т. д. Процесс абсорбции протекает тогда, когда парциальное давление или концентрация извлекаемого компонента в газовой смеси больше, чем в жидкости (абсорбенте).

Чем больше эта разность, тем интенсивнее переход компонента из газовой смеси в жидкость. Когда парциальное давление или концентрация компонента в жидкости больше, чем в газовой смеси, происходит десорбция — выделение растворенного газа из раствора.

Абсорберы и десорберы работают попарно. В некоторых случаях абсорбцию и десорбцию осуществляют последовательно в одном и том же аппарате. Конструкции абсорберов и десорберов, представляющих собой цилиндрические вертикальные аппараты, отличаются большим разнообразием и зависят от конкретного технологического процесса. Колонна работает при давлении 0,3—4 МПа. В качестве абсорбента применяют масла или другие нефтепродукты. Степень извлечения компонента из газовой смеси зависит от основных параметров процесса абсорбции — давления, температуры, числа тарелок в колонне и расхода абсорбента.

1-вывод конденсата; 2-сливная труба; 3- ситчатый каплеотбойник; 4- глухая тарелка; 5 — вывод раствора; 6-газовая труба; 7- отбойная шляпка; 8-барботажная тарелка; 9-ввод абсорбента; 10- отбойник-сепаратор; 11-верхний каплеуловитель; 12-выход газа; 13-ввод газа.

Рисунок 2.3. Абсорбер очистки циркуляционного газа установки гидроочистки

Этот аппарат служит для удаления сероводорода и водяных паров из циркуляционных газов. На рисунке приведена схема абсорбера установки гидроочистки. Он представляет собой колонну диаметром 3 м, высотой 20 м, снабженную одной глухой тарелкой 4 и тринадцатью барботажными тарелками 8 из S-образных элементов (рисунок 2.3).

Газ по штуцеру 13 поступает в нижнюю часть абсорбера под вертикальный ситчатый каплеотбойник 3 и, отделившись от конденсата, который стекает по сливной трубе 2 и далее отводится через штуцер 1 на десорбцию, попадает под глухую тарелку 4. С глухой тарелки, снабженной трубами 6 и отбойными шляпками 7 для прохода газов, насыщенный абсорбент и конденсат газа отводятся по штуцеру 5. Постепенное насыщение абсорбента целевым компонентом происходит на барботажных тарелках 8. Абсорбент подают в колонну по штуцеру 9. Очищенная газовая смесь покидает колонну через штуцер 12, предварительно пройдя отбойник-сепаратор 10 и верхний каплеуловитель 11.

Заключение

В настоящее время ужесточились требования к товарным нефтепродуктам, в частности, к дизельному топливу.

Использование деструктивных процессов переработки нефти позволяет не только углубить процессы нефтепереработки с целью получения топливных продуктов, но и значительно повысить их качество. Именно к таким процессам относится гидроочистка.

Список использованной литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/gidroochistka-dizelnogo-topliva-3/

1 Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для ВУЗов. Уфа: Гилем, 2002. — 672с.

2 Агабеков В.Е., Косяков В.К., Ложкин В.М. Нефть и газ. Добыча, комплексная переработка и использование. Минск: БГТУ, 2003. 376с.

3 Аспель Н.Б., Дёмкина Г.Г. Гидроочистка моторных топлив — М.: Химия, 1977 . — 407с.

4 Каминский Э.Ф., Хавкин В.А., Курганов В.М. Деароматизация прямогонных дизельных дистиллятов при умеренном давлении водорода. Химия и технология топлив и масел, 1996.- №6. — 274с.

5 СТБ 1658-2006.Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Топливо дизельное. Технические требования и методы испытаний. Минск: Госстандарт, 2006. — 358с.

6 И.Н.Дияров и др. «Химия нефти» руководство к лабораторным занятиям, Л.: Химия, 1990. — 423с.

7 Соответствие показателей качества топлива действующим стандартам В.В. Чикулаева, Р.Р. Садыков, Р.Н. Никишин. Интернет-ресурс: М.: Химия, 2005.-200с.

8 Сомов В.Е., Садчиков И.А., Шершун В.Г., Кореляков Л.В. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002. — 122с.

9 www.oilgas.kz

10 Омаралиев Т.О. Спецаильная технология производства топлив из нефти и газа.2-е издание. Астана: Фолиант, 2004. — 296с.

11 Эрих В.Н., и др. Химия и технология нефти и газа. Л.: Химия, 1985. — 459с.

12 Petroleum #2(50).Спец. выпуск, посвященный выставке Atyrau Oil and Gas. April 2008. — 97с.

13 Надиров Н.К. Нефть и газ Казахстана: В 2-х частях. Часть 2.-Алматы: Гылым, 1995. — 400с.

14 Б.И. Бондаренко. Альбом технологических процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие для студентов вузов, допущено Министерством образования РФ. Москва: изд. «РГУ им. Губкина», 2003. — 202с.

15 Эрих В. Н., Расина М, Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа. Л., Химия, 1977. — 395 с.

16 Суханов В.П. Переработка нефти. Учебник для профессионально -технических учебных заведений. М.: «Высшая школа», 1974. — 476с.

17 Справочник нефтехимика. Ч1.Л.: Наука,1978. — 541с.