Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Переработка нефти с целью ее очистки для уменьшения неприятного запаха при использовании в лечебных целях была известна еще в начале нашей эры. Описания различных способов перегонки нефти приведены в средневековых иностранных и русских лечебниках. Впервые нефтепереработка в промышленном масштабе была осуществлена в России на заводе, построенном на р. Ухте (1745). В 18-19 вв. в России и других странах действовали отдельные примитивные НПЗ, на которых получали преимущественно осветительный керосин и смазочные масла. Большой вклад в развитие нефтепереработки внесли русские ученые и инженеры. Д. И. Менделеев, детально изучив технологию и экономические проблемы нефтепереработки, предложил строить нефтеперегонные заводы в местах концентрированного потребления нефтепродуктов. А. А. Летний создал основы крекинга и пиролиза нефти; под его руководством запроектирован и построен ряд НПЗ. К. В. Харичков предложил способ переработки высокопарафинистых мазутов для последующего использования их в качестве котельного топлива; Л. Г. Гурвич разработал основы очистки нефтепродуктов. В. Г. Шухов изобрел форсунку для сжигания жидкого топлива, что позволило применять не находивший квалифицированных источников потребления мазут как топливо для паровых котлов; кроме того, совместно с С. П. Гавриловым он запатентовал трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия, технические принципы которой используются в работе современных установок первичной переработки нефти.

Дальнейшее развитие нефтепереработка получила в 20 в. в связи с появлением автомобильного и авиационного транспорта. Особенно быстрыми темпами происходил рост нефтепереработки после 2-й мировой войны: производственные мощности капиталистических стран с 1947 по 1988 возросли с 416 до 2706 млн. т/год.

Данная работа представляет аналитический отчет о прохождении производственной практики на предприятии ОАО «Сызранский НПЗ», которое находится в Самарской области и входит в состав Самарской группы нефтеперерабатывающих заводов НК "Роснефть".

В ходе практики я ознакомилась с установкой гидроочистки Л-24/7. Мне удалось увидеть работу установки как из операторской, так и непосредственно работу каждого элемента технологической схемы. В данном отчете я рассмотрю технологию процесса гидроочистки, с которой познакомилась в результате прохождения практики.



Общая характеристика ОАО «Сызранского НПЗ»

сернистый азотистый кислородный реакция

Сызранский НПЗ расположен в Самарской области и входит в состав Самарской группы нефтеперерабатывающих заводов, приобретенной НК «Роснефть» в мае 2007 г.

Мощность НПЗ составляет 8,9 млн т (65,1 млн барр.) нефти в год. Завод перерабатывает западносибирскую нефть (добываемую Юганскнефтегазом), а также нефть, добываемую Компанией в Самарской области (Самаранефтегаз). Вторичные перерабатывающие мощности завода включают установки каталитического риформинга, гидроочистки топлив, каталитического и термического крекинга, изомеризации, алкилирования, битумную и газофракционную установки. Завод выпускает широкую номенклатуру нефтепродуктов, включая высококачественное моторное топливо, авиакеросин, битум. До приобретения Сызранского НПЗ НК «Роснефть» перерабатывала на нем значительные объемы собственной нефти на условиях процессинга.

Строительство Сызранского НПЗ началось до Великой Отечественной войны, а первая партия нефтепродуктов была произведена в 1942 г. В начале 1970-х гг. мощности завода были расширены и модернизированы: мощность по первичной переработке нефти выросла на 40%, мощности по гидроочистке и производству битума увеличились более чем на 70%. В 1990-е гг. Сызранский НПЗ первым среди НПЗ Самарской группы освоил выпуск неэтилированных высокооктановых бензинов.

В 2010 г. на Сызранском НПЗ было переработано 6,53 млн т (47,8 млн барр.) нефти, что на 2,1% больше чем в 2009 г., и произведено 6,12 млн т товарной продукции. Глубина переработки составила 65,2%.
На предприятии продолжилась реализация мероприятий по снижению безвозвратных потерь и расхода топлива. В результате безвозвратные потери удалось снизить до 0,97% от суммарных объемов переработки по сравнению с 1,12% в 2009 г.

В 2010 г. было завершено строительство установки изомеризации и начались пуско-наладочные работы. Введен в эксплуатацию блок выделения бензолсодержащей фракции на установке риформинга. Ввод этих объектов позволит Сызранскому НПЗ производить автомобильный бензин, соответствующий требованиям Технического регламента.

Завершено строительство установки по производству серной кислоты методом мокрого катализа, ввод которой позволит улучшить экологическую обстановку в регионе.

Продолжались работы по проекту строительства комплекса каталитического крекинга (FCC) и новой установки гидроочистки дизельного топлива. Реализация этих проектов позволит обеспечить выпуск высококачественных топлив, соответствующих классам качества 4 и 5.

Таблица Основные показатели работы Сызранского НПЗ

	2008	2009	2010
Мощность завода
млн барр.	65,1	65,1	65,1
млн т	8,9	8,9	8,9
Объем переработки нефти
млн барр.	47,5	46,8	47,8
млн т	6,49	6,40	6,53
Глубина переработки, %	66,7%	66,5%	65,2%
Выпуск нефтепродуктов, млн т	6,05	5,98	6,12
в том числе
Бензин (в том числе прямогонный)	1,24	1,22	1,22
Дизельное топливо	2,00	2,10	2,16
Керосин	0,15	0,03	0,00
Мазут	1,96	2,03	2,14
Прочая продукция	0,70	0,60	0,61

Описание технологического процесса

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

Удаление примесей из нефтепродуктов происходит в результате взаимодействия сернистых соединений с водородом в присутствии катализатора гидроочистки. При гидроочистке происходит частичная деструкция в основном сероорганических и частично кислородных и азотистых соединений. Продукты разложения насыщаются водородом с образованием сероводорода, воды, аммиака и предельных или ароматических углеводородов.

Кроме реакций взаимодействия сернистых, азотистых и кислородных соединений в процессе гидроочистки протекают также реакции гидрокрекинга, насыщения олефинов, дегидрирования нафтеновых углеводородов, циклизации парафиновых углеводородов в нафтеновые (в области повышенных температур), гидрирования ароматических углеводородов при низких температурах и высоких давлениях.

Замена внутренних контактных устройств (S-образные тарелки) в верхней части колонн-стабилизаторов К-1, К-2 на массообменную регулярную насадку АВР позволила :

- за счет более четкой ректификации увеличить отбор гидроочищенного дизельного топлива;

- получить бензин-отгон с КК не более 180 оС;

- вовлекать бензин-отгон в сырье риформингов.

Катализаторы гидроочистки

Алюмокобальтмолибденовый катализатор НКЮ-232 (ТУ-2177-005-43919676-01)

Предназначен для использования в процессах глубокой гидроочистки дизельных фракций нефтяного происхождения. Катализатор разработан для процессов получения дизельного топлива с содержанием серы менее 0,05 % масс.

Катализатор представляет собой оксиды молибдена и кобальта равномерно распределенные на носителе - ? Al2O3. Внешний вид - цилиндрические гранулы или трилистник синего цвета.

Катализатор НК-232 стабильно работает на смеси, содержащей до 20 % газойлей вторичного происхождения. Он отличается повышенным содержанием гидрирующих металлов, что позволяет вовлекать в переработку сырье с высоким содержанием серы и непредельных соединений.

Катализатор ГКД-202 представляет собой алюмоникельмолибденовую матрицу в сочетании с цеолитом в кобальтовой форме. Это гранулы серо-зеленого цвета. Он не горюч, не дымит на воздухе и токсическими свойствами не обладает.

Катализатор ГКД -202 предназначен для использования в процессах гидроочистки дизельных фракций, имеет допуск к гидроочистке реактивного топлива.

К преимуществам данных катализаторов относится - низкая начальная температура процесса.

В верхней части реакторов Р-2, 4 вместо фарфоровых шаров используется в качестве верхнего удерживающего и распределительного слоя, катализатор защитного слоя НКЮ-500 (ТУ-38.601-13-080-97), сформированный в виде колец Рашига. Применение данного катализатора увеличивает межрегенерационный цикл и общий срок службы основного катализатора гидроочистки и улучшает распределение газосырьевой смеси по сечению реактора.

Основные реакции каталитического гидрирования

1. Реакции гидрирования сернистых соединений:

Схемы реакций каталитического разложения основных сернистых соединений в присутствии водорода можно представить следующим образом:

а) меркаптанов:

RSН + H2 = RН + H2S

б) cульфидов:

ациклические

RSR1 + 2H2 = RH + R1H + Н2S

моноциклические

Н2С - СН2

Н2С - СН2

¦ ¦ + 2 H2 = H2S + C4H10

Н2С CH2

\ /

S

в) дисульфидов

RSSR1 + 3 Н2 = RН + R1H + 2H2S

г) тиофена

CН2- СН2

¦ ¦ + 4Н2 = С4Н10 + Н2S

CН2 СН2

\ /

S

д) бензотиофена

// \ ---- // \ _C2Н5

¦ ¦¦ ¦¦ + 3H2 = ¦ ¦¦ + H2S

\\ / \ / \\ /

S

ж) дибензотиофена

// \ __ // \

--> ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ + H2S

// \ --- / \\ ¦ \\ / \\ /

¦ ¦¦ ¦¦ ¦ + XH2--¦

\ / \ / \ / ¦

S ¦ // \ _ // \

--> ¦ ¦¦ ¦ ¦ + Н2S

¦ \\ / \ /

¦

¦ / \ _ / \

--> ¦ ¦ ¦ ¦ + H2S

\ / \ /

Глубина протекания реакций обессеривания по данным проекта составляет:

в реакторе Р-1 ( 3) - 50 % ;

в реакторе Р-2 ( 4) - 35 % .

В перечисленных реакциях первичной является разрыв связи углерод - сера и присоединение водорода к образующимся осколкам молекул.

Устойчивость сернистых соединений увеличивается в следующем ряду: меркаптан < дисульфид < сульфид < тиофен.

Прочность S-S-связей в дисульфидах с алифатическими радикалами не зависит от длины алкильных цепей. Прочность связи S-S в дисульфидах с ароматическими радикалами меньше, чем с алифатическими. Реакции протекают при температурах 320-400 оС, давлении до 45 кгс/см2 и объемной скорости подачи сырья до 4.

II Реакции гидрирования азотистых соединений

а) Легче всего гидрируются соединения, содержащие азот в аминогруппах:

// \ / CH2NH2 // \

¦ ¦¦ + H2 = ¦ ¦¦ + NH3

\\ / \\ /

б) Анилин, содержащий аминогруппу, связанную с ароматическим кольцом, гидрируется значительно труднее

// \ /NH2 // \

¦ ¦¦ + H2 = ¦ ¦¦ + NH3

\\ / \\ /

в) Хуже всего удаляется азот из соединений, содержащих его в циклических структурах.

// \ / \

¦ ¦¦ + 3H2 = ¦ ¦ + H2 = C5H10 + NH3

\\ / \ / пентан

N NH изопентан

пиридин

г) Пиррол гидрируется до бутана и аммиака:

--

¦¦ ¦¦ + 2Н2 = С4Н10 + NH3

\ /

NH

д) Гидрирование бициклических и полициклических аренов начинается с кольца, содержащего гетероатом:

// \ / \\ // \ /CH2 - CH2 - CH3

¦ ¦¦ ¦ + 2H2 = ¦ ¦¦ + NН3

\\ / \ // \\ /

N

Хинолин Пропил-бензол

Как видно из приведенных схем , началом всех реакций является насыщение гетероциклического кольца, затем происходит разрыв гидрированного кольца с образованием смеси первичных и вторичных аминов. Следующая стадия - дальнейший гидрогенолиз с образованием ароматических углеводородов с короткими боковыми цепями, парафиновых углеводородов и свободного аммиака .

III. Реакции гидрирования кислородных соединений

Кислород в среднедистиллятных фракциях нефтепродуктов может быть представлен соединениями типа спиртов, эфиров, фенолов, нафтеновых кислот. При гидрогенизации кислородосодержащих соединений образуются соответствующие углеводороды и вода.

// \ /COH // \

¦ ¦¦ + Н2 = ¦ ¦¦ + Н2О

\\ / \\ /

фенол пропил-бензол

OH

/ \\-CH2 / \\-CH3

¦¦ ¦ + Н2 = ¦¦ ¦ + H2O

\ // \ //

O- крезол толуол

С6H11 OOH + 3H2 = C6H14 + 2H2O

гидроперекись гексана гексан

Факторы, влияющие на ход процесса

В соответствии с механизмом протекания реакций гидроочистки моторных топлив скорость реакции зависит:

от химической природы сырья;

физических свойств сырья;

типа катализатора и его состояния;

парциального давления водорода;

объемной скорости;

конструкции реактора.

Поскольку скорость реакции является сложной функцией каждого из этих параметров и многие из них взаимосвязаны, очевидно, что количественно оценить влияние каждого параметра раздельно практически невозможно. Все же можно выявить , какие факторы наиболее важны и как следует изменять эти параметры для достижения оптимальных результатов.

1 Свойства сырья

В процессе гидроочистки изменяются следующие показатели фракций:

содержание общей и меркаптановой серы,

термическая стабильность,

йодное число (содержание непредельных углеводородов),

содержание фактических смол.

Скорость гидрогенизационного обессеривания уменьшается с увеличением молекулярного веса очищаемой фракции. Объясняется это увеличением вязкости фракции и увеличением содержания тиофеновой серы, трудно удаляемой в процессе гидроочистки.

При переработке фракций вторичного происхождения характер гидрирования изменяется - концентрация водорода в водородсодержащем газе должна быть выше. Во избежании поликонденсации непредельных и кислородных соединений, содержащихся в сырье , необходимо исключить его контакт с кислородом воздуха. Контакт с кислородом воздуха может привести к образованию отложений в системе реакторного блока (теплообменники, компрессоры, реакторы).

В сырье, поступающем на установку гидроочистки, содержание влаги не должно превышать 0,02-0,03 %мас.. Повышенное содержание влаги влияет на прочность катализатора , усиливает интенсивность коррозии , нарушает нормальный режим стабилизационной колонны.

Сырье не должно содержать механических примесей , так как, попадая в реактор, они скапливаются на катализаторе, снижая тем самым эффективность его работы. В осадке, скапливающемся на катализаторе, содержатся все металлы, найденные в сырье.

2. Активность катализатора

Алюмоникельмолибденовый катализатор менее активен в реакциях насыщения непредельных соединений, зато более активен в отношении насыщения ароматических углеводородов и гидрирования азотистых соединений.

Чем выше активность катализатора, тем быстрее протекает реакция обессеривания и больше ее глубина. С увеличением времени работы катализатора происходит снижение его активности.

Активность снижается из-за отложения кокса на поверхности катализатора и адсорбции атомов тяжелых металлов на активных центрах катализатора при разложении металлоорганических соединений.

Снижение активности может произойти за счет попадания влаги на катализатор. При этом происходит усадка катализатора в объеме, вследствие чего снижается активная поверхность катализатора.

3. Объемная скорость подачи сырья

Объемная скорость - это отношение объема жидкого сырья, подаваемого в реактор в течение 1 часа, к объему катализатора. Для всех видов сырья степень обессеривания возрастает с понижением объемной скорости сырья.

Чем больше производительность по сырью при постоянном объеме катализатора в реакторах, тем выше объемная скорость. С увеличением объемной скорости уменьшается время контакта сырья с катализатором, при этом глубина превращения снижается. При выборе объемной скорости учитывают температуру, давление, состав сырья и состояние катализатора.

Температура

Правильно выбранный интервал рабочих температур обеспечивает как требуемое качество , так и длительность безрегенерационного пробега и общего срока службы катализатора. Для всех видов сырья сохраняется закономерность - степень обессеривания возрастает с повышением температуры при том же уровне активности катализатора. Наиболее благоприятным для загруженных катализаторов является интервал рабочих температур 320 - 380 оС.

Рост степени обессеривания пропорционален повышению температуры до определенных пределов. Каждый вид сырья имеет свой максимум температур, после которого увеличивается скорость реакций разложения и насыщения непредельных углеводородов по сравнению со скоростью реакций гидрирования сернистых соединений, в связи, с чем уменьшается избирательность действия катализатора по отношению к сере и рост степени обессеривания замедляется, возрастает выход газа, легких продуктов и кокса. Увеличивается расход водорода и количество образовавшегося на катализаторе кокса.

Слишком занижать температуру также не следует, так как при этом значительно замедляется скорость реакций обессеривания.

Давление

Повышение давления при неизменных прочих параметрах процесса вызывает изменение степени превращения в результате увеличения парциального давления водорода и углеводородного сырья и содержания жидкого компонента в системах, находящихся при давлениях и температурах соответственно выше и ниже условий начала конденсации.

Первый фактор способствует увеличению степени превращения, второй - замедляет протекание реакции. С ростом общего давления в процессе, при прочих равных условиях, растет парциальное давление водорода. Поскольку водород является одним из основных химических реагентов, то повышение его парциального давления ускоряет реакции гидрирования и способствует уменьшению возможности отложения кокса на катализаторе, что увеличивает его срок службы.

Суммарное влияние парциального давления водорода слагается из раздельных влияний:

общего давления;

концентрации водорода в циркуляционном газе

Требование к содержанию водорода в циркулирующем газе определяется качеством сырья :

- прямогонные фракции очищаются при меньшей концентрации,

- крекинговые - при большей концентрации водорода.

С понижением концентрации водорода в циркуляционном газе несколько уменьшается безрегенерационный цикл работы катализатора.



Кратность циркуляции

В промышленной практике объемное отношение "водород:сырье" (или кратность циркуляции) выражается отношением объема водорода при нормальных условиях к объему сырья. С точки зрения экономичности процесса заданное отношение целесообразно поддерживать циркуляцией водородсодержащего газа. В этом случае большое влияние приобретает концентрация водорода в циркуляционном газе:

Концентрация водорода , % об. 90 80 70

Отношение "Н : С" 220 250 286

Увеличение отношения "циркуляционный газ :сырье" в значительной степени определяет энергетические затраты. Заметное возрастание скорости реакций при увеличении кратности циркуляции происходит только до определенного предела.

Увеличение давления в системе до уровня выше давление начала конденсации, при неизменной температуре реакции способствует образованию жидкой фазы, что приводит к замедлению основных реакций процесса. Сильное увеличение давления ухудшает сепарацию водородсодержащего газа и увеличивает потерю его с сухим газом.

Быстрое понижение давления может привести к повреждению катализатора. Понижение давления без предшествующего понижения температуры может вызвать образование отложений кокса.

Описание технологической схемы установки

Технологическая схема установки включает два одинаковых самостоятельных потока, позволяющих производить очистку одновременно двух различных видов сырья.

Описание технологической схемы приводится для одного потока с указанием в скобках индексов аппаратов и номеров позиций КИП второго потока.



Реакторное отделение

Исходное сырье из резервуарного парка:

- дизельное топливо;

- реактивное топливо

поступает на прием насосов Н-1, 1а (2, 3) и под давлением до 70 кгс/см2 подается в узел смешения сырья и циркуляционного водородсодержащего газа. Постоянство расхода сырья в тройник смешения поддерживается автоматически регулятором расхода, клапан которого расположен на линии выкида насосов.

Газо-сырьевая смесь из узла смешения направляется в межтрубное пространство теплообменников , в которых нагревается до температуры 280 - 350 оС за счет тепла газо-продуктовой смеси, выходящей из реакторов.

После теплообменников газо-сырьевая смесь двумя потоками проходит конвекционную и радиантную части печи П-1 (П-2), где дополнительно подогревается до температуры не выше 420 оС.

Температура сырья на выходе из печи П-1 (П-2) поддерживается автоматически регуляторами температуры , клапаны которых установлены на линиях подачи топливного газа на форсунки печей.

Далее газо-сырьевая смесь в газожидкостной фазе поступает в два последовательно работающих реактора.

Температура в зонах реакции контролируется по показаниям двух десятизонных термопар. Температура стенок реакторов Р-3, 4 контролируется по показаниям регистрирующих приборов.Перепад давления в системе реакторного блока регистрируется приборами.

Газо-продуктовая смесь из последнего реактора Р-2 (Р-4) направляется в трубное пространство теплообменников, где охлаждается до температуры не выше 190 оС. Далее газо-продуктовая смесь поступает в холодильники типа АВЗ - Х-14, Х-1 (Х-15, 2), охлаждается до температуры не выше 50 оС и направляется в сепаратор высокого давления С-1 (С-2).

В сепараторе С-1 (С-2) при давлении не выше 45 кгс/см2 происходит разделение гидрогенизата и водородсодержащего газа.

Жидкий гидрогенизат выводится с низа сепаратора С-1 (С-2) и поступает в сепаратор низкого давления С-3 (С-4), где происходит отделение углеводородных газов за счет снижения давления до 7 кгс/см2.

Постоянство уровня в сепараторе С-1 (С-2) поддерживается автоматически регулятором уровня поз. LRKC 106 ( LRKC 105), клапан которого расположен на линии выхода гидрогенизата из С-1 (С-2).

Реакция гидроочистки протекает в атмосфере избыточного водородсодержащего газа, который постоянно циркулирует в системе.

Система циркуляционного газа

Поступающий на установку ВСГ подается в сепаратор высокого давления С-1 (С-2) или в линию выхода очищенного газа из К-3 (К-4) в сепаратор С-5 (С-6).

Из сепаратора С-1 (С-2) неочищенный циркуляционный газ под давлением не выше 45 кгс/см2 и с температурой не выше 50 оС поступает в абсорбер К-3 (К-4).

В абсорбер подается 10-15%-ный водный раствор моноэтаноламина, который поглощает сероводород из водородсодержащего газа. Из абсорбера К-3 (К-4) очищенный водородсодержащий газ поступает в приемный сепаратор С-5 (С-6). Из сепаратора С-5 (С-6) водородсодержащий газ поступает на прием компрессоров. С выкида компрессоров под давлением до 60 кгс/см2 газ подается в тройник смешения с сырьем.

Отделение стабилизации

С низа сепаратора низкого давления С-3 (С-4) нестабильное дизельное топливо проходит межтрубное пространство теплообменников, где нагревается до 250 оС за счет тепла стабильного диз. топлива и поступает на 8, 12 тарелки колонны стабилизации К-1 (К-2).

Уровень в С-3 (С-4) поддерживается автоматически регулятором уровня, клапан которого расположен на линии выхода нестабильного гидрогенизата из С-3 (С-4) в теплообменники.

Давление в сепараторе С-3 (С-4) поддерживается постоянным регулятором давления, клапан которого расположен на линии выхода углеводородного газа из С-3 (С-4) в абсорбер К-5.

С низа К-1 (К-2) стабильный гидрогенизат с температурой не выше 280 оС поступает на прием насосов, прокачивается через змеевик П-3 (П-4) и в качестве теплоносителя с температурой не выше 340 оС, возвращается в колонну стабилизации. Балансовый избыток с выкида Н-4, 5 проходит через трубное пространство теплообменников, где отдает свое тепло нестабильному гидрогенизату, захолаживается в холодильнике Х-7 (Х-8) и с температурой не выше 60 оС поступает в парк.

Количество теплоносителя, подаваемого через печь П-3 (П-4) поддерживается постоянным регулятором расхода поз. FRKC 73 (FRKC 71), клапан которого расположен на линии подачи рециркулята в П-3 (П-4).

Температура дымовых газов над перевалами печи П-3 (П-4) поддерживается автоматически регулятором температуры, клапан которого расположен на линии подачи топливного газа к форсункам печей.

Постоянство уровня в колонне К-1 (К-2) поддерживается автоматически регулятором уровня, клапан которого расположен на линии откачки стабильного гидрогенизата.

С верха К-1 (К-2) газ и пары бензина с температурой до 150 оС поступают в конденсатор-холодильник ХК-1 (ХК-2), где конденсируются, охлаждаются до температуры не выше 40 оС и поступают в сепаратор С-7 (С-8).

Газ из С-7 (С-8) поступает в сепаратор С-8а, где улавливается бензин, уносимый из сепаратора С-7 (С-8). Углеводородный газ с верха сепаратора С-8а, направляется на очистку от сероводорода в абсорбер К-6.

Бензин с низа сепаратора С-7 (С-8) насосами Н-7, 8 (9) подается частично на орошение верха колонны К-1 (К-2), а балансовый избыток через клапан регулятора уровня в сепараторе С-7 (С-8) поступает в отстойник Е-3 (С-13) для удаления воды из отгона.

Температура верха стабилизационной колонны К-1 (К-2) поддерживается постоянной с помощью регулятора температуры, клапан которого расположен на линии подачи орошения в К-1 (К-2).

Сверху Е-3 отгон поступает на отдув сероводорода из бензина по линии 6 дюймов через С-13 на верх К-8. На входе в Е-3 в линию отгона подается отгон с установок Л-24/6, Л-35/5, ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/11-600, Л-24/8 С.

В нижнюю часть К-8 через маточник подается очищенный от сероводорода углеводородный газ из К-5. Давление в К-8 поддерживается автоматически клапаном, расположенным на линии выхода газа из К-8 в С-8а, расход регистрируется поз. FE17.

Бензин с низа К-8 поступает на прием насосов Н-17, 18, 9а и подается на защелачивание. Уровень бензина в К-8 поддерживается автоматически клапаном регулятора, расположенным на выкидном трубопроводе Н-17, 18, 9а.

Насыщенный сероводородом углеводородный газ из К-8 поступает в С-8а и совместно с газом стабилизации низкого давления поступает на очистку в К-6. Расход газа из К-8 регистрируется поз. FE16.

Из К-6 очищенный углеводородный газ поступает в отстойник Е-23, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. С верха Е-23 газ поступает в теплообменник Т-22, где нагревается до температуры 100 оС и поступает в топливную сеть установки на печи П-1, П-2, П-3, П-4. Избыток газа через клапан регулятора давления (поз. PRKC 152), который установлен на линии топливного газа с К-6 в Е-23, сбрасывается в факельную линию. Расход очищенного углеводородного газа контролируется поз. FE10.

С верха К-5, очищенный от сероводорода, углеводородный газ под давлением не выше 5 кгс/см2 выводится в К-8 на отдув сероводорода из бензина или выводится в топливную сеть завода.

Давление в К-5 поддерживается автоматически регулятором давления поз. PRKC 119, клапан которого установлен на линии сброса газа из К-5 в К-8.

Отделение очистки и регенерации моноэтаноламина

С низа абсорбера К-3 (К-4) за счет давления в аппарате и из абсорберов К-5, К-6 насосами Н-12, 13 насыщенный сероводородом раствор МЭА направляется в сепаратор С-6а для разделения углеводородов и МЭА. Температура МЭА в С-6а контролируется поз. ТЕ158.

Уровень раствора МЭА в С-6а поддерживается автоматически регулятором уровня поз.5, клапан которого установлен на линии выдавливания МЭА из С-6а в К-7. Уровень бензина в С-6а поддерживается автоматически регулятором уровня поз.23, клапан которого установлен на линии выдавливания бензина из С-6а в С-8а. Необходимое давление в С-6а поддерживается регулятором давления поз. PRKC 117, PRKC 107, клапан которого расположен на линии сброса углеводородного газа из С-3, С-4 в К-5.

Насыщенный сероводородом раствор МЭА из сепаратора С-6а под собственным давлением прокачивается через теплообменники Т-9а, Т-17, Т-18, Т-19, где нагревается до 110 оС за счет тепла регенерированного раствора МЭА, направляется в колонну К-7 для регенерации. Температура насыщенного раствора МЭА на входе в К-7 регистрируется поз. ТЕ1е.

Уровень раствора МЭА в абсорбере К-3 (К-4) поддерживается автоматически регулятором уровня, клапан которого расположен на перетоке из К-3 (К-4) в С-6а.

Уровень раствора МЭА в К-5 поддерживаются автоматически регулятором уровня поз. LRKC 205, клапан которого установлен на линии выхода МЭА из К-5.

Уровень раствора МЭА в К-6 поддерживается автоматически регулятором уровня (поз. LRKC 197), клапан которого установлен на линии выкида насоса ЦН-12, 13.

Уровень бензина из К-6 периодически откачивается насосом Н-16 в С-8а, затем в местную нефтеловушку. В колонне К-7 при температуре низа не выше 130 оС проводится регенерация раствора МЭА.

Постоянство температуры низа К-7 поддерживается автоматически регулятором температуры поз. TRKC 102, клапан которого расположен на линии подачи острого пара в трубное пространство подогревателя Т-20.

Сероводород и водяные пары с верха К-7 с температурой до 115 оС поступают в конденсатор-холодильник ХК-3, где водяные пары и сероводород конденсируются и охлаждаются до температуры не выше 40 оС. Из ХК-3 газожидкостная смесь поступает в сепаратор С-9, где происходит разделение жидкой и газовой фаз. Температура на выходе ХК-3 регистрируется поз. ТЕ153.

Сероводород с верха сепаратора С-9 под давлением не выше 1,5 кг/см2 через отбойник Е-27 установки Л-24/6 направляется на установку производства серной кислоты.

Давление в С-9 поддерживается регулятором давления поз. PRKC 132, клапан которого расположен на линии вывода сероводорода из сепаратора. Расход сероводорода с установки регистрируется поз. FE08.

Уровень жидкости в низу С-9 поддерживается автоматически регулятором уровня поз. LRKC 150, клапан которого расположен на линии перетока воды из С-9 в линию приема насосов Н-12, 13.

Регенерированный раствор МЭА из подогревателя Т-20, пройдя последовательно межтрубное пространство теплообменников Т-19, 18, Т-17, Т-9а, холодильники Х-105, Х-10 с температурой не выше 40 оС поступает в промежуточную емкость МЭА Е-8, регистрируется поз. ТЕ154.

Уровень МЭА в подогревателе Т-20 поддерживается автоматически регулятором уровня поз. LRKC 49, клапан которого расположен на линии выхода раствора МЭА из Т-20.

Из емкости Е-8 раствор МЭА насосом Н-10 (11) подается в верхнюю часть абсорбера К-3, К-4, насосами Н-22, 23 подается в К-5, К-6. Количество раствора МЭА, подаваемого в абсорберы К-3 (К-4), К-5, К-6 поддерживается постоянным регуляторами расхода поз. FRKC 42, FRKC 142, FRKC 44, FFRKC 43, ЗКЛ, клапаны которых установлены на линиях подачи МЭА в соответствующие аппараты.

На время ремонта установки раствор МЭА из системы очистки газов насосами Н-10, Н- 11, Н- 12, Н- 13 откачивается в емкость Е-6.

Отделение защелачивания

Свежая щелочь 10-15% концентрации из емкости для хранения щелочи Е-7 насосом Н-35, Н-9а закачивается в отстойник Е-1, 2.

Бензин из К-8 с температурой не выше 60 оС подается на прием ЦН-17, ЦН-18 на смешение со щелочью, и поступает в отстойники Е-2, 1, где щелочь отстаивается и вновь поступает на прием насосов ЦН-17, 18.

Отработанная щелочь с емкостей Е- 1, Е-2 насосами Н-17, Н-18 откачивается в емкость для сбора отработанной щелочи Е-5. После заполнения Е-5 щелочь вывозится автобойлерами в сернисто-щелочную канализацию и обезвреживается на заводских очистных сооружениях.

С верха отстойников Е-1 бензин поступает в линию «бензин с установок термического крекинга ТК- 3, 4» в парк смешения, в резервуарный парк установки 35-11/300. в резервуары № 72, 73, 27, 28 на установку 35/6, в сырую нефть. Температура бензина контролируется поз. ТЕ075. Расход бензина-отгона регистрируется поз. FE15.

Для уменьшения сброса конденсируемого продукта с емкостей Е-1, 2, 5, 23, в факельную линию, предусмотрен сброс его через факельные емкости Е-4, Е-19, затем газовая фаза сбрасывается в факельный трубопровод, а жидкая фаза поступает в местную нефтеловушку, расположенную с северной стороны установки.

Схемы обогрева подогревателей Т-20 и подогревателей Т-21, Т-22

Подогреватель Т-20

Пар с общезаводской линии 10 атмосферного пара через клапан-регулятор давления пара на установку (поз. 53) поступает в трубное пространство подогревателя Т-20, где, в межтрубном пространстве, подогревается раствор МЭА до температуры 115-125 оС. Количество теплоносителя, подаваемое через трубные пучки Т-20 поддерживается постоянным регулятором расхода (поз.102), клапан которого расположен на линии подачи пара в Т-20 (для регулирования температуры низа К-7). Температура пара регистрируется поз. ТЕ155. Десорбер К-7 соединен с межтрубным пространством подогревателя Т-20 перетоком.

На выходе пара из подогревателя Т-20 установлен кондесатоотводчик после которого конденсат поступает в емкость сбора конденсата на установку 35/6.

Подогреватель Т-21, Т- 22

Пар из общезаводской линии 10 атмосферного пара подается в межтрубное пространство теплообменников Т-21, Т-22, где нагревает жидкое и газообразное топливо до температуры 100-120 оС и далее направляется через конденсатоотводчики в емкость сбора конденсата на установку 35/6.



Заключение

"Роснефть" (РТС: ROSN) объявила тендер на разработку спецразделов проектной документации будущего комплекса установки гидроочистки вакуумного газойля (ВГО) на Сызранском НПЗ (Самарская область), сообщается в материалах компании.

В состав комплекса войдут установка гидроочистки вакуумного газойля, промежуточный парк сырья и некондиционных продуктов, открытая насосная станция мощностью 300 кубометров в час и т.д.

Межремонтный пробег комплекса будет составлять 4 года.

В процессе гидроочистки дизельного топлива одно из решающих мест занимает правильно подобранный реактор. Именно это в большей степени обуславливает качество получаемого топлива. Используемое оборудование должно полностью соответствовать всем заявленным показателям, особенно производительности, а так же иметь достаточный реакционный объем.

Подверженное гидроочистке топливо, имеет качество значительно выше, менее негативно воздействует на механизм его использующий, значительно меньше загрязняет окружающую среду.



Список используемой литературы

1. Ахметов С.А. Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа. Учебное пособие. - Уфа: УГНТУ, 1997.

Размещено на Allbest.ur

...