Технологический процесс установки гидроочистки Л24/7

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 поз. LRKC 148, 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 поз.45 (145), 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.

4. Механическая часть. Основное технологическое оборудование и его классификация

§ Классификация оборудования:

- массообменные аппараты: ректификационные колонны, абсорберы;

- электродегидраторы;

- теплообменные аппараты, холодильники;

- трубчатые печи;

- реакторы, регенераторы;

- насосы и компрессоры.

Вспомогательное оборудование: резервуары, ёмкости, фильтры, сепараторы, вакуумсоздающие устройства, запорная арматура;

§ На установке Л24/7:

Р-1, Р-2, Р-3, Р-4 - реакторы,

К-6 колонна регенерации,

К-1,4,5 -абсорберы,

К-2,3 -колонна стабилизации

Трубчатые печи: П-1,П-2,П-3, П-4.

Теплообменники: Т-1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19,20.

Холодильники: АВГ -1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14, ХВ-9,10,15,15а,16, ХК-2,3

Сепараторы низкого и высокого давлений: С-1,23.4,5,7,9,10,11.

Насосы центробежные различной производительности: Н-1,2,3,4,7,9,8,8а,10,11,12,13,14,17,17б.

Различные ёмкости: Е-4,28, КУ-1.

Компрессоры: ПК-1,2,3.

Реакторы

Реактор гидроочистки представляет собой цилиндрический сосуд, внутренним диаметром 3560 мм с двумя полушаровыми днищами. Высота аппарата 12м. Корпус имеет внешнюю тепловую изоляцию. Внутри аппарата находится слой катализатора, разделенный на две секции: верхнюю высотой 2,6 м и нижнюю высотой 4,7 м. Каждая секция катализатора имеет внизу слой фарфоровых шаров диаметром 12 мм, обеспечивающих равномерное распределение паров по сечению реактора. Сверху каждая секция катализатора защищена от динамического воздействия паров слоем фарфоровых шаров диаметром 24 мм. Верхний слой катализатора поддерживается колосниковой решёткой, на которую уложены два слоя сетки и слой фарфоровых шаров. Сырьё проходит через аппарат сверху вниз, продукты реакции выводятся через нижний штуцер. В пространстве между верхней и нижней секциями катализатора размещён коллектор для ввода паров. Над верхней секцией катализатора установлена распределительная тарелка, под которой размещается фильтрующее устройство. Оно представляет собой систему цилиндрических корзин из прутка, обтянутых сбоку и снизу сеткой. Корзины погружены в слой катализатора. Опорой для корзин служит слой катализатора. В корзинах и в верхней части слое катализатора около корзин задерживаются механические примеси и продукты коррозии. Слой фарфоровых шаров, засыпанных в нижнее днище, обеспечивает равномерный вывод продуктов реакции в сборник. Сборник состоит из обечайки с прорезями и вогнутую перфорированную решётку, которые обтянуты сеткой. Катализатор выгружают через наклонные штуцера в стенке корпуса и нижнем днище. Для контроля температуры в аппарате на верхнем днище установлены три многозонных термопары, проходящие по всей высоте реактора; кроме того, имеется термопара в верхней части нижней секции слоя катализатора.

Рис.4.1 Реактор гидроочистки дизельного топлива.

1-распределительная тарелка; 2- фильтрующее устройство; 3-корпус; 4-решётка колосниковая; 5-коллектор для ввода пара; 6-фарфоровые шары; 7-опорное кольцо; 8-опора; 9,11- штуцер для выгрузки катализатора; 9,10- термопары. Потоки: I-сырьё, II- продукты реакции.

Абсорбер очистки циркуляционного газа.

В качестве вспомогательного оборудования рассмотрим абсорбер 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 компонент а в жидкости больше, чем в газовой смеси, происходит десорбция-выделение растворенного газа из раствора.

Рис. 4.2 Абсорбер установки гидроочистки.

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

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.

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 4.2). 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.

Теплообменные аппараты

Теплообменный аппарат -- устройство, в котором осуществляется передача теплоты от горячего теплоносителя к холодному (нагреваемому). Теплоносителями могут быть газы, пары, жидкости. В зависимости от назначения теплообменные аппараты используют как нагреватели и как охладители. Применяется в технологических процессах нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической, газовой и других отраслях промышленности, в энергетике и коммунальном хозяйстве.

Теплообменники по способу передачи теплоты подразделяют на поверхностные, где отсутствует непосредственный контакт теплоносителей, а передача тепла происходит через твёрдую стенку, и смесительные, где теплоносители контактируют непосредственно. Поверхностные теплообменники в свою очередь подразделяются на рекуперативные и регенеративные, в зависимости от одновременного или поочерёдного контакта теплоносителей с разделяющей их стенкой.

Процессы теплообмена осуществляются в теплообменных аппаратах различных типов и конструкций.

В рекуперативных аппаратах теплообмен между различными теплоносителями происходит через разделительные стенки. При этом тепловой поток в каждой точке стенки сохраняет одно и то же направление. В регенеративных теплообменниках теплоносители попеременно соприкасаются с одной и той же поверхностью нагрева. При этом направление теплового потока в каждой точке стенки периодически меняется. Рассмотрим рекуперативные поверхностные теплообменники непрерывного действия, наиболее распространенные в промышленности.

Основными элементами кожухотрубчатых теплообменников являются пучки труб, трубные решетки, корпус, крышки, патрубки. Концы труб крепятся в трубных решетках развальцовкой, сваркой и пайкой.

Для увеличения скорости движения теплоносителей с целью интенсификации теплообмена нередко устанавливают перегородки как и трубном, так и межтрубном пространствах.

Кожухотрубчатые теплообменники могут быть вертикальными, горизонтальными и наклонными в соответствии с требованиями технологического процесса или удобства монтажа. В зависимости от величины температурных удлинений трубок и корпуса применяют кожухотрубчатые теплообменники жесткий, полужесткой и нежесткой конструкции.

Кожухотрубчатый теплообменник

Двухтрубные теплообменники типа “труба в трубе”

Теплообменники этого типа состоят из ряда последовательно соединенных звеньев рис.4.3. Каждое звено представляет собой две соосные трубы. Для удобства чистки и замены внутренние трубы обычно соединяют между собой «калачами» или коленами. Двухтрубные теплообменники, имеющие значительную поверхность нагрева, состоят из ряда секций, параллельно соединенных коллекторами. Если одним из теплоносителей является насыщенный пар, то его, как правило, направляют в межтрубное (кольцевое) пространство. Такие теплообменники часто применяют как жидкостные или газожидкостные. Подбором диаметров внутренней и наружной труб можно обеспечить обеим рабочим средам, участвующим в теплообмене, необходимую скорость для достижения высокой интенсивности теплообмена.

Преимущества двухтрубного теплообменника: высокий коэффициент теплоотдачи, пригодность для нагрева или охлаждения сред при высоком давлении, простота изготовления, монтажа и обслуживания.

Недостатки двухтрубного теплообменника -- громоздкость, высокая стоимость вследствие большого расхода металла на наружные трубы, не участвующие в теплообмене, сложность очистки кольцевого пространства.

Рис.4.3Двухтрубный теплообменник типа “труба в трубе”

Аппараты воздушного охлаждения горизонтального типа (АВГ)

Аппараты предназначены для охлаждения и конденсации газообразных, парообразных и жидких сред в технологических процессах нефтеперерабатывающей, нефтехимической и смежных отраслях промышленности.

Аппарат состоит из трех горизонтально расположенных трубных секций, составленных из оребренных биметаллических труб. Секции монтируются на металлической конструкции. Привод колеса вентилятора размещается на отдельной раме. Колесо вентилятора, вращаясь в полости коллектора, прогоняет воздух через межтрубное пространство секций, охлаждая продукт.

По требованию заказчика аппарат дополнительно может быть укомплектован увлажнителем, подогревателем, жалюзи. Жалюзи выпускаются с ручной регулировкой или пневмоприводом поворота заслонок.

Возможно исполнение аппаратов с системой рециркуляции, состоящей из панелей, жалюзи верхних, переточных и боковых. Устройство рециркуляции обеспечивает рециркуляцию нагретого в трубных секциях воздуха для предотвращения переохлаждения продукта в зимнее время.

Аппараты могут быть укомплектованы колесами вентиляторов из композитных материалов, а электродвигатели - преобразователями частоты вращения. Использование преобразователей частоты приводит к снижению электропотребления и упрощению конструкции колес вентиляторов за счет исключения установки пневмопривода для автоматического регулирования угла установки лопастей. При этом исключаются затраты на сезонное обслуживание колес вентиляторов.

Вид климатического исполнения аппаратов У1 и УХЛ1 по ГОСТ 15150-69.

Аппараты предназначены для установки в районах с сейсмичностью 7 и 9 баллов (СНиП 11-7-81) и скоростным напором ветра по IV и V географическому району (СНиП 2.01.07-85)

Аппараты воздушного охлаждения зигзаобразного типа (АВЗ)

Аппарат состоит из шести трубных секций, составленных из оребренных биметаллических труб. Отличительная особенность аппарата - расположение трубных секций в форме зигзага под острым углом друг к другу и к горизонтальной опорной площадке. Секции монтируются на металлической конструкции. На отдельной раме размещается привод с колесом вентилятора. Колесо вентилятора, вращаясь в полости коллектора, прогоняет воздух через межтрубное пространство секции, охлаждая продукт.

По требованию заказчика аппарат дополнительно может быть укомплектован увлажнителем, подогревателем, жалюзи. Жалюзи выполняются с ручной регулировкой или пневмоприводом поворота заслонок.

Возможно исполнение аппаратов с системой рециркуляции, состоящей из панелей, жалюзи верхних, переточных и боковых. Устройство рециркуляции обеспечивает рециркуляцию нагретого в трубных секциях воздуха для предотвращения переохлаждения продукта в зимнее время.

Аппараты могут быть укомплектованы колесами вентиляторов из композитных материалов, а электродвигатели - преобразователями частоты вращения. Использование преобразователей позволяет значительно сократить потребляемую электроэнергию.

Аппарат предназначен для установки в районах с сейсмичностью 7 и 9 баллов (СниП 11-7-81) и скоростным напором ветра по IV и v географическому району (СНи112.01.07-85).

Рис.4.4 Аппарат воздушного охлаждения горизонтального типа (АВГ).

Рис.4.5 Аппарат воздушного охлаждения зигзаобразного типа (

Вывод

В данном отчёте представлена общая характеристика технологического процесса «Сызранского НПЗ». Подробно описан технологический процесс установки гидроочистки Л24/7, а также рассмотрено основное технологическое оборудование установки, такое как химические и теплообменные аппараты, абсорберы, аппараты воздушного охлаждения их принцип действия и классификация.

Список литературы

1. Технологический регламент установки Л24/7

2. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002

3. Туренко А.А. Введение в технологию нефтепереработки. Тольятти изд. ТГУ, 2004

4. Фарамазов С.А. Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и его эксплуатация. М: Химия, 1978

5. Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. Л: Химия 1985

6. Жарковский Б.И. Приборы автоматического контроля и регулирования. М: Высшая школа, 1989

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

Размещено на Allbest.ru