Гидроочистка дизельного топлива

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННО БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

КУРСОВАЯ РАБОТА

По научно исследовательской практике

На тему: Гидроочистка дизельного топлива

Выполнил студент: Генрих А.Р

Проверил: Алексеено В.В

Казань 2015 г

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА. НАЗНАЧЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Установка гидродесульфуризации газойля (ГДС) производительностью 1700000 t/год предназначена для снижения содержания серы в дизельном топливе установок прямой перегонки: АВТ - 1, 2 ,3, 4, АТ - 5, легком коксовом газойле установок УЗК - 21-10/300 и УЗК - 21-10/600, в дизельном топливе АНПЗ и очистки топливного газа с устаноки УЗК - 21-10/600. Проектной организацией разработавщая и выполнившая соответствующий проект является «Toyo Engineering Corp.» (Япония).

Установка введена в действие в 1999 году.

Установка ГДС состоит из следующих блоков и секций:

1. Блок гидродесульфуризации газойля: (Блок 150).

Реакторный блок

Секция стабилизации

2. Блок аминовой очистки (Блок 200).

Секция очистки кислого газа

Секция регенерации амина

Блок деминерализации воды и (Блок 6101)

блок отпаривания кислой воды (Блок 300).

Блок аминовой очистки заводского топливного газа. (4900)

Блок извлечения серы (Блок 400/450).

Блок очистки хвостового газа (Блок 500).

Блок таблетирования и расфасовки серы. (Блок 600).

Блок извлечения водорода (Блок 800)

Установка запроектирована и привязана к заводским объектам корпорацией «Тойо инжиниринг корпорейшн».

В блоке реакции в соответствии с проектом используется алюмо-кобальт-молибденовые катализаторы: НR - 468, НR - 448, НR - 945, АСТ - 077 «Аксенс» (Франция).

Процесс извлечения серы использует технологию «Супер Клаус - 99» на катализаторах окисно - алюминовой основы:CR - 3S, AM, D - 1640 T - 1,8.

В блоке извлечения водорода проектант использует современную мембранную технологию «Полисеп» для достижения высокой степени извлечения водорода.

установка гидродесульфуризация газойль сырье

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, РЕАГЕНТОВ, КАТАЛИЗАТОРОВ, ПОЛУФАБРИКАТОВ, ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ ПРОДУКЦИИ

Таблица №1

Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полу фабрикатов, изготовляемой продукции.	Номер государственного или отраслевого стандарта, техусловий, стандарта предприятия	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТу, ОСТу, KSt (ТУ) (заполняется по необходимости)	Область применения изготовляемой продукции
I. Блок ГДС 1. Cмесь прямогонного дизельного топлива с легким газойлем коксования в соотношении 14:3 или прямогонное дизельное топливо				Сырьё установки ГДС.
2. Топливо дизельное	KSt 05767930-052:2004	1. Фракционный состав: - 50 % перегоняется при температуре, оС - 96 % перегоняется при температуре, оС - - до 360 оС перегоняется, % 2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС 3. Вязкость кинематическая при 20 оС, mm2/s 4. Температура застывания, оС 5. Массовая доля серы, %	Марка Марка ТДБЛ-0,5-40 ТДБУ-0,5 не выше не выше 280 290 не выше 360 не менее 90 не ниже 40 3,0-6,0 не выше не выше 0 минус 10 не более 1,2	Компонент сырья
		6. Массовая доля воды, % 7. Концентрация фактических смол, mg на 100 сm3 топлива 8. Коксуемость 10 % остатка, % 9. Цвет на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ. 10. Содержание механических примесей.	отсутствие не более 20 не более 0,14 не более 1,5 отсутствие
3. Дистиллат дизельного топлива (АНПЗ)	KSt 05767930-128:2004	1. Фракционный состав: -50 % перегоняется при температуре, оС -96 % перегоняется при температуре, оС - 2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС 3. Кинематическая вязкость при 20 оС, mm2/s 4. Температура застывания, оС 5. Массовая доля серы, % 6. Содержание воды, % 7. Плотность при 20оС, kg/m3	не выше 280 не выше 360 не ниже 40 не ниже 3,0 не выше -10 не более 1,2 отсутствие не более 860	Компонент сырья
Примечание: При выработке дистиллята дизельного топлива утяжеленного фракционного состава устанавливается следующая норма по фракционному составу и температуре застывания: - 50 % перегоняется при температуре, оС не выше 290 - до 360 оС перегоняется, % не менее 90 - температура застывания, оС не выше 0
4. Легкий газойль коксования	KSt 05767930-068:2002	1. Фракционный состав: а) 10 % перегоняется при температуре, оС б) 96 % перегоняется при температуре, оС 2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС 3. Содержание сероводорода, % масс 4. Массовая доля серы, %	не ниже 160 не выше 340 не ниже 42 отсутствие не более 2,0	Компонент сырья
5. Водород содержащий газ (подпиточный)	KSt 00148694 -064:1996	1. Содержание водорода, % объем 2. Углеводородный состав, % объем 3. Содержание H2S, ррm.	не менее 70 не нормируется, определение обязательно не более 500	Подается с установок риформинга
6. Очищенный рециркуляционный газ	Базисный проект. том 2.	1. Анализ состава, об. %, не менее Н2 С1 С2 С3 С4 СО СО2 N2 2. Содержание хлористого водорода, об. % 3. Содержание H2S, об. ррm 4. Содержание воды, об. %, не более	68,5 21,6 7,5 1,8 0,3 - - - - не более 500 0,2	Загрузка компрессора К-152 АВ
7. Общий водородсодержащий газ	Базисный проект. том 2.	1. Анализ состава, об. % Н2 С1 С2 С3 С4 СО СО2 N2 2. Содержание хлористого водорода, об. % 3. Содержание H2S, об. ррm 4. Содержание воды, об. %	71,2 19,0 7,2 1,9 0,4 - - - - не более 500 0,1	Подается в секцию реакции для проведения реакции гидрирования
8. Компонент топлива дизельного очищенного	KST 00148694 -066:201	1. Фракционный состав: - 50 % перегоняется при температуре, оС - 96 % перегоняется при температуре, оС	Марка Марка ТДБЛ-0,5-40 ТДБУ-0,5 не выше не выше 280 290 не выше 360	Компонент топлива для быстроходных двигателей
		- до 360 оС перегоняется, % 2. Массовая доля серы, % 3. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС 4. Температура застывания, оС 5. Содержание воды	не менее 90 не более 0,5 не ниже 40 не выше не выше минус 10 0 отсутствие
9. Газ холодного сепаратора	Базисный проект. том 2.	1. Анализ состава Н2 С1 С2 С3 С4 2. Содержание H2S, об. ррm 3. Содержание воды, об. %	67,4 21,2 7,4 1,8 0,3 не более 250 0,017	Сырьё абсорбера С-155
10. Газ восстановления (регенерации)	Процедура регенерации	Содержание кислорода об. %	0,3 - 3,0	Газ регенерации
11. Обогащенный амин	Базисный проект. том 2.	1. Концентрация диэтаноламина, % 2. Концентрация H2S, об. %	не менее 25 1,76	Сырье регенератора С-204
12. Катализатор НR-468 «Аксенс» (Франция)	Спецификация на катализатор	1. Форма	Трехлистная	Для активизации реакций
		2. Диаметр	1,1-1,3 mm
		3. Потери при прокаливании при 550 0С, вес %	мак. 2
		4. Объемная плотность после усадки kg/l,	0,76-0,88
		5. Удельная поверхность m2/g	170
		6. Объем пор. сm3/g	0,39
		7. Прочность на объемное раздавливание МРа	1,0
		8. Химический состав, масс %	-
		Ni	0,8
		Со	2,5
		Мо	15
		Носитель (AL2O3)	81,7
		9. Количество на один реактор, m3	62,05
		10. в том числе 1 слой	17,37
		2 слой	44,68
13. Катализатор НR-448 «Аксенс» (Франция)	Спецификация на катализатор	1. Форма	Трехлистная
		2. Диаметр	2,4-2,7 mm
		3. Потери при прокаливании при 550 0С, вес %	Мак. 3
		4. Объемная плотность после усадки kg/l,	0,79-0,89
		5. Удельная поверхность m2/g	160
		6. Объем пор. сm3/g	0,38
		7. Прочность на объемное раздавливание МРа	1,0
		8. Химический состав, масс %	-
		Ni	2,5
		Со	-
		Мо	16
		Носитель (AL2O3)	81,5
		9. Количество на один реактор, m3	1,93
14. Катализатор НR-945 «Аксенс» (Франция)	Спецификация на катализатор	1. Форма	шарики	Для активизации реакций
		2. Диаметр	2-4 mm
		3. Потери при прокаливании при 550 0С, вес %	Мак. 2,5
		4. Объемная плотность после усадки kg/l,	0,8-0,92
		5. Удельная поверхность m2/g	120-160
		6. Объем пор. сm3/g	0,36-0,50
		7. Прочность на объемное раздавливание МРа	1,55
		8. Прочность на истирание вес. %	94
		9. Химический состав, масс %
		Ni	11
		Со	-
		Мо	7,5
		Носитель (AL2O3)	81,5
		10. Количество на один реактор, m3	1,39
14-а. Катализатор АСТ-077 «Аксенс» (Франция)	Спецификация на катализатор	1. Форма	Рифленые кольца
		2. Диаметр	9,5-11,5 mm
		3. Средняя длина	12-18 mm
		4. Насыпная плотность после усадки kg/l	0,45-0,55
		5. Объемная прочность на раздавливание декан	не менее 1,0
		6. Химический состав, масс %
		Ni	-
		Со	-
		Мо	-
		Носитель (AL2O3)	100
		10. Количество на один реактор, m3	1,38
15. Нестабильная нафта	Базисный проект. том 2.	1. Фракционный состав Н2 С1 С2 С3 С4 С5 + масс % 2. Содержание H2S, об. % 3. Содержание воды, масс %	0,2 0,7 2,7 3,7 2,9 88,3 1,1 0,2	Некондиционный продукт
16. Кислый газ	Базисный проект. том 2.	1. Анализ состава, об. % Н2 С1 С2 С3 С4 С5 + масс %	39,6 29,7 19,6 8,6 2,9 1,2	Сырьё блока аминовой очистки
		2. Содержание H2S, об. % 3. Содержание воды, масс. %	4,5 1,5
18. Ингибитор коррозии	Базисный проект. том 2.	Отношение в технологическом потоке, ррm	10	Для подавления коррозии
19. Активированный уголь	Базисный проект. раздел Исходные данные	1. Тип 2. Размер в диаметре, mm 3. Начальная плотность, kg/m3 4. Пористость, сm3/g 5. Удельная поверхность, m2/g 6. Удельная теплоемкость, kKal/kg/оС 7. Состояние поставки	Гранулированный 1,5 - 1,7 510 0,85 950 - 1050 0,25 Пластиковые мешки, 25 kg	Для фильтрации ДЭА
II. Блок аминовой очистки кислого газа. 1.Кислый газ (С-201)	Базисный проект. том 2.	1. Анализ состава, об. % Н2 С1 С2 С3 С4 N2 2. Содержание H2S, об. % 3. Содержание воды, масс. %	39,57 21,7 19,6 8,6 2,9 - 4,95 1,5	Сырьё блока аминовой очистки
2. Кислый газ (С-205)	Руководство по эксплуатации т.29	1. Анализ состава, об. % Н2 С1 С2 С3 С4 N2 2. Содержание H2S, об. %	0,3 0,4 0,2 0,1 - - 93,4	Сырьё блока извлечения серы
3. Очишенный топливный газ	Базисный проект. том 2.	1. Анализ состава, об. % Н2 С1 С2 С3 С4 N2 2. Содержание H2S, об.ррm 3. Содержание воды, масс. %	34,25 34,40 20,09 7,16 2 - не более 250 1,44	топливный газ ГДС
4. Бедный амин (С-202)	Базисный проект. том 2.	1. Концентрация ДЭА, масс. % 2. Концентрация H2S, об. %	не менее 25 не менее 0,14	Абсорбция H2S
5. Бедный амин (D-201)	Базисный проект. том 2.	1. Концентрация ДЭА, масс. % 2. Концентрация H2S, об. %	не менее 25 отсутствие	Абсорбция H2S
6. Обогащенный амин (С-204)	Базисный проект. том 2.	1. Концентрация ДЭА, масс. % 2. Концентрация H2S, об. %	не менее 25 1,71	Десорбция H2S
7. Диэтаноламин (ДЭА)-(C2H5OH)2NH	Базисный проект. том 2.	1. Чистота, вес % 2. Внешний вид 3. Запах 4. Плотность при 15 оС, kg/m3 5. Температура кипения, оС 6. Температура плавления, оС 7. Температура вспышки, оС 8. Показатель преломления. 9. Температура самовозгорания, оС 10. Коррозионная активность	99 бесцветные кристаллы или вязкая жидкость слабый запах аммиака 1,095 268,8 27,8 151,7 1,4776 662 не корроз.	Абсорбция сероводорода
IV. Блок отпарки кислой воды. 1. Кислая вода 2. Отпаренная вода 3. Кислый газ	Базисный проект. том 2. Базисный проект. том 2. Инструкция по эксплуатации блока 400	1. Сульфиды, масс % 2. Аммиак, масс. % 1. Сульфиды, масс. ррm H2S 2. Аммиак, масс. ррm 1. Анализ состава, об. % Н2 NH3 Н2О 2. Содержание H2S, об. %	0,8 0,7 не более 10 не более 50 0,1 38,2 22,5 39,2	Сырьё блока отпарки кислой воды В канализацию (ПЛК) Сырьё блока извлечения серы
V. Блок извлечения серы. 1. Кислый газ аминовой очистки	Инструкция по эксплуатации	1. Содержание H2S, об. % 2. Содержание СО2, об. % 3. Содержание без-кислотного газа, об. %	93,4 - 6,6	Сырьё блока извлечения серы (S-401)
2. Кислый газ отпарной колонны	Инструкция по эксплуатации	1. Содержание H2S, об. % 2. Содержание NH3, об. %	39,2 38,2	Сырьё блока извлечения серы (S-402)
3. Смесь газа аминовой очистки и отпарной колонны	Инструкция по эксплуатации	1. Содержание H2S, об. % 2. Содержание NH3, об. % 3. Содержание СО2, об. % 4. Нейтральный газ, об.% 5. Отношение H2S/ NH3	81,64 8,29 - 1,07 10/1	Сырьё блока извлечения серы (S-403)
4. Технологический газ процессов Клауса и Супер Клауса	Инструкция по эксплуатации	1. Отношение H2S/ SO2 2. Содержание H2S, об. % 3. Содержание SO2, об. % 4. Содержание COS, об. Ррm 5. Содержание CS2, об. ррm 6. Содержание H2, об. % 7. Содержание O2, об. % 8. Содержание Ar, об. % 9. Содержание N2, об. % 10. Содержание CH4, об. % 11. Содержание CO, об. % 12. Содержание C2H6, об. % 13. Содержание CO2, об. % 14. Содержание H2S, об. % 15. Содержание SO2, об. %	10/1 1,0 0,09 39 47 1,92 - - 61,4 - 0,09 - 0,64 - -	Сырьё процессов Клауса и Супер Клауса
6. Жидкая сера	Инструкция по эксплуатации	1. Органические вещества, масс. % 2. Минеральные вещества, масс. % 3. Общее количество примесей, масс.% 4. Влажность, масс. % 5. Аморфная сера, масс. % 6. Кислотность, масс. % 7. H2S, масс. ррm	- - - - 99,97 - 10	Сырьё блока расфасовки и таблетирования серы
7. Катализатор (CR-3S) RUEIL MALMAISON Франция	Базисный проект. раздел Исходные данные	1. Изготовитель 2. Содержание: Al2O3, % Na2O, ррm 3. Цвет 4. Внешний вид 5. Объемная плотность, kg/m3 6. Общее количество (для двух ниток), m3 включая 5 % запаса	Procatalyse Франция 93,8 2000 белый шарики диаметром 3 - 6 mm 650 - 720 20,8	Загрузка реакторов С401/451, С402/452 для проведения реакции извлечения серы
8. Катализатор АМ RUEIL MALMAISON Франция	Базисный проект.	1. Изготовитель 2. Химическая сущность 3. Цвет 4. Форма 5. Размер, mm 6. Ср. объемная плотность kg/m3 7. Требуемое кол-во, m3, включая 5 % запаса	Procatalyse Франция 93,5 коричневый шарики диаметром 4 - 8 mm 740 - 850 3,4	Загрузка реакторов С401/451, С402/452, защитный слой катализатора CR-3S
9. Катализатор Супер Клауса D-1640 E1.8 ENGELHARD DE MEERN B.V. Нидерланды	Базисный проект.	1. Изготовитель 2. Химическая сущность	STORK INGINEERS & CONTRAC - TORS оксид хрома, оксид железа, фосфат железа на носителе смешен-ного типа аморфной двуокиси кремния и окиси алюминия.	Загрузка реактора С-501, для селективного извлечения серы
		3. Цвет 4. Запах 5. Форма 6. Размер, mm 7. Ср. объемная плотность kg/m3 8. Требуемое количество, kg включая 5 % запаса	черный аммиака экструдаты 1,8 500 - 900 6760
VI. Блок расфасовки и таблетирования серы. 1. Сера товарная (сухая гранулированная)	KSt 00148694-069:2001	1. Массовая доля серы, % 2. Массовая доля золы, % 3. Массовая доля воды, %	не менее 99,98 не более 0,02 не более 0,2	Товарный продукт

3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА

3.1 Блок ГДС

Химические реакции протекающие на блоке гидродесульфуризации:

Гидродесульфуризация: эта реакция не ограничена термодинамически, но практически ограничена деактивацией катализатора. Чем меньше температура реакции или, чем выше частичное давление водорода, тем ниже будет скорость деактивации.

Гидрирование сернистых соединений:

R-SH + H₂ R-H + H₂S (1)

Гидрогенизация азотсодержащих и кислородсодержащих: их поведение аналогично поведению ароматических соединений в процессе гидрогенизации.

Гидрирование азотсодержащих соединений:

Гидрирование кислородсодержащих соединений:

Гидрогенизация ароматических соединений: эта экзотермическая реакция ограничена термодинамически.

При данном рабочем давлении, по мере повышения температуры, скорость гидрогенизации уменьшается.

При данной температуре, по мере повышения частичного давления водорода, скорость гидрогенизации повышается.

Гидрирование ароматических соединений:

Гидрогенизация олефинов: при повышении давления, скорость гидрогенизации олефинов повышается быстрее, чем скорость гидродесульфуризации.

Гидрирование олефинов

R - CH=CH₂ + H₂ R - CH₂ - CH₃ (9)

Гидрокрекинг: это нежелательная реакция протекает из-за производства легких фракции при чрезмерном потреблении водорода. Активный катализатор, работающий при более низкой температуре т.е. 280-340 ⁰С, ограничивает эту реакцию.

R -CH₂ - CH₂ - R ` + H₂ R - CH₃ + CH₃ - R ^,

Удаление металла: молекулы, содержащие металл, легко разрываются, и металл улавливается на катализаторе, уменьшая его активность и площадь поверхности.

Это необходимо для ограничения содержания металла в газойле.

Коксование: коксование происходит из-за полимеризации и агломерации больших молекул. Чтобы ограничить эту нежелательную реакцию необходимо работать по возможности при самой низкой температуре т.е. 280-340 ⁰ С и под достаточным частичным давлением водорода в пределах 60-65 кг/см² и достаточной объёмной скорости потока до 260 m³ / ч

Сульфидация катализатора:

R - SH + H₂ R - H + H₂S (10)

9CoO + 8H₂S+Н₂ Co₉S₈ + 9H₂O (11)

MoO₃ + 2H₂S+Н₂ MoS₂ + 3H₂O (12)

Смесь сырьевого газойля с температурой 20ч60 ^оС подается на установку ГДС из резервуаров 437,438,440 (отстойник) и 441, а также по линии прямого питания на всас дожимного насоса G-160А/В. С нагнетания G-160А/В сырье с давлением 12 кг/см² и температурой в пределах 20ч60 ^оС через механический фильтра Х-150А\В и Х-151А\В поступает в трубное пространство теплообменника поз. Е-152А/В, где нагревается до t=170 ^оС за счет тепла кубового продукта отпарной колонны С -161.

Температура сырья на выходе из Е-152А/В регулируется прибором TIС -003, посредством 3-х ходового клапана, который байпасирует часть потока мимо Е-152А/В. Нагретое сырьё подается в расходный бак сырья С -152. Давление в С-152 поддерживается в пределах 4 kg/сm². Уровень в С-152 поддерживается 50-70% и регулируется прибором поз. LICA- 011 в каскадном режиме с FIC-001. С низа С-152 сырьё откачивается сырьевым насосом G-151А/В. Давление насоса на всасе 4,4 kg/сm² и на нагнетании 75 кг/см² .

На выходе из насоса поток разделяется на две параллельные линии и поступает в межтрубное пространство теплообменников Е-153А/В и Е-153С/D, предварительно перемешиваясь с подогретым потоком рециркуляционного газа от компрессоров К-152А/В. (1-я линия Е-153А/В F-151/А С-151/А, 2-я линия Е-153С/D F-151/В С-151/В). Сырьё в Е-153А,В,С,D нагревается отходящим из реактора потоком до t= 230-290 ^оС и поступает в сырьёвую печь F-151А/В, где нагревается до температуры (t=280-340^о С).

Печь состоит из двух секций: конвекционной и радиантной. В конвекционной секции сырьё нагревается за счет тепла дымовых газов, а в змеевике радиантной части за счет радиации от пламени горелок. Количество топливного газа, подаваемого на сжигание в горелках печи, регулируется прибором позиция TICA-031А/В, по

температуре сырья на выходе из печи F-151А/В. При ремонте подогревается воздуха сгорания Е-163 возможна работа печи F-151 без него. В этом случае трубопроводы воздуха сгорания и дымовых газов отсекаются, т.е. устанавливается заглушки:

- на линии воздуха сгорания на входе и выходе подогревается Е-163 (по трубном пространству);

- на линии дымовых газов на входе и выходе подогревателя Е-163 (по межтрубному пространству);

- на линии дымовых газов на входе и выходе подогревается Е-163 (по межтрубному пространству).

После установки заглушек открывается регулирующая заслонка НIC-163 на байпасе подогревателя Е-163 и шибер НIC-151 на вытяжной трубе печи F-151. после чего пускается в работу приточный вентилятор К-153 (вытяжной вентилятор К-154 остается отключенным) далее производится продувка камеры сгорания печи и розжига печи F-151 согласно инструкции. Далее сырьё давлением 58-62 кгс/см² поступает в верхнюю часть реакторов ГДС С-151А/В, где на алюмокобальтмолибденовом катализаторе происходят процессы гидрогенизации сернистых, азотных, кислородсодержащих соединений, а также ароматических соединений и олефинов.

Катализатор в реакторах распределен последовательно на двух полках: 1- высотой около 4-х метров и 2-я - около 8 m. Общий насыпной вес катализатора в двух реакторах составляет 106,6 тонн. Для защиты катализатора от высоких температур и для равномерного распределения газового потока, верхняя и нижняя полки реакторов имеют защитные слои инертных шариков разного диаметра.

Отходящий продукт с нижней части С-151А,В с t=290^о-370^о и Р=58 kg/сm², поступает в трубное пространсво теплообменников Е-153В,А/D,С и охлаждается в них до t=215^о-230^о. Температура отходящего продукта С-151А/В регулируется байпасом теплообменника Е-153 АВ/СD с помощью прибора поз. TICA-021А/В. Для поддержания температуры на выходе из реакторов не выше 370 ^оС предусмотрена подача охлажденного рециркуляционного газа от компрессора рециркуляционного газа К-152А/В мимо теплообменника Е-155 между слоями реактора через регулятор поз. FIC-031А/В. После Е-153/В,А и Е-153/D,С два потока снова объединяются и поступают в систему разделения продукта в горячий сепаратор С-153.

Уровень газойля в горячем сепараторе С-153 поддерживается регулятором поз. LICA-061. С низа С-153 газойль под давлением (55-57 кгс/см² ) поступает в отпарную колонну С-161. Газовая фаза из сепаратора С-153 уходит через верхнюю часть и поступает в трубное пространство теплообменника Е-155, где отдает тепло рециркуляционному газу, проходящему через межтрубное пространство от компрессора рециркуляционного газа К 152А/В, охлаждаясь до t=157^о-167^оС.

После Е-155 газовая фаза поступает в конденсатор паров горячего сепаратора Е-154. Из конденсатора паров горячего сепаратора двухфазный поток поступает в холодный сепаратор С-154. Для предотвращения кристаллизации аммиачных солей перед входом в Е-155 и Е-154 предусмотрена подача промывочной воды с расходом 10-12 м3/ч по FI-061 из бака инжекции С-159 насосом G-156А/В/С/D.

Уровень газойля в холодном сепараторе С-154 регулируется регулятором поз. LICA-081. Газойль под избыточным давлением (54,0 кгс/см² ) поступает в отпарную колонну С-161, уровень кислой воды поддерживается прибором поз. LICA-082. Кислая вода с низа С-154 поступает в уравнительную емкость С-302.

С верха С-154 газ поступает в нижнюю часть абсорбера рециркуляционного газа С-155. В верхнюю часть абсорбера на 18-ю тарелку подается 25 %-й раствор диэтаноламина (ДЭА) с регенератора поз. С-204 насосами G-201А/В и G - 152А/В с температурой не более 50 ^оС. На тарелках абсорбера происходит поглощение сероводорода (H₂S) в результате химической реакции:

R₂NH + H₂S R₂NH₂ - HS (13)

Очищенный от сероводорода газ поступает в сепаратор С-156 с t = 45 - 50 ^оС. Из С - 156 газ подается на всас компрессора рециркуляционного газа К-152А/В и на установку извлечения водорода Х-800. С нагнетания К-152А/В часть рециркуляционного газа с давлением Р=74 кгс/см² поступает в межтрубное пространство теплообменника Е-155, а часть в реакторы С-151А/В по линии холодного байпаса.

Подпиточный водород с установок риформинга и регенерированный водород из блока Х - 800 поступают в межтрубное пространство холодильника Е-156 и через сепаратор С-157 с t = 40 ^оС поступает на всас 1-ой ступени компрессора подпиточного газа К-151 А/В. Между первой и второй ступенью компрессора расположен межступенчатый холодильник Е-165 и сепаратор С-158. С нагнетания 2-ой ступени компрессора подпиточный водород подается на смешение с рециркуляционным газом.

При необходимости возможна работа ГДС на одном потоке из двух существующих. В этом случае один из потоков отсекается, то есть устанавливаются заглушки:

на выходе после насоса G -151 А/В по линии газойля после задвижки, стоящей после отсекателя HZV-105;

на линии суммарного газа после задвижки, стоящей после теплообменника Е-155;

на линии отходящего газа в С-153, до задвижки после теплообменника Е-153В/А или Е-153D/C;

на линии охлаждающего газа в С-151А или В, до задвижки после клапана FV-031А или В;

на линии топливного газа в F-151 А или В, между отсекателями HZV-181, 182 А или В.

После этого сырье напровляется по одному из потоков: по А или В;

Предварительно газойль перемешивается с подогретым потоком рециркуляционного газа от компрессоров К-151/152 А или В, то есть смесь газойля и ВСГ направляется по схеме:

1- ый поток Е-153А/В F-151А С-151А С-153

2 - ой поток Е-153С/D F-151В С-151В С-153

и далее по технологической схеме блока ГДС.

Загрузка одного потока не должна быть ниже 60 % от проектной загрузки одного потока.

Стабилизация газойля.

Двухфазный поток из сепараторов С-153 и С-154 подается на 12-ю тарелку отпарной колонны С-161 для стабилизации. В нижнюю часть С-161 подается пар среднего давления, для отпарки легкой фракции газойля. Температура низа колонны поддерживается в пределах 200-240 ^оС, температура верха С-161 регулируется прибором поз. TICA-151 и составляет не выше 150 ^оС. Давление верха отпарной колонны регулируется прибором поз. PICA-154 не выше 6,0 kg/сm².

Уровень в кубовой части отпарной колонны поддерживается регулятором LICA-151. Стабилизированный газойль поступает в вакуумный осушитель С-164.

Отпарной газ из верхней части С-161 поступает в конденсатор воздушного охлаждения (КВО) Е-157, где происходит конденсация и охлаждение до температуры t = 45 ^оС. Двух фазный поток направляется в ресивер верхнего продукта С-162.

В нижней вертикально - цилиндрической части ресивера собирается кислая вода, в нижней горизонтально - цилиндрической части - жидкие углеводороды. Уровень кислой воды регулируется прибором LICA-154, выдачей кислой воды в блок отпаривания кислой воды в уровнительную емкость С-302, а уровень нефтепродукта соответственно регулируется прибором LICA-153, выдачей части нестабилизированной нафты насосом G-153А/В за пределы установки, а также подачей части нефтепродуктов в верхнюю часть отпарной колонны С-161 через регулятор расхода FICA-151, который связан с регулятором температуры верха отпарной колонны TICA-151 в каскадном режиме.

Из кубовой части С-161 стабилизированный газойль подается в межтрубное пространство теплообменника Е-152/В,А где, охлаждаясь до t = 152 ^оС, нагревает тем самым исходное сырьё, идущее от G-160А/В. Затем, охладившись в холодильнике воздушного охлаждения Е-166 до t=125 ^оС, он поступает в вакуумный осушитель С-164.

Вакуум в верхней части осушителя создается двумя последовательно расположенными блоками, состоящими из эжектора и конденсатора Н-151, Н-152 и

Е-160, Е-161, Е-162 (остаточное давление не более -500 mm.рт.ст.).

Влага, активно выделяющаяся на пяти тарелках С-164, уходит вверх, а жидкий поток газойля поступает на всас насоса G-154А/В с t=117 ^оС. Далее газойль последовательно охлаждается в КВО Е-158 и в водяном охладителе продукта Е-159 до t = 60 ^оС, после чего отправляется в товарный парк.

С верхней части вакуумного осушителя С-164 газопаровая фаза поступает в межтрубное пространство промежуточного конденсатора Е-160, а конденсат направляется в ресивер конденсата эжектора С-165. Оставшийся газ поступает в эжектор 1-ой ступени Н-151, затем конденсируется в конденсаторе 1-ой ступени Е-161, конденсат стекает в ресивер, а оставшийся газ из Е-161 забирается эжектором 2-ой ступени Н-152 и подается в конденсатор 2-ой ступени Е-162. Конденсат из Е-162, также поступает в ресивер С-165.

Для работы эжекторов используется пар среднего давления.

Ресивер С-165 внутри имеет разделительную перегородку. В одной части собирается кислая вода, в другой - верхний продукт вакуумного осушителя. Уровень в водяной части регулируется прибором LICA-182 посредством выдачи кислой воды насосами G-159А/В в блок отпаривания кислой воды, а также в бак инжекции воды С-159. Уровень в части верхнего продукта поддерживается регулятором LICA-181. Верхний продукт вакуумного осушителя забирается насосом G-155А/В и откачивается по линии некондиции, также имеются линии закачки в отпарную колонну С-161 и в товарный газойль.

Для уменьшения коррозии оборудования и трубопроводов в линию выхода паров из С-161 предусмотрена подача ингибитора коррозии насосом инжекторного типа G-157 из бака ингибитора С-163.

3.2 Блок аминовой очистки. (200)

Сырьем для блока служат отходящие газы, содержащие H2S, поступающие из ресивера верхнего продукта С-162, а также непроникающие газы из блока извлечения водорода (800).

Предварительно охладившись в холодильнике Е-206, пройдя сепаратор С-201, кислые газы с t = 20^о - 30 ^оС и Р = 5 кгс/см² , подаются под глухую тарелку абсорбера отходящих газов С-202. В кубовую часть С-202 поступает обогащенный амин абсорбера рециркулирующего газа С-155.

Абсорбер имеет 20 тарелок, на которых происходит процесс абсорбции сероводорода диэтаноламиновым раствором. 25 % раствор ДЭА из кубовой части регенератора С-204 поступает в межтрубное пространство теплообменника Е-201В/А и охлажденный потоком обогащенного амина насосом G-201АВ подается в КВО Е-202. 10 % потока раствора проходит очистку через механический фильтр Х-201 и угольный фильтр Х-202, после чего возвращается на приём насоса G-201АВ. Часть потока поступает на всас насоса G-152АВ для подачи амина в абсорбер С-155. Основная часть потока обедненного амина доохладившись в холодильнике водяного охлаждения Е-205 до температуры 40 ^оС поступает на верхнюю тарелку абсорбера С- 202.

Химическая реакция между H₂S и ДЭА:

R₂NH + H₂S R₂NH₂ - HS (14)

Очищенный газ с верха абсорбера через сепаратор С-203 поступает в систему топливного газа установки. Уловленный амин с низа сепаратора подается в регенератор С-204. Давление верха С-202 поддерживается регулятором PICA-204 и составляет 4-5 kg/сm². Из кубовой части абсорбера обогащенный амин через клапан регулятора уровня поз. LICA-202 проходит теплообменник Е-201АВ и нагретый теплом обедненного амина до температуры 100-110 ^оС подается на 18-ю тарелку регенератора С-204. Обогащенный раствор ДЭА последовательно проходит 18 тарелок и межтрубное пространство кипятильника Е-203, где происходит нагрев и регенерация раствора:

R₂NH₂HS + H₂O R₂NH₂OH + H₂S (15)

R₂NH₂OH R₂NH + H₂O (16)

Уровень в кубовой части регенератора С-204 контролируется прибором поз. LIA-231

Из верхней части С-204 пары амина поступают в КВО Е-204, где сконденсировавшись и охладившись до температуры 50 ^оС идут на вход сепаратора верхнего продукта амина С-205, где происходит отделение кислого газа от ДЭА раствора. На вход в Е-204 для промывки трубок секции подается промывочная вода. Давление верха С-204 поддерживается регулятором поз.PICA-237 и составляет 1,2 - 1,4 kg/сm². Температура верха контролируется прибором поз.TIA-234 в пределах 110 - 120 ^оС, температура низа - TI-231 в пределах 120 - 130 ^оС. Кислый газ из верхней части С-205, поступает в блок извлечения серы (400-450) в сепаратор газообразного амина С-404. Конденсат из С-205 насосом G-202 АВ подается в блок отпаривания кислой воды(300). Уровень в сепараторе регулируется прибором поз. LICA-236.

Для предотвращения образования пены, нежелательной в процессах очистки и регенерации, на всасы насоса G-201 АВ и G-202 АВ предусмотрена подача пеногасителя из бака пеногасителя.

Перепад давления между верхней и нижней тарелками абсорбера и регенератора измеряется соответственно приборами поз. PdIA-203 и поз. PdIA-234, он не должен превышать 0,25 кгс/см² .

Для проведения ремонтных работ и подпитки свежим ДЭА схемой предусмотрена система хранения подачи и дренирования свежего амина, состоящая из: бака хранения амина D-201, дренажной емкости амина D-202 (с погружным насосом отстойника амина G-204), насоса сырьевого раствора G-203.

Для откачки дренажных стоков из приямка емкости амина предусмотрен паровой эжектор Н-201.

Для предотвращения окисления диэтаноламина кислородом воздуха предусмотрена подача буферного азота в бак хранения амина D-201 с регулировкой давления клапаном поз. PCV-251 и в дренажную емкость D-202.

3.3 Секция аминовой очистки топливного газа

Сырьем блока служит кислый топливный газ установок ЛЧ - 35/11 - 600, Л - 35/11 - 300, УЗК - 21/10 - 600, УЗК - 21/10 - 300, Г - 24.

Кислый топливный газ охлаждается в холодильнике водяного охлаждения Е-4906 и проходит в сепаратор С-4901. На выходе из сепаратора осушенный газ подается под первую тарелку абсорбера С-4902. Уровень жидкости в сепараторе С - 4901 регулируется прибором поз. LICА-4901.

Абсорбер имеет 20 тарелок клапанного типа, на которых происходит абсорбция сероводорода 27 % раствором ДЭА. Обедненный раствор ДЭА подается на верхнюю тарелку абсорбера с температурой 40 ^оС насосом G-4901 АВ, охладившись в холодильнике Е-4902. С линии нагнетания G-4901 АВ на всас предусмотрен поток фильтрации с механическим фильтром Х-4901 и фильтром с активированным углем Х-4902. Температура ДЭА регулируется прибором поз. TICA-4912 посредством 3-х ходового клапана, направляющая часть потока помимо холодильника. Расход ДЭА в С-4902 регулируется прибором поз. FICA-4901. В нижней части абсорбера накапливается обогащенный амин, уровень которого регулируется прибором поз. LICA-4902. Давление абсорбера регулируется прибором поз. PICA-4904. Насос G-4903 забирает обогащенный амин с низа С-4902, прокачивает его через теплообменник Е-4901, где он нагревается до 100 ^оС теплом кубового остатка регенератора и подается на верхнюю тарелку регенератора амина С-4904. Температура обогащенного амина на входе в С-4904 регистрируется прибором поз. TI-4923. Обогащенный раствор амина проходит 18 тарелок регенератора, где происходит десорбция сероводорода. Это достигается использованием кипятильника Е-4903, подогревающего кубовый остаток С-4904 и создающего восходящий паровой поток. В Е-4903 используется пар низкого давления. Температура низа С-4904 регистрируется прибором поз. TI-4921. С верха С-4904 выходит кислый газ, который охлаждается в холодильнике Е-4904 и входит в сепаратор С-4905.

Давление регенератора поддерживается прибором поз. PICA-4927. Кислая вода, отделенная в С-4905, забирается насосом G-4902АВ и подается на орошение на верхнюю тарелку регенератора через клапан, регулирующий уровень С-4905 поз. LICA-4923, а избыток - на блок отпарки кислой воды. Кислый газ с верха С-4905 идет на блок извлечения серы. С верха абсорбера С-4902 очищенный топливный газ через сепаратор С-4903 разделяется на три линии: в топливное кольцо завода, в топливную линию УЗК 21/10-600 и в линию сырья установки ГФУ. Давление очищенного газа в вышеуказанных линиях регулируется прибором поз. PIC-4905. Для сбора амина предусмотрен отстойник амина D-4901 с откачкой амина насосом G-4904 АВ через фильтр Х-4903 в резервуар хранения амина D-201.

3.4. Блок отпаривания кислой воды ( 300 )

В блок 300 кислая вода поступает по следующим линиям:

из ресивера конденсата эжектора С-165 через G-159 А/В;

из ресивера верхнего продукта С-162;

из холодного сепаратора С-154;

из сепаратора верхнего продукта амина С-205 через G-202 А/В;

из блока очистки топливного газа через G-4902 А/В.

Уровень в уравнительной емкости кислой воды С-302 регулируется прибором поз. LICA-302, насос G-301 А/В подает кислую воду в отпарную колонну кислой воды С-301 через теплообменник Е-303. Расход кислой воды контролируется прибором поз.FIC-301.

Испаряющийся кислый газ из уравнительной емкости С-302 поступает в блок извлечения серы. Давление в уравнительном баке поддерживается регулятором поз. PICA-302. Сигнал от регулятора получает клапан на входе топливного газа в С-302 и клапан на выходе кислого газа из С-302.

Сконденсированные легкие углеводороды, в зависимости от уровня С-302 поз. LICA-301 дренируются в емкость некондиционного продукта С-761.

В теплообменнике Е-303 происходит нагрев кислой воды от t = 45 ^оС до t = 86 ^оС кубовым продуктом С-301.

Нагретая кислая вода поступает на 33-ю тарелку колонны отпарки кислой воды. С-301 имеет 35 тарелок клапанного типа, через которые последовательно проходит кислая вода. Отпаривание кислого газа происходит за счет нагрева килой воды в кипятильнике Е-302. Для нагрева используется пар среднего давления, который подается в трубное пространство кипятильника Е-302 с t =180 ^оС. Паровой конденсат из кипятильника выдается в систему пара и конденсата через расходомер поз. FICA-311. Температура низа С-301 контролируется прибором поз. TI-313 и поддерживается в пределах 120 - 130 ^оС. Уровень низа С-301 регулируется прибором поз.LICA-311.

С кубовой части С-301, отпаренная от кислых газов вода, насосом G-302 подается в межтрубное пространство Е-303, нагревая воду, идущую на отпарку. Затем, вода поступает в холодильник Е-304, охлаждается до t = 40 ^оС и выдается за пределы установки. Часть воды поступает по линии рециркуляции в бак С-302, а часть в бак инжекции воды С-159. Расход избытка очищенной воды, который выводится в систему канализации контролируется прибором поз.FIC-314.

С верхней части С-301 смесь кислых отпаренных газов и водяного пара с t =110^о - 120 ^оС поступает в конденсатор воздушного охлаждения Е-301, где происходит конденсация и охлаждение до t = 85 ^оС. Температура верхней части колонны регистрируется прибором поз.TI-315, а давление поз. PICAHL-311. Далее отпарной газ поступает в сепаратор верхнего продукта С-303, где происходит разделение газообразной и жидкой фазы. Жидкая фаза, в свою очередь, разделяется через перегородку на две части: кислую воду и конденсированный нефтепродукт. Конденсированный легкий нефтепродукт, в зависимости от уровня поз LA-313, сливается в канализацию, а кислая вода в зависимости от уровня поз. LICA-312, насосом G-303 А/В возвращается в отпарную колонну на орошение.

Кислые газы с сепаратора С-303 вместе с газом из С-302 поступают в блок извлечения серы.

Так как аммиак, находящийся в кислом газе, при низкой температуре кристаллизуется, линия аммиачного кислого газа имеет паровую рубашку.

3.5 Блок извлечения серы (400/450)

3.5.1 Термическая стадия

Блок извлечения серы состоит из двух параллельных линий, каждая мощностью по 50 t/сутки. Кислый газ из блока отпаривания кислой воды подается в сепаратор отпарного газа кислой воды С- 405, где происходит отделение жидкости.

Кислая вода сбрасывается в факельный сепаратор С - 751, а отпарной газ кислой воды в блок извлечения серы в горелку F- 401/451. Уровень в С-405 регулируется поз.LS - 404 и контролируется LIA-403. Кислый газ из регенератора амина подается в сепаратор газообразного амина С-404, где также происходит разделение фаз. Кислый газ направляется также на горелку F-401/451. На линии кислого газа перед F-401/451, имеются предохранительные клапана PSV-404 АВ/ 454 АВ, срабатывающие при Р=3,5 кгс/см² . Топливный газ с давлением 3,5 кгс/см² подается в горелку F-401/451 через сепаратор С-403. Давление топливного газа регулируется поз. PCIA-408.

В камере сгорания F-402/452 и Е - 401/451 происходит термическая стадия реакции, т.е. горение H₂ S:

1200-1300 ^оС

H₂S + 3/2O₂ SO₂ + H₂O + теплота (17)

2H₂S + SO₂ 3S + 2H₂O + теплота (18)

Воздух для горения в F-401/451 нагнетается с воздуходувок К-401АВ/451. Давление воздуха контролируется прибором поз.PIA-406. Так как реакция идет с выделением большого количества тепла, схемой предусмотрено использования котла - утилизатора Е-401/451 для получения пара среднего давления. Питательная вода на Е-401/451 подается из общего коллектора через клапан регулятора LICA-408/458. Е-401 оборудован ППК PSV-405/ 455 АВ, срабатывающими п...