Выбор и расчет основного аппарата для процесса гидроочистки бензиновой фракции в БНПЗ

В настоящее время ряд исследовательских институтов разрабатывает приборы, автоматически контролирующие качество нефтепродуктов в потоке; некоторые из них уже работают на заводских установках, например: приборы для автоматического определения удельного веса, температуры вспышки, цвета, фракционного состава, содержания смол и др.

Подготовка установок к ремонту, пуск и остановка: Продолжительность работы установки от ее пуска до остановки па ремонт называется пробегом установки. В процессе работы установки происходит загрязнение отдельных аппаратов, например, теплообменников, конденсаторов, на которых отлагаются грязь и соли из охлаждающей воды, происходит закоксовывание труб печей. Кроме того, имеет место и износ отдельных аппаратов, трубопроводов и насосов. Все эти обстоятельств препятствуют нормальной работе установок, в связи с чем после определенного срока эксплуатации их останавливают па планово-предупредительный ремонт для очистки аппаратов и устранения всех выявленных дефектов. Остановка на планово-предупредительный ремонт осуществляется в соответствии с заранее разработанным графиком. Во время подготовки к остановке персонал регистрирует все отклонения в работе аппаратов и оборудования, места износа и пр. На основе этого составляется дефектная ведомость ремонта и подготавливаются необходимые материалы.

Увеличение межремонтного пробега установок и сокращение времени их ремонта позволяют увеличить производительность установок. Поэтому на нефтеперерабатывающих заводах проводится целый ряд мероприятий, направленных па увеличение пробега установок.

К этим мероприятиям относятся: очистка теплообменников (по графику), ремонт насосов (наличие дублеров), подача аммиака в верхнюю часть ректификационной колонны для уменьшения коррозии в конденсаторах, очистка труб холодильников и конденсаторов на ходу и пр.

Остановка установки для проведения планово-предупредительного ремонта осуществляется следующим образом: сначала снижают производительность установки, сохраняя при этом температурный режим, затем понижают температуру, гасят форсунки и трубы печи продувают перегретым паром. Печь отключают от других аппаратов, открывают трубы и очищают их от кокса посредством воздушной турбинки с бойками или шарошками. Ректификационную колонну после освобождения от жидкости продувают водяным паром и промывают холодной водой. Так же поступают и с другими аппаратами.

Пуск установки после планово-предупредительного ремонта ч производится в следующей последовательности: опрессовывается аппаратура под давлением, в 1,5 раза превышающем рабочее, затем осуществляется холодная циркуляция, с помощью которой проверяется исправность аппаратуры, трубопроводов и насосов в работе. После ликвидации выявленных дефектов проводится горячая циркуляция, заключающаяся в подогреве циркулирующем нефти. Для удаления воды из системы температура нефти до 105 - 110^оС поднимается очень медленно После удаления воды температуру повышают более интенсивно и переходят на питание установки сырьем и налаживание режима. Пуск и остановка установок осуществляются в соответствии с имеющимися инструкциями, в которых учтены все особенности установки.

Предупреждение и ликвидация аварий: Аварией называют нарушение нормальной работы заводского агрегата, сопровождающееся материальными убытками (остановка установки, выход из строя отдельных аппаратов, выработка брака).

Авария на установках является в основном следствием нарушения технологической и трудовой дисциплины, несоблюдения требований производственной инструкции и технологической карты, выхода из строя аппаратуры и оборудования, а также прекращения подачи сырья, воды, пара, электроэнергии.

При прекращении подачи сырья тушатся форсунки, установка переводится на циркуляцию, и выясняются причины прекращения подачи сырья. При длительном перерыве печь продувается паром в колонну.

При прекращении подачи волы (при наличии конденсаторов смешения) установка должна быть переведена на циркуляцию, поскольку при этом сразу прекращается, конденсация бензиновых паров и возможен их выброс в атмосферу.

Если установка располагает погружными конденсаторами, работа ее может продолжаться еще 10-15 мин. При продолжительном простое установку следует перевести на циркуляцию.

При прекращении подачи пара, если нет возможности подать его из других источников, следует немедленно потушить форсунки и освободить змеевики от нефти. На большинстве установок сырьевые насосы паровые, в связи с чем при прекращении подачи пара прекращается и подача сырья в змеевик печи. Даже при потушенных форсунках нефть_; находящаяся в трубах печи, будет перегреваться от раскаленной кладки и трубы могут закоксоваться и деформироваться. Поэтому, если не удается освободить змеевик за счет использования пара из запасного аварийного паропровода, трубы печи прокачивают центробежным мазутным насосом, работающим от электрического привода.

При прекращении подачи электроэнергии, в случае, когда на установке основные насосы являются паровыми, установка продолжает спою работу, но без контрольно - измерительных приборов. При наличии на установке центробежных насосов, работающих от электромоторов, и отсутствии резервных (паровых) установка переводится на циркуляцию или останавливается. При прогаре труб печи установка должна быть остановлена. На вакуумных установках при прекращении подачи сырья установку также останавливают и освобождают змеевик печи.

Порядок проведения работ по ликвидации аварийного состояния связанного с перебоями в подаче сырья, воды, пара и электроэнергии, подробно изложен в производственных инструкциях с учетом особенностей технологической схемы установки и наличного заводского хозяйства (дублирующие источники энергии и водоснабжения, аварийные емкости и пр.).

Правила техники безопасности и противопожарной профилактики: В целях обеспечения безопасной работы на нефтеперерабатывающих заводах для каждой установки [32] разрабатываются инструкции по технике безопасности и противопожарной профилактике. Все поступающие на завод рабочие допускаются к самостоятельной работе только после получения инструктажа по технике безопасности и изучения, указанных выше инструкций, в которых предусматриваются правила безопасной работы технологических установок.

Правила противопожарной профилактики, являющиеся частным случаем общей инструкции по технике безопасности, предписывают следить за исправностью вентиляции, средств пожаротушения, чистотой сточных канав, своевременной смазкой подшипников, электромоторов, продувкой паром дымовой трубы во избежание накопления в ней сажи и т.д.

Необходимо тщательное наблюдение за загазованностью помещений, насосных, операторных и др. Соблюдение правил противопожарной профилактики является важнейшей обязанностью каждого работника установки по перегонке нефти.

2.2 Особенности переработки сернистых нефтей

Сернистые нефти наряду с сернистыми соединениями содержат большое количество солей, состоящих в основном из хлоридов натрия, кальция и магния, гидролизующихся с образованием соляной кислоты. В процессе первичной переработки нефти гидролиз хлористого магния совершается на 75 - 90%, а хлористого кальция на 8 - 15%. При воздействии сероводорода, содержащегося в нефти, на металле аппаратуры образуется пленка сульфида железа, нерастворимая в воде. В присутствии даже небольшого количества хлористого водорода сульфид железа превращается в растворимое в воде хлорное железо, что значительно увеличивает скорость коррозии.

На заводах, перерабатывающих сернистую нефть, существует две, группы методов защиты от коррозии.

Для зашиты от коррозии, вызываемой хлористоводородной средой, применяется в основном обессоливание и защелачивание нефтей с целью перевода хлоридов кальция и магния и хлорид натрия, а кроме того, подача аммиака в места конденсации волы для нейтрализации соляной кислоты.

Для предотвращения коррозии, вызванной сернистыми соединениями нефти, аппаратуру изготовляют из специальных металлов или сплавов, а также применяют защитные покрытия. В нефтях, поступающих на переработку, содержание хлоридов должно составлять 50 мг/л. Практика работы заводов показывает, что даже при таком содержании солей, особенно в условиях комбинированной коррозии, все же наблюдается разъедание аппаратуры, особенно конденсационной системы. Для предотвращения этого применяется защелачивание нефти каустической содой или смесью ее с кальцинированной содой путем подкачки раствора щелочи в нефть перед ее переработкой. При защелачивании хлориды кальция и магния переводятся в термически устойчивый хлорид натрия по реакции.

MgCl₂ + 2NaOH > Mg(OH)₂ + 2NaCl

CaCl₂ + 2NaOH > Ca(OH)₂ + 2NaCl

Другим методом борьбы с коррозией конденсационной системы является подача в нее аммиака. Аммиак подается в газообразном виде под давлением или в виде 4 - 6%-ного раствора в шлемовые трубы, или на верхние тарелки ректификационной колонны установки атмосферной перегонки нефти. Дозировка подачи аммиака контролируется и регулируется по величине рН воды, поступающей из водоотделителя.

Для предотвращения коррозии, вызванной сернистыми соединениями, применяется аппаратура из специальных легированных сталей, содержащих хром, марганец, никель, титан. Для удешевления стоимости аппаратуры ее изготавливают не целиком из легированных сталей, а из биметалла, т.е. двухслойного металла с толщиной легированного слоя 3 мм. В некоторых случаях применяют футеровку аппаратуры тонколистовой легированной сталью; наряду с применением кислотоупорных металлов используется также защита металлических поверхностей нефтяной аппаратуры неметаллическими покрытиями (цементом, лаками, эмалями и пр.). Цементные покрытия применяют для защиты испари гелей, нижней части ректификационных колонн, барометрических конденсаторов, буферных емкостей и др. Применение лаков ограничено режимом процесса: так, например, бакелитовым лаком покрывают аппараты, работающие при 100 - 120°С, винипластом и перхлорвинилом - до 60°С.

Глава 3. Подготовка бензиновых фракций к процессу гидроочистки

3.1 Получение бензиновых фракций из нефтяного сырья различными способами: атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонкой

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти [34].

В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания. Это разделение проводят на установках первичной перегонки нефти с применением процессов нагрева, дистилляции и ректификации, конденсации и охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков - под вакуумом. Атмосферные и вакуумные трубчатые установки (AT и ВТ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ).

Атмосферные трубчатые установки (AT) подразделяют в зависимости от технологической схемы на следующие группы:

1) установки с однократным испарением нефти;

2) установки с двукратным испарением нефти;

3) установки с предварительным испарением в эвапораторе легких фракций и последующей ректификацией.

Третья группа установок является практически вариантом второй, поскольку в обоих случаях нефть подвергается двукратному испарению.

Вакуумные трубчатые установки (ВТ) подразделяют на две группы:

1) установки с однократным испарением мазута;

2) установки с двукратным, испарением мазута (двухступенчатые).

Вследствие большого разнообразия перерабатываемых нефтей и широкого ассортимента получаемых продуктов и их качества применять одну типовую схему не всегда целесообразно. Широко распространены установки с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной атмосферной колонной, работоспособные при значительном изменении содержания в нефтях бензиновых фракций и растворенных газов.

Диапазон мощностей заводских установок AT и АВТ широк - от 0,6 до 8 млн. т перерабатываемой нефти в год. Преимущества установок большой единичной мощности известны: при переходе к укрупненной установке взамен двух или нескольких установок меньшей пропускной способности эксплуатационные расходы и первоначальные затраты на 1 т перерабатываемой нефти уменьшаются, а производительность труда увеличивается. Накоплен опыт по увеличению мощности многих действующих установок AT и АВТ за счет их реконструкции, в результате чего значительно улучшены их технико-экономические показатели. Так, при увеличении пропускной способности установки АТ-6 на 33 % (масс.) путем ее реконструкции производительность труда повышается в 1,3 раза, а удельные капитальные вложения и эксплуатационные расходы снижаются соответственно на 25 и 6,5 %.

Комбинирование АВТ или AT с другими технологическими установками также улучшает технико-экономические показатели и снижает себестоимость нефтепродуктов [35]. Уменьшение удельных капитальных затрат и эксплуатационных расходов достигается, в частности, сокращением площади застройки и протяженности трубопроводов, числа промежуточных резервуаров и энергетических затрат, а также снижением общих затрат на приобретение и ремонт оборудования. Примером может служить отечественная комбинированная установка ЛК - 6у (см. гл. XIV), состоящая из следующих пяти секций: электрообессоливание нефти и ее атмосферная перегонка (двухступенчатая AT); каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой сырья (бензиновой фракции); гидроочистка керосиновой и дизельной фракций; газофракционирование.

Процесс первичной переработки нефти наиболее часто комбинируют с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ - вторичная перегонка, АВТ - вторичная перегонка. Для удаления легких компонентов из дистиллятов при прохождении ими отпарных колонн используется открытый перегретый водяной пар. На некоторых установках с этой целью применяют кипятильники, обогреваемые более нагретым нефтепродуктом, чем отводимый из отпарной колонны дистиллят.

Расход водяного пара составляет: в атмосферную колонну 1,5-2,0% (масс.) на нефть, в вакуумную колонну 1,0-1,5% (масс.) на мазут, в отпарную колонну 2,0-2,5% (масс.) на дистиллят.

В ректификационных секциях установок AT и АВТ [36] широко применяют промежуточное циркуляционное орошение, которое располагают наверху секции (непосредственно под тарелкой вывода бокового дистиллята). Отводят циркулирующую флегму двумя тарелками ниже (не более). В вакуумных колоннах верхнее орошение обычно циркулирующее, и для уменьшения потерь нефтепродукта через верх колонны для него необходимы 3-4 тарелки.

Для создания вакуума применяют барометрический конденсатор и двух- или трехступенчатые эжекторы (двухступенчатые используют при глубине вакуума 6,7 кПа, трехступенчатые - в пределах 6,7-13,3 кПа). Между ступенями монтируют конденсаторы для конденсации рабочего пара предыдущей ступени, а также для охлаждения отсасываемых газов. В последние годы широкое использование вместо барометрического конденсатора нашли поверхностные конденсаторы. Применение их не только способствует созданию более высокого вакуума в колонне, но и избавляет завод от огромных количеств загрязненных сточных вод, особенно при переработке сернистых и высокосернистых нефтей.

В качестве холодильников и конденсаторов-холодильников широко применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО). Использование АВО приводит к уменьшению расхода воды, первоначальных затрат на сооружение объектов водоснабжения, канализации, очистных сооружений и снижению эксплуатационных расходов.

Многие атмосферные колонны на современных AT и АВТ оснащены клапанными и S-образными тарелками; вакуумные - клапанными, решетчатыми, ситчатыми. Ниже в таблице 3 указаны число и тип тарелок на установках:

Число и тип тарелок на современных АВТ

Таблица 3.

Колонна	Число тарелок	Тип тарелок
Установка АВТ
Атмосферная предварительного	28	Клапанные (верх-двух-поточные, низ - четырёхпоточные)
Атмосферная основная	49	Клапанные
Вакуумная	18	Верх - клапанные, S - образные, низ - решетчатые, струйные
Отпарная	4	Клапанные
Установка АТ - 6
Атмосферная предварительного испарения Верх Низ	22 5	S - образные решетчатые (или S - образные)
Атмосферная основная Верх Низ	38 5	S - образные То же
Вторичной перегонки	60	Решетчатые

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации [37]. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества («на потоке»), определяющие: содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру выкипания 90 % (масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов качества включаются в схемы автоматического регулирования [38]. Например, подача водяного пара в низ отпарной колонны автоматически корректируется по температуре вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора температуры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы.

На атмосферных нефтеперегонных установках нефть или смесь нефтей обычно разделяется на четыре дистиллятные фракции и остаток - мазут [39-41]. Побочным продуктом является смесь углеводородных газов, часто содержащая сероводород, который образуется из нестойких соединений серы при нагреве нефти.

Установка, схема которой представлена на рис. 10, -двухколонная (по числу основных колонн: первая-простая, вторая-сложная, без учета внешних отпарных колонн) с двукратным испарением сырья. До поступления в первую ректификационную колонну, называемую также испарительной колонной, нефть нагревается только в теплообменниках, проходя в них одним, двумя или несколькими параллельными потоками. Верхним продуктом первой колонны являются легкая бензиновая фракция и небольшое количество газа. Остальные дистилляты, выводимые с установки, а также мазут получаются во второй колонне. Обе колонны обслуживаются общей трубчатой печью. Часть нижнего продукта испарительной колонны циркулирует между печью и первой колонной, этим достигается снабжение ее отгонной секции дополнительным количеством тепла. Ниже описана технологическая схема двухступенчатой установки атмосферной перегонки.

Обессоленная нефть, нагнетаемая насосом 8, проходит двумя параллельными потоками группу теплообменников 10,11,23,26,29 и нагретая до температуры 200-220°С поступает в среднюю часть колонны 2. Ректификационная колонна 2 работает при избыточном давлении, достигающем на некоторых установках 0,45 МПа.

Пары легкого бензина (конец кипения этой фракции в одних случаях равен 85°С, а в других - 140 или 160°С) по выходе из колонны 2 конденсируются в аппарате воздушного охлаждения 3. Далее конденсат и сопутствующие газы, охлажденные в водяном холодильнике 4, разделяются в газосепараторе 5. Отсюда легкий бензин насосом 7 направляется в секцию (блок) стабилизации и вторичной перегонки. Часть легкого бензина возвращается как орошение в колонну 2.

Из колонны 2 снизу частично отбензиненная нефть забирается насосом 1 и подается в змеевик трубчатой печи 6. Нагретая в змеевиках печи нефть поступает в парожидком состоянии в основную ректификационную колонну 14. Часть же нефти после печи возвращается как рециркулят, или «горячая струя», на одну из нижних тарелок колонны 2.

Верхним продуктом колонны 14 является бензиновая фракция, более тяжелая по сравнению с отводимой с верха испарительной колонны 2. По выходе из колонны 14 пары бензина, а также сопровождающие их водяные пары конденсируются в аппарате воздушного охлаждения 15. Охлажденная в водяном холодильнике 16 смесь разделяется в газосепараторе 17 на газ, водный и бензиновый конденсаты. Жидкая бензиновая фракция из газосепаратора 17 (или дополнительного водоотделителя, не показанного на схеме) забирается насосом 22 и подается в секцию вторичной перегонки. Часть бензина этим же насосом возвращается в колонну 14, на ее верхнюю тарелку, как орошение.

Фракции 140-240 и 240-350°С (или 140-220 и 220-350°С) выводятся из отпарных колонн 18 и 19, прокачиваются с помощью насосов 20 и 21 и охлаждаются в последовательно соединенных аппаратах.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 10. Технологическая схема установки атмосферной перегонки нефти: 1,7 - 9, 12, 13, 20 - 22 - насосы; 2, 14 - ректификационные колонны; 3, 15, 24, 27, 30 - аппараты воздушного охлаждения; 4, 16, 25, 28, 31 - холодильники; 10, 11, 23, 26, 29 - теплообменники; 5, 17 - газосепараторы - водоотделители; 6 - трубчатая печь; 18, 19 - отпарные колонны. керосиновая фракция - в теплообменнике 23, аппарате воздушного охлаждения 24 и водяном кожухотрубном холодильнике 25; вторая - фракция дизельного топлива - в теплообменнике 26, холодильнике 27 и водяном холодильнике 28.

Под нижние тарелки отпарных колонн вводится перегретый водяной пар.

Тяжелый неиспаренный остаток нефти в смеси с жидкостью, стекающей с последней тарелки концентрационной секции колонны 14, проходя нижние шесть тарелок в колонне, продувается перегретым водяным паром. Мазут, освобожденный в значительной мере от низкокипящих фракций, с низа колонны 14 направляется насосом 13 через теплообменник 29 и холодильники 30 и 31 в резервуар. В колонне 14 имеются два циркуляционных орошения, тепло которых отдается нефти в теплообменниках 10 и 11.

Последовательность прохождения. нефтью теплообменников может быть и иной, чем показано на схеме.

Температура и давление в основных аппаратах установки AT даны в таблице 4

Температура и давление в основных аппаратах АТ

Таблица 4

Температура, °С подогрева нефти в теплообменниках подогрева отбензиненной нефти в змеевиках трубчатой печи паров, уходящих из отбензинивающей колонны внизу отбензинивающей колонны паров, уходящих из основной колонны внизу основной колонны Давление, МПа в отбензинивающей колонне в основной колонне	200-230 330-360 120-140 240-260 120-130 340-355 0,4-0,5 0,15-0,2.

Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефти, от требуемого ассортимента их, а также от четкости фракционирования.

Ниже в таблице 5 дан материальный баланс установки AT при переработке местной ферганской нефти.

Таблица 5

	Образец 1 и 2
Взято, % (масс.) Нестабильная нефть Вода эмульсионная	100,0 0,1	100,0 0,1
Итого	100,1	100,1
Получено, % (масс.) Углеводородный газ Бензиновая фракция (н.к. - 140оС) Керосиновая фракция (140-240оС) Дизельная фракция (240-350оС) Мазут (>350оС) Потери	1,0 12,2 16,3 17,0 52,7 0,9	1,1 18,5 17,9 20,3 41,4 0,9
Итого	100,1	100,1

Обычно на верх атмосферной колонны в качестве острого орошения подается верхний дистиллят, а в различные точки по высоте колонны - несколько промежуточных циркуляционных орошений (рис.11). Промежуточное орошение чаще всего отводят с одной из тарелок, расположенных непосредственно ниже точки вывода бокового дистиллята (погона), в выносную отпарную колонну.



Рис.11. Варианты подачи орошения в сложную ректификационную колонну: 1 - ректификационная колонна; 2,8,10,13,14 - насосы; 3 - теплообменники; 4,6 - водяные холодильники; 5 - воздушный конденсатор - холодилник; 7 - приемник орошения и водоотделители; 9,11,12 - отпарные выносные колоны (стриппинги).

Другой вариант: в качестве промежуточного орошения используют сам боковой погон, который после охлаждения возвращают в колонну выше или ниже точки ввода в нее паров из отпарной выносной колонны.

Использование для теплообмена только острого орошения неэкономично, так как верхний продукт имеет сравнительно умеренную температуру [42]. Применяя промежуточное циркуляционное орошение, рационально используют избыточное тепло колонны для подогрева нефти, при этом выравниваются нагрузки по высоте колонны, и это обеспечивает оптимальные условия ее работы. Выбирая схему орошения для работы колонны, следует учитывать степень регенерации тепла, влияние промежуточного орошения на четкость ректификации и размеры аппарата.

Анализ работы атмосферных колонн показал, что оптимальной будет схема, при которой острым (верхним) орошением колонны снимается около 40 % тепла и двумя промежуточными - около 30 % каждым. Режим работы колонн установки АТ-6 (числитель - верх, знаменатель - низ) и их характеристики приведены в таблице 6.

Режим работы колонн

Таблица 6

Колонна	Температура, С	Давление, МПа	Диаметр, м	Высота, м	Число тарелок
Предварительная (испарительная)	120/240	0,56/0,58	3,8	30,2	22
Основная	140/320	0,15/-	7,0	45,9	38

Установка предназначена для получения из нефти дистиллятов бензина, керосина, дизельного топлива, трех масляных фракций разной вязкости и гудрона [43]. Кроме этих продуктов на установке получаются сухой и жирный газы, сжиженный газ (рефлюкс), легкий вакуумный газойль. На перегонку обычно поступают нефти или смеси нефтей с содержанием светлых дистиллятов (выкипающих до 350°С) от 42 до 50% (масс.).

Современные установки большой мощности состоят из следующих блоков:

- предварительного нагрева нефти в теплообменниках;

- электрообессоливания и обезвоживания нефти (блок ЭЛОУ);

- последующего нагрева в теплообменниках;

- отбензинивания нефти (колонна повышенного давления с нагревательной печью);

- атмосферной колонны (с нагревательной печью и отпарными колоннами);

- фракционирования мазута под вакуумом (с нагревательной печью, отпарными колоннами и системой создания вакуума);

- стабилизации и вторичной перегонки бензина на узкие фракции.

Исходная нефть насосом 1 несколькими параллельными потоками (на схеме показаны четыре потока) проходит через группу теплообменников 7, 8, 9, 10, 11, 12 и. 13, где она нагревается до температуры 100-130°С. Использование такой системы нагрева нефти позволяет создать более эффективный теплообмен. После теплообменников для усреднения температуры потоки нефти смешиваются в общем коллекторе (на схеме не показан). Далее нефть снова четырьмя параллельными потоками направляется в две ступени электродегидраторов 14 (блок ЭЛОУ). По выходе из блока ЭЛОУ нефть нагревается вначале в параллельно включенных теплообменниках 15 и 16, а затем в теплообменнике 18.

Нагретая до 200-250°С нефть [44-47] поступает в отбензинивающую колонну 19 по двум тангенциальным вводам. Из этой колонны сверху уходят газы, пары воды и легкой бензиновой фракции (с концом кипения 120-160°С). Для конденсации паров и охлаждения смеси служат аппарат воздушного охлаждения 20 и расположенный за ним водяной холодильник 21. В сепараторе 22 от сконденсированной легкой бензиновой фракции отделяются газ и вода. Газ, пройдя клапан, регулирующий давление в системе колонна 19 - сепаратор 22, направляется в секцию очистки от сероводорода, а вода с низа сепаратора 22, который снабжен регулятором межфазового уровня (вода-бензин), поступает в систему очистки сточных вод.

Циркулирующая часть бензина (орошение) возвращается в колонну с помощью насоса 25, а балансовое его количество отводится из этого блока и передается в блок стабилизации бензина, в колонну-стабилизатор 59. Для поддержания температуры низа колонны 19 частично отбензиненная нефть забирается насосом 24, проходит змеевики печи 23 и, нагретая до 350-370°С, возвращается в нижнюю часть колонны. Балансовое количество отбензиненной нефти с помощью насоса 26 проходит через змеевики печи 27 и с температурой 370-380°С подается по двум тангенциальным вводам в атмосферную колонну 30.

Из колонны 30 сверху отводятся пары тяжелого бензина и воды, а также газы разложения, образовавшиеся при нагреве нефти в печи 27; они проходят аппарат воздушного охлаждения 31 и водяной холодильник 32. Полученная газожидкостная смесь газ- бензин-вода разделяется в сепараторе 33, с верха которого уходит газ (в топливную систему), а с низа - водяной конденсат (отводится, дренируется, в систему очистки воды). Конденсат тяжелой бензиновой фракции отводится насосом 44 и вместе с фракцией легкого бензина передается на стабилизацию. В качестве орошения атмосферной колонны 30 используется верхнее циркуляционное орошение. Циркулирующая жидкость (флегма) с третьей тарелки (сверху) колонны 30 поступает через аппарат воздушного охлаждения 34 и водяной холодильник 37 на прием насоса 43 и этим насосом закачивается на верхнюю тарелку колонны.

Керосиновая фракция выводится с низа отпарной колонны 35 насосом 42 через теплообменник 7 и аппарат воздушного охлаждения 6 отводится с установки.

Фракция дизельного топлива выводится из отпарной колонны 36 насосом 41. Тепло дизельного топлива используется в теплообменнике-подогревателе 78 колонны 68, затем - в теплообменнике 9. После охлаждения в аппарате воздушного охлаждения 4 фракция дизельного топлива отводится с установки. Для увеличения отбора дизельного топлива в низ колонны 30 подается перегретый (400°С) водяной пар. Пар подается и в отпарные колонны 35 и 36 для удаления легких фракций.

Атмосферная колонна 30 имеет еще два циркуляционных орошения. Среднее циркуляционное орошение - флегма забирается с ректификационной отборной тарелки насосом 38, прокачивается через теплообменник 10, аппарат воздушного охлаждения 28 и возвращается в колонну 30 на три тарелки выше отборной. Нижнее циркуляционное орошение - флегма забирается с отборной тарелки насосом 39, прокачивается через теплообменник 15, аппарат воздушного охлаждения 29 и возвращается в колонну на третью расположенную выше тарелку.

С низа атмосферной колонны 30 насосом 40 откачивается мазут, который нагревается в змеевике вакуум-печи 56 и по двум тангенциальным вводам подается в вакуумную колонну 48. В сечении питания этой колонны над вводом сырья установлены отбойные тарелки для предотвращения «заноса» капель жидкого остатка. Для орошения верха колонны 48 используется верхнее циркуляционное орошение: первая масляная фракция с третьей верх. ней тарелки вакуумной колонны забирается насосом 51, прокачивается через теплообменник 12, аппарат воздушного охлаждения 47 и после него циркулирующая часть возвращается на верхнюю тарелку колонны 48. Балансовое количество первой масляной фракции отводится с установки.

Неконденсирующиеся вверху вакуумной колонны компоненты, представляющие смесь легких фракций, газов разложения, паров воды и воздуха (засасываемый через неплотности), выводятся из колонны 48 и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения 46 (его может и не быть), затем в водяной холодильник поверхностного типа 45, после которого газожидкостная смесь поступает в систему создания вакуума (рис.12.).

Вторая масляная фракция выводится с низа отпарной колонны 49 насосом 54 и после теплообменника 11, аппарата воздушного охлаждения 3 откачивается с установки. Третья масляная фракция отводится с низа отпарной колонны 50 и направляется насосом 52 через теплообменник 13 и аппарат воздушного охлаждения 2 в резервуар.

Нижнее циркуляционное орошение вакуумной колонны 48 осуществляется с помощью насоса 55, которым флегма возвращается через теплообменники 16 и аппарат воздушного охлаждения 17 в колонну. Для увеличения отбора третьей масляной фракции в низ колонны 48 подают водяной пар. Гудрон с низа колонны 48 забирают насосом 53 и откачивают с установки через теплообменники 18 и 8 и аппарат воздушного охлаждения 5.

Нестабильные бензины из сепараторов 22 и 33 насосами 25 и 44 двумя параллельными потоками вначале проходят теплообменники 60 и 61, затем поступают в колонну 59. Питание колонны двумя потоками бензинов (легкого и тяжелого) в различные секции позволяет уменьшить расход энергии на стабилизацию бензина. В колонне 59 из бензиновой фракции удаляются растворенные газы, которые выводятся сверху и направляются в аппарат воздушного охлаждения 58, затем в водяной холодильник 57 и сепаратор 72. В сепараторе 72 жирный газ отделяется от сконденсированных легких углеводородов, сжиженного газа (рефлюкса). Циркулирующая часть сжиженного газа нагнетается насосом 73 на верх колонны 59 в качестве орошения, а балансовое количество отводится на установку газофракционирования, куда также направляют и жирный газ. Подвод тепла в низ стабилизационной колонны 59 осуществляется циркуляцией стабильного бензина с помощью насоса 74 через змеевик печи 75.

Стабильный бензин отбирается с низа колонны 59 и передается в блок вторичного фракционирования в колонны 62 и 68. С верха колонны 62 отводится фракция н.к. -85°С, которая направляется в колонну 68 в качестве парового питания. Циркулирующая часть фракции н. к. -85°С поступает в аппарат воздушного охлаждения 65, далее в холодильник 66, сборник 67 и насосом 77 подается на орошение колонны 62. С низа колонны 62 фракция 85-120°С (или 85-180°С) отводится с установки через теплообменник 61 и аппарат воздушного охлаждения 63. С верха колонны 68 отводится фракция н. к. -62°С, которая поступает в аппарат воздушного охлаждения 69, водяной холодильник 70, сборник 71, откуда циркулирующая часть подается на орошение колонны 68, а балансовое количество отводится с установки. Тепло в низ колонны 68 подводится от теплообменника 78 за счет тепла дизельного топлива. Выводимая с низа колонны 68 фракция 62-85°С насосом 79 отводится с установки через теплообменник 60 и аппарат воздушного охлаждения 64.

Давление и температура в основных колоннах (таблица 7):

Таблица 7

Номер колонны	Давление вверху колонны (избыточное), МПа	Температура, С
		Верха	Низа	Ввода сырья
19 30 35 36 48 49 50	0,4-0,6 0,07-0,10 0,07-0,10 0,07-0,10 7,85-8,85 кПа 7,85-8,85 кПа 7,85-8,85 кПа	150-170 170-190 - - 180-200 - -	240-250 330-350 200-250 280-300 350-360 260-270 330-350	180-250 350-370 - - 380-400 - -

Система создания вакуума. Вакуум в вакуумной колонне 48 создается с помощью системы паровых эжекторов (рис.13). По выходе из водяного конденсатора-холодильника 45 газожидкостная смесь поступает в вакуумный сепаратор 1, откуда жидкость (смесь углеводородов и воды) стекает по вертикальной трубе (длиной более 10 м) в отстойник 2. Газы и воздух отсасываются из сепаратора 1 тремя последовательно соединенными эжекторами 3. Пары и газы после каждого эжектора поступают в конденсатор 4 (поверхностного типа) водяного пара. Образующийся конденсат стекает в отстойник 2. После третьего эжектора и последнего конденсатора газ отводится из системы и направляется к форсункам трубчатых печей, где используется как топливо.

В отстойнике 2 легкий газойль отделяется от воды и далее насосом 5 откачивается с установки. Водяной конденсат чаще всего используется для промывки нефти в блоке ЭЛОУ.

Рис. 12. Система создания вакуума:

1 - вакуумный сепаратор; 2 - отстойник; 3 - эжекторы; 4 - конденсатор;

5 - насос.

Глава 4. Гидрогенизационные процессы

4.1 Гидроочистка и гидрообессеривание

Основной целью процесса гидроочистки и гидрообессеривания топливных дистиллятов является улучшение качества последних за счет удаления таких нежелательных компонентов, как сера, азот, кислород, металлорганические соединения и смолистые вещества, непредельные соединения.

Гидроочистку и гидрообессеривание бензиновых фракций проводят с целью подготовки сырья для установки каталитического риформипга. Такая предварительная обработка способствует улучшению некоторых важных показателей процесса риформинга, а именно; глубины ароматизации сырья, октанового числа получаемого бензина, а также увеличению срока службы катализатора [49,50].

Подвергаемые гидроочистке бензиновые фракции имеют различные температурные пределы выкипания в зависимости от дальнейшей их переработки: из фракций 85-180 и 105-180°С - обычно путем платформинга получают высококачественные бензины, а из фракций 60-85, 85-105, 105-140 и 130-165^оС - концентраты соответственно бензола, толуола и ксилолов. Основным продуктом, получаемым при гидроочистке бензиновых фракций, является стабильный гидрогенизат, выход которого составляет 90-99% (масс.), содержание в гидрогенизате серы не превышает 0,002% (масс.).

Гидроочистке нередко подвергают дистилляты вторичного происхождения (газойли коксования, каталитического крекинга, висбрекипга и т.п.) как таковые или чаще в смеси с соответствующими прямогонными дистиллятами.

Процесс гидроочистки осуществляют на алюмо-кобальтмолибденовом (Аl-Со-Мо) или на алюмоникельмолибденовом (AI-Ni-Mo) катализаторе при условиях, приведенных в таблице 8.

Условлия процесса гидроочистки на Аl-Со-Мо и AI-Ni-Mo катализаторах

Таблица 8

Показатели	Бензиновые фракции
Катализатор	AI - Со - Mo AI - Ni - Mo
Температура, °С	380 - 420
Давление, МПа	2,5 - 5,0
Объемная скорость подачи сырья, ч-	1 - 5
Кратность циркуляции водородсодержащего газа, м3/м3 сырья	100 - 600

Используемый водородсодержащий газ, как правило, получают с установки каталитического риформинга; содержание в нем водорода колеблется от 60 до 95% (об.).

Технологические схемы промышленных установок гидроочистки имеют много общего и различаются по мощности, размерам и технологическому оформлению секций сепарации и стабилизации. В составе промышленных комбинированных установок, например, на комбинированной установке ЛК-6у [51] имеются секции для гидрообессеривания дистиллятов дизельных и реактивных топлив.

Установка гидроочистки. Установка, предназначенная для гидроочистки дистиллята дизельного топлива, технологическая схема которой приведена на рис.13., включает реакторный блок, состоящий из печи и одного реактора, системы стабилизации гидроочищенного продукта, удаления сероводорода из циркуляционного газа, а также промывки от сероводорода дистиллята. Процесс проводится в стационарном слое алюмокобальтмолибденового катализатора.

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

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

Нестабильный гидрогенизат отделяется от циркуляционного газа в сепараторе высокого давления 9. Из сепаратора гидрогенизат выводится снизу, проходит теплообменник 10, где нагревается примерно до 240°С, а затем - теплообменник 5 и поступает в стабилизационную колонну 11.

На некоторых установках проводится высокотемпературная сепарация газопродуктовой смеси. В этом случае смесь разделяется при температуре 210-230°С в горячем сепараторе высокого давления; уходящая из сепаратора жидкость поступает в стабилизационную колонну, а газы и пары - в аппарат воздушного охлаждения. Образовавшийся конденсат отделяется от газов в холодном сепараторе и направляется также в стабилизационную колонну.

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

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



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 13. Технологическая схема установки гидроочистки. 1, 15, 19, 21-насосы; 2-трубачатая печь; 3-реактор; 4-6, 10-теплообменники; 7, 12, 14-аппараты воздушного охлаждение; 8-водяной холодильник; 9, 13, 17, 20-сепараторы; 11-стабилизационная колонки; 16-центрабежный компрессор; 18, 22-абсорберы

Гидроочищенный продукт, уходящий с низа колонны 11, охлаждается последовательно в теплообменнике 10, аппарате воздушного охлаждения 14 и с температурой 50^оС выводится с установки.

На установке имеется система для регенерации катализатора (выжиг кокса) газовоздушной смесью при давлении 2-4 МПа и температуре 400-550°С. После регенерации катализатор прокаливается при 550°С и 2 МПа газовоздушной смесью, а затем система продувается инертным газом.

4.2 Гидроочистка. Производства водорода

В сырой нефти можно найти примеси самых разных видов. Во время перемещения нефтяных фракций по установкам нефтеперерабатывающего завода эти примеси могут оказывать вредное влияние на оборудование, катализаторы и качество конечных продуктов. Кроме того, содержание многих примесей и нефтепродуктах официально или неофициально ограничивается.

Гидроочистка выполняется важную, удаляя многие примеси из различных нефтепродуктов. Жизненно важным компонентом для процесса гидроочистки является водород.

Гидроочистка. Нефтяные фракции, содержащие углеводороды С6 и более тяжелые, содержат и органические соединения серы. Атомы серы могут быть присоединены к атомам углерода в разных положениях молекул и, таким образом, с химической точки зрения, сера входит в состав фракции. Гидроочистка позволяет оторвать атомы серы от молекул углеводородов.

В настоящее время гидроочистке подвергают светлые дистилляты прямой перегонки, выкипающие при температурах ниже 350оС [52-55], в том числе и дистилляты, направляемые на платформинг, аналогичные дистиллятами из сырья вторичного происхождения (газойли каталитического крекинга и коксования), тяжелые газойли, поступающие на каталитический крекинг, а также другие продукты.

Поток нефтепродукта смешивают с током водорода и нагревают до 260 - 425оС (500 - 800оF). Затем смесь нефтепродукта и водорода направляют в реактор, заполненный катализатором в форме таблеток (рис.14)

Рис.14. Установка гидроочистки.

Для гидроочистки нефтяных продуктов от сернистых соединений обычно применяют кобальтмолибденовый или никельмолибденовый катализатор на носителе - оксиде алюминия. В присутствии катализатора происходит несколько химических реакций:

1. Водород соединяется с серой с образованием сероводорода (Н2S).

2. Некоторые соединения азота превращаются в аммиак.

3. Любые металлы, содержащиеся в нефти, осаждаются на катализаторе.

4. Некоторые олефины и ароматические углеводороды насыщаются водородом; кроме того, в некоторой степени идет гидрокрекинг нафтенов и образуется некоторое количество метана, этана, пропана и бутанов.

Поток, выходящий из реактора, направляют в испаритель, где газообразные углеводороды, а также H2S и малое количества аммиака сразу поднимаются вверх. Чтобы полностью отделить все эти легкие продукты, на выходе из реактора устанавливают небольшую ректификационную колонну.

Значение процесса гидроочистки постоянно возрастает вследствие двух основных причин:

1. Удаление серы и металлов из фракций, направляемых на дальнейшую переработку, является важной защитой для катализаторов процессов риформинга, крекинга и гидрокрекинга.

2. Согласно законам о чистом воздухе, допустимое содержание серы в нефтепродуктах постоянно снижается, что требует обессеривания дистиллятов и реактивных топлив.

Гидроочистка пиролизного бензина. При производстве этилена из нафты или газойля получается также пиролизный бензин. Этот продукт содержит большие количества диенов - это ненасыщенные углеводороды, в молекулах которых по две пары атомов углерода связаны двойными связями. Пиролизный бензин только в малых дозах пригоден для приготовления автомобильного бензина. Он плохо пахнет, своеобразно окрашен и образует смолы в карбюраторе.

При гидроочистке двойные связи насыщаются и большинство нежелательных свойств теряется. Правда, в результате насыщения ароматических циклов может слегка понизиться октановое число.

Получение водорода. Так как на современном нефтеперерабатывающем заводе имеется большое число установок гидрокрекинга и гидроочистки, то важное значение приобретает обеспечение их водородом.

Источником водорода на нефтеперерабатывающем заводе обычно является установка каталитического риформинга. Легкокипящая фракция, поступающая с этой установки, характеризуется высоким соотношением водород/метан; обычно ее подвергают деэтанизации и депропанизации, чтобы повысить, концентрацию водорода.

Иногда водорода с установки риформинга оказывается недостаточно, чтобы удовлетворить все потребности нефтеперерабатывающего завода, например, если работает установка гидрокрекинга. Тогда водород получают на установке конверсии метана с водяным паром, которая показана на рисунке 15.

При поиске возможностей синтеза водорода в качестве потенциального сырья рассматривались различные соединения с высоким содержанием водорода, чтобы получалось как можно меньше энергии было потрачено впустую. Два соединения, которые в конце концов выбрали, кажутся достаточно очевидными - это метан (СН4) и вода (Н2О).

Задача процесса конверсии метана с водяным паром состоит в том, чтобы извлечь из этих соединений как можно больше водорода, затратив при этом как можно меньше энергии (топлива) [56,57]. Этот процесс осуществляется и четыре стадии с помощью некоторых полезных катализаторов.

Рис. 15. Конверсия метана с водяным паром

1. Конверсия. Метан и водяной пар (Н₂О) смешивают и пропускают над катализатором при 800^оС (1500^оF), в результате чего образуется монооксид углерода и водород.

СН₄ + Н₂О > СО + 3Н₂

2. Дополнительная конверсия. Не удовлетворившись водородом, который уже образовался, установка выжимает все, что можно, и из монооксида углерода. К смеси прибавляют дополнительное количество водяного пара и пропускают над другим катализатором при 340^оС (650^оF); в результате образуется диоксид углерода и водород.

СО + Н₂О > СО + Н₂

3. Разделение газов. Чтобы получить поток с высоким содержанием водорода, его отделяют от диоксида углерода с помощью процесса экстракции диэтаноламином (ДЭА).

4. Метанирование. Поскольку присутствие даже небольших количеств оксидов углерода в потоке водорода может оказаться вредным для некоторых областей его использования, на следующей стадии процесса эти примеси прекращаются в метан. Процесс идет на катализаторе при 420оС (800°F).

СО + 3Н2 > СН4 + Н2О

СО2 + 4 Н2 > СН4 + 2Н2О

В некоторых случаях в распоряжении переработчиков не оказывается метана, не содержащего серы (природного газа). В этом случае вместо метана можно использовать более тяжелые углеводороды, например, пропан или нафту. Такой процесс требует другого оборудования и других катализаторов. Кроме того, он менее энергетически эффективен, но все же работает.

Глава 5. Расчет процесса гидроочистки бензиновых фракций

5.1 Расчет размеров реактора

Принимаю стандартную цилиндрическую форму реактора и соотношение высоты к диаметру равным 2:1, т.е.

H = 2*D;

VP = р*D²*H = р*D²*2*D = 2*р*D³;

D = [VK/(2*р)]^1/3;

VK = VГС/……;

VГС = G/p;

где D - диаметр реактора гидроочистки, м;

Н - высота реактора гидроочистки, м;

Vp - объем реактора гидроочистки, м³;

VK - объем катализатора в реакторе гидроочистки, м³;

G - количество сырья, подаваемого в реактор гидроочистки, кг/ч;

VГС - объем газосырьевой смеси, подаваемого в реактор гидроочистки, м³/ч;

р - плотность сырья, кг / м ;

VГС = 196078/850 = 230 м³/ч;

VK = 230/4 = 51,4 м³

D = [51,4/(2*р)]^1/3 = 1,8 м;

Н = 2*1,8 = 3,6;

Vp = 2* р *1,8³ = 41,65 м³.

Принимаю стандартный диаметр аппарата:

ДСТ = 2,0 м.

Высота слоя катализатора

HKAT = VK/FУT;

где FУT - уточненная площадь поперечного сечения аппарата, м²;

FУT = (р *Д²СT)/4; (2.40)

FУT = 3,14*2^2/4 = 3,14 м²;

u = (4*9776,98)/(3,14*2,0*3600) = 0,24

u = 0,24 м/с;

Динамическая вязкость определяется по формуле Фроста:

м = TСР*(6,6-2,23*lgMCР)*10^-8; (2.47)

где МCР - средняя молекулярная масса смеси, кг/кмоль;

МСР = 44,92 кг / кмоль;

м = (368,3 + 273)*(6,6 - 2,23*lg44,92)*10^-8 = 1,87*10^-5;

м = 1,86*10^-5 Па*с;

Средний диаметр частиц катализатора

d = 4*10^-3.

Плотность реакционной смеси



Таким образом, потеря напора в слое катализатора не превышает предельно допустимых значении 0,2 - 0,3 МПа.

Регенерация катализатора

В ходе эксплуатации активность катализатора гидроочистки снижается

Gг.p. = 2,98 /(ХO2- 0,005);

где ХO2 - массовая доля кислорода в исходном газе регенерации; 0,005 - то же в газе после регенерации.

Искомые значения Gг.p.. и ХO2 находят из теплового баланса регенерации. Если пренебречь потерями тепла в окружающую среду, тепловой баланс регенерации 1 кг отложений запишется в следующем виде:

Gг.p. *t0*c + qP = (Gг.p. + Gотл)*t*c;

где t0, t - температуры газа на входе и выходе из реактора, °С;

с - средняя теплоемкость газа регенерации, кДж / (кг*К), (можно принять равной теплоемкости азота 1,025 кДж / (кг*К));

Gг.p., (Gг.p. + Gотл) - массы газа на входе и выходе из реактора, кг (поскольку тепловой баланс составляется на 1 кг отложений, то Gотл = 1 кг);

qP - тепловой баланс реакции сгорания, кДж / кг. В уравнении теплового баланса величиной Go™ можно пренебречь, так как эта величина обычно на два порядка меньше Gr.p.

Тогда можно записать

t = t0 + qP/(Gг.p. *c);

Величину qР находят по формуле Менделеева:

qP = 4,19*[81*С + 246*Н + 26* (S - О)];

qP = 4,19*[81*81 + 246* 9 +26*10] = 37857 кДж / кг

Принимают максимально допустимую температуру на выходе из реактора t = 570 ⁰С, на входе в реактор t = 450 ⁰С (по практическим данным при меньших температурах резко снижается скорость горения и увеличивается продолжительность регенерации). При этом

Gг.p. = qP/[(t-to)*c];

G г.p. = 37857 / [(570 - 450)* 1,025] = 308;

G г.p. = 308 кг.

Концентрация кислорода в инертном газе равна

ХО2 = (2,98 / G г.p.) + 0,005;

Назначение. Улучшение качества и повышение стабильности топлив и масел, удаление сернистых, азотистых, кислородсодержащих соединений, гидрирование непредельных углеводородов [58,59].

Сырье и продукция. Сырьем являются бензиновые, керосиновые, дизельные фракции, вакуумный газойль, мазут, смазочные масла, содержащие серу, азот, непредельные углеводороды. Продукция - очищенные фракции. Сравнительное качество нефтепродуктов до и после счистки на установках гидроочистки приводится в табл. 9.

Таблица 9. Характеристики сырья и продукции установок гидроочистки

Показатели	Прямогонный бензин 85-180оС	Бензин термического крекинга	Дизельная фракция 230-350оС	Вакуумный дистиллят 350-600оС
Плотность	0,762	0,761	0,745	0,742	0,858	0,840	0,921	0,900
Содержание, % (масс.): сера азота	0,078 0,001	0,0011 0,0001	1,1 0,004	0,02 0,0002	1,2 -	0,2 -	3,1 0,17	0,35 0,13
Йодное число	-	-	100	0,7	4,0	1,5	-	-
Содержание фактических смол, мг/100мл	-	-	4,2	0	-	-	до 20	10-12
Октановое число (по моторному методу)	35	35	70	40	-	-	-	-
Индукционный период окисления, мин ...

Подобные документы

• Гидроочистка прямогонных бензиновых фракций

  Задачи гидроочистки прямогонных бензиновых фракций. Структура производства товарных бензинов в разных регионах мира. Нормы по качеству бензина. Основные реакции гидрообессеривания. Катализаторы процесса и аппаратурное оформление установок гидроочистки.
  
  курсовая работа [603,5 K], добавлен 30.10.2014
  

• Установка атмосферно-вакуумных трубчатых установок для переработки ашировской нефти

  Характеристика перерабатываемой смеси. Построение кривых разгонки нефти. Выбор и обоснование технологической схемы установки. Технологический расчет основной атмосферной колонны. Расчет доли отгона сырья на входе и конденсатора воздушного охлаждения.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 18.09.2013
  

• Схема глубокой переработки нефти и установка гидроочистки

  Характеристика нефти и ее основных фракций. Выбор поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет реакторного блока, сепараторов, блока стабилизации, теплообменников подогрева сырья. Материальный баланс установок. Охрана окружающей среды на установке.
  
  курсовая работа [446,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки

  Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.
  
  курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Расчет материального баланса установки АВТ. Проектирование аппарата вторичной перегонки бензина К-5

  Современные процессы переработки нефти. Выбор и обоснование метода производства; технологическая схема, режим атмосферной перегонки двукратного испарения: физико-химические основы, характеристика сырья. Расчёт колонны вторичной перегонки бензина К-5.
  
  курсовая работа [893,5 K], добавлен 13.02.2011
  

• Вакуумная перегонка мазута. Технологическая схема типовой установки АВТ, получаемые продукты и их применение

  Типы промышленных установок. Блок атмосферной перегонки нефти установки. Особенности технологии вакуумной перегонки мазута по масляному варианту. Перекрестноточные посадочные колонны для четкого фракционирования мазута с получением масляных дистиллятов.
  
  реферат [2,5 M], добавлен 14.07.2008
  

• Подготовка нефти к переработке. Стабилизация нефти

  Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.
  
  презентация [2,5 M], добавлен 26.06.2014
  

• Анализ системы теплообмена установок перегонки нефти

  Ректификация нефтяных смесей. Системы теплообмена установок первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов. Оценка возможности повышения эффективности системы теплообмена. Рассмотрение оптимизированной схемы с позиции гидравлики.
  
  дипломная работа [854,7 K], добавлен 20.10.2012
  

• Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 5 млн.т/год валанской нефти

  Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 07.09.2012
  

• Расчет материальных балансов процессов переработки танатарской нефти

  Разработка поточной схемы завода по переработке нефти. Физико-химическая характеристика сырья. Шифр танатарской нефти согласно технологической классификации. Характеристика бензиновых фракций. Принципы расчета материальных балансов, разработка программы.
  
  курсовая работа [290,6 K], добавлен 09.06.2014
  

• Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти

  Разработка функциональной и структурной схемы автоматизированной системы управления процессом атмосферной перегонки нефти. Разработка соединений и подключений. Программно-математическое обеспечение системы. Расчет экономического эффекта от внедрения АСУ.
  
  дипломная работа [7,8 M], добавлен 11.08.2011
  

• Технологический расчет установки атмосферной перегонки производительностью 8млн т./год по переработке Ножовской нефти с получением максимального количества топливных дистиллятов

  Элементный состав нефти и характеристика нефтепродуктов. Обоснование выбора и описание технологической схемы атмосферной колонны. Расчет ректификационной колонны К-1, К-2, трубчатой печи, теплообменника, конденсатора и холодильника, подбор насоса.
  
  курсовая работа [1004,4 K], добавлен 11.05.2015
  

• Моделирование атмосферно-вакуумной трубчатки

  Общая характеристика секции атмосферно-вакуумной трубчатки. Описание технологического процесса и технологической схемы секции. Синтез получения алгоритма вычисления стабилизирующих управлений для ректификационной колонны и математическая модель процесса.
  
  реферат [632,2 K], добавлен 15.03.2014
  

• Расчет вакуумной колонны для переработки мазута по масляному варианту производительностью 5 млн. тонн в год

  Основы процесса ректификации. Физико-химические свойства нефти и составляющих ее фракций. Выбор варианта переработки нефти. Расчет материального баланса и температурного режима установки. Определение теплового баланса вакуумной колонны и теплообменника.
  
  курсовая работа [127,6 K], добавлен 09.03.2012
  

• Производство бензина

  Общая схема и этапы переработки нефти. Процесс атмосферно-вакуумной перегонки. Реакторный блок каталитического крекинга. Установка каталитического риформинга, ее назначение. Очистка и переработка нефти, этапы данного процесса, его автоматизация.
  
  презентация [6,1 M], добавлен 29.06.2015
  

• Материальный баланс нефтеперерабатывающего завода

  Составление материального баланса установок вторичной перегонки бензина, получения битумов и гидроочистки дизельного топлива. Расчет количества гудрона для замедленного коксования топлива. Определение общего количества бутан-бутиленовой фракции.
  
  контрольная работа [237,7 K], добавлен 16.01.2012
  

• Крекинг нефти и газовой фракции

  Переработка нефти и её фракций для получения моторных топлив, химического сырья. Общая характеристика процесса крекинга нефти и природного газа: история появления, оборудование. Виды нефтепеработки: каталитический и термический крекинг, катализаторы.
  
  курсовая работа [587,5 K], добавлен 05.01.2014
  

• Установка для перегонки нефти

  Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны. Определение геометрических размеров колонны. Расчет теплового баланса. Температурный режим колонны, вывода боковых погонов. Принципиальная схема блока атмосферной перегонки мортымьинской нефти.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 23.08.2015
  

• Расчет Мамонтовской нефти

  Характеристика основных продуктов, полученных при первичной перегонке нефти. Описание установок по переработке Мамонтовской нефти. Материальные балансы завода по переработке, технологическая схема установки. Описание устройства вакуумной колонны.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.11.2014
  

• Современные технологии переработки нефти и газа

  Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.
  
  контрольная работа [25,1 K], добавлен 02.05.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам