Гидроочистка бензина

       Принцип сульфидирования катализатора заключается в превращении неактивной формы оксидов металлов в активную форму сульфидов металлов в результате взаимодействия H₂S с оксидами металлов:

       9СоО  + 8H₂S + Н₂ ↔ Со₉S₈ + 9Н₂О

       МоО₃ + 2H₂S + Н₂ ↔ MoS₂ + ЗН₂О

       Сероводород образуется в результате разложения в присутствии водорода сульфидирующе-го агента диметилдисульфида (DMDS), который подается на вход в реактор гидроочистки Р-1. Образование H₂S идет согласно следующей реакции:

       СН₃-S-S-CH₃ + 3Н₂ ↔ 2H₂S + 2СН₄

       Во  избежание восстановления оксидов  металлов несульфидированный катализатор не должен нагреваться в присутствии водорода выше 200°С без подачи в сырье DMDS или при содержании H₂S в газе рецикла меньше 0,1%.

       Неполное или недостаточное сульфидирование приведет к снижению  каталитической активности, так и продолжительности цикла.

       Сульфидирование катализатора должно проводиться после каждой регенерации катализатора (выжига кокса).

       Сульфидирование проводится при температуре от 200°С до 350°С.

       Реакции разложения сульфидирующего агента и абсорбции H₂S являются экзотермически-ми. Чтобы сдерживать подъем температуры, сульфидирование выполняется в режиме рециркуляции бензиновой фракции, при максимальном расходе газа рецикла и рабочем давлении.

       Количество  DMDS, требующееся с учетом стехиометрических коэффициентов, составляет 11 вес.% от катализаторной загрузки. Рекомендуется подавать DMDS в количестве на 30 % больше рассчитанного на основании стехиометрических коэффициентов, т.е. 14 вес.% от загрузки катализатора (1165 кг).

       3.3.2 Регенерация катализаторов гидроочистки.

       По  мере эксплуатации катализаторов на их поверхности откладываются продукты уплотнения в виде кокса, серы и других тяжелых продуктов, блокирующих  активные центры, забивая поры катализатора. Это приводит к снижению суммарной  поверхности катализатора и уменьшению объема его пор. В результате возникают  трудности с диффузией реагирующих  молекул к активным центрам и  обратно, следствием чего является снижение уровня активности катализаторов гидроочистки.

       В случае потери активности, которая  не может быть достигнута изменением технологи-ческих параметров в разрешенных пределах, проводится окислительная регенерация в токе инертного газа с добавлением кислорода с целью удаления кокса и серы с поверхности катализатора. В процессе регенерации протекают следующие реакции:

       2C   +  O₂  ®  2CO;

       2CO + O₂  ®  2CO₂;

       2S  +  O₂   ®  2SO₂;

       2SO₂ + O₂ ®  2SO₃.

       Указанные реакции сопровождаются выделением большого количества тепла, что проявляется  в повышении температур по слою катализатора.

       Регенерация катализаторов гидроочистки в значительной степени определяется температурным режимом и содержанием кислорода в подаваемом инертном газе.

       С целью равномерного и более полного  выжига кокса и серы без разрушения катализатора окислительная регенерация проводится при постепенном регламентируемом повышении температуры и определенном содержании кислорода в инертном газе, а также при строго контролируемом перепаде температур по слою катализатора.

       Важнейшим показателем процесса регенерации  является перепад температуры по слою катализатора, который регламентируется по причине возможного неуправляемого резкого повышения температуры  в слое катализатора и выхода его  из строя (спекание, растрескивание гранул,  возгонка молибдена и т.д.).

       Окончание регенерации определяется моментом выравнивания температур газа, содержания в газе на входе и выходе из реактора кислорода и двуокиси углерода.

       Регенерация катализаторов проводится при давлении газа 7,0-10,0 кгс/см² на входе в реактор Р-1, скорости изменения температуры на входе не более 30⁰С/час, кратности циркуляции инертного газа не менее 500 нм³/м³ катализатора в час.

 

4 Технология и схема получения продукта.

       Блок  гидроочистки

       Сырье – прямогонная бензиновая фракция  НК-180⁰С из сырьевых резервуаров с температурой не выше 50⁰С проходит емкость Е-4, где происходит отстой сырья от воды, затем механический фильтр А-16 и поступает на прием сырьевых насосов ЦН-1,2, которыми под давлением не выше 50,0 кгс/см² подается на коалесцентную очистку от воды и затем на смешение с циркуляционным водородсодержащим газом (ВСГ), поступающим в тройник смешения с нагнетания циркуляционных компрессоров ПК-1,2,3 (вариант 1) или со свежим ВСГ риформинга при работе по принципу на «проток» (вариант 2).

       Смесь ВСГ и сырья  (газосырьевая смесь) в соотношении 80-500 нм³/м³ поступает в трубное пространство четырех последовательно расположенных теплообменников Т-1/1¸4, в которых нагревается до температуры не ниже 180⁰С за счет тепла газопродуктовой смеси из реактора гидроочистки Р-1. Затем газосырьевая смесь поступает в печь П-1.

       В печи П-1 газосырьевая смесь проходит последовательно змеевик конвекционной камеры и 12 труб 1-ой радиантной камеры и с температурой не выше 390⁰С и давлением не выше 30,0 кгс/см² поступает в реактор гидроочистки Р-1. В реакторе Р-1 на катализаторах гидроочистки протекают реакции гидрогеннолиза сернистых, кислород- и азотсодержащих соединений с образованием соответственно сероводорода, воды и аммиака.

       ГПС, выходящая из реактора Р-1 с температурой не выше 390⁰С направляется в змеевик подогревателя Т-3 с целью обогрева куба колонны К-1, после чего направляется в межтрубное пространство теплообменников Т-1/1¸4, отдавая тепло газосырьевому потоку. Из теплообменников Т-1/1¸4 газопродуктовая смесь с температурой не выше 150⁰С поступает в сепаратор С-1, где разделяется на гидрогенизат и водородсодержащий газ.

       Нестабильный  гидрогенизат с температурой не выше 150⁰С проходит теплообменник Т-2, где нагревается теплом  кубовой жидкости колонны К-1 до температуры не выше 180⁰С и поступает на 24, 14 и 10-ю тарелки колонны разделения продуктов гидроочистки К-1.

       ВСГ из сепаратора С-1 поступает в водяной холодильник Х-1, в котором охлаждается до температуры не выше 50⁰С и направляется в сепаратор С-4, где происходит отделение газа от легкого бензина.

       Водородсодержащий газ из сепаратора С-4 полностью (вар.2) или частично (вар.1) сбрасывается в топливную сеть. По варианту 1 основная его часть поступает  на прием циркуляционных компрессоров ПК-1,2,3, после чего направляется в тройник смешения с сырьем. Жидкая фаза снизу сепаратора С-4 за счет перепада давления поступает на 24-ю тарелку колонны разделения продуктов гидроочистки К-1, выполняя  роль дополнительного сырья и орошения.

       В колонне К-1 на 25 клапанных тарелках осуществляется разделение гидроочищенной фракции НК-180⁰С. Продуктами разделения являются газы С₁-С₄, содержащие сероводород, аммиак, пары воды, нестабильная бензиновая фракция НК-85⁰С, выделяющиеся с верха колонны К-1, и кубовый продукт – гидроочищенная стабильная фракция 85-180⁰С.

       Пары  с верха колонны К-1 с температурой не выше 160⁰С проходят воздушный холодильник АВГ-5,6 и с температурой не выше 70⁰С поступают в холодильник-конденсатор ХК-1, после чего с температурой не выше 40⁰С поступают в сепаратор С-2, где происходит отделение газа от жидкости. Углеводородный газ (С₁-С₄) выводится из сепаратора С-2 через клапан регулирования давления в топливную сеть через колонну К-5. Жидкая фаза (нестабильная фракция НК-85⁰С) подается на верх колонны К-1 насосами ЦН-16,17 в качестве орошения колонны К-1.

       Балансовый  избыток нестабильной фракции НК-85⁰С подается в стабилизатор К-301.

       Тепло в низ колонны К-1 вводится подачей  нагретого в подогревателе Т-3 рециркулята – кубовой жидкости. В качестве теплоносителя в Т-3 используется горячий поток ГПС, выходящей из реактора Р-1.

       Кубовый продукт колонны К-1 – гидроочищенная стабильная фракция 85-180⁰С с температурой не выше 245⁰С выводится из подогревателя Т-3 и поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-2, где отдает свое тепло встречному потоку – гидроочищенной бензиновой фракции, направляемой в колонну К-1. Охлажденный до температуры не выше 200⁰С кубовый продукт – стабильный гидрогенизат далее поступает на прием сырьевых насосов ЦН-3,4 блока риформинга.

 

       Блок  стабилизации фракции  НК-85 ⁰С

       Нестабильная  фракция НК-85⁰С подается насосами ЦН-16, 17 в теплообменник Т-301, где нагревается теплом кубовой жидкости стабилизатора К-301 до температуры не выше 120⁰С и поступает на 17, 19 и 21-ю тарелки стабилизатора К-301.

       В стабилизаторе К-301 на 40 тарелках клапанно-прямоточного типа осуществляется стабилизация гидроочищенной фракции НК-85⁰С.

       Пары  с верха стабилизатора К-301 с  температурой не выше 90⁰С проходят воздушный холодильник ХВ-301/1,2, водяной холодильник Х-301 и с температурой не выше 40⁰С поступают в рефлюксную емкость Е-301, где происходит отделение газа от жидкости.

       Углеводородный  газ выводится из рефлюксной емкости в топливную сеть. Жидкий рефлюкс снизу емкости Е-301 забирается насосами Н-301/1,2 и подается на орошение верха стабилизатора К-301. Уровень жидкости в емкости Е-301 регулируется с помощью клапана на линии откачки рефлюкса насосами Н-301/1,2 в парк сжиженных газов.

       Тепло в куб стабилизатора К-301 вносится с потоком кубового продукта, проходящего  через трубное пространство рибойлера Т-302, обогреваемого подаваемым в межтрубное пространство водяным паром через клапан-регулятор температуры куба стабилизатора.

       Из  куба стабилизатора К-301 выводится  стабильная фракция НК-85⁰С с массовым содержанием бутанов не более 1%, которая далее поступает в трубное пространство теплообменника Т-301, где отдает тепло встречному потоку – нестабильной фракции НК-85⁰С, поступающей в качестве сырья в стабилизатор К-301.

       Выходящий из теплообменника Т-301 продукт проходит последовательно воздушный холодильник  ХВ-302/1,2, водяной холодильник Х-302, в которых охлаждается до температуры  не выше 50⁰С и через клапан регулирования уровня жидкости в кубе стабилизатора К-301 направляется на приготовление товарных бензинов.

       Расход  энергоресурсов по установке  Л-35-11/300 на 1 т бензина

       Электроэнергия  

       Грунтовая вода  

       Оборотная вода  

       Теплоэнергия  

       Сжатый  воздух   

 

       

5 Нормы технологического режима

       Таблица 5.1. Нормы технологического режима

Наименование  стадий процесса, аппараты, показатели режима	Номер позиции прибора на схеме	Единица измерения	Допустимые пределы технологических параметров
Блок  гидроочистки
1.Сырьевые  насосы ЦН-1,2
Температура сырья	Т 1-22	°С	не более 35
Расход  сырья	F1-51	м3/час	не менее 50
2.Тройник  смешения
Расход  ВСГ с риформинга при работе на «проток»	F1-56	м3/час	не менее 5000
3. Циркуляционные компрессоры  ПК- 1,2,3
Кратность циркуляции ВСГ		нм /м3 сырья	80-500
Объемное  содержание водорода в ВСГ		%	не менее 70
4. Теплообменник Т-1/1÷4
Температура газосырьевой смеси на выходе	Т6-5	°С	не менее 180
Температура газопродуктовой смеси:		°С
- на  входе	Т 1-26		не более 390
- на  выходе	Т1-28		не более 150
5. Печь П-1
Температура газосырьевой смеси на входе	Т6-5	°С	не менее 180
Температура газосырьевой смеси на выходе	Т5-54	°С	Не более 390
6. Реактор гидроочистки  Р-1
Давление  на входе	Р8-1	кгс/см2	Не более 30,0
Перепад давления по реактору	dP8-2	кгс/см2	не более 4,0
Температура газосырьевой смеси на входе	Т5-54	°С	Не более 390
Температура стенки	Т 1-29, Т1-31÷Т1-39 Т1-41÷Т1-49	°С	Не более 240
Объемная  скорость подачи сырья		час-1	не более 7,0
7. Сепаратор С-1
Температура на входе	Т1-28	°С	Не более 150
Уровень жидкости	L8-12	%	20-80
8. Сепаратор С-4
Температура газопродуктовой смеси	Т1-25	°С	Не более 50
Давление	Р8-13	кгс/см2	не более 30,0
Уровень жидкости	L8-14	%	20-50
9. Колонна К-1
Температура нестабильного гидрогенизата на входе	Т1-8	°С	не более 180
Расход  сырья	F8-20	м3/час	не менее 40
Давление	Р8-23	кгс/см2	не более 14
Температура верха	Т8-21	°С	не более 160
Температура куба	Т1-21	°С	не более 245
10. Подогреватель Т-3
Температура теплоносителя:		°С
- на  входе	Т1-26		Не более 390
- на  выходе	Т1-27		не более 230
12. Сепаратор С-2
Температура продуктов на выходе	Т 1-24	°С	Не более 40
Давление	Р8-25	кгс/см2	Не более 14,0
Уровень жидкости	L8-26	% шкалы.	20-80
Блок  стабилизации фракции НК-85°С
13. Насосы ЦН-16, 17
Расход  нестабильной фракции        НК-85 °С	F8-27	м3/час	не менее 19
14. Теплообменник Т-301
Температура нестабильной фракции НК-85 С на выходе	Т1014	°C	не более 120
Температура стабильной фракции НК-85°С на выходе	Т1018	°C	Не более 100
15. Стабилизатор К-301
Температура  верха	Т1015	°C	не более 90
Температура куба	Т 1048	°C	не более 160
Расход  орошения	F1123	м3/час	6-15
Давление	Р1098	кгс/см2	не более 15,0
Уровень жидкости в кубе	L1163	%	20-80
16. Рефлюксная емкость Е-301
Температура	Т 1049	°C	Не более 40
Давление	Р1105	кгс/см2	не более 14,0
Уровень жидкости	L1161	%	20-80
17.Водяной  холодильник Х-302
Температура продуктов на выходе	Т1050	°C	Не более 50