Гидроочистка топлива

                                                  

     Значительное  содержание меркаптановой серы во фракции 120-240 ^оС. С дальнейшим повышением температуры ее концентрация снижается. Наличие меркаптанов во всех фракциях тенгизской нефти делает необходимой их гидроочистку или меркаптанизацию. Содержание общей серы возрастает по мере повышения температуры выкипания фракций: в бензиновых – от 0,07 до 0,18 %, в дизельных – до 0,7 %, в тяжелых (350-500 и 500-560 ^оС) – до 1,11 и 1,29 соответственно [13]. 

      2.4 Реактор гидроочистки 

      Основным  оборудованием выбранной технологической  схемы является реактор гидроочистки дизельного топлива. Реактор гидроочистки дизельных топлив отличается меньшим  отношением высоты аппарата к диаметру и наличием всего двух слоев катализатора. Верхний слой катализатора засыпается на колосниковую решетку, нижний —  на фарфоровые шарики, которыми заполняется  сферическая часть нижнего днища.     Сырье, подаваемое через штуцер в верхнем днище, равномерно распределяется по всему сечению, затем для задержания механических примесей проходит через фильтрующее устройство, состоящее из сетчатых корзин, погруженных в верхний слой катализатора. Промежутки между корзинами заполнены фарфоровыми шарами.       На рисунке приведена схема устройства реактора гидроочистки дизельных топлив. Он представляет собой цилиндрический вертикальный сосуд с шаровыми днищами. Катализатор загружают в реактор через верхний штуцер, а выгружают через нижний. Во избежание «удара» паров продукта и газа вследствие этого истирания катализатора в верхней части реактора имеется распределительная тарелка. Парогазовая смесь через слой катализатора проходит в аксиальном направлении. Остальная аппаратура, оборудование и контрольно-измерительные приборы установки имеют очень много общего с оборудованием, аппаратурой и приборами, применяемыми на установках для каталитического риформинга.         По окончании процесса гидрирования, длительность которого определяется степенью падения активности катализатора, один из блоков установки переводят на регенерацию катализатора – выжег отложившихся на катализаторе кокса и серы. Оба блока имеют общую систему регенерации, которая рассчитана на регенерацию катализатора с одного блока.

      На  каждом нефтеперерабатывающем заводе имеются инструкции по пуску, эксплуатации и остановки установки. На установках для гидроочистки много такого же оборудования, как на других, уже  описанных установках. Остановимся  на особенностях пуска установки  для гидроочистки на примере одной  из них.

      Загрузка  катализатора. Катализатор перед загрузкой просеивают на сите с ячейками 3*3 мм для отделения мелочи. Загружают катализатор через брезентовый рукав, опущенный до уровня загружаемой тарелки; по мере загрузки рукав поднимают для уменьшения механического разрушения гранул катализатора.

      С этой же целью в нижней части аппарата перед загрузкой катализатора размещают  слой фарфоровых шариков; такими же шариками покрывают верхний слой катализатора (после его загрузки в реактор).

      Прием инертного газа. После заполнения системы инертным газом (по инструкции) поднимают давление до 30-32 кгс/см² , затем включают центробежный компрессор и налаживают циркуляцию инертного газа. Одновременно производят отдув части его по линии сброса в линию топочного газа до тех пор, пока содержание кислорода в циркулирующим газе будет не более 0,3 % (объемных).

      Затем проверяют на проходимость аварийные  линии установки, а также факельную  линию, по которой подается газ для  снятия тепла в реакторе, тем же инертным газом. При этом устраняют  все замеченные дефекты в системе.

      Если  выявится необходимость в прокалке катализатора, то повышают температуру  газо-воздушной смеси до 550-560 ⁰С (на выходе из печи) и концентрацию кислорода до 1,5 % [14]. Реактор установки гидроочистки работает в условиях химической и электрохимической коррозии, а также механического износа металла аппаратов катализатором.

       Химическая коррозия реактора обусловлена содержанием в высокотемпературных газовых потоках сероводорода и водорода, а электрохимическая коррозия — содержанием в циркулирующих дымовых газах регенерации паров воды и диоксида серы. На рисунке 1 изображен реактор гидроочистки.

1-корпус; 2-стаканы распределительной тарелки; 3-распределительная тарелка; 4-фарфоровые  шары; 5-корзина; 6-монтажный штуцер; 7-колосниковая решетка; 8-коллектор  пара; 9-опорное кольцо; 10-опора; 11-сетка  дренажной трубы; 12-выгрузка катализатора; 13-штуцера для термопар 

      Рисунок 1 - Реактор гидроочистки дизельного топлива 

      Сероводородная  коррозия металла аппаратов реакторного  блока установок тем сильнее, чем больше концентрация серы в сырье  и чем выше содержание сероводорода в циркулирующем газе. Водород, циркулирующий в системе реакторного   блока, вызывает межкристаллитную    коррозию    металла,    сопровождающуюся снижением его прочности и увеличением хрупкости.  Межкристаллитное растрескивание,   образование   раковин и вздутий в металле оборудования под действием водорода усиливаются при повышении    температуры и давления в системе.

          Сульфидная коррозия практически протекает очень  медленно, однако продукты коррозии засоряют катализатор, забивают поры между таблетками, а также трубы теплообменников, что нарушает технологический режим процесса гидроочистки, ухудшает теплопередачу и приводит к недопустимому возрастанию гидравлического сопротивления. По возникновению большого перепада давления между входом в реактор и выходом из него часто судят о степени сульфидной коррозии.

          Реактор и катализатор  засоряются также из-за присутствия  в газовых    потоках    кислорода,    хлоридов и азотсодержащих соединений.  Кислород способствует окислению сернистых соединений, поэтому    его концентрация    в циркулирующем    газе должна быть ограничена (0,0002—0,0006 %). Хлориды и азотсодержащие соединения при взаимодействии с водородом образуют соответственно хлористый водород и аммиак, которые, связываясь, превращаются в хлорид аммония, выпадающий в виде осадка.  Осадок удаляют периодической  промывкой,  для чего в процессе эксплуатации установки по ходу продуктов реакции от реактора до сепаратора в систему впрыскивают воду. Промывку продолжают    до тех пор,    пока перепад    давления не уменьшится    до    значения,     определенного     технологической картой. 

     2.5 Технологическая  схема гидроочистки  дизельного топлива 

     На  рисунке 2 изображена выбранная технологическая схема гидроочистки. 

      

1,15,19,21-насосы; 2-трубчатая печь; 3-реактор; 4-6,10-теплообменники; 7,12,14-аппараты воздушного охлаждения; 8-водяной холодильник; 9,13,17,20-сепараторы; 11-стабилизационная колонна; 16-центробежный компрессор; 18,22-абсорберы 

     Рисунок 2 - Технологическая схема установки гидроочистки 

     Установка, предназначенная для гидроочистки дистиллята дизельного топлива, технологическая  схема которой приведена на рисунке, 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 алюмо-кобальтмолибденового 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 [15].

     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 // в качестве орошения, а балансовое его количество выводится с установки. Углеводородные газы очищаются от сероводорода в абсорбере 22.

     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 [16]. 
 
 
 
 
 
 
 

     3 Расчетный раздел 

     3.1 Исходные данные 

     1. Производительность установки по  сырью G = 1400 тыс.т/год.

     2. Характеристика сырья: фракционный  состав 190—360 ˚С; плотность ρ₀ = 840 кг/м³; содержание серы So = 0,6  % (масс.), в том числе меркаптановой S_м = 0,03 % (масс.), сульфидной S_c= 0,3 % (масс.), дисульфидной S_д = 0,06 % (масс.) и тиофеновой S_т = 0,21 % (масс.); содержанке непредельных углеводородов 10 % (масс.) на сырье.

     3. Остаточное содержание серы в  очищенном дизельном топливе  S_к<0,05 % (масс.), то есть степень, или глубина гидрообессеривания должна быть 92 %.

     4. Гидроочистка проводится на алюмокобальтмолибденовом  катализаторе при давлении P = 4 МПа, кратности циркуляции водородсодержащего газа к сырью χ = 177 нм³/м³ [17].

     5.Кинетические  константы процесса: k₀=4,62∙10⁶, Е = 67040 кДж/моль, n = 2.

     Выход гидроочищенного дизельного топлива  В_д._т, % (масс.) на исходное сырье равен: 

В_Д.Т = 100 – В_б – В_г - ∆S, 

где    В_б, В_г, ∆S —выходы бензина, газа и количество удаленной из сырья серы соответственно на сырье, % (масс.).

     Бензин  и газ образуются преимущественно  при гидрогенолизе сернистых  соединений. При средней молекулярной массе 209 в 100 кг сырья содержится 100:209 = 0,48 кмоль, 2 кг серы содержат 2:32 = 0,06 кмоль серы, т. е. серосодержащие молекулы составляют 13% общего числа молекул. Если принять равномерное распределение атомов серы по длине углеводородной цепочки, то при гидрогенолизе сераорганических соединении с разрывом у атома серы выход бензина и газа составит: 

В₆ = ∆S = 0,55 % (масс.); В_г = 0,3∆S = 0,17 % (масс.). 

∆S = 0,6 – 0,05 = 0,55 

     Тогда выход дизельного топлива будет  равен: 

В_Д.Т = 100 – 0,55 – 0,17 – 0,55 = 98,73 % (масс.). 

     Полученная  величина в дальнейших расчетах уточняется после определения количества водорода, вошедшего в состав дизельного топлива  при гидрогенолизе сернистых  соединений и гидрировании непредельных углеводородов. Полученные значения выхода газа, бензина и дизельного топлива далее будут использованы при составлении материального баланса установки и реактора гидроочистки.       

     Расход  водорода на гидроочистку

     Водород в процессе гидроочистки расходуется  на:

1. гидрогенолиз сераорганических соединений;
2. гидрирование непредельных углеводородов;
3. потери водорода с отходящими потоками (отдувом и жидким гидрогенизатом).

     Расход  водорода на гидрогенолиз сераорганических соединений можно найти по формуле: