1. Основи гідроочищення палив
Моторні палива - бензин, гас, дизельне паливо - в основному утворюються в процесі переробки нафт. У залежності від складу нафт і способу їх переробки моторні палива можуть відрізнятися якістю, не завжди відповідає вимогам ГОСТу на товарну продукцію.
Мета гідроочищення - поліпшення якості продукту або фракції за рахунок видалення небажаних домішок, таких, як сірка, азот, кисень, смолисті сполуки, ненасичені вуглеводні [3-5].
1.1 Механізм процесу
На відміну від інших гідрогенізаційних процесів процес гідроочищення проходить в порівняно м'яких умовах, проте і йому властива сукупність ряду паралельних і послідовних реакцій, в яких беруть участь всі компоненти, що містяться в початкової складної суміші.
Основні реакції гідрування вуглеводнів: насичення алкенових зв'язків, насичення ароматичних зв'язків, крекінг алканів, деалкилирование алкілбензолів, крекінг цікланов, гидроизомеризация алканів, гидроизомеризация цікланов.
При гідроочистки на алюмокобальтмолібденовом каталізаторі не спостерігається помітного гідрування бензольного кільця. Бі-циклічні ароматичні вуглеводні в значній частині гидрируются до тетрадин, незалежно від їх вихідної концентрації в сировині [3].
Реакція ізомеризації парафінових і нафтенових вуглеводнів в залежності від властивостей каталізатора спостерігається, в тій чи іншій мірі за будь-яких умовах знесірчення [3-7].
Основні реакції серусодержащих сполук. Реакції каталітичного гідрогенолізу сераорганическими сполук, що лежать в основі процесу гідроочищення нафтопродуктів, вивчені досить детально [3]. Меркаптани, сульфіди і дисульфіди легко гидрируются у відповідні вуглеводні вже при порівняно м'яких умовах. Залежно від будови сірчистих сполук глибина їх гідрогенолізу різна. Стійкість сірчистих сполук збільшується в наступному ряду: меркаптан <дисульфід <сульфід <тіофен. Усередині групи сірчистих сполук швидкість знесірчення зменшується з збільшенням молекулярної маси. Так, етилмеркаптан менш стійкий, ніж децілмеркаптан. Міцність SS-зв'язків в дисульфіду з аліфатичними радикалами, починаючи з діетілсульфіда і закінчуючи діоктадецілсульфідом, не залежить від довжини алкільних ланцюгів. Міцність зв'язку SS в дисульфіду з ароматичними радикалами менше, ніж з аліфатичними [3]. Циклічні сульфіди, наприклад, тіофану, піддаються розриву кільця з наступним відщепленням сірководню і утворенням відповідного вуглеводню. Тіофен, бензотіофен і дібензотіофен спочатку гидрируются до похідних тіофану, які при наступному гідруванні перетворюються в парафінові і алкілароматичних вуглеводні. Насичення ароматичних кілець в умовах гідроочищення не відбувається, воно можливе при більш жорстких умовах гідрування. Найбільш важко вступають в реакції гідрування тіофен і його гомологи.
Сірчисті сполуки взаємодіють також з металевими і окіснометалліческімі каталізаторами, переводячи їх у сульфідну форму. У залежності від складу каталізатора це призводить до його активуванню або викликає отруєння або дезактивацію.
Основні реакції азотовмісних сполук. Видалення азотистих сполук з бензинових, гасових і дизельних фракцій має дуже важливе значення в підвищенні якості останніх. Каталізатори риформінгу дуже сильно дезактивуються при роботі на сировину з будь-яким вмістом азотистих сполук як основного, так і неосновного характеру. Наявність азотистих сполук в гасових і дизельних фракціях є причиною низької стабільності кольору і при зберіганні викликає утворення нерозчинних опадів. Гидрогенолиз азотистих сполук супроводжується виділенням вільного аміаку.
Основні реакції кисневмісних сполук. Ці з'єднання зазвичай легко вступають в реакції гідрування з утворенням відповідних вуглеводнів і води.
1.2 Каталізатори
Склад каталізаторів робить істотний вплив на вибірковість реакцій, тому відповідним підбором каталізаторів вдається здійснювати управління процесом гідроочищення дизельних палив у досить широких межах [6-9].
У промисловості для даних процесів широко застосовуються алюмокобальтмолібденовие (АКМ) або алюмонікельмолібденовие (АНМ) каталізатори.
Промисловий алюмокобальтмолібденовий каталізатор має досить високу вибірковість. Реакцій розриву зв'язків С-С або насичення ароматичних кілець в його присутності практично не відбуваються. Він володіє високою активністю в реакціях розриву зв'язків С-S і високою термічною стійкістю, внаслідок чого має тривалий термін служби. Важливою перевагою даного каталізатора є стійкість до потенційних каталітичним отрут. Крім того, цей каталізатор має прийнятною активністю в реакціях насичення неграничних сполук, розриву зв'язків вуглець - азот, вуглець - кисень, і практично використовується для гідроочищення всіх нафтових фракцій. Алюмонікельмолібденовий каталізатор менш активний в реакціях насичення неграничних сполук, зате більш активний щодо насичення ароматичних вуглеводнів (10-50% в порівнянні з АКМ) гідрування азотистих сполук (на 10 - 18% вище, ніж з АКМ).
В умовах гідроочищення дизельних палив температура і парціальний тиск водню і сірководню є визначальними параметрами для збереження каталізатора в тій чи іншій сульфідної формі. У залежності від значення зазначених параметрів нікель і молібден будуть у різного ступеня насичені сіркою, що відіб'ється на їх каталітичної активності [3-8].
1.3 Використання водню в процесах гідроочищення
Сучасний нафтопереробний завод обов'язково має установки гідроочищення прямогонний фракцій дистилятів - бензину, гасу, дизельного палива, - що пояснюється наявністю дешевого водородсодержащего газу, одержуваного в процесах каталітичного риформінгу, широке впровадження яких почалося в США з 1950 р., в СРСР і Західній Європі - після 1960 Вихід і склад надлишкового водородсодержащего газу з установок риформінгу залежить від виду сировини, що переробляється, умов ведення процесу, застосовуваних каталізаторів. На промислових установках гідроочищення загальна витрата водню складається з витрати на реакцію, відсапуючись циркуляційного водородсодержащего газу для підтримки заданої концентрації водню, витрати на розчинення і втрати через нещільність системи.
Витрата водню на реакцію. Витрата водню на реакцію при гідроочистки є величиною змінною, яка залежить від багатьох факторів: змісту насичених, ненасичених і ароматичних вуглеводнів, структури гідріруемих компонентів сировини, парціального тиску водню, температури і часу контакту сировини з каталізатором, вуглеводневого складу сировини і ступеня перетворення.
Нижче наведені теоретичні дані по витраті водню при гідруванні різних сполук, в молях водню на 1 гетероатом [4]:
Серусодержащих з'єднання
Меркаптани або елементарна сірка ................... 1
Сульфіди ................................................. .............. 2
Дисульфіди ................................................. ....... 1,5
Алкілсульфати, сульфоксиду або тіофени ...... 4,0
Азотовмісні сполуки
Насичені аміни ............................................ 1,0
Піролідин, піперидин ................................... 2,0
Нітрили, пірролін та ін .................................. 3,0
Пірол, нітропарафіни ................................... 4,0
Анілін, піридин і ін ....................................... 5,0
Індол ................................................. ................ 7,0
При гідроочистки дизельних палив водень витрачається також на розщеплення компонентів сировини з утворенням газоподібних і більше низькокиплячих вуглеводнів та на часткове гідрування конденсованих ароматичних вуглеводнів. Із загальної витрати водню на гідрування сірчистих сполук певного виду сировини припадає приблизно 50%, решті pacxoд водню складають інші реакції.
У залежності від застосовуваного каталізатора і його стану процес ведеться у м'яких або більш жорстких умовах, інтенсивність побічних реакцій, тобто - селективність каталізатора, також може бути неоднаковою - все це відбивається на витраті водню на реакцію. У випадку значної дезактивації каталізатора доводиться підвищувати температуру гідроочищення до рівня, при якому збільшується частка реакції гідрокрекінгу, і витрати водню відповідно зростає [3, 4].
Збільшення об'ємної швидкості рідкого сировини або зменшення тривалості контакту при парофазного процесі веде до зниження жорсткості гідроочищення; інтенсивність всіх каталітичних та термічних реакцій знижується, в результаті витрати водню на реакцію падає.
Витрата водню на відсапуючись. У залежності від необхідного ступеня очищення сировини визначається оптимальне парціальний тиск водню в.процессах гідроочищення. Витрата водню на відсапуючись з'являється у зв'язку з тим, що для підтримки оптимального парціального тиску доводиться безперервно виводити (віддуватися) з системи невеликий потік циркуляційного водородсодержащего газу і замінювати його «свіжим» воднем. Кількість віддувається газу залежить від складу свіжого водородсодержащего газу, оптимального парціального тиску і режиму процесу, тобто в кінцевому підсумку від кількості і складу газів реакції. У водородсодержащим газі каталітичного риформінгу домішки вуглеводнів складають від 60 до 80% (мас.) [3]. При гідроочистки також утворюються вуглеводневі гази і сірководень (гази реакції). Кількість вуглеводневих газів, що надходять зі свіжим воднем, і газів реакції в окремих випадках перевищує можливості гідрогенізатів розчинити їх у собі і таким чином видалити із системи циркуляції газу. У цьому випадку відбувається накопичення вуглеводневих газів в системі циркуляції водородсодержащего газу, що призводить до падіння парціального тиску водню.
У процесі гідроочищення дизельних палив виділяється значна кількість газів реакції - до 2,8% (мас.), тому при використанні водородсодержащего газу з вмістом водню приблизно 80,0% (об.) з'являється необхідність у відсапуючись газу. Парціальний тиск пов'язано зі складом водородсодержащего газу, який подається в реактор. Крім вуглеводневих газів в циркуляційному газі присутній сірководень, що утворюється в процесі. Сірководень не впливає скільки-небудь значно на знесірчювання [4], однак підвищення концентрації сірководню збільшує швидкість корозії трубопроводів та обладнання, а також сприяє загазованості повітря в компресорній. Тому циркуляційний газ очищають від сірководню до залишкової концентрації не вище 0,1% (об.).
Витрата водню на розчинення і втрати його через нещільність системи. У схему гідроочищення моторних палив після реактора і системи теплообміну продуктів реакції з сировиною включений сепаратор для розділення циркулюючого водородсодержащего газу і гідрогенізатів. Тиск сепарації залежить від перепаду тиску в системі циркуляції водородсодержащего газу, температура - від обраного варіанта схеми теплообміну: 40-50 ° С при холодної сепарації гідрогенізатів і 160-230 ° С при гарячою. Розчинність водню також залежить від природи рідкої фази та її кількості. Зі зменшенням щільності розчинника, наприклад в ряду дизельне паливо - гас - бензин, розчинність водню зростає. Чим більше утворюється при сепарації рідкої фази, тим більше витрачається водню на розчинення. Кількість розчиненого водню в процесі гідроочищення можна визначити розрахунком газового балансу на ЕОМ. Однак у деяких випадках необхідно мати попередні дані щодо загального витраті водню. Як показав досвід експлуатації установок гідроочищення, водородсодержащий газ втрачається через нещільність системи, а також через сальникові ущільнення компресорів циркуляційного газу. Ці втрати не залежать від виду сировини, що переробляється, на їх величину впливає стан обладнання та культура експлуатації установок. Витік водню на установках гідроочищення становить 0,009-0,02% (мас.) на сировину.
2. Вимоги до якості сировини та цільовим продуктам. Параметри процесу
Гідроочищення дизельних палив проводять для підвищення їх якості шляхом видалення сірчистих, смолистих, неграничних сполук і інших домішок, які погіршують експлуатаційну характеристику палив. У результаті гідроочищення підвищується термічна стабільність, знижується корозійна агресивність палив, зменшується утворення осаду при зберіганні, поліпшуються колір і запах палива.
2.1 Експлуатаційні властивості
Найважливішими характеристиками дизельних палив є: займистість, фракційний склад, нагарообразование, в'язкість, температура помутніння і ін
Займистість - схильність дизельного палива до самозаймання, визначається періодом запізнювання його займання і є майже таким же важливим властивістю, як і антидетонаційна характеристика бензинів для карбюраторних двигунів. Період запізнювання залежить від цетанового числа.
Цетанове число - показник самовоспламеняемости палива, чисельно рівний такому змістом, у% (об.), цетана в суміші з α-метилнафталіном, при якому самозаймання цієї суміші і порівнюваного з нею випробуваного палива однаково. При високому ц.ч. період запізнювання самозаймання досить короткий, паливо при впорскуванні його в камеру згоряння запалюється майже відразу, тиск в циліндрі двигуна наростає плавно, і він працює без стукотів. При низькому ц.ч. період запізнювання великий, що впорскується в циліндр паливо відразу не запалюється, а накопичується, і потім запалюється вся маса палива. У цьому випадку тиск у циліндрі наростає стрибкоподібно, з'являється детонація (стукоти). Цетанові числа дизельних палив залежать від їх вуглеводневого складу.
Фракційний склад визначається конструктивними особливостями двигуна і умов експлуатації. Нафтопереробна промисловість випускає дизельні палива двох видів: легкі малов'язкі палива для швидкохідних двигунів з частотою обертання вала 800-1000 об / хв і більше; важкі високов'язкі палива для тихохідних двигунів з частотою обертання вала до 600-700 об / хв.
Фракційний склад палива впливає на ступінь його розпилення, повноту згоряння, димність вихлопу, нагаровідкладень і розрідження картерной масла. При високому вмісті легких фракцій збільшується тиск згорання. Обтяжені паливо гірше розпорошується внаслідок підвищення поверхневого натягу палива.
Зміст легких фракцій у дизельному паливі характеризується температурою спалаху. Дизельні палива, що містять значну кількість легких фракцій, швидше випаровуються, пожежонебезпечні і непридатні для застосування в закритих приміщеннях.
Високотемпературні властивості дизельних палив характеризуються їхньою схильністю до нагароутворення при згорянні палива і підвищеному відкладенню опадів у двигуні.
Нагарообразование залежить від хімічного складу палив: наявності в ньому смол, ненасичених вуглеводнів, кисневих і сірчистих сполук. У результаті згоряння сірчистих сполук утворюються оксиди сірки. При роботі дизелів на паливах, що містять смолисті речовини і вуглеводні, схильні до окислення, спостерігається підвищений нагарообразование на деталях двигуна і закоксованность отворів розпилювачів форсунок, різко падає потужність і підвищується знос двигуна. Наявність у паливі кисневмісних сполук характеризується змістом фактичних смол. У зв'язку з цим передбачається обмеження вмісту в дизельному паливі смол і неграничних вуглеводнів.
На кількість відкладень у двигуні також впливає коксованість і зольність дизельних палив. Зола може викликати знос деталей двигунів. Підвищений нагароутворення в двигуні спостерігається при згорянні палива, що містить органічні кислоти. Продукти згоряння також корродіруют паливну апаратуру; аналогічну дію надають водорозчинні кислоти і луги [1]. Низькотемпературні властивості дизельних палив характеризуються наступними показниками: в'язкістю, температурою помутніння, температурою застигання.
В'язкість дизельного палива залежить від вуглеводневого складу і температури. Найбільшою в'язкістю володіють нафтенові вуглеводні, найменшою - парафінові [2]. З пониженням температури значення в'язкості зростає. В'язкість дизельного пального впливає на ступінь розпилення палива в камері згоряння і однорідність робочої суміші. Маловязкое паливо розпилюється більш однорідне, ніж високов'язкі. Високий ступінь розпилення і однорідність суміші забезпечують повноту згоряння палива, скорочують його питома витрата.
Для експлуатації дизельного палива велике значення має його прокачиваемость, особливо при низьких температурах повітря. Прокачиваемость палива залежить від в'язкості. Зі збільшенням в'язкості палива зростає опір в паливній системі. При великих втратах напору порушується нормальна подача палива до насоса і він починає працювати з перебоями [1, 2].
2.2 Параметри гідроочищення
Для отримання якісних дизельних палив необхідно вихідну дизельну фракцію досить повно звільнити від сірчистих і смолистих сполук, неграничних вуглеводнів і в деяких випадках частково від ароматичних вуглеводнів.
Зазначена мета успішно досягається при гідроочистки сірчистих дизельних фракцій на АКМ або АНМ каталізатора при наступних параметрах процесу:
Тиск, МПа ............................................... 3,0-4,0
Температура, ° С
на початку циклу ............................................... 350-360
в кінці циклу ..... у'........................................ .. 400-410
Об'ємна швидкість подачі сировини, ч -1 4-6
Парціальний тиск водню, МПа ......... 1.8 - 2,0
Для забезпечення вимог до гідроочищені дизельному паливу по температурі спалаху і вмісту сірководню велике значення має правильно підібраний режим стабілізаційної колони. Наприклад, рекомендується наступний режим:
Число тарілок ..................................... 20
Кратність зрошення (масова) ... .. 2:1
Тиск в колоні, МПа ............... 0,16
Температура, ° С
верх колони ................................... 130
низ колони ....................... не нижче 260
на вході сировини в колону ............... 220
2.3 Характеристика продуктів
Цільовим продуктом процесу гідроочищення є стабільне дизельне паливо. Вихід стабільного дизельного палива в середньому становить 97% (мас.). Побічними продуктами процесу є відгін (бензин), вуглеводневий газ (другий ступені сепарації і стабілізації), сірководень і віддувається водородсодержащий газ [3-5].
Нижче наведено склад і властивості відгону:
Щільність, кг / м 3 ................................... 750
Фракційний склад: переганяється при температурі, РС
н. к. ................................................ ......... 60
10% (об.) ............................................ ... 90
50% (об.) ............................................ . 130
90% (об.) ............................................ . 160
к. к. .............................................. ......... 180
Вміст сірки,% (мас. )..... 0,01-0,05
Октанове число (моторний метод )..... 50
Тиск насичених парів, МПа .......... Не вище 0,067
Вихід відгону залежить від вмісту легких фракцій у вихідній сировині і становить 0,5-1,5% (мас.).
Склад вуглеводневого газу другого ступеня сепарації залежить як від характеристики сировини та складу свіжого водородсодержащего газу, так і робочого тиску в сепараторі. Склад вуглеводневого газу стабілізації в основному також залежить від складу свіжого водородсодержащего газу. Вихід газу коливається в межах 0,97-2,3% (мас.) на сировину.
Сірководень утворюється в результаті очищення циркуляційного водородсодержащего та вуглеводневих газів від сірководню. Вміст вуглеводнів в сірководні, що минає з установки, не перевищує 2% (об.). Вихід сірководню залежить від вмісту сірки в сировині, глибини очищення сировини і газів і коливається в межах 0,5-2,5% (мас.) на сировину. Кількість і склад віддувається водородсодержащего газу залежить від режиму процесу та концентрації водню в свіжому водородсодержащим газі. У якості «відсапуючись» в паливну мережі скидається очищений циркуляційний газ.
3. Установки гідроочищення
На вітчизняних нафтопереробних підприємствах гідроочищення середніх дистилятів проводять переважно на установках Л-24-5, Л-24-6, Л-24-7, ЛЧ-24-2000 та ЛК-6У.
3.1 Установка Л-24-6
3.1.1 Опис установки Л-24-6
Установка Л-24-6 складається з двох самостійних блоків для одночасної переробки двох видів сировини.
Характерною особливістю установки є наявність роздільної системи циркуляції водородсодержащего газу в обох блоках. Це дає можливість «каскадного» використання його в іншому блоці, переробному сировину, для якого не потрібна висока концентрація водню в циркуляційному газі.
При гідроочистки в якості свіжого водню застосовується надмірна водородсодержащий газ з установки каталітичного риформінгу або технічний водень зі спеціальних водневих установок.
Суміш сировини з водородсодержащим газом, нагріту в теплообміннику і печі, піддають гідроочистки в реакторах над АКМ каталізатором. Надлишкову теплоту реакції відводять шляхом введення реактори так званого холодного циркуляційного газу.
З реакторів газо-продуктова суміш після охолодження надходить сепаратор високого тиску. Виділився газ, очищений абсорбері розчином МЕА, знову повертається в цикл.
Для підтримки заданої концентрації водню на вході блок частина циркуляційного газу віддувається і додається відповідне кількість свіжого водню.
Гидрогенизат з сепаратора високого тиску після дроселювання направляється в сепаратор низького тиску і після підігріву в теплообміннику - у стабілізаційну колону.
Дизельне паливо при виході з колони розділяється на два потоки: один з них, пройшовши піч, у вигляді рециркулятом повертається в колону, а другий після охолодження надходить на защелачивание і водну промивку.
Очищене дизельне паливо виводиться з установки. Верхній гродукт колони стабілізації охолоджується в конденсаторі-холодильнику і поділяється в сепараторі на вуглеводневий газ, відгін і воду; частина відгону повертається в колону на зрошення, а інша тіток після защелачивания і водної промивки виводиться з установки.
На ряді заводів впроваджено вузол відсапуючись сірководню з бензину чищений вуглеводневим газом. Вуглеводневий газ піддається роздільної очищенні від сірководню розчином МЕА: газ з сепааратора низького тиску очищається в абсорбері під тиском) 0,5 МПа; газ з бензинового сепаратора очищається від сірководню при 0,13 МПа, потім використовується як паливо для печей.
Насичений розчин МЕА регенерується в отгонной колоні, з якої йде суміш сірководню і пари води. Після охолодження в конденсаторі-холодильнику вона поділяється в сепараторі. Сірководень виводиться з установки для отримання сірчаної кислоти або елементарної сірки, а вода подається на зрошення в отгонное колону. Після отгонной колони регенерований розчин охолоджується в теплообміннику, холодильнику і повертається в цикл. Температурний режим отгонной колони підтримується подачею пари в рібойлер.
При втраті активності каталізатора проводиться його газоповітряна або паровоздушная регенерація.
3.1.2 Основне обладнання
Реактор з аксіальним введенням сировини зверху вниз. Корпус реактора зсередини футерований; реактор не має захисного склянки. Діаметр реактора 2600 мм.
Продуктово-сировинні теплообмінники кожухотрубчасті, одноходові по трубному простору, ущільнення сильфонні на плаваючій головці. Діаметр корпусу 800 мм.
Трубчасті печі шатрового типу зі зварним змійовиком в зоні вогневого нагріву.
Колонні апарати різного діаметра з жолобчастим тарілками чи насадкою з кілець Рашига.
Холодильники високого тиску типу «труба в трубі» для готового продукту, встановлені на відкритому майданчику.
Поршневі компресори марки 5ВП-16/70.
3.1.3 Економічні показники
На гідроочищення 1 т сировини витрачається:
Пар, кг ............................................... ...... 42,0
Електроенергія, МДж ........................... 79,2
Охолоджуюча вода, м 3 ... ... ... ... ... ... ... .8,4
Паливо:
мазут, кг ............................................... .. 19,4
газ (при нормальних умовах), м 3 ... ... 4,2
Каталізатор, кг .................................... 0,04
Їдкий натр, кг ....................................... 2,14
Моноетаноламін, кг ............................ 0,04
Робоча сила, чол / зміна .......................... 10
3.2 Встановлення Г-24 / 1
3.2.1 Опис технологічної схеми
Принципова технологічна схема установки Г-24 / 1 представлена на малюнку 1.
Вихідна сировина - прямогонной дизельне паливо з резервуарів сировинного парку забирається насосом Н-1 (Н-4) і подається у трійник змішання потоку, де змішується з циркулюючим водородсодержащим газом (ВСГ), що надходить з викиді циркуляційних компресорів В - 1 (В-2) . Витрата сировини в трійник змішання регулюється клапаном, встановленому на лінії подачі сировини від насоса Н-1 (Н-4) у трійник змішання. При зниженні витрат сировини до 2,5 м3 / ч закривається клапан-відсікач 173-1, встановлений на сировинний лінії до трійників змішання. Для запобігання попаданню сировини зворотним ходом в лінію водородсодержащего газу при аварійних зупинках компресорів, що циркулює ВСГ входить до трійник змішання через зворотний клапан (Мал. 1).
Газосирьевая суміш із трійника змішання надходить у Міжтрубний простір теплообмінника Т-1 / 1, де нагрівається до температури 120 ÷ 140 ° С за рахунок тепла гідроочищені палива, відкачувати з установки. З теплообмінника Т-1 / 1 газосирьевая суміш надходить у Міжтрубний простір теплообмінника Т-2 / 1, де нагрівається до температури 200-230 ° С за рахунок тепла продуктів реакції з реактора Р-1, які проходять через трубне простір Т-2 / 1 . Температура нагріву реєструється.
Остаточний нагрів газосирьевой суміші до температури реакції 280-4000С здійснюється в трубчастої печі П-1 з пальниками беспламенного горіння.
Рисунок 1 - Технологічна схема установки Г-24 / 1
Газосирьевая суміш проходить спочатку через конвекційну частину печі (18 труб), потім нагрівається в радіантні частини (20 труб).
Температура газосирьевой суміші на виході з печі П-1 регулюється, клапаном встановленим на лінії подачі паливного газу до форсунок печі. ПАЗ печі передбачає відсікання подачі паливного газу клапаном - відсікачем.
Нагріта газосирьевая суміш з печі П-1 надходить у верхню частину реактора Р-1, заповненого каталізатором. У реакторі під тиском 2,5-4,5 МПа і температурі 280 ¸ 400 0 С на поверхні каталізатора відбувається гідрування сіро-, азото-, кисневмісних органічних сполук і неграничних вуглеводнів. Так як ці реакції протікають з виділенням тепла, то температура в реакторах може підвищуватися. Температура і тиск по висоті шару каталізатора, на вході і виході з реактора реєструється. По зміні перепаду тиску в реакторі визначають ступінь закоксованность каталізатора. Допускається перепад тиску в реакторі не більше 6 кгс / см ². Збільшення перепаду тиску по шару каталізатора з одночасним збільшенням вмісту сірки в паливі гідроочищені вказує на зниження активності каталізатора.
Гаряча суміш продуктів реакції і водородсодержащего газу (гидрогенизат) виходить знизу реактора Р-1, проходить через трубне простір теплообмінника Т-2 / 1, де віддає частину тепла газосирьевой суміші і з температурою не більше 300 0С надходить в високотемпературний сепаратор високого тиску Е-1 / 1.
Температура введення гідрогенізатів з теплообмінника Т-2 / 1 у сепаратор Е-1 / 1 регулюється клапаном, який встановлено на лінії подачі гідрогенізатів з реактора Р-1 в сепаратор минаючи теплообмінник Т-2 / 1 (на байпасні лініях теплообмінників).
У сепараторі Е-1 / 1 відбувається відділення водородсодержащего газу від рідкої фази (гідрогенізатів).
Виділився газ з високотемпературного сепаратора високого тиску Е-1 / 1 виходить зверху і після охолодження оборотної водою в міжтрубному просторі холодильника Т-3 / 1 до температури не більше 50 0С надходить у сепаратор високого тиску Е-2 / 1, де відбувається відділення водородсодержащего газу від рідкої вуглеводневої фази, що утворилася після охолодження в холодильнику Т-3 / 1.
Водородсодержащий газ зверху з сепаратора Е-2 / 1 надходить в низ абсорбера К-3 для очищення розчином моноетаноламіна від сірководню. Після очищення в абсорбері К-3 ВСГ через сепаратор Е-3 надходить на всмоктування компресора У-1 (В-2) і далі в трійник змішання.
Гидрогенизат з низу сепаратора Е-1 / 1 самопливом надходить в отпарную колону До-1 / 1.
Рівень рідини в сепараторі Е-1 / 1 регулюється клапаном, який встановлено на лінії гідрогенізатів з Е-1 / 1 в К-1 / 1.
Нагромаджений в низу сепаратора Е-2 / 1 конденсат виводиться в сепаратор С-3 або на 13 тарілку колони До-1 / 1. Рівень рідини в сепараторі Е-2 / 1 підтримується клапаном, який встановлено на лінії гідрогенізатів з Е-2 / 1.
У отпарной колоні До-1 / 1 відбувається відгін легких вуглеводнів, розчинених вуглеводневих газів і сірководню за рахунок подачі перегрітої водяної пари і зниження тиску. У колоні До-1 / 1 є 13 тарілок S-подібного типу. Подача сировини передбачена на 13, 10 і 7 тарілки.
У низ колони К - 1 / 1 подається перегрітий водяний пар. Схема отримання перегрітої водяної пари має наступний вигляд: від парової гребінки печі П-1 гострий водяний пар з тиском до 12 кгс / см ² надходить в змійовики пароперегрівачів в печі П-1, де нагрівається до температури 240 0С. Далі перегрітий пар через маточник подається під нижню тарілку колони До-1 / 1. Витрата перегрітої пари в колони регулюється клапаном, встановленому на лінії подачі пари в К-1 / 1.
Відігнані в отпарной колоні До-1 / 1 легкі фракції, що йдуть разом з водяною парою зверху колони з температурою до 180 0С надходять в міжтрубний простір холодильників Т-5 / 1, Т-5 / 2, де відбувається конденсація і охолодження. Далі сконденсований продукт і вуглеводневий газ з температурою до 50 0С надходять в сепаратор С-3.
З низу отпарной колони До-1 / 1 гідроочищені паливо, що містить сліди води самопливом надходить у колону вакуумного сушіння К-2 / 1. Так само можливий висновок продукту крім колони К-2 / 1 безпосередньо в товарний парк. Рівень у До-1 / 1 регулюється клапаном, який встановлений на перетоку гідрогенізатів з К-1 / 1 в К-2 / 1.
У колоні К-2 / 1 відбувається випаровування води під вакуумом. Вакуум створюється за допомогою двоступінчастого ежектора Е-1. На ежектор подається гострий пар.
Оборотна вода подається в холодильник ежектора для охолодження та конденсації парів з К-2 / 1 і стікає по барометричної трубі, опущеною під шар води, в ящик барометричної труби Е-31 / 1 для забезпечення гідрозатвори.
Готове гідроочищені паливо з низу колони вакуумної осушки К-2 / 1 надходить на прийом насоса Н-5 (Н-8) і прокачується насосом через трубне простір теплообмінника Т-1 / 1, де охолоджується, нагріваючи газосирьевую суміш, що проходить через міжтрубний простір Т -1 / 1.
Після теплообмінника Т-1 / 1 гідроочищені паливо охолоджується в міжтрубному просторі холодильника Т-8 / 1 до температури не більше 60 0С.
Далі гідроочищені дизельне паливо виводиться в резервуари товарного парку.
3.2.2 Режим роботи реактора
У реакторі на поверхні каталізатора відбувається гідрування сіро-, азото-, кисневмісних органічних сполук і неграничних вуглеводнів. Так як ці реакції протікають з виділенням тепла, то температура в реакторах може підвищуватися. Температура і тиск по висоті шару каталізатора, на вході і виході з реактора реєструється. По зміні перепаду тиску в реакторі визначають ступінь закоксованность каталізатора. Допускається перепад тиску в реакторі не більше 6 кгс / см ². Збільшення перепаду тиску по шару каталізатора з одночасним збільшенням вмісту сірки в паливі гідроочищені вказує на зниження активності каталізатора.
Оптимальний режим роботи реактора:
Температура сировини на вході в реактор 320-360 ° С
Тиск на вході в реактор 4,0-4,5 МПа
Кратність циркуляції ВСГ 200-300 нм3/м3
Об'ємна швидкість подачі сировини 2,0-4,0 год-1
3.2.3 Характеристика виробничого середовища. Аналіз небезпек і виробничих шкідливостей
Установка Г-24 / 1 призначена для гідроочищення олив або дизельного палива шляхом деструктивної гидрогенизацией сірчистих сполук на алюмокобальтмолібденовом каталізаторі в середовищі водню. За технологічними умовами (тиск до 5.0МПа і температурі до 400 ° С), рідка фаза в технологічному обладнанні, в основному, знаходиться в перегрітому стані, тому що звертається в обсязі апаратів і трубопроводів при високих температурах і тиску, крім того, в обладнанні присутні різні вуглеводневі гази.
Повна розгерметизація технологічного обладнання з перегрітої рідиною супроводжується переходом великої частини цієї рідини в пароподібний стан і освітою вибухопожежонебезпечних хмар. Вибухи подібних хмар мають велику руйнівну силу і супроводжуються серйозними наслідками.
Найбільш важкі наслідки можуть бути в результаті аварії при миттєвій розгерметизації обладнання та викиду суміші водородсодержащих парів рідких вуглеводнів з технологічних блоків. Утворене вуглеводневу парогазової хмара, яке може містити всю кількість речовини, що знаходиться в блоці, здатне спалахнути або вибухнути при наявності джерела запалювання, в якості якого, може виступати нагрівальна піч.
При розливі рідких вуглеводнів відбувається випаровування вуглеводнів з поверхні розлиття. Обсяг утворюється парогазового хмари вуглеводнів значно менше, ніж при розгерметизації обладнання з перегрітої рідиною і за наявності ініціатора загоряння вигорає по поверхні розлиття, що може привести до перегріву ємнісного обладнання, трубопроводів і металоконструкцій, що знаходяться в близи вогнища пожежі.
Основними факторами небезпеки на установці є:
- Горючість, вибухонебезпечність і токсичність продуктів, застосовуваних і одержуваних на установці, наявність їх в апараті у великій кількості;
- Можливість утворення зарядів статичної електрики при русі газів і рідин по трубопроводах і в апаратах;
- Наявність електротехнічних пристроїв високої напруги;
- Застосування в технологічному процесі нагрівальних печей, де продукт нагрівається до високих температур і знаходиться під тиском;
- Наявність насосів і компресорів, що нагнітають токсичні і вибухонебезпечні продукти;
- Наявність нагрітих до високих температур поверхонь
Характеристика шкідливих і вибухонебезпечних речовин, які застосовуються, обертаються і одержуваних на установці Г-24 / 1.
3.2.4 Заходи щодо забезпечення безпеки виробництва
Для забезпечення безпеки виробництва кожен співробітник проходить інструктаж.
Для забезпечення безаварійної роботи установки і досягнення мінімального рівня вибухопожежонебезпечності процесу передбачені такі заходи:
- Процес здійснюється за безперервною схемою і в герметичних апаратах;
- Всі стадії технологічного процесу безупинні і схильні до сталого протіканню;
- Вся технологічна схема установки розділена на 6 технологічних блоків (№ 1, 2 / 1, 2 / 2, 2 / 3, 3, 4), які, у разі виникнення аварії або інциденту, можуть бути відключені один від одного відсікачами, запірною арматурою , системою захисту і блокувань;
- При дотриманні правил експлуатації процес не володіє можливістю вибуху всередині технологічної апаратури;
- Для переміщення легкозаймистих рідин застосовані герметичні відцентрові насоси з подвійним торцевим ущільненням типу «ТРЬОХ»;
- Вживані, які звертаються і одержувані речовини не мають здатність швидко і спонтанно полимеризоваться, реагувати з водою, саморазогреваться і самозайматися, не схильні до мимовільного термічного розкладання при високих температурах і тиску;
- Не застосовуються продукти і теплоносії, несумісні між собою;
- На установці відсутні відкриті поверхні апаратів і трубопроводів з температурою вище температури самозаймання обертаються речовин;
- Контроль і управління процесом здійснюється автоматично і дистанційно з операторної з використанням електронної системи приладів;
- За параметрами, визначальним вибухопожежонебезпечності процесу, передбачена протиаварійне автоматична система захисту, попереджувальна сигналізація і аварійна система блокувань;
- На апаратах, де можливе підвищення тиску до максимально допустимого, встановлені запобіжні клапани;
- Передбачені система аварійного звільнення апаратів від нафтопродукту в аварійну ємність і аварійний скид на факел;
- На зовнішній установці, де розташоване обладнання, в якому звертаються вибухопожежонебезпечні речовини, передбачені датчики загазованості, сигнали від яких надходять у операторну.
Відповідно до ГОСТ 12.1.044-91 на установці передбачені такі засоби пожежогасіння:
- Первинні засоби пожежогасіння (вогнегасники - пінні ОХП-10, корюшкових ОПУ-10, ОПС-10г, вуглекислотні ОУ-5, ОУ-8; кошми, ящики з піском, лопати і т.д.);
- Стаціонарна система пенотушения відкритої насосної;
- Водяна зрошувальна система колонних апаратів;
- Лафетні стволи на лафетних вишках (4 вежі);
- Пожежні крани в приміщенні компресорної.
- Для печей передбачена система паротушения, а навколо печей передбачена парова завіса, що включається автоматично по сигналу загазованості на зовнішній установці.
Для запобігання нещасних випадків, захворювань та отруєнь, пов'язаних з виробництвом, весь обслуговуючий персонал установки забезпечується наступними засобами захисту:
- Спеціальним одягом - бавовняні костюми, рукавиці комбіновані, захисні окуляри, черевики шкіряні, діелектричні калоші та рукавички для машиністів;
- Гумовий фартух, гумові рукавички для роботи з розчином МЕА;
- Фільтруючими протигазами марки «БКФ», що захищають органи дихання від кислих і органічних парів і газів (ГОСТ 12.4.041-2001);
- Шланговими протигазами ПШ-1, ПШ-2 відповідають вимогам ГОСТ 12.4.041-2001, комплектом масок та рятувальним поясом з мотузкою для роботи при високих концентраціях газу в повітрі (більше 0,5% об. Або при концентрації кисню менше 18% об .) або під час роботи всередині ємностей, колон, колодязів і при ямках;
- Аварійним запасом фільтруючих протигазів;
- Медичною аптечкою з необхідним набором медикаментів для надання потерпілому першої медичної допомоги.
В якості захисного одягу на установці згідно з ГОСТ 12.4.016-75 і ГОСТ 12.4.017-76 передбачається комплект спеціального одягу: х / б костюм, шкіряні черевики, рукавиці, куртка і штани ватяні.
Для запобігання виникнення зарядів статичної електрики, захисту від вторинних проявів блискавки передбачені такі заходи:
- Кожна система апаратів, трубопроводів, представляє собою на всьому протязі безперервну електричний ланцюг, яка в межах установки заземлюється не менше, ніж у двох місцях;
- Для захисту будинків і споруд від прямих ударів блискавок, соглас-но РД 34.21.122-87, а також ПУЕ апарати з товщиною стінок понад 4 мм приєднані до захисного заземлення не більше 4 Ом;
- Для захисту людей від ураження електричним струмом на установці, у відповідності з ПУЕ, передбачено захисне заземлення та занулення електрообладнання;
- При введенні рідини в апарати по можливості виключено розбризкування (введення під шар рідини);
- Швидкість руху продуктів в апаратах і трубопроводах не перевищує значень, передбачених проектом.
- При нормальній експлуатації установки все обладнання і комунікації знаходяться при надмірному тиску нафтопродуктів та їх парів, що виключає можливість утворення в апаратах і трубопроводах вибухонебезпечних сумішей. При зупинці установки апарати і трубопроводи заповнюються технічним азотом.
Список використаних джерел
Ахметов С.А. Технологія глибокої переробки нафти і газу. - Уфа: Гільом, 2002. - 669 с.
Черножуков Н.І. Очищення і розділення нафтової сировини, виробництво товарних нафтопродуктів. - М.: Хімія, 1978. - 423с.
Магара Р.З. Теоретичні основи хімічних процесів переробки нафти. - М.: Хімія, 1976. - 311 с.
Аспель Н.Б., Дьомкіна Г.Г. Гідроочищення моторних палив. - М.: Хімія, 1977 .- 158 с.
Танатар М.А., Ахметшина М.М. та ін Технологічні розрахунки установок переробки нафти .- М.: Хімія, 1987. - 351 с.
Багіров І.Т. Сучасні установки первинної переробки нафти .- М.: Хімія, 1974. - 237 с.
Ластовкін Г.А. Довідник нафтопереробника. - М., 1986. - 649 с.
Еріх В.М. Хімія і технологія нафти і газу. - М.: Хімія, 1977. - 424 с.
Камінський Е.Ф. Глибока переробка нафти. - Уфа, 2001. - 385 с.