Реактор гидроочистки

1. ВВЕДЕНИЕ.

В зависимости от преобладающего содержания углеводородов того или иного  класса в нефтяной фракции с температурой кипения 250—300 °С различают следующие основные виды нефти:

1. метановая нефть,  состоит преимущественно из неразветвленных  алканов;

2. нафтеновая нефть,  состоит в основном из циклических  неароматических углеводородов -  циклоалканов, или нафтенов;

3. смешанная нефть,  включает смесь алканов, нафтенов  и ароматических углеводородов. Смешанная нефть встречается наиболее часто.

Иногда нефть классифицируют по физическим свойствам, например легкая нефть плотностью менее 0,9 г/мл и более тяжелая нефть. Во всех видах нефти имеются примеси азот- и серосодержащих органических соединений.

Существует несколько теорий происхождения  нефти. Очень вероятно, что нефть образовалась из остатков морских организмов и растений, оседавших в течение миллионов лет на морское дно. Неорганические вещества служили катализаторами гниения, вызываемого анаэробными бактериями, т. е. живущими без доступа воздуха. При тектонических сдвигах донные органические слои оказывались в толще Земли, где на них действовали давление земной коры и теплота внутренних слоев Земли. Донные слои превращались таким образом в смеси углеводородов; жидкая нефть скапливалась в виде нефтеносных слоев над непроницаемыми для нее горными породами.

Кроме органической теории можно указать  неорганическую теорию происхождения нефти, автором которой является Д. И. Менделеев. Согласно этой теории нефть могла образоваться из находящихся в недрах Земли карбидов металлов и просочившейся туда воды. Предложена также космическая теория, по которой нефть могла образоваться из водорода и углерода при формировании нашей планеты.

Почти вся добываемая нефть извлекается  из Земли посредством бурения  скважин, которое проводится с помощью турбобуров. Если давление в нефтеносном слое выше атмосферного и над слоем нефти имеются попутные газы, то часто нефть сама выходит на поверхность, в противном случае нефть выдавливают на поверхность, закачивая в скважину воздух, газ или воду под давлением (при очень низком давлении нефтеносного слоя используются глубинные насосы).

Все процессы переработки нефти  объединяются названием «нефтехимия». Предварительно перед переработкой нефти из нее извлекают растворенные неорганические соли, другие примеси отделяются в отстойниках. Обезвоживание нефти проводят электростатическим методом - действием поля переменного электрического тока напряжением 4000 В. Попутные газы отделяют в сепараторах под вакуумом.

Нефть транспортируют в морских и речных танкерах, по нефтепроводам или в цистернах по железной дороге (в указанном порядке возрастает стоимость перевозок).

Основным процессом переработки  нефти (после удаления газов, солей  и воды) является фракционная перегонка - термическое разделение нефти на составные части (фракции). Перегонку нефти проводят в ректификационных колоннах с колпачковыми тарелками или с заполнением насадочными элементами, например кольцами Рашига. В ректификационной колонне, поднимающийся вверх, пар интенсивно контактирует со стекающей вниз жидкостью - конденсатом, что существенно повышает разделительный эффект установки.

Фракционную перегонку нефти проводят под атмосферным давлением и  при постепенном повышении температуры  только до 400°С, при температурах выше 400°С высокомолекулярные соединения подвергаются распаду - крекингу - на соединения с малыми молекулами.

Основные фракции нефти, отбираемые в определенных температурных пределах при ее перегонке:

бензин (40 - 180 °С, с т. кип. до 100 °С - легкий бензин, с т. кип. 100 - 180°С - тяжелый бензин), состоит из углеводородов С₆ - С₁₁, применяют как топливо, для получения синтез-газа, сырье для пиролиза и риформинга;

керосин  (180 - 240°С), состоит из углеводородов С₁₀ - С₁₄, применяют как авиационно-турбинное топливо, сырье для крекинга;

газойль  (240 - 360 °С), состоит из углеводородов С₁₁ - С₂₀, применяют как дизельное и котельное топливо, сырье для крекинга;

мазут - остаток атмосферной перегонки нефти.

Путем   вакуумной   перегонки  мазута   получают  более  высококипящие фракции: вакуумный тяжелый газойль, который используется как моторное, машинное и смазочное масла (причем из него может быть выделен парафин), и гудрон (остаток), который применяют как смазочное средство, котельное топливо и сырье для производства битумов.

Смазочные масла, выделяемые при перегонке  мазута, называют минеральными (нефтяными) маслами в отличие от синтетических масел, получаемых искусственно (хотя все масла являются смесями органических соединений). Смазочные масла должны иметь высокий температурный коэффициент вязкости, т. е. вязкость не должна сильно изменяться при колебаниях температуры, они должны быть инертными по отношению к возможным загрязнениям и способными к нейтрализации кислотных продуктов сгорания топлив (SO₂, СО₂). Для улучшения эксплуатационных свойств смазок в них добавляют так называемые присадки - сложные органические соединения.

Важной характеристикой топлива (бензина, керосина) для двигателей внутреннего сгорания является его октановое число (ОЧ). Детонация топлива в моторах объясняется неравномерностью процесса его сгорания и зависит от качества бензина. Мерой детонационной стойкости топлива и служит ОЧ; оно численно равно содержанию (в объемных %) изооктана (ОЧ = 100) в его эталонной смеси с н-гептаном (ОЧ = 0), при котором эта смесь имеет равные с испытуемым топливом антидетонационные свойства.

Наименьшим октановым  числом обладают нормальные алканы, ОЧ возрастает при переходе от алканов  к алкенам, циклоалканам и изоалканам, наибольшими значениями ОЧ характеризуются арены.

Бензины, полученные перегонкой нефти, имеют октановые числа  от 30 до 45.

2. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР И ПАТЕНТНЫЙ  ПОИСК.

Известен способ получения высокооктанового бензина с использованием процесса каталитического риформинга бензиновых фракций.

Наиболее близким является способ получения высокооктанового бензина  путем многоступенчатого риформинга бензиновых фракций. Риформинг проводят последовательно в трех реакторах при температуре 480 - 520°С, давлении до 40 ат.

При этом фракционный состав получаемого продукта не удовлетворяет современным требованиям, кроме того, выход бензина недостаточно высок.

Цель - повышение выхода высокооктанового бензина и повышение его качества за счет облегчения фракционного состава.

Это достигается предлагаемым способом получения высокооктанового бензина путем многоступенчатого каталитического риформинга бензиновых фракций при повышенных температуре и давлении, при котором продукты риформирования перед последней ступенью подвергают ректификации с получением первой фракции с температурой конца кипения 105 – 120 °С и остаточной фракции, на последнюю ступень риформинга подают остаточную фракцию и полученные продукты смешивают с первой фракцией.

Отличительные признаки способа заключаются в разделении продуктов риформирования на первую и вторую фракции, риформировании на последней ступени второй фракции и смешении полученных продуктов с первой фракцией.

Предлагаемый способ позволяет  повысить выход бензина и улучшить качество целевого продукта.

Известен способ риформинга бензиновой фракции на катализаторах, содержащих металл платиновой группы. Постоянная активность катализатора поддерживается за счет замены отработанного катализатора регенерированным или свежим путем организации подвижного слоя. Свежий или регенерированный катализатор непрерывно вводят в первый реактор и пропускают последовательно через систему реакторов, причем из последнего реактора катализатор отводят в регенератор для регенерации.

Подвижный слой катализатора движется в виде почти непрерывного кольцевого потока частиц между двумя цилиндрическими сетками. Поток сырья фильтруется через боковую поверхность слоя катализатора внутрь цилиндрической поверхности.

Однако при осуществлении этого  способа наблюдаются потери продуктов реакции при перемещении катализатора из последнего по ходу сырья реактора в регенератор.

С целью уменьшения потерь продуктов  риформинга, предлагается циркулирующий газ непрерывно подавать в каждый коллектор.

Сырьевую смесь загружают в  реактор, содержащий подвижный слой катализатора.

Продукты реакции отделяют от катализатора путем непрерывной подачи рециклизованного водородсодержащего газа в коллектор  катализатора. Из коллектора катализатора рециклизованный газ движется противотоком по трубопроводам переноса катализатора. Периодически увеличивают поток рециклизованного газа в коллектор катализатора для прекращения поступления катализатора в коллектор и для вывода катализатора из коллектора в следующий по ходу сырья реактор. В момент вывода катализатора из реактора добавляют эквивалентное количество свежего катализатора.

В процессе используют катализатор, представляющий собой металл платиновой группы и скомбинированный с ним галоген на носителе. В качестве промоторов применяют рений, германий, олово или свинец, в качестве носителя — сферический глинозем, приготовленный методом падения капель в масле.

Особенно эффективно риформинг протекает под давлением 4,4 – 14,6 атм. Предлагаемый способ обеспечивает риформинг сырья в контакте с  каталитической системой, характеризующейся постоянной активностью.

Предлагаемый способ находит особое применение для риформинга при пониженном давлении. Низкие парциальные давления водорода способствуют основным реакциям, например, дегидрогенизации парафинов  и нафтенов. Главным препятствием использования риформинга при низких давлениях является избыточное образование углерода происходящее из-за реакций конденсации и полимеризации, для которых низкое парциальное давление водорода является благоприятным условием. Однако относительно частая регенерация устраняет это препятствие, и нестабильность катализатора, возникающая из-за образования углерода, не влияет на риформинг при низком давлении. 

Первый способ не используется в курсовом проекте из-за отсутствия дополнительных данных для расчета ректификационной колонны.

Второй способ имеет существенные недостатки: при использовании подвижного слоя катализатора наблюдаются потери продуктов реакции, а также избыточное образование углерода происходящее из-за реакций конденсации и полимеризации, для которых низкое парциальное давление водорода является благоприятным условием.

Изменение технологической  схемы, предлагаемое в курсовом проекте, позволит увеличить давление на блоке  гидроочистки с  одновременным снижением  его на блоке риформинга без применения дополнительного дорогостоящего компрессорного оборудования. Это заключается в следующем: из точки максимального давления водорода блока риформинга избыточный водород предлагается подать в точку наименьшего давления гидроочистки. Перепад давления на линии подпитки водородом гидроочистки в этой схеме существенно выше, чем в старой и позволяет поддерживать давление в  реакторе гидроочистки на уровне 24 кгс/см², при давлении в реакторах риформинга 18-20 кгс/см². 

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

4.1. Характеристика исходного сырья, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов и готовой продукции.

Таблица 1

4.2. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ.

Бензиновая фракция  нефти с температурой кипения 62 – 180 ºС из парков накопления сырья поступает  на прием подпорных насосов Н- , а затем на прием сырьевых насосов Н-    . С выкида насосов сырье, двумя регулируемыми потоками поступает в тройники смешения с циркулирующим водородсодержащим газом (ЦВСГ) и далее в теплообменники Т- , где, проходя по межтрубному пространству, подогревается. Попадая в змеевики печи П-     , газосырьевая смесь предгидроочистки подогревается до рабочей температуры (300 ºС) и поступает  в аксиальный реактор предгидроочистки сверху. В реакторе происходят реакции гидроочистки: гидрогенолиз серо-, кислород- и азотсодержащих соединений и частичный гидрокрекинг тяжелых парафинов с образованием H₂S, H₂O, NH₃ и более легких парафинов.

 Выходя из реактора, газопродуктовая смесь отдает часть тепла в Т-     , подогревая, тем самым, газосырьевую смесь и поступает на дальнейшее охлаждение в холодильники Х- . В сепараторе С-     происходит разделение смеси на жидкую и газовую фазы за счет резкого падения скорости потока в объеме сепаратора. Отделенный от жидкости ЦВСГ выходит сверху сепаратора, проходит каплеотбойник С-     , дожимается циркуляционным поршневым компрессором ПК-     и возвращается обратно в цикл.

Продуктовая жидкость с  низа сепаратора С-       попадает в отпарную колонну К-       , предварительно подогреваясь стабильным продуктом в теплообменнике Т-     . В колонне К-                                происходит  отпарка H₂S, H₂O, NH₃ легких углеводородов (СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, С₄Н₁₀). Выходящие сверху колонны газы отпарки охлаждаются и конденсируются в холодильниках-конденсаторах ХК-             и собираются в емкости орошения Е-         . Образовавшийся водный раствор H₂S, NH₃  за счет более высокой плотности оседает в стакане-отстойнике емкости, откуда дренируется, а жидкая углеводородная фаза возвращается обратно в колонну в качестве орошения насосами Н-               . Тепловой баланс колонны поддерживается циркуляцией кубовой жидкости  насосами Н-                       через змеевики печи П-       , где подогревается и возвращается обратно в колонну. Готовый продукт предгидроочистки, очищенный от примесей серы, азота, кислорода, с низа К-         проходит Т-        , где отдает тепло питанию колонны и насосами Н-                  отправляется двумя регулируемыми потоками в тройники смешения  с  ЦВСГ.

Образовавшаяся газосырьевая смесь риформинга подогревается  продуктами реакции в теплообменниках  Т-                  , проходя  через межтрубное пространство. Далее смесь подогревается до рабочей температуры (460-500 ºС) в змеевиках   печи П-          и поступает на первую ступень риформинга-реактор с радиальным вводом  сырья Р-           . Затем смесь проходит вторую и третью ступени риформинга с промежуточным  подогревом в змеевиках печей П-                      ,  т.к. общий тепловой эффект реакции эндотермичен.

В реакторах Р-                    (все радиальные – для  снижения времени и увеличения поверхности  контакта) происходят следующие химические превращения:

- ароматизация  нафтенов с выделением водорода и получением  ароматических  углеводородов;

- циклизация линейных   парафинов в нафтены с выделением  водорода;

- изомеризация  линейных  парафинов;

- гидрокрекинг парафинов  с образованием легких  углеводородов  (от метана до пентана).

Далее, газопродуктовая смесь  отдает свое тепло в теплообменниках Т-              и охлаждается    в холодильниках Х-              . В сепараторе С-     происходит  разделение ЦВСГ  и жидкой  углеводородной фазы. ВСГ выходит сверху С-    , проходит каплеотбойник-сепаратор С-        и возвращается обратно в цикл циркуляционным центробежным компрессором.

Т. к. процесс  риформинга  сопровождается выделением большого количества  избыточного водорода, этот избыток  отправляется  на блок предгидроочистки для пополнения водорода, поглощенного в процессе очистки сырья от серо-, кислород- и азотсодержащих соединений.

Жидкость с растворенными  в ней газами  с низа сепаратора С-       попадает в сепаратор  низкого давления С-    , где  происходит частичное  отделение  УВГ: метана, этана. С низа сепаратора С-        риформат (продукт риформинга) проходит теплообменник Т-      , где подогревается и попадает в колонну стабилизации К-       . В колонне происходит отделение готового продукта от растворенных газов. Газы, с верха колонны, охлаждаются и частично конденсируются в холодильниках-конденсаторах ХК-              и попадают в емкость орошения Е-      . Для поддержания давления колонны на одном уровне (10-12 кгс/см²) часть УВГ сбрасывается из емкости в топливную сеть установки. Сжиженный газ снизу емкости насосами Н-  подается обратно в колонну в качестве орошения. Тепловой баланс колонны К-       поддерживается циркуляцией кубовой жидкости насосами Н-  через змеевики печи П-        , где подогревается и возвращается обратно в колонну. Готовый стабильный продукт с низа колонны К-        проходит теплообменник Т-       , где отдает свое тепло сырью колонны, охлаждается в холодильниках Х-              и поступает на выход с установки в парк накопления автомобильного бензина.

Усовершенствование технологической схемы.

Существующий способ подачи свежего водорода  на блок  предгидроочистки (с приема ЦК-    навыкид ПК-          ) имеет следующий  недостаток: данная схема  ограничивает поддержание  давления в реакторе Р-      выше, чем давление на приеме ЦК-     (при нынешней  тенденции катализаторов риформинга импортного производства RG-482,582 к снижению давления в реакторах риформинга до 20 кгс/см²).

В отличие же от риформинга, процесс гидрочистки напрямую зависит  от парциального давления водорода в реакторе Р-      . Т.е. при повышенном давлении на блоке предгидроочистки (порядка 24 кгс/см² и более), а следовательно и в реакторе Р-       для прохождения реакций гидроочистки требуется более низкая температура; очистка получается глубже, коксообразование на катализаторе – ниже, срок службы катализатора (как весьма дорогостоящего компонента) – дольше, что ведет к снижению материальных затрат на его приобретение.

Предлагаемое изменение  технологической схемы позволит увеличить давление на блоке гидроочистки с одновременным снижением его на блоке риформинга без применения дополнительного дорогостоящего компрессорного оборудования. Заключается эта доработка в следующем: из точки максимального давления водорода блока риформинга (выкид компрессора ЦК-      ) избыточный водород предлагается подать в точку наименьшего давления гидроочистки (прием компрессора ПК-  ). Перепад давления на линии подпитки водородом гидроочистки в этой схеме существенно выше, чем в старой и позволяет поддерживать давление в Р-      на уровне 24 кгс/см², при давлении в Р-     18 - 20  кгс/см².

8. охрана  труда.

8.1. Взрывопожароопасные,  токсические свойства сырья, полуфабрикатов, готовой продукции и отходов  производства.

Таблица

Классификация технологических блоков по взрывоопасности

Таблица

8.2. ЗАЩИТА ПЕРСОНАЛА  И ПРОИЗВОДСТВА ОТ ВОЗДЕЙСТВИЯ  ВРЕДНЫХ ФАКТОРОВ.

Таблица

Способы обезвреживания продуктов в аварийных случаях

При разливе бензина  создается сильная загазованность и возникает опасность взрыва.

Бензин с территории смывается обильным количеством  воды через ливнеприемники промливневой канализации до исчезновения блесков  пленки бензина на поверхности стоков.

Обслуживающий персонал, ликвидирующий разлив, должен быть в противогазах.

В случае разлива нефтепродуктов:

- снять давление с соответствующего  трубопровода или аппарата (остановить  насос и т.д.) и принять меры  к устранению причин разлива  или пропуска;

- приступить к ликвидации разлива.

Меры безопасности, вытекающие из специфики технологического процесса

Опасными факторами, вытекающими  из специфики технологического процесса является наличие на установке нефтепродуктов, водяного пара, электрооборудования, работающих при повышенных давлениях и температурах, образование пирофорных соединений.

Для устранения вышеперечисленных  опасностей должны выполняться мероприятия:

1. Перед приемом пара на установку  открыть все дренажи на трубопроводах.  Во избежание гидравлических ударов при прогреве системы паром задвижки на линии подачи пара открывать постепенно.

2. При приеме сырья на установку  необходимо проверить схему направления  потоков. Заполнение емкостей  необходимо производить при закрытых  дренажах и открытых воздушниках.

3. Повышение температуры выше 100 °С в аппаратах до полного удаления воды не разрешается во избежание вскипания нефтепродуктов.

4. Следить за уровнем жидкости  в аппаратах, колоннах, емкостях. Кроме автоматического регулирования уровня в колоннах, емкостях, предусмотрена сигнализация повышения и понижения уровня в них, что позволяет обеспечить безопасную работу насосов.

5. Для предотвращения возгорания  пирофорных соединений при ремонте  и эксплуатации необходимо при освобождении аппаратов перед ремонтом пропарить аппараты водяным паром и строго выполнять инструкцию по борьбе с пирофорными соединениями.

6. Изменение температуры и давления  в аппаратах и трубопроводах  производить медленно и плавно во избежание возможных деформаций.

К средствам защиты от шума относятся оградительные, звукоизолирующие и звукопоглощающие устройства.

ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ.

Помещение операторной обеспечено приточной вентиляционной установкой, обеспечивающей кратность циркуляции воздуха 1:5 при нормальном режиме и 1:10 – в аварийной ситуации.