Гидроочистка нефтяных дистиллятов

Принятые обозначения  и сокращения

 

ВСГ         водородосодержащий газ

МЭА        моноэтаноламин

НПЗ         нефтеперерабатывающий завод

АКМ        алюмокобальтмолибденовый катализатор

АНМ        алюмоникельмолибденовый катализатор

ПК           поршневой компрессор

ОПС         окружающая природная среда

ООС         охрана окружающей среды

ЗВ             загрязняющие вещества

ТЭК          топливо - энергетический комплекс

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

Индивидуальное задание	2
Принятые обозначения  и сокращения	3
Введение	5
1 Описание установки гидроочистки нефтяных дистиллятов	8
2 Потребность установки в сырье, катализаторах, вспомогательных материалах и энергоресурсах	12
2.1 Сырье	12
2.2 Катализаторы и вспомогательные материалы	13
2.3 Теплоснабжение	15
2.4 Топливоснабжение	15
3 Основные технологические  решения и технология производства	16
3.1 Основные технологические  решения	16
3.2 Описание технологической  схемы	16
4 Характеристика производственной среды. Анализ опасностей и производственных вредностей	18
5 Охрана окружающей среды	23
Заключение	25
Список использованных источников	26

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов, а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия. Целевое назначение НПЗ – производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии. Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год). так и составляющих технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопасности оборудования и технологии, квалификации и обслуживающего персонала.

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции  из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно около или более сотни наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производятся преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получаются, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обуславливает иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

Современные и перспективные  НПЗ должны:

1. обладать оптимальной мощностью, достаточной для обеспечения потребности экономического района в товарных нефтепродуктах;
2. обеспечивать требуемое государственными стандартами качество выпускаемых нефтепродуктов;
3. осуществлять комплексную и глубокую переработку выпускаемых нефтепродуктов;
4. быть высокоэффективным, конкурентоспособным, технически и экологически безопасным предприятием.

Набор технологических процессов должен обеспечивать оптимальную глубину переработки нефти и выпуск заводом заданного ассортимента нефтепродуктов высокого качества с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами. При минимизации капитальных и эксплуатационных затрат наиболее значительный эффект достигается, когда на НПЗ применяются крупнотоннажные технологические процессы и комбинированные установки. При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованную управляемую установку в сочетании с укрупнением достигается:

- экономия капитальных  вложений в результате сокращения  резервуарных парков, трубопроводов,  технологических коммуникаций и  инженерных сетей, более компактного  расположения оборудования и  аппаратов, объединения насосных, компрессорных, операторных и  других помещений;

- экономия эксплуатационных  затрат в результате снижения  удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды  за счет объединения стадий  фракционирования, исключения повторных операций нагрева и охлаждения и др., а также в результате сокращения численности обслуживающего персонала (то есть повышения производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации;

- снижение потерь нефтепродуктов  и количества стоков, и следовательно, количества вредных выбросов в окружающую среду [2].

Технологические процессы НПЗ  принято классифицировать на две  группы: физические и химические. Химические процессы, применяемые на современных  НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются на термические и каталитические.

Гидрокрекинг является эффективным  и исключительно гибким каталитическим процессом, позволяющим комплексно решить проблему глубокой переработки  вакуумных дистиллятов (ГКВД) с получением широкого ассортимента моторных топлив в соответствии с современными требованиями и потребностями в тех или  иных топливах[1].

В данной работе рассмотрено  техническое перевооружение установки  гидрокрекинга или гидроочистки нефтяных дистиллятов Л-16-1 с внедрением схемы горячей сепарации, заменой  реакторного блока и блока  стабилизации.

Цель перевооружения:

- производить отбор дополнительного  товарного продукта – дизельного  топлива;

- повышение производительности  от 1,5 млн. т/год до 1,9 млн. т/год  по сырью;

- улучшение качества отбираемых  продуктов;

- замена морально и  физически устаревшего оборудования  на новое;

- повышение безопасности  установки при эксплуатации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Описание установки  гидроочистки нефтяных дистиллятов

Установка гидрокрекинга  или гидроочистки предназначена  для улучшения качества нефтяных дистиллятов за счет удаления химических соединений серы, азота, кислорода, смолистых  соединений, непредельных углеводородов.

На установке осуществляется гидроочистка нефтяных дистиллятов  на алюмоникельмолибденовом или алюмокобальтмолибденовом катализаторе в среде водорода при давлении 30-50 кгс/см² при температуре до 425 С.

Номинальная производительность установки гидроочистки составляет 1900 т/год. Среднее число часов  работы в году (с учетом простоя  на ремонте) составляет 8000 ч.

При гидрокрекинге получаются гидроочищенный вакуумный газойль и компонент дизельного топлива. Ассортимент и характеристики получаемой продукции приведены в таблице 1.

 

Таблица 1 – Ассортимент  и характеристика получаемой продукции

 

Наименование продукции	Кол-во тыс. т/год	Качество	Направление использования
1 Гидроочищенный вакуумный газойль	1410,48	1 до 350 С выкипает  не более 2%; 2 Массовая доля серы  не более 0,4%; 3 Сероводород отсутствует	Направляется на установку  каталитического крекинга для получения  высококачественного бензина
2 Компонент дизельного  топлива	320,0		Товарный продукт в  качестве топлива для дизельных  и газотурбинных двигателей

 

При гидрокрекинге также  получаются сероводород, углеводородный газ на собственные нужды, ВСГ отдув в общезаводскую сеть и бензин нестабильный. Количество и характеристики попутной продукции приведены в таблице 2.

 

Таблица 2 – Количество и  характеристики попутной продукции 

 

Наименование продукции	Количество, тыс. т /год	Характеристика	Направление использования
Сероводород	31,12	Объемная доля сероводорода, не менее 95,0%	Используется в качестве сырья на установке получения  элементарной серы
Углеводородный газ на собственные нужды	22,326	Массовая доля сероводорода, не более 0,01 %	В качестве топливного газа
ВСГ отдув в общезаводскую  сеть	25,344	Массовая доля сероводорода, не более 0,01 %	В качестве топливного газа
Бензин нестабильный	112,00	Температура конца перегонки, не выше 170 С	Компонент сырья установки

 

Для получения желаемых результатов по снижению содержания в топливе токсичных компонентов в технологии заложен жесткий режим процесса гидроочистки. Параметры гидроочистки поддерживают в определенных пределах в зависимости от качества очищаемого продукта и требуемой степени очистки. Чем тяжелее очищаемый продукт, чем больше в нем непредельных углеводородов, тем выше должно быть парциальное давление водорода в водородосодержащем газе на входе в реактор. С повышением парциального давления водорода улучшается степень очистки, уменьшается коксообразование, увеличивается срок службы катализатора [4]. В процессе гидроочистки используют не чистый водород, а газ, в котором объемное содержание водорода 50-95%, остальную часть составляют метан, этан, пропан и бутан. В результате реакций гидроочистки водород поглощается, образуются углеводородные газы, сероводород и вода. Поэтому содержание водорода в водородосодержащем газе на входе в реактор выше, чем на выходе. Расход водорода восполняется подачей водорода с установок риформинга, производства водорода или из других источников. При наличии гидрокрекинга необходима организация производства водорода, так как водорода риформинга недостаточно. Поэтому расход водорода при гидрокрекинге и связанная с этим глубина процесса существенно влияют на экономические показатели завода в целом.

Гидрокрекинг протекает  с суммарным экзотермическим  эффектом, зависящим от глубины превращения. Для поддержания заданного температурного режима выделяющееся тепло частично или полностью отводится из реакционной  зоны подачей части циркуляционного  газа, минуя нагревательную печь[7].

Смесь сырья с водородосодержащим газом, нагретую в теплообменнике и  печи, подвергают гидроочистке в реакторах  над АКМ катализатором. Избыточную теплоту реакции отводят путем  введения в реакторы холодного циркуляционного  газа. Из реакторов газо-продуктовая  смесь после охлаждения поступает  в адсорбер раствором МЭА, вновь  возвращается в цикл.

Гидрогенизат из сепаратора высокого давления после дросселирования направляется в сепаратор низкого давления и после подогрева в теплообменнике – в стабилизационную колонну. Дизельное топливо при выходе из колонны разделяется на два потока: один из них, пройдя печь, в виде рециркулята возвращается в колонну, а второй после охлаждения поступает на защелачивание и водную промывку. Очищенное дизельное топливо выводится с установки [3].

Результаты гидрокрекинга  представлены в таблице 3.

 

 

 

Таблица 3 – Материальный баланс

 

Наименование продукта	% масс	кг/ч	тыс. т/год
Взято:          Вакуумный  газойль           ВСГ   Итого:   Получено:           Гидроочищенный вакуумный газойль           Компонент  дизельного топлива           Бензин  нестабильный           Сероводород            Углеводородный  газ на собственные нужды           ВСГ  отдув на общезаводскую топливную  сеть           Потери   Итого:	100,0   2,0   102,0       74,24     16,84     5,89   1,64     1,18       1,33   0,88   102,00	237500,0   4750,0   242250,0       176310,0     40000,0     14000,0   3890,0     2792,0       3168,0   2090,0   242250	1900,0   38,0   1938,0       1410,48     320,0     112,0   31,12     22,336       25,344   16,72   1938,00

 

 

 

 

 

 

2 Потребность установки в сырье, катализаторах, вспомогательных материалах и энергоресурсах

 

2.1 Сырье

В сырье, поступающем на установку  гидроочистки, содержание влаги не должно превышать 0,02-0,03 % (масс.). Повышенное содержание влаги влияет на прочность  катализатора, усиливает интенсивность  коррозии, нарушает нормальный режим  стабилизационной колонны. Сырье не должно содержать механических примесей, так как, попадая в реактор, они  скапливаются на катализаторе, снижая тем самым эффективность его  работы. Во избежание поликонденсации  непредельных и кислородных соединений, содержащихся в сырье, за счет контакта последнего с кислородом воздуха, снабжение  установок гидроочистки сырьем следует  организовывать по схеме прямого  питания или хранить его в  промежуточных сырьевых парках под  «подушкой» инертного газа. Контакт  сырья с кислородом воздуха может  привести к образованию отложений  в системе реакторного блока [3].

Потребность установки в  сырье и его характеристика приведены  в таблице 4.

 

Таблица 4 – Сырье

 

Наименование сырья и  его техническая характеристика (качественные показатели)	Годовое потребление, тыс. т	Величина качественного  показателя	Специальные требования к  сырью, параметры подачи на установку
1 Вакуумный газойль Фракционный состав, С - начало кипения - конец кипения Плотность, кг/м3 Содержание серы, % масс.	1900	330 540 900 1,5-2,5	По трубопроводу Т=60 С

 

2.2 Катализаторы  и вспомогательные материалы

Состав катализаторов  оказывает существенное влияние  на избирательность реакций, поэтому  соответствующим подбором катализаторов  удается осуществлять управлением  процессом гидроочистки в довольно широких пределах.

В промышленности для данных процессов  широко применяются алюмокобальтмолибденовые (АКМ) или алюмоникельмолибденовые (АНМ) катализаторы.

Промышленный алюмокобальтмолибденовый катализатор обладает весьма высокой избирательностью. Реакций разрыва связей С-С или насыщения ароматических колец в его присутствии практически не протекают. Он обладает высокой активностью в реакциях разрыва связей С-S и высокой термической стойкостью, вследствие чего имеет длительный срок службы. Важным преимуществом данного катализатора является стойкость к потенциальным каталитическим ядам. Кроме того, этот катализатор обладает приемлемой активностью в реакциях насыщения непредельных соединений, разрыва связей углерод - азот, углерод - кислород, и практически используется для гидроочистки всех нефтяных фракций. Алюмоникельмолибденовый катализатор менее активен в реакциях насыщения непредельных соединений, зато более активен в отношении насыщения ароматических углеводородов (10-50% по сравнению с АКМ) гидрирования азотистых соединений (на 10- 18% выше, чем с АКМ).

В условиях гидроочистки дизельных  топлив температура и парциальное  давление водорода и сероводорода являются определяющими параметрами для  сохранения катализатора в той или  иной сульфидной форме. В зависимости  от значения указанных параметров никель и молибден будут в различной  степени насыщены серой, что отразится  на их каталитической активности [3].

Данные и потреблении установки в катализаторах и основных вспомогательных материалах, а также источники их снабжения приведены в таблице 5.

 

Таблица 5 – Катализаторы и вспомогательные материалы

 

Наименование катализаторов  и вспомогательных материалов, техническая  характеристика	Источники снабжения	Годовой расход, т
1 Метилдиэтаноламин ТУ 2423-005-11159873-2000 Плотность при 20 С, 1,036-1,042 г/см3 Массовая доля метилдиэтаноламина, не менее 99%	Г. Дзержинск	38,0
2 Катализатор гидрокрекинга	ООО «Компания Катахим», г. Москва	53,2
3 Катализатор ТНК-2000 ТУ 2177-002-44912618-00 Массовая доля активных компонентов, % масс., не менее: - триоксида молибдена 15,0-18,0 - оксида кобальта 4,0-5,0 Массовая доля вредных  примесей, % масс., не более: - оксид железа 0,08 - оксида натрия 0,08 Насыпная плотность катализатора 0,67-0,81 г/см3 Диметр гранул 1,5-2,5 мм Массовая доля потерь при  прокаливании при 500 С не более 3% Индекс прочности не менее 2,1 кг/мм Массовая доля крошки не более 0,6 % Удельная поверхность  не менее  250 м2/г	ООО «Компания Катахим», г. Москва	20,9

 

 

 

 

2.3 Теплоснабжение

Установка Л-16-1 потребляет на технологические нужды водяной  пар давлением 1,0 МПа и температурой 250 С. Перед подачей в колонны  водяной пар перегревается до 360 С в змеевиках печей.

Максимальный расход водяного пара составляет 1350 кг/ч.

Годовой расход составляет 10800 т/год.

Режим подачи постоянный.

 

2.4 Топливоснабжение

В качестве топлива на установке  используются следующие виды топлива:

- газообразное топливо  собственной выработки;

- газообразное топливо  из сети предприятия;

- жидкое топливо из  заводской сети (на пуск).

Параметры топлива приведены  в таблице 6.

 

Таблица 6 – Параметры  используемого на установке топлива

 

Вид топлива, его характеристика	Параметры	Расходы		Режим подачи
		тыс. т/год	макс. т/час
1 Топливо газообразное Углеводородный газ собственной выработки     1.2 Топливный газ из  сети завода	Р=0,05-0,07 МПа (0,5-0,7 кгс/см2) Т=40 С     Р=0,3-0,5 МПа (3-5 кгс/см2) Т=40 С	22,336         4,9	4,121         3,45	Постоянный         Постоянный
2 Топливо жидкое - мазут	Р=0,6-0,8 МПа (6-8 кгс/см2) Т=60 С	0,075	0,9	Периодически (при пуске)

 

3 Основные технологические  решения и технология производства

 

3.1 Основные технологические  решения

Разработанная схема горячей  сепарации включает в себя:

- установку новых горячих  сепараторов;

- вывод гидрогенизата из вновь установленных сепараторов;

- установку новых теплообменников  для охлаждения смеси водородосодержащего  газа и легких углеводородов  потоком легкого гидрогенизата.

Заменяются сырьевые теплообменники. Также выполнена реконструкция существующих стабилизационных колонн с заменой внутренних устройств на устройства, разработанные фирмой «SULZER». Выполнена переобвязка и подключение реконструируемых стабилизационных колонн. Выполнена установка аппаратов воздушного охлаждения паров стабилизационных колонн, переобвязка змеевиков конвекционной камеры печей на двухпоточную систему.

 

3.2 Описание технологической  схемы

Сырье – вакуумный газойль  с товарного парка подается насосом 11 на смешение с циркулирующим водородсодержащим газом, нагнетаемым компрессором 16 и свежим водородом, поступающим с нагнетательного трубопровода. Смесь нагревается последовательно в теплообменнике 3 и печи 1 и входит в реактор 2 через верхний штуцер. Из нижнего штуцера реактора прореагировавший продукт (гидрогенизат первой ступени) в смеси с газом поступает в теплообменник 3, воздушный холодильник 12 и водяной холодильник 20, где охлаждается до температуры сепарации. В сепараторе 19 гидрогенизат отделяется от циркулирующего газа, избыток которого отдувается из системы, а основное количество поступает на прием компрессора 16 и возвращается на смешение с сырьем. Гидрогенизат первой ступени с растворенными в нем углеводородными газами, сероводородом и аммиаком подвергается четырехкратной стабилизации при понижении давления в сепараторах 26—28 и колонне 29. Сухие и жирные газы, отделенные от гидрогенизата, содержат сероводород и поэтому подвергаются моноэтаноламиновой очистке в колоннах 4—6. Сухой газ и сероводород выводятся с установки, а жирные газы поступают в блок газоразделения (на схеме отсутствует) для получения фракции Сз—С4. С низа колонны 29 гидрогенизат первой ступени забирается насосом 13, смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом второй ступени и свежим водородом и подается в реакторный блок второй ступени. Схемы реакторного блока второй ступени и стабилизации гидрогенизата второй ступени не отличаются от схемы первой ступени. Стабилизированный гидрогенизат второй ступени подвергается разгонке на фракции в атмосферной колонне 35 и вакуумной колонне 38. В отличие от установок гидроочистки и гидрокрекинга в одну ступень, циркулирующий водородсодержащий газ не подвергается отмывке от сероводорода. Высокое давление сепарации в первой ступени способствует растворению сероводорода в гидрогенизате, благодаря чему содержание сероводорода в газе находится в допустимых пределах. Во второй ступени крекируется сырье, очищенное от серы, поэтому образование сероводорода незначительно. Промежуточное охлаждение для съема теплоты реакции осуществляется подводом холодного циркуляционного газа в реакторы непосредственно между слоями катализатора.

Технологическая схема установки  гидрокрекинга вакуумного газойля  представлена на рисунке 1.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1 - 1, 8, 30, 34, 37, 40 — печи; 2, 9 — реакторы; 3, 10 — теплообменники; 4—7, 29, 32, 35, 36, 39, 39 — колонны; 11, 13, 31, 33 — насосы; 12, 14, 20, 25 — холодильники; 15—18 — компрес¬соры; 19, 21—24, 26—28 — сепараторы; I – сырье; II — водородсодержащий газ риформинга; III — водородсодержащий газ на отдув; IV — сухой газ; V — сероводород; VI — жирный газ; VII — водородсодержащий газ с установки; VIII —- бензин; IX — дизельное топливо; X — остаток гидрокрекинга.

 

4 Характеристика  производственной среды. Анализ  опасностей и производственных  вредностей

Установка Л-16-1 предназначена для гидроочистки нефтяных дистиллятов путем деструктивной гидрогенизацией сернистых соединений на алюмокобальтмолибденовом катализаторе в среде водорода. По условиям жидкая фаза в технологическом оборудовании, в основном, находится в перегретом состоянии, т.к. обращается в объеме аппаратов и трубопроводов при высоких температурах и давлениях, кроме того, в оборудовании присутствуют различные углеводородные газы.

Технологические процессы на установке связаны с ее характерными особенностями. Основные из них - наличие высоких температур на установке в целом, значительных давлений в отдельных аппаратах и трубопроводах, высокое напряжение на высоковольтных электродвигателях насосов и компрессоров, наличие горючих и токсичных нефтепродуктов и их паров, сероводорода, возможность образования взрывоопасных смесей паров нефтепродукта с воздухом и соединений, способных к самовозгоранию.

Согласно действующим  нормативным документам установка  гидроочистки относится:

- по взрывоопасности к  классу В-1;

- по пожароопасности к категории А;

- по санитарным нормам  к группе IIIБ;

Технологический процесс  на установке характерен:

- наличием высоких температур, избыточного давления, а так же  открытого огня в технологической  печи;

- возможностью возникновения статистического электричества;

- возможностью возникновения пожара и взрыва при выбросе сероводорода и углеводородов в случае разгерметизации трубопроводов и аппаратов;

- наличием электрооборудования,  работающего под высоким напряжением;

- наличием и применением  пара с давлением 1,0 МПа и температурой 250 С;

- наличием токсичных,  горючих паров и газов углеводородов,  сероводорода, способных образовывать  в смеси с воздухом взрывоопасные  концентрации в широких пределах;

- наличие колодцев, приямков, емкостей с образованием в  них высокой степени загазованности;

- наличием оборудования, имеющим движущиеся, вращающиеся  и вибрирующие части;

При эксплуатации установки  возможны следующие опасности:

- возникновение пожара  и взрыва:

а) при выбросе нефтепродуктов;

б) вследствие разгерметизации  фланцевых соединений;

в) при работе в загазованной зоне искроопасными веществами;

г) при нарушении техники  безопасности при проведении огневых  работ;

- отравление работающих сероводородом, углеводородными газами, бензином, легким газойлем;

- термические ожоги водяным  паром, имеющими высокую температуру  стенками технологических трубопроводов;

- поражение работающих  электрическим током, в случае  выхода из строя заземления  токоведущих частей, пробоя изоляции;

- взрыв или воспламенение  паров нефтепродуктов за счет  образования статического электричества  при нарушении правил перекачки  нефтепродуктов или нарушения  заземления;

- падение с высоты;

Производственная санитария  представляет собой систему санитарно-технических  и гигиенических мероприятий. Задача производственной санитарии состоит в создании оптимальных метеорологических условий, оптимального физико-химического состава воздушной среды (освещенности, уровня шума, вибрации, ультра- и инфразвука).

Уровни опасных и вредных  производственных факторов на рабочих  местах должны соответствовать требованиям  стандартов безопасности по всем видам  опасных и вредных факторов. Производственные отравления и заболевания возможны только при определенной концентрации токсичного вещества в воздухе.

Характеристики вредных  и опасных факторов применяемого сырья, реагентов и продуктов производства:

- Бензин - бесцветная, легковоспламеняющаяся жидкость (ЛВЖ). Пределы взрывоопасной концентрации (ПВК) паров бензина с воздухом от 1 % до 6 % объемных. В данном пределе при наличии открытого окна происходит взрыв. При содержании паров бензина в воздухе производственных помещений выше ПДК - возможны отравления. На организм человека бензин действует как наркотик. При легком отравлении вызывает головную боль, головокружение, сухость во рту, беспричинную веселость. При высоких концентрациях происходит острое отравление с потерей сознания со смертельным исходом. При попадании на тело может вызывать хроническую экзему.