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

№ п/п	Наименование исходного сырья, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов и готовой продукции	Номер ГОСТ, ТУ, МЦН	Показатели качества, обязательные для контроля	Норма	Область применения
1	2	3	4	5	6
Исходное сырье
1.	Сырье: фр. 62-180 °С С-100 ЛК-6У или смесь  фр. 62-180 °С     С-100 с ниже перечисленными фракциями (общее количество добавок  не более 20 % массовых на сырье секции).     а) Стабильный катализат  риформинга - 10 % массовых.     б) Газовый бензин  - 10 % массовых (фр. С5 и выше с      С-400 ЛК-6У)	Межцеховые нормы	1. При 20 °С, кг/м3   2. Фракционный  состав, °С - t начала перегонки - конец кипения 3. Содержание воды 4. Октановое число 5. Содержание микроприесей серы, % масс. 6. Содержание непред. у/в, % масс. 7. Массовая доля хлора, ppm 8. Хим. состав, % масс. - парафины - нафтены  - ароматические у/в 9. Цвет 10. Испытание на медной пластине 11. Масс. доля свинца, ppb 12. Масс. доля мышьяка, ppb	не < 70 не > 180 Следы Не норм   не > 0,05   не > 2,0 не > 2 Не норм       Б/цв Выдерж не > 50 не > 50	Сырье блока предгидроочистки
2.	Гидрогенизат	Межцеховые нормы	1. Содержание воды   2. Фракционный состав, °С - t начала перегонки - t 10% отгона - t 50% отгона - t 90% отгона - конец кипения 3. Содержание микроприесей серы, % масс. 4. Содержание азота, % масс. 5. Массовая доля хлора, ppm 6. Масс. доля свинца, ppb 7. Масс. доля мышьяка, ppb 8. Испытание на медной пластине 9. Плотность при 20 °С, кг/м3	Следы   Не норм.           не > 0,0001   не > 0,0001 не > 1,0 не > 1,0 не > 1,0 Ведерж.   Не норм	Сырье блока кат. риформинга
Выпускаемая продукция, полуфабрикаты
3.	Стабильный катализат	Межцеховые нормы	1. Фракционный состав, °С - t начала перегонки - t 10% отгона - конец кипения 2. Испытание на медной пластине 3. ОЧ по моторному иетоду 4. Плотность при 20 °С, кг/м3 5. Хим. состав, % масс. - парафины - нафтены  - пепред у/в - ароматические у/в	не < 35 не > 80 не > 205 Выдерж   не < 76 Не норм Не норм	Компонент бензина
1	2	3	4	5	6
4.	Стабильный катализат (трасса 14)	Межцеховые нормы	1. Фракционный состав, °С - t начала перегонки - t 10% отгона - конец кипения 2. ОЧ по моторному иетоду 3. Испытание на медной пластине 4. Плотность при 20 °С, кг/м3 5. Содержание меч. примесей и  воды	не < 35 не > 70 не > 195 не < 76 Выдерж   Не норм Отсутст	Компонент бензина
5.	Циркуляционный ВСГ по системе  риформинга и предгидроочистки	Межцеховые нормы	1. Компонентный состав, % об. - H2 - N2 - CH4 - C2H6 - сумма С4 - сумма С5 2. Сод. H2S, % об.	не < 65 не > 1,5 не норм не норм не > 0,85 не > 0,5 не > 0,003	Компонент бензина
6.	ВСГ	Межцеховые нормы	1. Компонентный состав, % об. - H2 - N2 - CH4 - C2H6 - C3H8 - сумма С4 - сумма С5 2. Сод. H2S, % об.	не < 65 не > 1,5 не норм не норм не > 5 не > 0,85 не > 0,5 не > 0,003	Сырье установки  КТ-1, сырье С-300/1, С-300/2
7.	Газ стабилизации риформинга	Межцеховые нормы	1. Компонентный состав, % об. - H2 - сумма С5 2. Сод. H2S, % об.	не > 12 не > 0,5 не > 0,005	Газообр. топливо для собственных  нужд
8.	УВГ	Межцеховые нормы	1. Компонентный состав, % об. - сумма С3 - сумма С4 - сумма С5 и > 2. Сод. H2S, % об.	не > 18 не > 20 не > 3,2 не > 0,005	Компонент газообразного топлива  с блока предгидроочистки
9.	Нестабильная головка с блока  риформинга	Межцеховые нормы	1. Компонентный состав, % об. - сумма С5 и >	не > 4	Сырье С-400 ЛК-6У
10.	Нестабильная головка с блока  предгидроочистки кат. риформинга	Межцеховые нормы	1. Компонентный состав, % об. - сумма С5 и >	не > 4	Сырье С-400 ЛК-6У
11.	Топливный газ к печам С-200 из топливного кольца комплекса	Межцеховые нормы	1. Компонентный состав, % об. - сумма С3 и С4 2. Плотность при 20 °С, кг/м3 3. Сод. H2S, % об. 4. Теплотвор. спос-ть, кДж/кг	не > 30     Не норм не > 0,01 не < 477280	Газообразное топливо к печам  С-200
12.	Цеолиты общего назначения формованные  со связующими	ТУ 38.10281 – 88	Насыпная плотность, г/см3	не < 0,65
13.	ДХЭ	ГОСТ 1942–86	Масс. доля 1,2 – ДХЭ, %	не < 98,4
14.	ЧХУ	ГОСТ 4 – 94	1. Внешний вид     2. Плотность при 20 °С, г/см3   3. Масс. доля воды, %	б/цв. прозр. жидк. без мех. прим. 1,593 – 1,597 не > 0,05
1	2	3	4	5	6
15.	Этилмеркаптан	ТУ 6-02-511 – 80	1. Внешний вид   2. Плотность при 20 °С, г/см3	прозрач. жидк. 0,839
16.	Адсорбент А-90 МОА	ТУ 38.301 – 41-145-91	1. Насыпная плотность (в пересчете  на прокаленный 500 °С) г/см3	не > 0,80
17.	Катализатор гидроочистки КГУ-941	ТУ 21-139 – 04749189-95	1. Массовая доля катализатора, % - триоксида молибдена - оксида никеля 2. Насыпная плотность, г/см3 3. Массовая доля влаги (ППП), % 4. Диаметр экструдатов, мм	14,0-16,0 2,6-3,5 0,7-0,9 не > 5   2,0+0,2
18.	Катализатор гидроочистки ГО-70	ТУ 38.1011111 – 91	1. Массовая доля активных компонентов, % - триоксида молибдена (MoO3) - оксида никеля (NiO) 2. Насыпная плотность, г/см3 3. Диаметр гранул, мм 4. Массовая доля влаги (ППП), %	12,0-15,0   4,0-5,0 0,67-0,85 2,0+0,5 не > 5
19.	Катализатор риформинга КР-108	ТУ 38.101769 – 85	1. Насыпная плотность катализатора (в пересчете на прокаленный 500 °С) кг/дм3	не > 0,80
20.	Катализатор алюмоплатиновый процесс риформинга АП-64	ТУ 2177–011-04749189 –95	1. Насыпная плотность катализатора (в пересчете на прокаленный  500 °С) кг/дм3	не > 0,8
21.	Катализатор риформинга фирмы Прокализ (Франция) RG-482		1. Насыпная плотность катализатора (в пересчете на прокаленный  500 °С) кг/дм3	0,64-0,70
22.	Азот газообразный на установку (используется для регенерации)	Межцеховые нормы	1. Содержание N2, % об. 2. Содержание О2, % об.	не < 99,6 не > 0,4
Характеристика исходного сырья, изготавливаемой продукции котла-утилизатора  КУ-201
23.	Химочищенная вода	РД 24.032-01-91	1.Общая жесткость, мкг.экв/п 2. Прозрачность по “Шрифту”, см 3. Значение рН, ед. рН 4. Содержание нефтепродуктов, мг/кг 5. Солесодержание, мг/кг	не > 10 не < 40   8,5-9,5 не > 1   Не норм.
24.	Питьевая вода после дозатора	РД 24.032-01-91	1.Общая жесткость, мкг.экв/п 2. Прозрачность по “Шрифту”, см 3. Содержание растворенного кислорода,  мкг/кг 4. Значение рН, ед. рН 5.Содержание нефтепродуктов, мг/кг 6. Солесодержание, мг/кг	не > 10 не < 40   не > 50   8,5-9,5 не > 1   Не норм.
25.	Котловая вода	РД 24.032-01-91	1. Солесодержание, мг/кг	не > 3000-6000
26.	Котловая вода	РД 24.032-01-91	1. Солесодержание, мг/кг	не > 500