Гидроочистка дизельного топлива 2 (стр. 6 из 16)
Физико-химические характеристики фракций дизельного топлива.
| Показатели | 160-350оС | 180-350оС | 200-300оС | 200-350оС | 200-360оС | 230-360оС | 240-350оС |
| Выход, % ρ420 Фракционный состав, оС, при: 50% 96% Вязкость при 20оС, мм2/с Температура, оС: Помутнения Застывания Вспышки Содержание, %: Серы Н-алканов Кислотность, мг КОН на 100мл Коксуемость 10% остатка, % Цетановое число | 49,0 0,8184 246 342 3,01 -14 -25 72 0,38 - 7,9 0,02 55 | 43,3 0,8237 255 342 3,67 -13 -23 78 0,41 23 8,2 0,02 54 | 32,3 0,8171 250 311 3,30 -12 -22 85 0,40 25 6,9 0,03 59 | 38,7 0,8244 260 342 4,06 -11 -19 88 0,46 26 7,5 0,04 57 | 40,3 0,8286 263 349 4,23 -10 -18 88 0,46 - 7,9 0,04 53 | 30,9 0,8361 276 343 5,55 -8 -15 109 0,54 - 6,0 0,03 53 | 27,2 0,8270 279 344 5,80 -7 -14 119 0,56 - 6,6 0,05 53 |
Нефть легкая, низкозастывающая, парафинистая, с небольшим содержанием смолисто-асфальтеновых веществ. Ванадия и никеля мало. Содержание фракций до 200, 350 и 490оС очень высокое. Выход бензиновых фракций высокий, октановое число очень низкое(36-41), соответствующее ее углеводородному составу. Содержание серы в бензинах и их кислотность высоки – 0,11-0,17% и 4,1-6,3мг КОН на 100мл соответственно; азот отсутствует. Фракция дизельного топлива по всем показателям соответствует требованиям ГОСТа 305-82 на дизельное топливо Л-0,5-61 (за исключением фракций 230-350 и 240-350оС, которые не соответствуют стандарту по содержанию серы и кислотности), а по температуре помутнения, застывания, вспышки и коксуемости 10% остатка имеют большой запас качества. Высокое содержание н-алканов позволяет рассматривать фракции дизельного топлива как перспективное сырье для производства жидких парафинов.
Характерной чертой тенгизской нефти является значительное содержание в ней меркаптанов. Изучение закономерностей распределения общей и меркаптановой серы по фракциям показало, что содержание общей серы во фракциях, выкипающих до 200оС, для тенгизской нефти значительно выше, чем для западносибирской, в основном за счет меркаптанов. По характеру распределения сернистых соединений в низкокипящих фракциях тенгизская нефть близка к оренбургскому, карачаганакскому, астраханскому меркаптаносодержащим газовым конденсатам.
Распределение меркаптановой серы по фракциям для тенгизской нефти следующее:
Фракция Меркаптановая сера, %
Углеводородный газ С2-С4 0,1-0,25
Н.к.-62оС 0,10-0,15
62-120оС 0,04-0,06
120-240оС 0,05-0,07
180-350оС 0,04-0,05
Значительное содержание меркаптановой серы во фракции 120-240оС. С дальнейшим повышением температуры ее концентрация снижается. Наличие меркаптанов во всех фракциях тенгизской нефти делает необходимой их гидроочистку или меркаптанизацию. Содержание общей серы возрастает по мере повышения температуры выкипания фракций: в бензиновых – от 0,07 до 0,18%, в дизельных – до 0,7%, в тяжелых (350-500 и 500-560оС) – до 1,11 и 1,29 соответственно[13].
2.4 Реактор гидроочистки
Основным оборудованием выбранной технологической схемы является реактор гидроочистки дизельного топлива. Реактор гидроочистки дизельных топлив отличается меньшим отношением высоты аппарата к диаметру и наличием всего двух слоев катализатора (верхний высотой 2,6 м и нижний высотой 4,7 м). Верхний слой катализатора засыпается на колосниковую решетку, нижний — на фарфоровые шарики, которыми заполняется сферическая часть нижнего днища.
Сырье, подаваемое через штуцер в верхнем днище, равномерно распределяется по всему сечению, затем для задержания механических примесей проходит через фильтрующее устройство, состоящее из сетчатых корзин, погруженных в верхний слой катализатора. Промежутки между корзинами заполнены фарфоровыми шарами.
На рисунке приведена схема устройства реактора гидроочистки дизельных топлив. Он представляет собой цилиндрический вертикальный сосуд с шаровыми днищами. Катализатор загружают в реактор через верхний штуцер, а выгружают через нижний. Во избежание «удара» паров продукта и газа вследствие этого истирания катализатора в верхней части реактора имеется распределительная тарелка. Парогазовая смесь через слой катализатора проходит в аксиальном направлении. Остальная аппаратура, оборудование и контрольно-измерительные приборы установки имеют очень много общего с оборудованием, аппаратурой и приборами, применяемыми на установках для каталитического риформинга.
По окончании процесса гидрирования, длительность которого определяется степенью падения активности катализатора, один из блоков установки переводят на регенерацию катализатора – выжег отложившихся на катализаторе кокса и серы. Оба блока имеют общую систему регенерации, которая рассчитана на регенерацию катализатора с одного блока.
На каждом нефтеперерабатывающем заводе имеются инструкции по пуску, эксплуатации и остановки установки. На установках для гидроочистки много такого же оборудования, как на других, уже описанных установках. Остановимся на особенностях пуска установки для гидроочистки на примере одной из них.
Загрузка катализатора. Катализатор перед загрузкой просеивают на сите с ячейками 3*3мм для отделения мелочи. Загружают катализатор через брезентовый рукав, опущенный до уровня загружаемой тарелки; по мере загрузки рукав поднимают для уменьшения механического разрушения гранул катализатора.
С этой же целью в нижней части аппарата перед загрузкой катализатора размещают слой фарфоровых шариков; такими же шариками покрывают верхний слой катализатора (после его загрузки в реактор).
Прием инертного газа. После заполнения системы инертным газом (по инструкции) поднимают давление до 30-32 кгс/см2 , затем включают центробежный компрессор и налаживают циркуляцию инертного газа. Одновременно производят отдув части его по линии сброса в линию топочного газа до тех пор, пока содержание кислорода в циркулирующим газе будет не более 0,3% (объемн.).
Затем проверяют на проходимость аварийные линии установки, а также факельную линию, по которой подается газ для снятия тепла в реакторе, тем же инертным газом. При этом устраняют все замеченные дефекты в системе.
Если выявится необходимость в прокалке катализатора, то повышают температуру газо-воздушной смеси до 550-5600С (на выходе из печи) и концентрацию кислорода до 1,5%[14]. Реактор установки гидроочистки работает в условиях химической и электрохимической коррозии, а также механического износа металла аппаратов катализатором.
 |
Химическая коррозия реактора обусловлена содержанием в высокотемпературных газовых потоках сероводорода и водорода, а электрохимическая коррозия — содержанием в циркулирующих дымовых газах регенерации паров воды и диоксида серы. На рисунке 2.1 изображен реактор гидроочистки.
1-корпус; 2-стаканы распределительной тарелки; 3-распределительная тарелка; 4-фарфоровые шары; 5-корзина; 6-монтажный штуцер; 7-колосниковая решетка; 8-коллектор пара; 9-опорное кольцо; 10-опора; 11-сетка дренажной трубы; 12-выгрузка катализатора; 13-штуцера для термопар.
Рисунок 2.1. Реактор гидроочистки дизельного топлива.
Сероводородная коррозия металла аппаратов реакторного блока установок тем сильнее, чем больше концентрация серы в сырье и чем выше содержание сероводорода в циркулирующем газе. Водород, циркулирующий в системе реакторного блока, вызывает межкристаллитную коррозию металла, сопровождающуюся снижением его прочности и увеличением хрупкости. Межкристаллитное растрескивание, образование раковин и вздутий в металле оборудования под действием водорода усиливаются при повышении температуры и давления в системе.
Сульфидная коррозия практически протекает очень медленно, однако продукты коррозии засоряют катализатор, забивают поры между таблетками, а также трубы теплообменников, что нарушает технологический режим процесса гидроочистки, ухудшает теплопередачу и приводит к недопустимому возрастанию гидравлического сопротивления. По возникновению большого перепада давления между входом в реактор и выходом из него часто судят о степени сульфидной коррозии.
Реактор и катализатор засоряются также из-за присутствия в газовых потоках кислорода, хлоридов и азотсодержащих соединений. Кислород способствует окислению сернистых соединений, поэтому его концентрация в циркулирующем газе должна быть ограничена (0,0002—0,0006%). Хлориды и азотсодержащие соединения при взаимодействии с водородом образуют соответственно хлористый водород и аммиак, которые, связываясь, превращаются в хлорид аммония, выпадающий в виде осадка. Осадок удаляют периодической промывкой, для чего в процессе эксплуатации установки по ходу продуктов реакции от реактора до сепаратора в систему впрыскивают воду. Промывку продолжают до тех пор, пока перепад давления не уменьшится до значения, определенного технологической картой.
2.5 Технологическая схема гидроочистки дизельного топлива
На рисунке 2.2 изображена выбранная технологическая схема гидроочистки.
1,15,19,21-насосы; 2-трубчатая печь; 3-реактор; 4-6,10-теплообменники; 7,12,14-аппараты воздушного охлаждения; 8-водяной холодильник; 9,13,17,20-сепараторы; 11-стабилизационная колонна; 16-центробежный компрессор; 18,22-абсорберы.
Рисунок 2.2. Технологическая схема установки гидроочистки
Установка, предназначенная для гидроочистки дистиллята дизельного топлива, технологическая схема которой приведена на рисунке, включает реакторный блок, состоящий из печи и одного реактора, системы стабилизации гидроочищенного продукта, удаления сероводорода из циркуляционного газа, а также промывки от сероводорода дистиллята. Процесс проводится в стационарном слое алюмо-кобальтмолибденового катализатора.