Технологическая схема установки гидроочистки дистиллята дизельного топлива


     Основной целью процесса гидроочистки и гидрообессеривания топливных дистиллятов является улучшение качества последних за счет удаления та­ких нежелательных компонентов, как сера, азот, кислород, металлорганические соединения и смо­листые вещества, непредельные соединения.
Гидроочистку и гидрообессеривание бензиновых фракций проводят с целью подготовки сырья для установки каталитического риформипга. Такая пред­варительная обработка способствует улучшению не­которых важных показателей процесса риформинга, а именно; глубины ароматизации сырья, октанового числа получаемого бензина, а также увеличению срока службы катализатора [1].
     Гидроочпстку керосиновых и дизельных фракций проводят с целью снижения содержании серы до поры, установленных стандартом, и для получения товарных топливных дистиллятов с улучшенными характеристиками сгорания и термической стабиль­ности. Одновременно снижается коррозионная аг­рессивность топлив и уменьшается образование осад­ка при их храпении.
     Подвергаемые гидроочистке бензиновые фрак­ции имеют различные температурные пределы выки­пания в зависимости от дальнейшей их переработки: из фракций 85—180 и 105—180°С — обычно путем платформинга получают высококачественные бен­зины, а из фракций 60—85, 85—105, 105—140 и 130—165оС — концентраты соответственно бен­зола, толуола и ксилолов. Основным продуктом, получаемым при гидроочистке бензиновых фракций, является стабильный гидрогенизат, выход которого составляет 90—99% (масс.), содержание в гидрогенизате серы не превышает 0,002% (масс.).
     Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при полу­чении некоторых видов топлив верхний предел вы­кипания может достигать 315°С. Целевым продук­том процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.). Кроме того, получаются небольшие коли­чества низкооктановой бензиновой фракции (от­гон), углеводородные газы и сероводород.
     Одной из важных областей применении гидро­очистки является производство малосернистого ди­зельного топлива из соответствующих дистиллятов сернистых пефтей. В качестве исходного дистиллята обычно используют керосин-газойлевые фракции с температурами выкипания 180—330, 180 360 и 240—360оС (метод разгонки стандартный). Вы­ход стабильного дизельного топлива с содержанием серы не более 0,2% (масс.) составляет 97% (масс.). Побочными продуктами процесса являются низко­октановый бензин (отгон), углеводородный газ, серо­водород и водородсодержащий газ.
     Гидроочистке нередко подвергают дистилляты вторичного происхождения (газойли коксования, каталитического крекинга, висбрекипга и т. п.) как таковые или чаще в смеси с соответствующими прямогонными дистиллятами.
Установка, предназначенная для гидроочистки дистиллята дизельного топлива, технологическая схема которой приведена на рис. 1, 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.
     Сырье, подаваемое насосом 1 смешивается с водородсодержащим газом, нагнетаемым компрессо­ром 16. После нагрева в теплообменниках 6 и 4 и в змеевике трубчатой печи 2 смесь при темпера­туре 380—425°С поступает в реактор 3. Разность температур на входе в реактор и выходе из него не должна превышать 10°С.
     Продукты реакции охлаждаются в теплообмен­никах 4, 5 и 6 до 160°С, нагревая одновременно газосырьевую смесь, а также сырье для стабилизационной колонны. Дальнейшее охлаждение газо­продуктовой смеси осуществляется в аппарате воздушного охлаждения 7, а доохлаждение (примерно до 38°С) — в водяном холодильнике 8.
     Нестабильный гидрогенизат отделяется от цир­куляционного газа в сепараторе высокого давле­ния 9. Из сепаратора гидрогенизат выводится снизу, проходит теплообменник 10, где нагревается примерно до 240°С, а затем — теплообменник 5 и поступает в стабилизационную колонну 11.
На некоторых установках проводится высокотем­пературная сепарация газопродуктовой смеси. В этом случае смесь разделяется при температуре 210—230°С в горячем сепараторе высокого давле­ния; уходящая из сепаратора жидкость поступает в стабилизационную колонну, а газы и пары — в ап­парат воздушного охлаждения. Образовавшийся конденсат отделяется от газов в холодном сепараторе и направляется также в стабилизационную колон­ну [4].
     Циркуляционный водородсодержащий газ после очистки в абсорбере 18 от сероводорода водным рас­твором моноэтаноламина возвращается компрессо­ром 16 в систему.
     В низ колонны 11 вводится водяной пар. Пары бензина, газ и водяной пар по выходе из колонны при температуре около 135°С поступают в аппарат воз­душного охлаждения 12, и газожидкостная смесь разделяется далее в сепараторе 13. Бензин из се­паратора 13 насосом 15 подается на верх колонны // в качестве орошения, а балансовое его количество выводится с установки. Углеводородные газы очи­щаются от сероводорода в абсорбере 22.
     Гидроочищенный продукт, уходящий с низа ко­лонны 11, охлаждается последовательно в тепло­обменнике 10, аппарате воздушного охлаждения 14 и с температурой 50оС выводится с установки.
     На установке имеется система для регенерации катализатора (выжиг кокса) газовоздушной смесью при давлении 2—4 МПа и температуре 400—550°С. После регенерации катализатор прокаливается при 550°С и 2 МПа газовоздушной смесью, а затем си­стема продувается инертным газом.

 

Решение:

Цена: 0 ₽    

После оплаты предоставим Вам ссылку - скачать -файл

Закажите аналогичную работу через форму на сайте или напишите нам ВКОНТАКТЕ


Пишите
круглосуточно:

mail@mendeleev.today

Наша группа
ВКОНТАКТЕ

Cтоимость работы

Наши менеджеры всегда готовы ответить на ваши вопросы через online-консультант. Также вы можете оставить заявку на нашем сайте