2. Выбор и обоснование схемы установки и параметров процесса

Технологические схемы установок гидроочистки имеют много общего и различаются по мощности, размерам и технологическому оформлению реакционных блоков, блоков сепарации и стабилизации.

Все установки гидроочистки имеют в своем составе следующие блоки:

- реакторный блок;

-блок стабилизации гидрогенизата;

-блок сепарации;

-блок очистки циркулирующего водородсодержащего газа и газов реакции от сероводорода раствором моноэтаноламина и регенерации раствора моноэтаноламина[1].

Реакторный блок состоит из сырьевых насосов, теплообменников нагрева газосырьевой смеси, печи, реактора, водяного холодильника и аппарата воздушного охлаждения. Основной аппарат реакторного блока – реактор, в нем осуществляется процесс гидроочистки дизельной фракции. Опыт эксплуатации установок гидроочистки дизельного топлива свидетельствует о целесообразности проведения процесса в реакторе с аксиальным вводом сырья в неподвижном слое катализатора. Такого типа реактор выбран в данном проекте.

Рис 2.1

Два параллельно соединенных реактора

Рис. 2.2

Два последовательно соединенных реактора

Рис. 2.3

На проектируемой установке выбираем схему с одним реактором , т.к. такая схема экономически более целесообразна – меньше капитальные и эксплуатационные затраты.

На установке применяем схему «с циркуляцией» водородсодержащего газа. Применение схемы с циркуляцией позволяет поддерживать нужное соотношение водород: сырье, изменяя кратность циркуляции водородсодержащего газа, и в меньшей степени зависит от работы установки каталитического риформинга. Наличие циркуляционного компрессора дает возможность проводить газовоздушную регенерацию катализатора.

При работе установки с циркуляцией водородсодержащего газа появляется возможность обеспечения более высокого парциального давления водорода и за счет увеличения удельного расхода водородсодержащего газа, и за счет повышения концентрации водорода в газе при его сепарации.

В процессе гидроочистки дизельной фракции сепарация гидрогенизата применяется для выделения водородсодержащего газа и углеводородного газа. Сепарация газопродуктовой смеси осуществляется в газосепараторах.

Выбор схемы узла сепарации гидрогенизата определяется конкретными условиями производства. Существуют два способа сепарации- холодный и горячий. Выбор холодной или горячей сепарации водородсодержащего газа из газопродуктовой смеси определяется также ресурсами водорода на заводе.

На установке используем горячую сепарацию газопродуктовой смеси. Горячая сепарация бывает двух-, трех- и четырехступенчатой по давлению, что зависит от давления в реакторе. По схеме с горячей сепарацией газопродуктовая смесь лишь частично охлаждается в сырьевых теплообменниках (до 230-300 ^оС) и поступает в горячий сепаратор высокого давления, в котором происходит отделение газопаровой фазы от жидкой. Газопаровая фаза, включающая ВСГ, газы реакции и пары бензина, охлаждается и конденсируется в теплообменниках, воздушных и водяных холодильниках и поступает в холодный сепаратор высокого давления, в котором сверху выделяется циркулирующий водородсодержащий газ, а снизу – жидкая фаза с растворенными углеводородными газами. Далее из жидкой фазы в сепараторе низкого давления выделяются углеводородные газы. Жидкая фаза из горячего сепаратора поступает в колонну ректификации (стабилизации), куда также подают жидкую фазу из холодного сепаратора низкого давления.

Горячая сепарация более эффективна, чем холодная, так как на установке существенно снижаются эксплуатационные расходы – меньше расход энергии и на нагрев, и на охлаждение. Недостатком горячей сепарации является некоторое увеличение расхода водорода из-за его растворения в горячем гидрогенизате. На современных заводах имеются установки по производству технического водорода, что значительно увеличивает ресурсы водорода для гидрогенизационных процессов.

Число ступеней сепарации газопродуктовой смеси увеличивается при повышении давления в реакторе, так как это позволяет снизить потери легкокипящих компонентов с газами.

Существует несколько схем стабилизации нестабильного дизельного топлива, которые отличаются способом поддержания температуры в низу ректификационной колонны или применяемым испаряющим агентом.

Существует вариант обвязки колонны стабилизации с рибойлером, т.е. с подачей паров стабильного дизельного топлива в низ колонны из рибойлера, нагрев в котором происходит за счет тепла газопродуктовой смеси из реактора. Преимущество данной схемы – отсутствие горячего насоса для рециркулята и печи, которая заменяется рибойлером, более компактным и менее сложным в эксплуатации. Недостаток – низкая производительность колонны.

На НПЗ применяют так же стабилизацию нестабильного дизельного топлива с подачей в куб водяного пара. Достоинство этого варианта – простота технологического оформления, отсутствие нагрева дизельного топлива до высоких температур и низкие эксплуатационные затраты, а недостаток – обводненность дизельного топлива и больший расход тепла на то количество, которое уходит с паром.

В схеме установки применяем стабилизацию с циркуляцией отдуваемого ВСГ, который подогревается в конвекционной камере печи и подается в нижнюю часть стабилизационной колонны с целью снижения парциального давления паров нефтепродуктов. Достоинствами данной схемы являются удобство регулирования температурного режима колонны и независимость блока стабилизации от температурного режима реакторного блока.

На установке предусмотрена раздельная очистка циркулирующего водородсодержащего газа и углеводородных газов реакции от сероводорода, а также регенерация насыщенного раствора моноэтаноламина (МЭА).

Для удаления сероводорода принимается метод очистки газов водным раствором МЭА. Преимущества данного абсорбента:

- высокая поглотительная способность;

- сравнительно низкая стоимость;

- простая регенерация отработанных растворов.

Для удаления сероводорода из ЦВСГ применяем абсорберы, где при температуре 40-45⁰С обеспечивается глубина очистки до остаточного содержания сероводорода не выше 0,004% об. Регенерацию МЭА проводят в десорбере при температуре 120-130 ⁰С и давлении 0,1 МПа[1].

В научно-технической литературе предложены современные катализаторы гидроочистки, которые позволяют при оптимальных технических параметрах получать дизельное топливо, соответствующее современным требованиям.Проанализировав данные научно-технической периодической литературы, выбран катализаторРК-231Мпозволяющий получить дизельное топливо с содержанием серы менее 50 ppm.Параметры процесса выбираем в зависимости от принятого катализатора – РК-231М, исходя из испытаний на пилотных установках рис2.1[2].

Рис. 2.1.

Сырьем служила дизельная фракция содержанием серы 1,4% мас; параметры процесса давление 4 Мпа, соотношение водород:сырье – 400 нм³/м³, W=2 ч^-1[2].

Таблица 2.1. Параметры процесса гидроочистки дизельного топлива

Показатели	Единицы измерения	Величина показателя
Рабочее давление на входе в реактор Температура на входе в реактор соотношение водород:сырье, не менее Объемная скорость подачи сырья Расход водорода Тип катализатора	МПа 0С Нм3/м3 сырья ч-1 % мас.	5,0 340 400 2,0 0,8 РК-231М