Гидроочистка компонента топлива РТ

Консорциум н е д р а

Гидроочистка компонента топлива РТ Химия и технология горючего ВВЕДЕНИЕ

В последние 5-10 лет актуальность процессов гидроочистки в связи с необходимостью улучшения качества и увеличения выпуска нефтепродуктов значительно возросла. Это определяется двумя главными тенденциями современной нефтепереработки: увеличением глубины их переработки и ужесточением экологических норм. Первая тенденция из-за вовлечения в переработку и, следовательно, в гидроочистку все более тяжелого нефтяного сырья с большим содержанием серы, азота, металлов, смол и асфальтенов приводит к ужесточению технологического режима и требует создания более устойчивых катализаторов. При сгорании сернистых топлив образуются оксиды серы SO и SO2,

которые в зоне пониженных температур вместе с конденсирующимися парами воды образуют сернистую и серную кислоты и оказывают сильное корродирующее действие на металл двигателя. Борьбу с сернистой коррозией ведут способами: во-первых, применением присадок к топливам и маслам, нейтрализующих агрессивное действие продуктов сгорания серы; во-вторых, очисткой топлив от сернистых соединений; в-третьих, для поршневых двигателей,

применением устойчивых против коррозии металлов для гильз цилиндров и поршневых колец.

Вторая тенденция превращает процессы гидроочистки из вспомогательных в основные, определяющие качество и потребительские свойства моторных и энергетических топлив. Здесь требуется более тонкая очистка от серы и азота,

частичное гидрирование ароматических соединений, легкий гидрокрекинг нормальных парафинов, переработка вторичных дистиллятов, содержащих непредельные соединения и т.п. Совместное действие этих двух тенденций выдвигает процессы гидроочистки в ряд важнейших каталитических процессов, занимающих к тому же одно из первых

Консорциума Н е д р а

Консорциум н е д р а

мест в мире по суммарной мощности перерабатываемого сырья и мощности единичных агрегатов.

Проблема очистки топлив от серы технически решена. Разработано несколько технологических процессов,

обеспечивающих в той или иной степени удаление серы из топлив. К таким процессам относятся: очистка топлив серной кислотой, селективными растворителями, адсорбентами, гидроочистка и др.

Наиболее эффективные результаты обессеривания получаются при легком гидрировании сернистых продуктов,

т.е. при гидроочистке. Под гидроочисткой понимается процесс присоединения водорода к органическим веществам без изменения их углеводородного скелета.

Данная тема не может не волновать меня, как специалиста авиатопливо обеспечения, поэтому темой моего курсового проекта является «Проект установки гидроочистки компонента топлива РТ».

Основными целями данного курсового проекта являются:

•Обобщить и систематизировать теоритический материал по установке гидроочистки.

•Изучить принципиальную схему установки, принцип работы.

•Изучить основные параметры процесса.

•Сделать расчеты материального баланса и механические расчеты реактора гидроочистки. 1. НАЗНАЧЕНИЕ И СУЩНОСТЬ ПРОЦЕССА

Установка гидроочистки (ГО) предназначена для облагораживания нефтепродуктов прямой перегонки.

Гидроочистка - это основной процесс очистки нефтепродуктов, ключевая технология обеспечения получения продуктов,

соответствующих экологическим стандартам. Процесс направлен на улучшение качества дистиллятов путем удаления серы, азота, кислорода, смолистых соединений, непредельных соединений в среде водорода на катализаторах. При этом

Консорциума Н е д р а

Консорциум н е д р а

осуществляется ряд параллельных и последовательных реакций каталитического гидрогенолиза сераорганических и азотистых соединений, гидрирования ароматических и олефиновых углеводородов, гидроизомеризации, гидрокрекинга и др.

Процесс гидроочистки повышает стабильность топлив, снижает коррозионную активность, улучшает цвет и запах нефтепродукта.

Различают установки гидроочистки:

•Для прямогонных нефтяных фракций

•Для фракций вторичной перегонки[1].

Выводы: гидроочистка (ГО) предназначена для облагораживания нефтепродуктов прямой перегонки.

Гидроочистка - это основной процесс очистки нефтепродуктов, ключевая технология обеспечения получения продуктов,

соответствующих экологическим стандартам.

ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ Сырьем является Ромашкинская нефть (нефть Татарской республики)

Нефть Татарии была обнаружена в 1943 г.После этого в республике открыто более 100 нефтяных месторождений,

многие из которых введены в республике в эксплуатацию. В настоящее время Татария является ведущей в России республикой по добыче нефти.

В Татарии нефть залегает в отложениях девонской, каменноугольной и пермской систем. Основной тектонической структурой является Татарский свод, который проходит через всю Татарию от границ Ульяновской, Куйбышевской и Оренбургской областей на юге до Кировской области и Удмурдтской области на севере (рис. 1.)

Консорциума Н е д р а

Консорциум н е д р а

Наиболее мощные нефтяные месторождения размещены в песчаноалевролитовых отложениях кыновского и пашийского горизонтов девона в перделах южной вершины Татарского свода I (Ромашкинское, Ново-Елховское,

Акташское), юговосточного склона южной вершины Татарского склона южной вершины Татарского свода (

Бавлинское, КрымСарайское, Фоминовское) , юговосточного склона северной вершины Татарского свода VI (Бондюжское, Елабужское, Первомайское , Комаровское, Салаушское) и в пределах Мелекесской депрессии III (

Нурлатское, Ульяновское).

Характерным для нефтей Татарии является изменение их свойств по глубине залегания. Нефти более легкие,

богатые светлыми фракциями, с меньшимсодеранием серы и смол залегают в более древних девонских отложениях.

Качество нефтей южной части Татарской республики выше, чем качество нефтей северной части ( Прикамский район ).

Плотность нефтей южной части республики колеблется в пределах 0,8600 - 0,8700; кинематическая вязкость при 50 °С -

около 6 сст;выход светлых фракций до 300 °С по ГОСТ 2177 - 66 - 45 - 47 % ; содержание серы составляет 1,6 - 1,7 %

,силикогелевых смол - 7 - 10%. Нефти месторождений Прикамского района по своим свойствам близки между собой; их плотность 0,8700 - 0,8770; вязкость при 50°С - 7 - 9 сст ;выход светлых фракций до 300°С по ГОСТ 2177 - 66 составляет

40 - 45%;содержание серы 2,0 - 2,20%, силикогелевых смол - 10 - 17 % [2].

Консорциума Н е д р а

Консорциум н е д р а

Таблица 2 - Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости от температуры

Таблица 3 - Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры

Консорциума Н е д р а

Консорциум н е д р а

Таблица 4 - Элементный состав нефти

Консорциума Н е д р а

Консорциум н е д р а

Таблица 5 - Потенциальное содержание (в вес %.) фракций в нефтях

Консорциума Н е д р а