Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-1.

Цех № 1

Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-1.

Установка относится к установкам первичной переработки нефти состоит из 3-х частей: блока обезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ), атмосферной и вакуумной перегонки нефти.

Обезвоживание нефти на блоке ЭЛОУ. Обезвоживание и обессоливание нефти при помощи электрического поля осуществляют под давлением в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты (50 Гц).

На атмосферно-вакуумном блоке (АВТ) осуществляется прямая перегонка нефти, в ходе которой путем нагрева нефти, многократных испарения и конденсации углеводородов на контактных устройствах в ректификационных колоннах происходит разделение нефти на фракции. При этом химический состав нефти не меняется, молекулы углеводородов, входящих в состав нефти, не претерпевают никаких изменений. Процесс разделения нефти на фракции весьма сложный, поскольку нефть состоит из различных углеводородов, имеющих разные температуры кипения.

На атмосферной части ее происходит разделение нефти на следующие фракции: углеводородный газ, бензиновую (НК-170^оС), керосиновую, дизельную и мазут в остатке.

На вакуумной части - разделение мазута на вакуумные или масляные фракции и гудрон.

Установка АВТ-2.

Относится к установкам первичной переработки нефти. На атмосферной части ее происходит разделение нефти на следующие фракции: углеводородный газ, бензиновую (НК-170⁰С), керосиновую, дизельную и мазут в остатке.

На вакуумной части – разделение мазута на вакуумные или масляные фракции и гудрон. Технологическая схема установки АВТ-2 однопоточная.

Установка ЭЛОУ-АВТ-3.

Атмосферно-вакуумная трубчатка состоит из 2-х частей: атмосферной и вакуумной.

Установка предназначена для переработки сырой нефти. В состав установки входят: блок электрообессоливания и обезвоживания нефти; атмосферный блок; блок стабилизации бензина; вакуумный блок.

На атмосферной части происходит разделение нефти на следующие фракции: пропан-бутановую, бензиновую, керосиновую, дизельную, мазут в остатке.

На вакуумной части происходит разделение мазута на вакуумные фракции: компонент дизельного топлива, тяжелый вакуумный газойль и гудрон. Тяжелый вакуумный газойль является сырьем установки гидроочистки вакуумного газойля и установки каталитического крекинга.

Технологическая установка АВТ-3 однопоточная.

Установка ЭЛОУ-АВТ-4.

В состав установки входят: блок электрообессоливания и обезвоживания нефти; атмосферный блок; блок стабилизации бензина; блок вторичной переработки бензина; вакуумный блок.

Установка предназначена для переработки сырой нефти с целью получения фракций: пропан-бутановой, бензиновых, керосиновой, дизельных, вакуумных масляных фракций и гудрона.

Технологическая схема установки АВТ-4 однопоточная.

В 2001 году проведена реконструкция установки, с целью увеличения производительности до 4 млн.т/год, увеличения отбора светлых нефтепродуктов, расширение ассортимента вырабатываемых бензиновых фракций, увеличения выхода масляных дистиллятов за счет повышения отбора и увеличения производительности вакуумного блока по мазуту, улучшения качества масляных дистиллятов.

Установка АВТ-4 запроектирована на два варианта работы атмосферного блока:

I вариант – получение авиакеросина прямогонного;

II вариант – получение керосина марки Джет А-1.

Основным вариантом работы установки является вариант I.

Установка ЭЛОУ-АТ-6.

Установка предназначена для переработки сырой нефти с целью получения фракций: пропан-бутановой, бензиновых, керосиновой, дизельной и мазута.

В состав установки входят: блок электрообессоливания и обезвоживания нефти; атмосферный блок; блок стабилизации бензина; блок вторичной переработки бензина.

В состав установки ЭЛОУ-АТ-6 входят:

1. Резервуарный парк тит. 516/2,3, состоящий из 4-х резервуаров РВС-2000. Два резервуара под сырую нефть, два резервуара для некондиции.

2. Блок ЭЛОУ, предназначенный для подготовки сырой нефти к переработке с целью обезвоживания и обессоливания нефти.

3. Атмосферный блок, предназначенный для разделения нефти на фракции: углеводородный газ, бензин, авиакеросин, дизельное топливо, мазут.

4. Блок стабилизации бензина, предназначенный для отделения от бензиновой фракции сухого углеводородного газа, сжиженного газа, воды, сероводорода.

5. Блок вторичной переработки бензина предназначен для разделения его на фракции НК-70 °С, 70-95 °С, 95-170 °С.

6. Блок утилизации тепла дымовых газов печей П-1¸П-5 для получения пара.

Установка висбрекинга.

Установка висбрекинга представляет собой разновидность термического крекинга – неглубокий крекинг тяжелых видов сырья: мазута, гудрона и других остаточных продуктов. Процесс проводится с целью снижения вязкости остаточных продуктов для последующего их использования в виде компонента для приготовления различных марок топочного мазута. При висбрекинге получается некоторое количество газа и бензина.

Под процесс висбрекинга реконструирована установка термического крекинга ТК-1.

Установка висбрекинга состоит из двух блоков:

1. Блок висбрекинга – предназначен для расщепления гудрона при высоких температурах.

2. Блок стабилизации бензина – предназначен для получения стабильного бензина.

Битумная установка 19/5

Битумная установка предназначена для получения битумов путем окисления нефтяных остатков – гудрона – кислородом воздуха.

Цех № 2.

Цех № 3.

Установка подготовки сырья для установок каталитического риформинга.

Установка тит.12/1 предназначена для подготовки сырья для установок каталитического риформинга и установки изомеризации методом четкой ректификации с последующей стабилизацией прямогонных бензиновых фракций и бензина газового стабильного с получением фракций НК-62 ⁰С, 62-70 ⁰С, 70-115 ⁰С, 115-180 ⁰С.

Установка состоит из:

- блока подготовки сырья для получения целевых фракций,

- блока получения целевых фракций,

- блока котла-утилизатора.

Установка изомеризации.

Блок гидроочистки предназначается для предварительной гидроочистки сырья изомеризации - фракции НК-70⁰С, поступающей с установки тит.12/1, полученной смешением двух фракций НК-62⁰С и 62-70⁰С в соотношении 1:1.

Блок гидроочистки состоит из блоков:

- реакторный блок,

- блок отпарной колонны,

- блок аварийной, дренажной и факельной емкостей.

Блок изомеризации предназначен для получения высокооктанового компонента автобензина путем изомеризации гидроочищенных бензиновых фракций с блока гидроочистки, не вовлекаемых в процесс каталитического риформинга и снижающих октановое число бензинов.

Процесс осуществляется в стационарном слое платинового катализатора на циркониевом носителе СИ-2, разработанного ОАО НПП Нефтехим при давлении в реакторах 26-33 кгс/см² и температуре 130 - 170 ⁰С.

Блок изомеризации состоит:

- реакторный блок,

- блок компрессии водородсодержащего газа;

- блок стабилизации;

- сырьевой блок.

Очистные сооружения

Очистка сточных вод от нефтепродуктов (и других загрязнений) в РНПК осуществ­ляется на очистных сооружениях (установки механической и биоло­гической очистки).

На биологических очистных сооружениях ЗАО «РНПК» введена в эксплуатацию станция ультрафиолетового обеззараживания сточных вод (УФО), позволяющая проводить очистку современным, экологически чистым и безопасным методом.

Отгрузка товарной продукции осуществляется по железной дороге на 2-х эстакадах; сверху закрытой струей на галерейной эстакаде и точечным наливом на УТН-1, 2 и по трубопроводу.

-3

-2

1.4 Схема административного управления предприятием. См. приложение №3.

 

2 Подготовка исходных данных для выполнения курсового проекта по специальности

2.1 Технологические аспекты производства

2.1.1 Назначение и производительность установки по проекту и в настоящее время

Установка каталитического риформинга углеводородов ЛГ-35-8/300Б

2.1.1 Назначение и производительность установки по проекту и в настоящее время.

Установка каталитического риформинга с экстракцией и вторичной ректификацией ароматических углеводородов ЛГ-35-8/300Б предназначена:

1) для производства высооктанового компонента бензина путем каталитического риформирования прямогонных бензиновых фракций;

2) для получения индивидуальных ароматических углеводородов путем ката-литического риформирования гидроочищенных прямогонных бензиновых фракций (отделение риформинга) с последующей экстракцией полученных ароматических углеводородов водным раствором триэтиленгликоля и вторичной ректификацией извлеченной ароматики (отделение экстракции и ректификации).

Мощность установки по проекту – 300 000 т/год по сырью

В настоящее время установка работает в режиме производства высооктанового компонента бензина путем каталитического риформирования прямогонных бензиновых фракций.

Мощность установки на данный момент составляет в среднем 400 000 т/год по сырью.

Установка состоит из блоков:

- предварительной гидроочистки сырья,

- риформинга,

- стабилизации,

- экстракции и вторичной ректификации.

Установка введена в строй в 1973 году.

Генеральный проектировщик - ЛЕНГИПРОНЕФТЕХИМ.

2.1.2 План расположения (компоновка) оборудования установки. См приложение №4

2.1.3 Характеристика сырья (свойства, кривая ИТК), выпускаемой продукции, реагентов, вспомогательных материалов, источники снабжения сырьём, требования к качеству сырья, реагентов, вспомогательных материалов в соответствии с нормами ГОСТов, ТУ, СТП.

Таблица 2.1 - Характеристика сырья (свойства), выпускаемой продукции, реагентов, вспомогательных материалов, требования к качеству сырья, реагентов, вспомогательных материалов в соответствии с нормами ГОСТов, ТУ, СТП.

№№ пп	Наименование сырья, материалов, реагентов, полуфабрикатов, катализаторов, изготовляемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по нормативному документу	Область применения изготовляемой продукции
	СЫРЬЕ
	Фракция 70-115 ^0С с установки АТ-6	СТП 41-1-48	1. Фракционный состав:		Сырье установки
температура начала перегони, ^0С, не ниже
температура конца кипения, ^0С не выше
	Фракция 115 -180 ^0С с установки 12/1 (установка чёткой ректификации)	СТП 41-1-60	1. Фракционный состав:		Сырье установки
температура начала перегони, ^0С, не ниже
температура конца кипения, ^0С не выше
	ИЗГОТОВЛЯЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ:
	Стабильный гидрогенизат	Основные положения по пуску и эксплуатации установок каталитического риформинга	1. Массовая доля серы, % не более	0,00005	Сырье блока риформинга
2. Проба на медную пластинку	Выд.
	Стабильный катализат	СТП 41-1-39	1. Фракционный состав:		Компонент товарных автобензинов
Температура начала перегонки, ^0С, не ниже	42^[1]
Выход, % не менее
2. Испытание на медной пластинке	Выд.
3. Октановое число по моторному методу, не менее
при переработке фр.70-115 ^0С
при переработке фр. 115-180 ^0С
	Компонент бензола	СТП 41-1-54	1. Пределы перегонки: 95 % объема перегоняется в пределах температур, ^0С, не более	0,6	Сырье для химической и нефтехимической промышленности
2. Температура кристаллизации, ^0С, не ниже	5,35
3. Массовая доля основного вещества, % не менее	99,7
	Компонент толуола	СТП 41-1-55	1. Пределы перегонки: 98 % объема перегоняется в пределах температур, ^0С не более	0,7	Сырье для химической и нефтехимической промышленности
2. Массовая доля примесей, % не более:
- неароматических углеводородов	0,10
- бензола	0,10
- ароматических углеводородов С8	0,05
	Компонент сольвента	СТП 41-1-56	1. Фракционный состав:		Растворитель для лакокрасочной промышленности
температура начала перегони, ^0С, не ниже
90 % перегоняется, ^0С не выше
	Рефлюкс	СТП 41-1-02	1. Массовая доля углеводородов С5 и выше, % не более		Сырье ГФУ
при переработке фр.70-115 ^0С	50,0
при переработке фр.115-180 ^0С	15,0
	ВСГ блока риформинга	Основные положения по пуску и эксплуатации установок каталитического риформинга	1. Компонентный состав % об содержание водорода, % об., не менее		Используется на установках гидроочистки бензина, керосина и дизтоплива
2. Содержание сероводорода, мг/м^3
3. Влажность, ppm	10-60
	КАТАЛИЗАТОРЫ, РЕАГЕНТЫ:
	Катализатор ГО-70	ТУ 38.1011111	1. Массовая доля активных компонентов, %:		Катализатор блок гидроочистки
- триоксида молибдена (MoO3)	12,0-15,0
- оксида кобальта (СоО)	4,0-5,0
- или оксида никеля (NiO)	4,0-5,0
2. Массовая доля примесей, % не более
- оксида натрия (Na2O)	0,08
- оксида железа (Fe2O3)	0,08
3. Насыпная плотность, г/см^3	0,67-0,85
4. Диаметр гранул, мм	2,0±05
5. Массовая доля потерь при прокаливании (500±10) ^0С, % не более	3,0
6. Индекс прочности, кг/мм, не менее	2,0
7. Массовая доля пыли и крошки, % не более	0,6
8. Удельная поверхность, м^2/г, не менее
9. Каталитические свойства:
- массовая доля серы в гидрогенизате, % не более	0,10
- степень обессеривания при V=6ч^-1, % не менее
	Катализатор RU-125	ТУ 2177-018-44912618-2006	1. Массовая доля компонентов катализатора в пересчете на прокаленный (850±10)^0С, %		Катализатор блока риформинга
- платины	0,25±0,02
- рения	0,40±0,02
-циркония	0,3±0,1
-оксида натрия, не более	0,01
-железа, не более	0,017
-хлора	1,35±0,15
2. Насыпная плотность катализатора прокаленного (550±10)^0С, г/см^3, не более	0,66±0,02^[2]
3. Диаметр экструдатов, мм	1,4±0,2
4. Коэффициент прочности катализатора, кг/мм, средний, не менее	1,3
5. Массовая доля фракции менее 1 мм, %, не более	0,1
6. Массовая доля потерь при прокаливании (850±10)^0С, %, не более	4,0
7. Удельная поверхность, м^2/г	250-330
	Катализатор АП-15	ТУ-2172-026-04610600-2003	1. Массовые доли компонентов катализатора, %		Гидрирующий катализатор непредельных углеводородов
-платина	0,15±0,01
-железо, не более	0,017
-натрий (в пересчете на оксид натрия), не более	0,020
2. Насыпная плотность катализатора, г/см^3, не более	0,80
3. Коэффициент прочности катализатора, кг/мм не менее
-средний	0,97
-минимальный	0,55
4. Диаметр экструдатов, мм	2,8±0,2
5. Массовая доля частиц менее 1 мм., % не более	0,1
6. Массовая доля потерь при прокаливании 850 ^0С, % не более	7,0
8. Каталитические свойства:
- бромное число гидрированного катализата г брома на 100см^3 продукта, не более	0,1
- селективность – абсолютная разность между массовой долей ароматических углеводородов в сырье и продуктах, % не более	2,0
	Цеолитный сорбент формованный NaX-K	ТУ 2163-009-05766557	1. Внешний вид	черенок	Применяется для осушки ВСГ
2. Насыпная плотность г/см^3, не менее	0,65-0,80
3. Размер гранул по среднему диаметру, мм.	4,5±0,5 3,6±0,4 2,9±0,3 2,4±0,2 2,0±0,2
4. Механическая прочность на раздавливание, кг/мм^2, не менее	0,8
5. Массовая доля водостойкости, %, не менее
6. Динамическая активность по парам воды для размера гранул по среднему диаметру
4,5±0,5 мм, мг/см^3, не менее
3,6±0,4 мм, мг/см^3, не менее
2,9±0,3 мм, мг/см^3, не менее
2,4±0,2 мм, мг/см^3, не менее
2,0±0,2 мм, мг/см^3, не менее
7. Динамическая емкость по парам бензола для размера гранул по среднему диаметру
4,5±0,5 мм, мг/см^3, не менее
3,6±0,4 мм, мг/см^3, не менее
2,9±0,3 мм, мг/см^3, не менее
2,4±0,2 мм, мг/см^3, не менее
2,0±0,2 мм, мг/см^3, не менее
8. Динамическая емкость по углекислому газу, мг/см^3, не менее
9. Массовая доля потерь при прокаливании, % не более
	Диметилдисульфид (CH3-S-S-CH3)	Паспорт качества	1. Плотность при 20 ^0С, г/см^3	1,060	Применяется при сульфидировании катализатора
2. Внешний вид	Светложелтая жидкость
	Азот газообразный	СТП 41-1-654	1. Объемная доля кислорода, % не более	0,3	Используется для продувки и опрессовки оборудования
	Трихлорэтилен (CHCl3)	ГОСТ 9976	1. Плотность при 20 ^0С, г/см^3, в пределах	1,463-1,465	Применяется при проведении оксихлорирования, гидрохлорирования катализатора риформинга и поддержания водно-хлорного баланса на режиме
	Четыреххлористый углерод (СCl4)	ГОСТ 4	1. Внешний вид	Бесцветная прозрачная жидкость без мехпримесей
2. Плотность при 20 ^0С, г/см^3, в пределах	1,593-1,597
	Триэтиленгликоль (C6H14O4)	ТУ 6-01-5	1. Плотность при 20 ^0С, г/см^3	1,123-1,124	Растворитель ароматических углеводородов
2. Массовая доля ТЭГ, % не менее

 

 

Источником снабжения сырьём установки является установка чёткой ректификации ЭЛОУ-АТ-6.

Свойства, кривые истинных температур кипения см. приложение № 5.

2.1.4 Снабжение электроэнергией, топливом, паром, водой, инертным газом, сжатым воздухом, другими видами энергетических и материальных ресурсов, технологические параметры потоков, входящих на установку, места расположения входных задвижек и контрольных приборов на плане расположения оборудования установки.

 

На установке потребляется электроэнергия напряжением 6000, 380, 220 В.

На установку производится приём жидкого и газового топлива.

Жидкое топливо закачивается с установки Л-24-6 или ЛЧ-24-7 через входной клапан жидкого топлива в топливные емкости установки. Налаживается система циркуляции по схеме: топливные емкости Е-776, Е-777 ® топливный насос ЦН-294, ЦН-295 ® подогреватель Т-10 ® П-1, П-2 ® топливные емкости Е-776,Е-777. В зимнее время в змеевики топливных емкостей и спутники топливных линий для обогрева подается пар.

Топливный газ на установку через входной клапан (поз. 2354) направляется по схеме: топливная линия завода ® Е-12 ® регулятор давления ® Т-11 ® П-1, П-2, П-3. Расход топливного газа на установку 300 м³/ч, давление – 4 кгс/см².

Пар на установку поступает из топливной сети через входной клапан (поз. 3110); давление пара 6 кгс/см², расход пара на установку 1 т/ч. Зимой расход пара увеличивается.

Охлаждающая вода поступает через входную задвижку в I и II систему водооборота. Вода второй системы чище и поступает в ХК-2, ХК-3, на охлаждение компрессоров и циркулирует по замкнутой системе; её расход 200-350 м³/ч, давление 3,5 кгс/см², температура 30°С. Вода первой системы поступает на все остальные нужды установки и сливается в канализацию водопроводной воды. Объёмный расход воды первой системы 600-900 м³/ч, давление 4-4,2 кгс/см², температура 29°С. Зимой температура воды опускается до 12-14°С.

На установку организован подвод инертного газа (азота) через входной клапан. Давление азота колеблется в пределах от 20 до 30 кгс/см² в зависимости от работы установки АКУ.

На установку подаётся сжатый воздух к контрольно-измерительным приборам и аппаратуре и к элементам управления производством на установке (электроклапаны, электрозадвижки и др.) Давление воздуха 4 - 4,5 кгс/ см².

 

Места расположения входных задвижек и контрольных приборов на плане расположения оборудования установки см. в приложении № 6.

 

2.1.5 Описание технологического процесса: физико-химические основы процесса, основные и побочные реакции, возможные интервалы изменения технологических параметров.

Установка ЛГ-35-8/300Б предназначена:

1) для получения индивидуальных ароматических углеводородов путем каталитического риформирования гидроочищенных прямогонных бензиновых фракций (отделение риформинга) с последующей экстракцией полученных ароматических углеводородов водным раствором триэтиленгликоля и вторичной ректификацией извлеченной ароматики (отделение экстракции и ректификации);

2) для производства высооктанового компонента бензина путем каталитического риформирования прямогонных бензиновых фракций.

 

2.1.5.1 БЛОК ГИДРООЧИСТКИ

 

Целью предварительной гидроочистки сырья является подготовка сырья для риформинга путем удаления веществ, дезактивирующих катализаторы риформинга.

К этим соединениям относятся: сернистые, азотистые, кислородсодержащие, а также соединения, содержащие металлы, галогены.

Превращение указанных веществ происходит на гидрирующем катализаторе ГО-70. Летучие продукты: сероводород, аммиак, вода, хлористый водород удаляются путем отпарки гидрогенизата. Металлические примеси отлагаются на катализаторе гидроочистки.

 

2.1.5.1.1 Основные реакции блока гидроочистки

 

Реакции сернистых соединений

Реакция обессеривания с выделением сероводорода:

Меркаптаны:

RSH + Н₂ ® RH + Н₂S

 

Сульфиды:

 

RSR ¢ + 2Н₂ ® RH + R ¢H + H₂S

 

Дисульфиды:

 

RSSR + 3H₂ ® 2RH + 2H₂S

 

Тиофены:

Реакция кислородных соединений с выделением воды:

Реакция азотистых соединений с выделением аммиака:

Гидрирование непредельных углеводородов:

 

С_n Н_2n + Н₂ ® С_n Н_2n+2

Основные реакции гидроочистки связаны с разрывом связей "углерод-сера", "углерод-азот", " углерод-кислород" и насыщением свободных валентных связей водородом. Легче всего гидрируются алифатические сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды), труднее всего тиофены. Скорость гидрирования уменьшается с увеличением молекулярного веса нефтяных фракций, что связано с изменением типа сернистых соединений.

В процессе гидроочистки совместно с основными реакциями протекают и реакции углеводородов, например: изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов, насыщение непредельных, гидрокрекинг. Все указанные реакции проходят при температуре 280-360⁰С, давлении до 35 кгс/см² и объемной скорости не более 5 ч ^-1.

 

2.1.5.1.2 Основные параметры, влияющие на протеканиепроцесса гидроочистки

 

Основными параметрами, влияющими на протекание процесса гидроочистки являются: температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа и активность катализатора.

2.1.5.1.2.1 Температура

Реакции гидроочистки протекают при определенной температуре.

Наиболее благоприятный интервал температур для гидроочистки бензиновой фракции 280-360⁰С. При повышении температуры выше 360⁰С степень гидроочистки возрастает, но одновременно ускоряется реакция гидрокрекинга, что приводит к повышенному отложению кокса на катализаторе, а это приводит к сокращению межрегенерационного периода и снижению выхода гидроочищенного продукта.

 

2.1.5.1.2.2 Давление

Парциальное давление водорода в зоне реакции оказывает большое влияние на глубину очистки сырья и стабильность работы катализатора.

Парциальное давление водорода зависит от общего давления в системе, соотношения сырья и водородсодержащего газа, от концентрации водорода в водородсодержащем газе. При повышении общего давления в системе повышается также и парциальное давление водорода. Оптимальное давление для процесса гидроочистки составляет 35 кгс/см².

Во избежание разрушения катализатора снижение или повышение давления в системе следует проводить плавно со скоростью 4-5 кгс/см²/ч.

 

2.1.5.1.2.3 Кратность циркуляции водородсодержащего газа к сырью

Кратность циркуляции - отношение объема водородсодержащего газа (нм³/ч) к объему сырья (м³/ч).

Процесс гидроочистки проводится с избыточным количеством водорода. Увеличение объема циркулирующего водородсодержащего газа при постоянном давлении в системе повышает парциальное давление водорода в зоне реакции. При гидроочистке бензина при давлении в системе 35 кгс/см² и рекомендуемой концентрации водорода в водородсодержащем газе не ниже 65%, кратность циркуляции допускается не менее 80 нм³/м³ сырья.

 

2.1.5.1.2.4 Объемная скорость подачи сырья.

 

Объемная скорость - отношение объема сырья (м³/ч) к объему загруженного катализатора в реакторах (м³).

Допустимые объемные скорости подачи сырья в процессе гидроочистки составляют 0,5-10 ч^-1.

С увеличением объемной скорости сокращается время пребывания сырья в зоне реакции в контакте с катализатором, при этом снижается степень очистки. Утяжеление фракционного состава сырья и повышение содержания серы приводит к необходимости уменьшения объемной скорости для поддержания оптимальной глубины очистки.

Рекомендуемая объемная скорость подачи сырья для фракции НК-70⁰С - не более 5 ч^-1.

 

2.1.5.1.2.5 Качество сырья

 

Параметры технологического процесса гидроочистки выбирают в зависимости от качества перерабатываемого сырья.

Утяжеление фракционного состава, увеличение содержания серы приводит к возрастанию расхода водорода, изменению температурного режима гидроочистки и блока стабилизации.

2.1.5.1.2.6 Активность катализатора

Активность катализатора - способность его влиять на скорость реакции разрыва связей S-C, N-C, О-С.

Чем выше активность катализатора, тем при более высокой объемной скорости и более низких технологических параметрах процесса достигается требуемая глубина обессеривания сырья.

С течением времени активность катализатора падает за счет отложения серы и кокса на его поверхности.

Периодически производят восстановление активности катализатора путем его регенерации (выжига кокса при температуре 250-500⁰С).

Однако катализатор постепенно теряет свою активность из-за кристаллизации и изменения структуры поверхности, а также за счет адсорбции на поверхности катализатора металлорганических и других веществ, блокирующих активные центры. В этом случае активность катализатора снижается, и его заменяют на свежий.

В процессе гидроочистки используется алюмо-кобальт-молибденовый катализатор ГО-70, обеспечивающий необходимую степень гидрирования сернистых соединений, оптимальный выход гидрогенизата и оптимальные энергозатраты.

 

Таблица 2.2 - Характеристика катализатора ГО-70

№ п/п	Наименование показателя	Значение
1.	Массовая доля активных компонентов, %, в пределах:
- триоксида молибдена (МоО3)	12,0 - 15,0
- оксида кобальта (СоО) или оксида никеля (NiО)	4,0 - 5,0
2.	Массовая доля примесей, %, не более:
- оксида натрия (Nа2О)	0,08
- оксида железа (Fe2O3)	0,08
3.	Насыпная плотность, г/см^3, в пределах	0,67-0,85
4.	Диаметр гранул, мм	2,0 ± 0,5
5.	Массовая доля потерь при прокаливании при (500±10)^0С, (ППП), %, не более	3,0
6.	Массовая доля пыли и крошки, %, не более	0,6
7.	Индекс прочности, кг/мм, не менее	2,0
8.	Удельная поверхность, м^2/г, не менее
9.	Каталитические свойства:
- массовая доля серы в гидрогенизате, %, не более	0,1
- степень обессеривания при u = 6 ч^-1, %, не менее

 

2.1.5.2 БЛОК РИФОРМИНГА

 

Сырьем каталитического риформинга является прямогонная бензиновая фракция, прошедшая гидроочистку и состоящая, в основном, из углеводородов парафиновых (главным образом нормального строения), нафтеновых (циклопентановых и циклогексановых), ароматических (производных бензола) а также следы непредельных углеводородов. В результате реакций ароматизации, изомеризации, протекающих преимущественно на полиметаллическом катализаторе, происходит глубокое изменение углеводородного состава получаемого катализата.

 

2.1.5.2.1 Основные реакции процесса и их тепловые эффекты

Дегидрирование нафтеновых углеводородов в ароматические:

Дегидрирование алканов в олефины:

 

Изомеризация н-алканов в изоалканы:

 

Изомеризация пятичленных циклоалканов в производные циклогексана

 

 

Дегидроциклизация алканов в ароматические углеводороды (ароматизация)

 

 

Гидрокрекинг алканов

 

 

Гидрогенолиз

 

В некоторых случаях заметное развитие в процессе риформинга получает реакция гидрогенолиза парафиновых углеводородов, приводящая, в отличие от гидрокрекинга к преимущественному образованию газообразных углеводородов, особенно метана:

 

 

Среди реакций риформинга с наибольшей скоростью протекает дегидрирование циклогексана и его гомологов в соответствующие ароматические углеводороды, с наименьшей - дегидроциклизация парафиновых углеводородов.

 

Реакции дегидрирования протекают быстро, однако по условиям равновесия достигаемая концентрация олефинов довольно мала. Олефины образуются на промежуточной стадии – изомеризации алканов. Хотя равновесие этой реакции не благоприятствует, благодаря расходованию образующихся в ней циклоалканов за счет их быстрого дегидрирования изомеризация алкилциклопентанов идет с большими скоростями. Комбинацию реакций дегидрирования и изомеризации называют дегидроизомеризацией. Дегидроизомеризация алкилциклопентанов является важной реакцией в процессе риформинга, так как содержание этих соединений довольно велико. Дегидроциклизация нормальных алканов возрастает с ростом молекулярной массы.

 

2.1.5.2.2 Основные параметры, влияющие на протеканиепроцесса риформинга

 

2.1.5.2.2.1Температура

Температура является основным параметром регулирования активности катализатора и должна поддерживаться на минимально возможном уровне, обеспечивающем получение катализата требуемого качества – с заданным октановым числом или с содержанием ароматических углеводородов.

Постепенным повышением входных температур компенсируется естественное снижение активности катализатора в реакционном цикле, а длительность последнего определяется темпом (скоростью) повышения температуры. Температуру на входе в реакторы не следует повышать за один раз более чем на 2-3 ⁰С.

При изменении загрузки установки по сырью (объемной скорости подачи сырья) входные температуры должны корректироваться - уменьшаться при снижении загрузки и увеличиваться при ее повышении.

Прежде чем уменьшить загрузку установки по сырью, следует понизить температуру на входе в реакторы, повышение температуры следует производить лишь после увеличения загрузки.

При повышении температуры на входе в реакторы увеличивается жесткость процесса каталитического риформинга, но и снижается его селективность (ускоряются реакции гидрокрекинга).

С повышением температуры интенсифицируются реакции, ведущие к коксообразованию на катализаторе, снижается выход катализата и концентрация водорода в циркуляционном газе риформинга.

Перепад температур в реакторах риформинга определяется главным образом тепловым эффектом процесса. Реакции дегидрирования нафтенов и дегидроциклизация парафинов являются эндотермическими и сопровождаются поглощением тепла, реакции гидрокрекинга являются экзотермическими и проходят с выделением тепла. Общий тепловой эффект зависит от соотношения этих реакций в той или иной ступени риформинга.

Температурный перепад (особенно в первой ступени процесса – в первом реакторе) может служить характеристикой активности катализатора. По мере отработки катализатора, накопления кокса на нем, понижения концентрации водорода в циркулирующем газе, перепад температуры в отдельных реакторах и суммарный перепад температуры понижается. В отдельных случаях понижение температурного перепада в реакторах может быть связано с чрезмерным содержанием хлора на катализаторе.

Абсолютная величина температурного перепада, при фиксированной загрузке установки, в реакторах зависит от химического состава сырья и от селективности работы катализатора. Чем выше содержание нафтеновых углеводородов в сырье, тем выше температурный перепад в реакторах. При снижении селективности процесса вследствие развитий реакций гидрокрекинга происходит снижение температурного перепада в реакторах.

Температурный режим работы реакторов реакторного блока может быть равномерным, нисходящим или восходящим. При нисходящем режиме работы реакторов (например, Р-1 500 ⁰С, Р-2 495 ⁰