«Разработка сепаратора для гидроочистки дизельного топлива» содержит 93 страницы текстового

метки: Топливо, Дизельный, Гидроочистка, Процесс, Совершенствование, Катализатор, Сырье, Реактор

1.1 Основные характеристики дизельного топлива

Дизельное топливо помимо своей основной задачи — производства энергии при сгорании — выполняет также еще две важные функции охлаждение и смазка прецизионных узлов топливной системы, таких как топливные форсунки и топливный насос, а также регулирование параметров выхлопа на двигателях с контролем эмиссии.

1.1.1 Вязкость и плотность

Вязкость – важный параметр для процессов нагнетания топлива и его последующего впрыска. Влияет также на смазывающие характеристики. Параметры вязкости должны соответствовать европейскому стандарту ISO 3104.

Низкая вязкость топлива приводит к быстрому износу топливного насоса и форсунок. Напротив, высокая вязкость топлива усложняет холодный запуск, а также неблагоприятно сказывается на топливоподводящей системе, приводя к трещинам головок форсунок и подтеканию топлива. При высокой вязкости может быть затруднен процесс регулировки подачи топлива.

Плотность дизельного топлива относят к его энергетическим показателем. Чем выше плотность топлива, тем больше энергии вырабатывается в процессе его сгорания и, соответственно, возрастают показатели эффективности и экономичности. Характеристики плотности топлива регулируются европейским стандартом ISO 3675.

1.1.2 Цетановое число

Цетановое число — параметр, влияющий на запуск и длительность прогрева двигателя. При эксплуатации двигателя в условиях низких температур окружающего воздуха, желательно использовать дизельное топливо с более высоким цетановым числом. Тем не менее, следует иметь в виду, что топливо с цетановым числом выше 55 приводит к увеличению дымности выхлопа. Цетановые характеристики дизельного топлива регулируются европейским стандартом ISO 5165.

Слишком низкое цетановое число применяемого топлива усложняет запуск двигателя, приводит к выделению большого количества дыма, делает нестабильной работу двигателя на холостом ходу. Топливо с цетановым числом выше 55 может привести к неконтролируемому разгону двигателя или его нестабильной работе.

1.1.3 Содержание серы

Дизельное топливо обычно содержит некоторое количество сернистых соединений, влияющих на общие показатели кислотности топлива, работу выхлопной системы и ее коррозионную стойкость. Использование топлива с большим содержанием серы приводит к необходимости повышения смазывающих характеристик (TBN) для компенсации процессов кислотной коррозии. Использование такого топлива существенно снижает срок службы катализаторов и узлов выхлопной системы. Категорически не рекомендуется использовать марки топлива, содержание сернистых соединений в которых превышает рекомендованные величины. Следует иметь в виду, что в дизельном топливе помимо стабильных соединений могут присутствовать активные соединения серы, значительно усиливающие процессы коррозии. Содержание серы в топливе регулируются европейским стандартом ISO 4260.

Виды топлива, их характеристика и запасы в Беларуси

... кВ) и Польши (линия на 220 кВ). 1. Виды топлива, их характеристика и запасы в Беларуси Топливо подразделяют твердое; жидкое; газообразное; ... и поэтому выделяет при сгорании больше теплоты В промышленности и, особенно в быту, находит широкое распространение ... продуктов выше мировых цен на нефть. 2. Общая характеристика топливно-энергетического комплекса Республики Беларусь. В период после 1991 ...

Чрезмерное содержание в дизельном топливе сернистых соединений приводит к быстрой коррозии поверхностей форсунок, поршневых колец и подшипников. Что, в свою очередь, сокращает требуемые интервалы между выполнением профилактических и ремонтных работ. Использование топлива с содержанием серы более 0,5% в массовых долях влечет за собой необходимость применения масел с показателем TBN более 10, а это, в свою очередь, сокращает сроки службы заменяемых элементов системы смазки. Каталитические элементы и некоторые элементы выхлопной системы могут быть полностью выведены из строя даже при непродолжительном использовании топлива с высоким содержанием сернистых соединений. Особенно неблагоприятное влияние на коррозионную стойкость внутренних частей двигателя оказывают активные соединения серы.

1.1.4 Содержание воды и твердых взвешенных частиц

Поскольку гарантировать отсутствие в используемом топливе воды и посторонних взвесей сложно, настоятельно рекомендуется производить фильтрацию топлива перед заливкой его в топливный бак. Некоторое количество воды может попасть в топливо в неполном баке ввиду процессов конденсации из-за перепада температур. Необходимо своевременно производить замену топливных фильтров, а также фильтрующих элементов топливного насоса и подводящих топливных патрубков. При регулярном использовании предварительно неотфильрованного топлива с большим содержанием посторонних взвесей рекомендуется производить смену фильтров чаще, чем того требуют инструкции по эксплуатации.

1.1.5 Температурные характеристики

Температуру, при которой начинается процесс кристаллизации содержащегося в топливе парафина, называют температурой помутнения. При этом кристаллизовавшийся парафин расположен в топливе неравномерно, подобно облакам. Показатели помутнения регулируются европейским стандартом ISO 3015.

В условиях, близких к температуре помутнения топлива, вероятен сбой работы дизельного агрегата из-за закупорки топливных фильтров кристаллизовавшимся парафином. Подача топлива может не прекратиться полностью, но значительно уменьшиться, что приведет к существенной потере мощности установки. Именно поэтому рекомендуется тщательно подбирать топливо для эксплуатации в зимних условиях и в регионах Крайнего Севера.

Минимальную температуру, при которой дизельное топливо способно протекать в канал диаметром 45 мкм, называют точкой закупорки. Эта характеристика тесно связана с показателем температуры помутнения. Понижение температуры до этой точки приводит к закупорке топливных фильтров из-за начавшегося процесса кристаллизации парафина.

При понижении температуры ухудшается текучесть дизельного топлива. Потеря текучести может привести к сбою запуска дизельных агрегатов. Большинство топливных насосов не в состоянии работать должным образом, если топливо находится в состоянии, близком к точке потери текучести. Температура топлива должна поддерживаться на уровне (10-15)ºС выше этой точки.

Гидроочистка дизельных топлив

... в зависимости от содержания непредельных углеводородов в сырье [4]. Химизм процесса гидроочистки Превращение серосодержащих соединений В неуглеводороных соединениях связи C–S и S– ... углеводород: CH 3 CH2 CH2 CH3 +H2 S Соединения тиофенового ряда представлены бензтиофеном, дибензтиофеном, алкилбибезтиофенами и диалкилдибензтиофенами – малоактивны. Их доля в составе серусодержащих соединений дизельных ...

1.1.6 Смазывающие характеристики

Смазывающая способность — характеристика жидкости, обеспечивающая гидродинамическую и граничную смазку двигающихся частей. Топливо с низким содержанием сернистых соединений и низкой вязкостью обладает более низкой смазывающей способностью. Смазывающие характеристики регулирубтся стандартом ISO 12156.

Использование топлива с недостаточными смазывающими свойствами может привести к быстрому износу или заклиниванию движущихся частей элементов топливной системы.

1.1.7 Химический состав

В состав дизельного топлива входят различные углеводороды.

Компоненты дизельного топлива должны легко испаряться при высоких давлениях и температурах. По этой причине идеальным компонентом дизельного топлива являются нормальные парафиновые углеводороды в отличие от олефинов и ароматических углеводородов. Однако вследствие того, что дизельное топливо имеет высокий интервал кипения, углеводородный состав его более сложен (например, ароматическое кольцо с длинными боковыми парафиновыми или олефиновыми цепями).

Основные характеристики дизельного топлива, определяемые его составом, – воспламеняемость, низкотемпературные свойства, теплота сгорания и плотность. Ни один из классов соединений, входящих в состав дизельного топлива, не отвечает сразу всем критериям: например, нормальные парафины имеют очень высокую воспламеняемость и низкую склонность к дымности отработавших газов и одновременно неудовлетворительные низкотемпературные свойства и низкую теплоту сгорания. Однако, сочетание в молекулах, например, парафиновых и ароматических углеводородов способно улучшить низкотемпературные свойства топлив, не ухудшая при этом его воспламеняемость [11].

Нормальные парафиновые углеводороды характеризуются хорошей воспламеняемостью. Их цетановое число достигает 100 единиц и тем выше, чем выше молекулярная масса углеводорода. Недостатком н–парафинов являются их плохие низкотемпературные свойства и сравнительно плохая растворимость в углеводородах других классов.

Изопарафины характеризуются хорошими низкотемпературными свойствами, но плохой самовоспламеняемостью.

Нафтеновые углеводороды по самовоспламеняемости находятся между н–парафинами и ароматическими углеводородами. Они отличаются хорошими окислительной и термической стабильностью, низкотемпературными свойствами.

Ароматические углеводороды имеют очень низкие цетановые числа. Они сгорают хуже других углеводородов. Это приводит к повышенному нагарообразованию, увеличению эмиссии сажи и твердых частиц. Поэтому ароматические углеводороды – нежелательные компоненты ДТ, несмотря на отличные низкотемпературные свойства. Среди ароматических углеводородов особо выделяют полициклические ароматические углеводороды (ПАУ), характеризующиеся высокой канцерогенной активностью. В современных ДТ содержание ПАУ регламентируется особенно жестко [11].

1.2 Особенности технологических процессов гидроочистки дизельного топлива

1.2.1 Механизм процесса гидроочистки

В процессе гидроочистки дизельных фракций протекают следующие реакции:

1) Гидрирование серосодержащих соединений до сероводорода и соответствующего углеводорода;

2) Гидрирование азотсодержащих соединений с образованием насыщенного углеводорода и аммиака;

Теоретические основы и технология гидроочистки дизельных топлив

... катализатор высокоактивен в реакциях гидрогенолиза сернистых соединений и обладает достаточно высокой термостойкостью. Он достаточно активен в реакциях гидрирования непредельных углеводородов, азотистых и кислородсодержащих соединений сырья и применим для гидроочистки ... автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту", который ...

3) Гидрирование кислородсодержащих соединений до образования соответствующих углеводородов и воды. В процессе гидроочистки происходит гидрирование ненасыщенных и ароматических углеводородов. Параллельно протекают нежелательные реакции гидрокрекинга с образованием низкомолекулярных углеводородов, а также реакции уплотнения с образованием кокса, отлагающегося на поверхности катализатора [15].

В зависимости от строения сернистого соединения: меркаптаны, сульфиды ациклического и циклического строений, дисульфиды и простые тиофены превращаются в парафины или ароматические углеводороды с выделением сероводорода.

Реакции разложения основных сернистых соединений можно представить в следующем виде:

а) Меркаптаны гидрируются до сероводорода и соответствующего углеводорода:

 H2

RSH    RH  H2S

б) Сульфиды гидрируются через образование меркаптанов:

RSR  

 H2

 R SR  RH,

R SH 

 H2

 R H  H 2S

в) Дисульфиды гидрируются аналогично:

RSSR 

 H2

 RSH  RSH

г) Циклические сульфиды, например тиофан и тиофен, гидрируются с образованием соответствующих алифатических углеводородов:

S +2H2 → C4Н10+Н2S

д) Бенз- и дибензтиофены гидрируются по схеме:

C2H5

S + Н2→ S +Н2 → +Н2S

Реакции гидрогенизации сернистых соединений характеризуются разрывом связи C-S и насыщением водородом свободных валентных и олефиновых связей. Наряду с сернистыми соединениями при гидроочистке гидрируется значительное количество олефиновых углеводородов, смол, азотистых и кислородсодержащих соединений и разрушаются металлоорганические соединения.

Из всех сернистых соединений легче всего гидрируются алифатические (меркаптаны, сульфиды и другие), труднее всего тиофены. Так при одних и тех же условиях гидроочистки степень гидрирования алифатических соединений достигает 95%, в то время как степень гидрирования тиофенов составляет 40-50%.

Устойчивость сернистых соединений увеличивается в следующем порядке: меркаптаны  дисульфиды  сульфиды  тиофены

Поскольку процесс гидрообессеривания экзотермический, то есть протекает с выделением небольшого количества тепла, то эффективность очистки зависит от температуры, парциального давления водорода, активности катализатора и других факторов. Повышение парциального давления водорода значительно увеличивает скорость гидрирования сернистых соединений.

Одновременно с удалением серы в процессе гидроочистки происходит разложение азотосодержащих соединений с образованием аммиака.

C3H6NH2

N

N + Н2 → H + Н2 → +Н2 →

C3H7

→ +NH3

Аналогично на катализаторе гидроочистки гидрируются кислородсодержащие соединения [16]:

Также в технологическом процессе гидроочистки протекают многочисленные реакции с участием углеводородов. К таким реакциям относятся: изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов, насыщение непредельных, гидрокрекинг и другие.

Изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов происходит при любых условиях обессеривания, интенсивность гидрокрекинга усиливается с повышением температуры и давления. При более высоких температурах и низких давлениях происходит частичное дегидрирование нафтеновых и дегидроциклизация парафиновых углеводородов. В некоторых случаях гидрогенизационного обессеривания эти реакции могут служить источником водорода для реакций собственного обессеривания, то есть обеспечивают протекание процесса автогидроочистки. Из сопутствующих обессериванию реакций углеводородов особый интерес представляет насыщение олефиновых и ароматических углеводородов [16].

АСУТП гидроочистки бензина

... Реакции углеводородов В процессе гидроочистки одновременно с реакциями сернистых, азотных и кислородных соединений протекают многочисленные реакции углеводородов: Изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов ... водорода в циркуляционном газе не менее 70% объемных. Активность катализатора Катализаторы гидроочистки ускоряют реакции процесса гидроообессеривания. Активность катализатора зависит ...

1.2.2 Ключевые факторы, определяющие эффективность

технологии гидроочистки

Гидроочистка фракций дизельных топлив относится к наиболее распространенным каталитическим процессам в схемах нефтеперерабатывающих заводов. При разработке ее технологии ключевыми моментами являются:

• выбор реакторного устройства, обеспечивающего наибольший контакт катализатора с исходным сырьем и равномерным его распределением
• подбор катализатора со стабильной гидрообессеривающей активностью и высокими прочностными свойствами
• выбор оптимальной системы катализаторов с целью уменьшения перепада давления;
• полнота активации катализатора
• определение технологических показателей с целью достижения наименьшей начальной температуры процесса.

Основным аппаратом, определяющим эффективность этого процесса и глубину превращения сырья, является реактор, который по своему технологическому оформлению должен обеспечивать заданную производительность, иметь необходимый реакционный объем, создавать требуемую для процесса поверхность контакта взаимодействующих фаз, поддерживать необходимый теплообмен в процессе и уровень активности катализатора. Его конструкция должна обладать минимальным гидравлическим сопротивлением и обеспечивать равномерное распределение газосырьевого потока по всему реакционному объему. Как правило, на отечественных установках гидроочистки дизельных топлив используются реакторы с аксиальным вводом газосырьевой смеси.

В ходе эксплуатации промышленных установок гидроочистки дизельного топлива установлено, что работа реактора с аксиальным движением потока сырья характеризуется неравномерным распределением газосырьевой смеси по сечению аппарата и ростом гидравлического сопротивления слоя катализатора, значительно возрастающим по мере его длительной эксплуатации. Увеличение перепада давления в реакторе приводит к снижению его производительности и увеличению энергетических затрат на установке. Для замедления роста перепада давления в рабочем цикле обычно периодически удаляют из реактора верхний слой катализатора; используют фильтрующие корзины; инертный сферический материал (фарфоровые шары переменного диаметра); комбинированные защитные слои катализаторов, распределительные устройства. Перечисленные приемы позволяют защитить основной слой катализатора, но не решают проблему высокого гидравлического сопротивления полностью.

На ход процесса гидроочистки дизельного топлива сильно влияет фракционный состав перерабатываемого сырья. Наличие в сырье непредельных углеводородов и высококипящих фракций с повышенным содержанием сернистых соединений приводит к значительному увеличению расхода водорода и ускорению закоксовывания катализатора, снижению его активности. Наличие в сырье избытка легких фракций приводит к непроизводительной загрузке установки.

С течением времени происходит постепенное снижение активности катализатора из–за отложений кокса на его поверхности. Чем выше активность катализатора, тем быстрее протекают реакции обессеривания и тем больше глубина очистки.

Катализаторы риформинга нефтяных фракций

... схема реакций процесса: А - реакция, катализируемая кислотными центрами катализатора, М - реакция, катализируемая металлическими центрами катализатора [3]. Гидрокрекинг является нежелательной реакцией, так как расходует водород и ... подтолкнула исследователей на поиск и создание более дешевых катализаторов с хорошими каталитическими свойствами и уменьшенным содержанием платины. Одним из наиболее ...

Объемная скорость характеризует время пребывания сырья в зоне реакции. С увеличением времени пребывания в зоне реакции увеличивается глубина очистки. С увеличением объемной скорости уменьшается время контакта с катализатором, при этом глубина превращения уменьшается. При выборе объемной скорости учитывают температуру, давление, состав сырья [17].

Оптимальное значение объемной скорости устанавливают с учетом качества сырья, жесткости процесса и стабильности катализатора. Обычно объемную скорость при гидроочистке дизельных фракций поддерживают на уровне 3,5-5,0 ч-1.

Для получения сверхмалосернистого дизельного топлива с допустимым содержанием полициклических ароматических углеводородов необходимо поддерживать объемную скорость подачи сырья в пределах 1,52,0 ч-1 при более жестких остальных параметров процесса [18].

Существенное влияние на процесс гидроочистки оказывает содержание водорода в реакторе. Процесс гидрообессеривания проводится с избыточным количеством водорода. При повышении содержания водорода водородсодержащем газе (ВСГ), подаваемом в реактор, скорость процесса обессеривания увеличивается, при этом увеличивается глубина очистки сырья от серы. Заметное возрастание скорости реакции происходит при повышении содержания водорода только до определенного предела, после которого скорость увеличивается более медленно. В связи с этим существует оптимальный предел увеличения содержания водорода.

В зависимости от концентрации водорода в системе, содержания непредельных в сырье соотношение (ВСГ : сырьё) поддерживается в пределах 50–200 нм3/м3. При этом концентрация водорода в водородсодержащем газе должна быть не менее 65 % об. Начало кипения сырья должно быть не выше 200оС и выкипаемость до 360оС не менее 94% об. При прекращении подачи сырья скорость подачи циркуляционного газа следует поддерживать близкой к максимальной величине для того, чтобы удалить из катализатора больше жидкости и свести к минимуму образование кокса [19].

Оптимальная температура процесс гидроочистки находится в диапазоне 330-400оС. При температурах ниже 300 оС замедляются реакции гидрирования ароматических соединений, а при температурах выше 400 оС ускоряются реакции гидрокрекинга и коксообразования. По мере снижения активности катализатора его гидрообессеривающая способность поддерживается повышением температуры в зоне реакции. В конце рабочего пробега средняя температура в реакторе может превышать первоначальную на 20-60оС [17].

При работе на свежем катализаторе температура на выходе из печи не должна превышать 360 оС. Это условие обеспечивает длительную работу катализатора без регенерации.

Давление в гидрогенизационных процессах рассматривают комплексно. Важно учитывать общее давление в системе и парциальное давление водорода в циркулирующем газе. Общее давление в системе обычно колеблется от 2.5 до 6 МПа, при этом парциальное давление водорода составляет 1.5-3.7 МПа [20].

Быстрое понижение давления без предшествующего понижения температуры может привести к коксообразованию [17].

Эксплуатация реактора при повышенном парциальном давлении водорода дает следующие преимущества:

Эксплуатация судовых энергетических установок

... могли выходить в море, хотя и предназначались для эксплуатации на реке. Египетская барка ок. 4000 лет до ... место судам с тепловыми энергетическими установками. Создание и понимание принципа работы судовых энергетических установок (СЭУ), состоящих из тепловых машин, требует ... почти на 5000 лет. Для увеличения мощности "энергетической установки" за счет числа гребцов использовали корабли с несколькими ...

 более продолжительный цикл службы катализатора

 возможность переработки более тяжелого сырья

 повышенная пропускная способность

 повышенная глубина превращения

 более высокое качество дистиллята

При повышенном парциальном давлении водорода удаление серы облегчается, однако возрастают капитальные затраты на реактор [21].

При этом высокое парциальное давление водорода может быть обеспечено только при циркуляции ВСГ. Кратность циркуляции ВСГ в процессе гидроочистки находится обычно в пределах 200-700 нм3/м3. Необходимая кратность циркуляции определяется концентрацией водорода в используемом ВСГ, колеблющейся в промышленных условиях в весьма широких пределах: от 60 до 90 % об. Чем выше концентрация водорода в циркулирующем ВСГ, тем ниже может быть кратность циркуляции при одинаковой степени обессеривания. Кроме того, высокое парциальное давление водорода удлиняет непрерывную работу катализатора [22].

1.3 Катализаторы гидроочистки дизельного топлива

Промышленные катализаторы гидроочистки должны удовлетворять следующим требованиям:

• обладать высокой активностью при гидрогенолизе серо- и азотсодержащих органических соединений без расщепления углеводородов
• обеспечивать высокий выход целевого продукта и, следовательно обладать высокой селективностью
• длительно работать при минимальном расходе водорода
• При переработке тяжелого остаточного сырья быть стойкими к отравлению соединениями металлов, содержащимися в сырье
• иметь низкую насыпную плотность и высокую механическую прочность как на раздавливание, так и на истирание

Состав катализаторов оказывает существенное влияние на избирательность реакций, поэтому соответствующим подбором катализаторов удается осуществлять управление процессом гидроочистки моторных топлив в довольно широких пределах.

Используемые в промышленных гидрогенизационных процессах катализаторы являются сложными композициями, в их состав входят как правило, следующие компоненты:

• а) металлы восьмой группы: Ni, Co, Pt, Pd, иногда Fe;

• б) окислы и сульфиды шестой группы: Mo, W, иногда Cr;
• в) термостойкие носители с развитой удельной поверхностью и высокой механической прочностью, инертные или обладающие кислотными свойствами.

Никель, кобальт, платина или палладий придают катализаторам дегидро-гидрирующие свойства, но они не обладают устойчивостью по отношению к отравляющему действию контактных ядов и не могут быть использованы в отдельности в гидрогенизационных процессах

Молибден, вольфрам и их оксиды являются n–полупроводниками (как и никель, кобальт, платина и палладий).

Их каталитическая активность по отношению к реакциям окисления-восстановления обуславливается наличием на их поверхности свободных электронов, способствующих адсорбции, хемосорбции, гомолитическому распаду органических молекул.

Сульфиды же Mo и W являются p-полупроводниками (дырочными).

Дырочная их проводимость обуславливает протекание гетеролитических (ионных) реакций, расщепление C-S, C-N и C-O связей в гетероорганических соединениях.

Катализаторы алюмокобальтмолибденовые (АКМ) более пригодны для удаления «легкой» серы, Ni–Mo–катализаторы предпочтительны для удаления пространственно затруднённых молекул серы. Поэтому целесообразно применение системы с раздельным слоем: Co-Mo–катализатор наверху для удаления «легкой» серы, а Ni-Mo–катализатор внизу для удаления пространственно затруднённых молекул.

Гидроочистка нефтяных дистиллятов

... сырья установки Для получения желаемых результатов по снижению содержания в топливе токсичных компонентов в технологии заложен жесткий режим процесса гидроочистки. Параметры гидроочистки ... вакуумный газойль Компонент дизельного топлива Бензин нестабильный Сероводород Углеводородный газ на собственные нужды ... должен обеспечивать оптимальную глубину переработки нефти и выпуск заводом заданного ...

Сочетание Ni или Co с Mo или W придаёт их смесям и сплавам бифункциональные свойства – способность осуществлять одновременно гомолитические и гетеролитические реакции и, стойкость по отношению к отравляющему действию сернистых и азотистых соединений, содержащихся в нафтеновом сырье.

Катализаторы ГДА являются бифункциональными, гидрирование протекает на пропитанных металлом центрах (Ni-Mo, Co-Mo), гидрогенолиз включает в себя взаимодействие с носителем и его кислотными центрами [12].

К катализаторам предыдущего поколения получившим наибольшее распространение в гидрогенизационных процессах относят АКМ, алюмоникельмолибденовые (АНМ) и смешанные алюмоникелькобальтмолибденсиликатные (АНМС).

Катализаторы АКМ и АНМ гидроочистки содержат 2-4% масс. Co или Ni и 9-15% масс. MoO3 на активном γ–оксиде алюминия. Активность АКМ и АНМ катализаторов зависит как от суммарного содержания в них гидрирующих компонентов. У отечественных катализаторов АКМ, АНМ и АНМС эти показатели составляют (Co + Mo 16% и Ni + Mo 0,52% масс).

Катализатор АКМ высокоактивен в реакциях гидрогенолиза сернистых соединений и обладает достаточно высокой термостойкостью. Он достаточно активен в реакциях гидрирования непредельных углеводородов, азотистых и кислородсодержащих соединений сырья и применим для гидроочистки всех топливных фракций нефти. Однако большой дефицит кобальта ограничивает его распространение.

Катализатор АНМ, по сравнению с АКМ, более активен в реакциях гидрирования ароматических углеводородов и азотистых соединений и менее активен в реакциях насыщения непредельных соединений. Однако у него несколько ниже показатели по термостойкости и механической прочности.

Катализатор АНМС имеет тот же состав гидрирующих компонентов, что и АНМ. Изготавливается добавлением к носителю (γ- оксиду алюминия) 5-7% масс. диоксида кремния. При этом увеличивается его механическая прочность и термостойкость, незначительно улучшается гидрирующая активность [13].

АКМ или АНМ катализатор (ГО-70 или ГО-70Н), предназначен для гидроочистки высокосернистых бензиновых, керосиновых и дизельных фракций. По эксплуатационным показателям превосходит применявшийся ранее АКМ. Механическая прочность ГО-70 составляет 2,0 кг/мм. Особенно эффективен при широком колебании технологических параметров [14].

1.4 Технологическое оборудование для гидроочистки дизельного

топлива

1.4.1 Реакторы гидроочистки

Наиболее ответственным аппаратом в процессе гидроочистки является реактор. Именно от успешной работы реактора зависит экономичность процесса и качество получаемой продукции. В реакторе осуществляется каталитический процесс гидроочистки дизельных фракций над стационарным слоем катализатора.

Реактор гидроочистки (рисунок 1) представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат, диаметр и высота которого зависят от мощности установки и технологической схемы процесса и могут находиться в пределах: диаметр 1400 – 3200 мм; высота 6000 – 24000 мм. Корпус и днища реактора выполняют из двухслойной стали: 12ХМ и 10Х18Н10Т.

Катализаторы в нефтепереработке

... предельных газов Каталитический риформинг Гидроочистка реактивного топлива Гидроочистка дизельного топлива Гидрокрекинг Каталитический крекинг с предварительной гидроочисткой Производство битумов Висбрекинг ... в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем ...

Катализатор загружают в реактор двумя слоями. Газо-сырьевой поток направляют аксиально сверху вниз [23].

Рисунок 1 – Двухсекционный (а) и односекционный (б) реакторы с аксиальным вводом сырья: 1 – гаситель потока; 2 – распределительная тарелка; 3 – фильтр; 4 – штуцер для выгрузки катализатора; 5 – колосниковые решетки; 6 – штуцер для термопары; 7 – охлаждающее устройство; 8 – сборник; 9 – фарфоровые шары; I – сырье; II – хладагент; III – продукт.

1.4.2 Технологические установки гидроочистки

Одной из наиболее широко распространённых в нефтяной промышленности установок гидроочистки является установка Г-24-1. Технологическая схема установки Г-24-1 показана на рисунке 2. Рисунок 2 – Технологическая схема установки Г-24-1 для гидроочистки дизельного топлива: 1 – трубчатые печи; 2 – реакторы; 3 – теплообменник; 4 – холодильник; 5 – сепаратор высокого давления; 6 – сепаратор низкого давления; 7 – стабилизационная колонна; 8 – сепараторы; 9 – емкости; 10 – компрессоры; 11 – насосы; 12 – отгонная колонна; 13 – рибойлер с паровым пространством ; 14 – абсорберы; 15 – скруббер; I –

сырье; II – водородсодержащий газ; III – отдуваемый водородсодержащий газ;

• IV – бензин;
• V – очищенное дизельное топливо;
• VI – сероводород;

• VII – углеводородный газ.

Сырьем служат дизельный прямогонные фракции с содержанием серы до 2,4%, полученные из высокосернистых нефтей, а также смеси прямогонных дизельных фракций и соответствующих дистиллятов вторичного происхождения. Установка имеет два блока, позволяющих перерабатывать два вида сырья раздельно, но имеющих некоторые общие элементы, в частности узел регенерации МЭА, используемого для очистки циркулирующего газа от сероводорода.

Сырье насосом подают через систему теплообменников 3 в трубчатую печь 1. В линию выкида насоса врезана линия циркулирующего водородсодержащего газа от компрессора 10. Нагретая до 360-380 °С смесь сырья и циркулирующего газа проходит последовательно два реактора 2, заполненные катализатором (АКМ или АНМ).

Предусмотрена возможность съема избыточного тепла реакции путем подачи в реакторы части холодного циркулирующего газа. Продукты реакции в виде газо–паровой смеси выходят из второго по ходу реактора, отдают часть тепла газо–сырьевой смеси, проходя через трубное пространство теплообменников 3, охлаждаются в холодильниках 4 и поступают в сепаратор 5 высокого давления, где от нестабильного катализата отделяется водородсодержащий газ, обогащенный сероводородом. Для удаления сероводорода используется очистка моноэтаноламином в абсорберах 14. Очищенный газ направляют в буферную емкость 8 для отделения захваченных капель раствора и обеспечения работы компрессора 10. В емкость 8 подают также свежий водород.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора 5 дросселируют до 0,6 МПа в сепараторе 6 низкого давления. В этом сепараторе за счет перепада давления из гидрогенизата выделяется растворенный углеводородный газ, также поступающий на очистку от сероводорода.

В катализате из сепаратора 6 помимо целевой фракции дизельного топлива содержится некоторое количество легких продуктов разложения (продукты гидрокрекинга) – тяжелые газовые компоненты и бензиновые фракции. Чтобы отделить эти фракции, направляют гидрогенизат через теплообменник в стабилизационную колонну 7. Отпаривание легких фракций проводят, циркулируя часть остатка из колонны 7 через печь 1; балансовое количество гидроочищенного дизельного топлива проходят теплообменник и, если сероводород удален не полностью, подвергается защелачиванию и водной промывке в емкостях 9.

В нижней правой части схемы показана система регенерации водного раствора моноэтаноламина, насыщенного сероводородом. Отпаренный в отгонной колонне 12 раствор моноэтаноламина после охлаждения возвращают в абсорбер 14, а сероводород выводят из системы.

Выделившийся в сепараторе 6 и очищенный от сероводорода углеводородный газ объединяют с газом стабилизации, дожимают компрессором 10 до 0,1 МПа и выводят с установки [23].

Другая технология гидроочистки прямогонных дизельных фракций из нефтей реализована в установке ЛЧ-24-2000. Технологическая схема данной установки представлена на рисунке 3. Технологический процесс включает в себя следующие этапы.

Сырье смешивается с циркуляционным водородсодержащим газом, нагнетаемым центробежным компрессором. Газо–сырьевая смесь нагревается сначала в теплообменниках потоком стабильного топлива, поступающего из нижней части стабилизационной колонны, затем в теплообменнике потоком газо–продуктовой смеси, в печи и направляется в реактор. После реактора газо–продуктовая смесь отдает свое тепло газо– сырьевой смеси и подается в горячий сепаратор. Парогазовая смесь из горячего сепаратора используется для нагрева гидрогенизата из холодного сепаратора и получения водяного пара в рибойлере. Затем смесь газа и нефтепродукта охлаждается последовательно в воздушном и водяном холодильниках и поступает в холодный сепаратор, где выделяется циркуляционный водородсодержащий газ. Гидрогенизат из холодного сепаратора, предварительно нагретый в теплообменнике парогазовой смесью из горячего сепаратора, смешивается с гидрогенизатом из горячего сепаратора и направляется в колонну стабилизации.

Циркуляционный газ подвергается очистке от сероводорода и возвращается в цикл. Для поддержания нужной концентрации водорода в циркуляционном газе перед сепаратором на компрессор постоянно подается свежий водородсодержащий газ, а часть циркуляционного газа отдувается. Отдуваемый водородсодержащий газ, предварительно нагретый в подогревателе печи, направляется в стабилизационную колонну с целью снижения парциального давления паров нефтепродукта. В колонне из дизельного топлива выделяются углеводородные газы и бензин для получения дизельного топлива с требуемой температурой вспышки. Тепловой режим колонны обеспечивается теплотой сырья, подаваемого в стабилизационную колонну. Выходящее из нижней части колонны стабильное дизельное топливо охлаждается в теплообменниках и воздушном холодильнике, после чего выводится с установки. С верха колонны отбирается бензин и углеводородный газ; после охлаждения они поступают в сепаратор, в котором бензин отстаивается от водного конденсата.

Очистка бензина от сероводорода осуществляется путем его продувки в колонне очищенным углеводородным газом. Водяной конденсат направляется в деаэратор для отдува сероводорода водяным паром. Конденсат, освобожденный от сероводорода, после охлаждения сбрасывается в производственную канализацию, а сероводород – в факельную линию.

Рисунок 3 – Технологическая схема установки ЛЧ–24–2000: 1 – трубчатая печь; 2 – реактор; 3 – теплообменники; 4 – воздушный холодильник; 5–горячий сепаратор; 6 – теплообменник для получения пара; 7, 9 – холодильники; 8 – холодный сепаратор; 9 – стабилизационная колонна; 10 – сепараторы; 11 – насосы; 12 – колонна для отдува сероводорода из бензина; 13 – абсорберы; 14 – термосифонный рибойлер; 15 – отгонная колонна; 16 – дегазатор; 17 – центробежный компрессор; I – сырье; II – водородсодержащий газ; III – углеводородный газ (или отдуваемый водородсодержащий газ); IV – бензин; V – очищенное дизельное топливо; VI – сероводород; VII – углеводородный газ с установки; VIII – углеводородный газ к печам.

Углеводородный газ очищается от сероводорода раствором МЭА и используется в качестве топлива для печи. Насыщенный кислыми газами раствор МЭА дегазируется при пониженном давлении и направляется на десорбцию в отгонную колонну. Температурный режим в колонне поддерживается циркулирующим через термосифонный паровой рибойлер раствором МЭА. Образующийся сероводород выводится с установки для получения серной кислоты или элементарной серы. Механические примеси удаляются из части регенерированного раствора МЭА фильтрованием через фильтр с намывным слоем. Для предотвращения вспенивания раствора МЭА на тарелках абсорберов в систему подается антивспениватель [23].

1.5 Заключение к литературному обзору

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/gidroochistka-dizelnogo-topliva-2/

В настоящее время развитие нефтеперерабатывающей отрасли связывают с расширением производства современных дизельных топлив класса Евро-4, Евро-5. При этом одним из главных показателей качества дизельного топлива является содержание серы. В соответствии с принятым Техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» содержание серы в моторных топливах не должно превышать значение 0.001% (10 ppm).

Поэтому актуальной задачей является разработка и совершенствование конструкций установок для очистки дизельных фракций от серосодержащих соединений.

Для очистки от серы применяется процесс каталитического гидрирования серосодержащих компонентов водородом в присутствии, в основном, алюмокобальтовых катализаторов. При этом в качестве источника водорода используют водородсодержащий газ, получаемый в установках каталитического риформинга бензиновых фракций.

Из существующих в настоящее время конструкций сепараторов для очистки дизельных топлив от серы наиболее перспективно применением двухсекционной конструкции реактора-сепаратора с аксиальным вводом сырья. При этом в верхнюю и нижнюю секции целесообразно загружать два разных типа катализаторов: в верхнюю секцию грубой гидроочистки, а в нижнюю секцию дополнительно катализатор тонкой очистки.

В данной работе ставится цель разработать реактор-сепаратор для очистки дизельного топлива от серосодержащих соединений при помощи процесса каталитического гидрирования под давлением водорода с производительностью по сырью 10 т/ч, обеспечивающего остаточное содержание серы в очищенном дизельном топливе не выше 0.001% масс.

2 КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Выбор технологической схемы установки

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 [13].

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.

Малогабаритная установка для гидроочистки дизельного топлива, принципиальная технологическая схема которой представлена на рисунке 4, предназначена для гидроочистки дизельного топлива от сернистых соединений и повышения хладотекучести дизельного топлива.

В состав установки входят следующие основные блоки:

1) Реакторный блок, где совмещены два процесса:

• каталитическая гидроочистка с применением для снижения содержания серы в дизельном топливе до уровня не выше 0.001 % масс.
• каталитическая депарафинизация для снижения температуры застывания дизельного топлива

2) Блок очистки циркуляционного водородсодержащего газа с помощью раствора МЭА.

3) Блок стабилизации дизельного топлива с извлечением бокового погона (компонента ДЗ-дизельного зимнего).

4) Блок стабилизации бензина отгона с извлечением жидкой головки и сероводорода.

5) Блок очистки углеводородных газов с помощью раствора МЭА.

Принцип работы установки заключается в следующем. Сырье смешивается с циркуляционным водородсодержащим газом. Полученную смесь нагревают в сырьевом теплообменнике, а затем в трубчатой печи до температуры 360-400оС и направляют в реактор Р-1. Реакционную смесь после реактора частично охлаждается в сырьевых теплообменниках (до 210230оС), а затем направляют в горячий сепаратор С-1, где отделяется водородсодержащий газ, который направляют в холодильник и затем в холодный сепаратор С-2. В холодном сепараторе водородсодержащий газ полностью отделяется от гидрогенизата и направляют в абсорбер К-2 на моноэтаноламиновую очистку от сероводорода. Очищенный водородсодержащий газ направляют в систему циркуляции, а отработанный моноэтаноламин на регенерацию.

Гидрогенизат из сепараторов С-1 и С-2 нагревают в теплообменнике и подают в стабилизационную колонну К-1. В низ колонны подают нагреты в печи П-1 отдувочный водородсодержащий газ для удаления легкокипящих углеводородов (бензиновой) фракции.

Рисунок 4 — Принципиальная технологическая схема установки

гидроочистки дизельного топлива:

• I — сырье;
• II — свежий водородсодержащий газ;
• III — гидрогенизат;
• IV — бензиновая фракция;
• V — углеводородный газ на очистку;
• VI — отдувочный водородсодержащий газ;
• VII — регенерированный моноэтаноламин;
• VIII — отработанный моноэтаноламин на

регенерацию.

2.2 Выбор катализатора

В настоящее время на нефтеперерабатывающих предприятиях России, к сожалению, применяются катализаторы гидроочистки преимущественно зарубежного производства. Тогда как катализаторы отечественных производителей, не уступая в качестве, значительно превосходят импортные аналоги в цене [22].

В связи с нестабильностью курса доллара в последнее время применение таких катализаторов оказывается экономические нецелесообразным. Кроме того, из-за повышения содержания серы в добываемом нефтяном сырье, ускоряются процессы дезактивации импортных катализаторов.

С учётом вышесказанного выбираем катализатор «АГКД-400БК» для гидроочистки дизельных фракций (ТУ 2177-020-46693103-2006) производства АО «Ангарский завод катализаторов и органического синтеза».

Для повышения качества дизельного топлива путём очистки от парафинов и соединений азота выбираем катализатор отечественный катализатор селективного гидрокрекинга марки «СГК-1» (ТУ 2177-33805742746-99 с изм.1) производства АО «Ангарский завод катализаторов и органического синтеза». содержащий в своем составе 12.5-27.7 % оксида алюминия, 2.0-5.0 % оксида магния, оксида кальция, оксида бора, 0.9-15.1 % гидрирующего компонента и цеолита НЦВМ.

2.3 Расчёт основных параметров реактора-сепаратора

Качество сырья, поступающего на установку гидроочистки оказывает сильное влияние на параметры технологического процесса, а также на качество и выход получаемых продуктов. При выборе технологических параметров и катализаторов необходимо учитывать следующее:

• химический состав: содержание серо- и азотсодержащих соединений
• содержание полиароматических углеводородов, смол и асфальтенов, которые могут снижать активность катализаторов гидроочистки за счет отложений кокса
• содержание металлов (никель, железо, ванадий), которые могут осаждаться на поверхности катализатора и блокировать активные центры или же наоборот повышать активность катализатора

В качестве сырья установки гидроочистки дизельного топлива принята прямогонная дизельная фракция с температурами выкипания 180-360ºС, полученная из нефти Ванкорского месторождения. На установке гидроочистки выделяют: бензин-отгон (температура конца кипения 180ºС) и гидроочищенное дизельное топливо. Производительность установки 10 т/ч.

В качестве рабочих параметров реактора-сепаратора принимаем:

• рабочее давление: 4 МПа
• рабочая температура процесса гидроочистки: 350ºС
• кратность циркуляции водородсодержащего газа по отношению к сырья: 400

Характеристика сырья, гидрогенизата и бензин-отгона, получаемых в процессе гидроочистки дизельного топлива на данной установке представлены таблице 1.

Таблица 1 — Основные характеристики сырья и продуктов

Показатели качества Сырье Гидрогенизат Бензин отгон Плотность при 20ºС, г/см3 0.821 0.842 0.716 Пределы выкипания, ºС: н. к. 180 180 45 к.к. 360 352 180 Начальное содержание серы, % масс., в том 1.0 — числе: — меркаптановой 0.2 — сульфидной 0.4 — дисульфидной 0.4 — тиофеновой 0.2 Содержание непредельных углеводородов, % 10 — масс. Остаточное содержание серы, % масс. 0.001

Химический состав свежего (СВСГ) и циркулирующего (ЦВСГ) водородсодержащих газов представлен в таблице 2.

Таблица 2 — Химический состав СВСГ и ЦВС

Компонент M СВСГ,% об. ЦВСГ, %об

Водород 2 83 73

Метан 16 8 19

Этан 30 5 5

Пропан 44 3 2

Бутаны 58 1 1

Итого 100 100

Ниже, в таблице 3, представлены результаты расчётов. Сами расчёты были выполнены в программном пакете MathCAD. В Приложении Б приведена общая программа расчётов.

Таблица 3 – Результаты расчётов основных параметров реакторасепаратора

Наименование Значение Выход гидроочищенного дизельного топлива 97.401 % масс. Удельный расход свежего водородсодержащего газа на

2.919 % масс. гидроочистку по отношению к сырью Массовый расход свежего водородсодержащего газа 291.9 кг/ч Массовый расход циркулирующего водородсодрежащего газа 1622.5 кг/ч Выход сероводорода 1.061 % масс. Выход сухого газа 3.176 % масс. Выход бензина 1.3 % масс. Массовый расход сероводорода 106.1 кг/ч Массовый расход гидрогенизата 9578.1 кг/ч Массовый расход бензина 130 кг/ч

Требуемый объём катализатора находится по формуле:

Vкат = G / (ρ

• ω
• n),

где G – расход сырья в кг/ч, G = 85784,27;

• ω – объёмная скорость подачи сырья, ч–1;
• n – количество реакторов (n = 1).

Vкат =85784,27 / (805,0

• 4
• 1) = 26,6 м3.

Принимаем цилиндрическую форму реактора.

  D2   D2   D3

VКАТ   H КАТ  2 D  ;

4 4 4

Подсчитываем секундный объем смеси паров сырья и ЦВСГ при температуре и давлении на входе в реактор

Vсм = Vc + Vг ,

где Vсм – объем реакционной смеси, включающий объем сырья Vc и объем циркулирующего газа Vг , м3/ч.

Объем сырья рассчитывается по формуле

GC  22,4  ZC  Pat  (tСР  273)

VC  ,

M C  P  273

где Gс – расход сырья в реактор, кг/ч;

• Мс – молекулярная масса сырья, кг/кмоль;
• t CP – средняя температура в реакторе, °С;
• Z C – коэффициент сжимаемости;
• Р – давление в реакторе, МПа.

t CP – средняя температура в реакторах, может быть вычислена

следующим образом

t CP = (350 + 404) / 2= 377 °С.

При Тпр = 0,85 и Рпр = 0,86 коэффициент Z C = 0,2 по [30].

85784,27  22,4  0,2  0,1  (377  273)

Vc   122,2м3 / ч.

187,2  4  273

Объем ВСГ (сумма свежего и циркулирующего) Vг, м3/ч, рассчитываеттся аналогично

G Г  22,4  z Г  PA  (t CP  273)

VГ  ,

M Г  P  273

где zГ – коэффициент сжимаемости, для газа значительно разбавленного водородом, z Г =1,0;

• GГ – расход циркулирующего ВСГ в реактор, кг/ч;
• MГ – молекулярная масса газа, кг/кмоль.

Молекулярная масса водородсодержащего газа, поступающего в реактор, отличается от молекулярной массы свежего и циркулирующего газов и рассчитывается исходя из материального баланса реактора:

Мг=Σ ,

где Мi – молекулярная масса i–го компонента ВСГ, кг/кмоль;

• y’i, yi – мольная и массовая доли i–го компонента ВСГ, поступающего в реактор, соответственно.

В таблице 4 приведены данные для расчета молекулярной массы смеси свежего и циркулирующего ВСГ.

Таблица 4 – Результаты расчета молекулярной массы смеси СВСГ и ЦВСГ Состав газа Ед. изм. Н2 СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 Свежий ВСГ % мас. 29,4 19,4 26,0 15,2 10,0 2436,25 кг/ч 716,26 472,63 633,43 370,31 243,63 кг/ч ЦВСГ % мас. 19,2 42,7 20,1 10,3 7,7 14497,54 кг/ч 2783,53 6190,45 2914,01 1493,25 1116,31 кг/ч Смесь кг/ч 3499,79 6663,1 3547,4 1863,6 1359,9 16933,79 % мас. 20,7 39,3 21,0 11,0 8,0 кг/ч

отсюда:

7,2 кг/кмоль.

Тогда объем газа составит

16933,79  22,4  1,0  0,1  (377  273)

V   3135,89м3 / ч.

Г 7,2  4  273

3 3

V см  VC  V Г = 122,2 + 3135,89 = 3258,09 м /ч = 0,91 м /с.

Находим сечение и диаметр реактора

где U – линейная скорость движения реакционной смеси в реакторе, м/с.

Линейная скорость вычисляется по формуле

U= , где – диаметр реактора, м.

√

√ по ГОСТу D = 3,0 м,

Общая высота слоя катализатора в реакторе рассчитываем следующим образом

hкат = 26,6/9,43 = 2,82 м Находим высоту цилиндрической части реактора

Общая высота реактора H= + D, H = 4,23 + 3,0 = 7,23 ≈ 7,3 м.

2.4 Разработка конструкции реактора-сепаратора

Существенное значение имеет правильный выбор конструкции реактора. Для процесса гидроочистки дизельного топлива не могут быть успешно применены реакторы с радиальным движением реагирующей смеси из-за невозможности оптимального распределения жидкой фазы по объему катализатора, в них используют аксиальный ввод газосырьевой смеси в слой катализатора.

При аксиальном вводе сырья диаметр реактора и высота слоя катализатора зависят от гидравлического сопротивления слоя катализатора и допустимого значения условной скорости подачи сырья на свободное сечение аппарата, при которой начинается шевеление катализатора. Установлено, что оптимальный перепад давления, который можно рекомендовать для определения диаметра реактора с аксиальным вводом сырья составляет 0.004-0.010 МПа на 1 м высоты слоя катализатора в зависимости от вида очищенного сырья [23].

Реакции процесса гидроочистки дизельного топлива —

экзотермические и протекают со значительным тепловым эффектом. Для снижения градиента температуры по высоте реакционной зоны слой катализатора разбивают на две секции и применяют охлаждение реагирующей смеси между секциями [23].

Высоту каждой секции катализатора принимают такой, чтобы температура в ней не повышалась более чем на 25ºС. По ходу сырьевой смеси меняются скорости и типы реакций, уровни отложения кокса и металлов на катализаторе и активность катализатора, снижается выделение теплоты, поэтому увеличивают высоты слоев катализатора в секциях реактора сверху вниз.

Для осуществления процесса гидроочистки дизельного топлива выбираем реактор двухсекционный с аксиальным вводом сырья (рисунок 5).

Данный реактор представляет собой цилиндрический аппарат со сферическими днищами, предназначенный для работы под давлением водорода до 6.6 Мпа, при температуре до 500ºС.

Реактор имеет диаметр 3 000 мм, высоту цилиндрической части 12 500 мм.

Корпус реактора гидроочистки дизельного топлива собирается из многослойных рулонированных обечаек и монолитных концевых частей — днища фланца и крышки. Многослойные обечайки изготавиваются из следующих материалов: центральная обечайка из биметалла марки 20К08Х18Н10Т толщиной 24 мм; слои (рулонная лента) — сталь 12ХГНМ толщиной 4 мм. Многослойные обечайки свариваются между собой с днищем и фланцем кольцевыми швами. Таким образом, при изготовлении корпуса реактора имеется два кольцевых сварных соединений: многослойных рулонированных обечаек с монолитными концевыми частицами и обечаек между собой. Вывод продуктов процесса — через штуцер в нижнем днище, снабженный специальной сеткой для задержки катализатора [25].

В нашем случае реактор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами. Корпус реактора изготавливается из двухслойной стали. Верхний слой катализатора засыпается на колосниковую решетку, нижний на фарфоровые шарики, которыми заполняется нижняя часть сферического днища.

Сырье, подаваемое через верхний штуцер равномерно распределяется по всему сечению и сначала для задержания механических примесей проходит через защитную тарелку, затем попадает на распределительную тарелку, на которой происходят массообменные процессы. В верхнем слое катализатора удаляем из газосырьевой смеси легкую серу, в нижнем слое удаление пространственно затруднённых молекул.

Газосырьевая смесь проходит через слой катализатора в обеих секциях и по штуцеру нижней секции выводится из реактора уже продуктовая смесь.

Коллектор ввода водорода служит для подвода циркуляционного газа, охлаждения. Все инженерно-конструкторские работы были выполнены c применением современной системы автоматизированного проектирования.

3

10 6

5

9

Рисунок 5 – Реактор гидроочистки дизельного топлива двухсекционный:

1 — корпус; 2- распределитель и гаситель потока; 3 – тарелка защитная; 4,5 – тарелка распределительная; 6 – опорная колосниковая решетка; 7 – коллектор ввода водорода; 8 – фарфоровые шары; 9 – фильтрующее устройство; 10 – верхний фланец

выгрузки катализатора; 11 – нижний фланец выгрузки катализатора.

Далее рассмотрим каждую деталь колонного аппарата в отдельности.

При проектировании защитной и распределительная тарелок мы воспользовались инновационной разработкой компании «Рифинг», в частности использование газовой форсунки новой конструкции, что дало нам существенные преимущества в сравнении с распространенными на данный момент типами форсунок, а именно:

• выравнивание поля скоростей газо-сырьевой смеси(ГСС) в поперечном сечении реактора на входе в слой катализатора;
• формирование мелкодисперсного потока ГСС на входе в слой катализатора;
• отсутствие высокоинтенсивных вихревых структур ГСС, присущих ряду форсунок, приводящих к повышенному пылеобразованию в силу вовлечения в эти потоки частиц катализатора;
• отсутствие высоконапорного прямого воздействия струй ГСС на слой катализатора.

1

2 4

Рисунок 6 – блок тарелок защитная и распределительная верхней секции реактора:

1 – защитная тарелка; 2– распределительная тарелка; 3 – газовая форсунка

улучшенной конструкции; 4– ребра жесткости.

Узел, включающий в себя опорную колосниковую решетку и коллектор ввода циркулирующего газа представлен на рисунке 7.

1 Рисунок 7 – блок опорная колосниковая решетка и коллектор ввода циркулирующего

газа: 1 – колосниковая решетка; 2– коллектор ввода циркулирующего газа; 3 –

усиливающее основание двутавровое.

В данном узле колосниковая решетка удерживает катализатор, а ребра колосниковой решетки позволяют удержать на себе весь объем катализатора. Коллектор ввода газа обеспечивает нам подачу водорода для очистки сырья от серы.

На рисунке 8 показан узел, включающий распределитель и гаситель потока. Данный узел предотвращает гидравлические удары и равномерно распределяет поток ГСС по всему объему катализатора. Рисунок 8 – блок распределитель и гаситель потока.

3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ

3.1 Мероприятия по безопасной эксплуатации установки гидроочистки

3.1.1 Обеспечение нормальной работы установки

Для обеспечения нормальной эксплуатации секции необходимо:

• Строго выдерживать заданный технологический режим, согласно утвержденным нормам технологического режима и распоряжений руководства цеха, завода.
• Своевременно отбирать пробы, согласно графику отбора проб, и направлять их в лабораторию для определения качества получаемых продуктов.
• Корректировать режим процесса в пределах норм технологического режима, все изменения в режиме производить плавно, без резких колебаний режима.
• Следить за тем, чтобы откачиваемые из секции продукты соответствовали нормам СТП.
• Не допускать повышения и понижения уровня продуктов во всех аппаратах секции.
• Строго следить за постоянством потоков и температур.
• Следить за давлением топливного газа, воздуха КИП, воды, пара поступающих на секцию.
• Постоянно следить за количеством откачиваемых продуктов.
• Следить за тем, чтобы температура откачиваемых продуктов не превышала норм технологического режима.
• Постоянно вести учет расхода энергоресурсов.

При регулировании режима для обеспечения нормальной работы установки гидроочистки необходимо следить и постоянно контролировать показания следующих основных параметров и своевременно их изменять:

• Следить за концентрацией водорода в водородсодержащем газе перед смешением с сырьем.
• Своевременно увеличивать подпитку свежего ВСГ и отдув циркулирующего ВСГ из системы, таким образом, чтобы концентрация не снижалась ниже 70 % об.
• Постоянно проверять кратность циркуляции ВСГ, не допускать снижения кратности, для предотвращения коксования катализатора.
• Для обеспечения нормальной очистки сырья и стабилизации гидроочищенного дизтоплива, постоянно следить за температурой на выходе из змеевиков печи.

— При работе на пониженной производительности строго следить за температурой газосырьевой смеси на выходе из каждого змеевика печи, для достижения равномерности потоков, при этом необходимо следить за равномерным горением всех форсунок печи и по возможности увеличить кратность циркуляции ВСГ.

• Не допускать резких колебаний температуры в реакторе-сепараторе, что может привести к резкому утяжелению ВСГ и перегрузке компрессора, особенно при попадании газового конденсата.
• Строго следить за уровнем в жидкости в реакторе-сепараторе. При понижении уровня может произойти прорыв ВСГ из реактора в систему стабилизации дизтоплива.
• Не допускать резких колебаний в колонне стабилизации бензина.

Качество стабильного дизельного топлива, бокового погона может быть достигнуто при устойчивой работе колонны стабилизации. Постоянно следить за температурой низа колонны.

• Следить за тем, чтобы вспышка откачиваемого дизтоплива была не ниже 62°С. Утяжеление топлива приводит к уменьшению отбора основного продукта.
• Строго следить за температурными параметрами отпарной колонны. Не допускать уноса бензиновых фракций через верх колонны, постоянно проверять степень отпарки легких фракций, сероводорода из бензина-отгона.
• Постоянно контролировать параметры работы компрессора циркуляции ВСГ. Не допускать его работы в предаварийных пределах.
• Строго следить за содержанием сероводорода в циркулирующем по системе ВСГ. Не допускать повышения концентрации его выше нормы и своевременно менять режим работы абсорбера очистки ЦВСГ от сероводорода.

— Количество подаваемого раствора МЭА в абсорбционную колонну должно обеспечивать необходимую очистку газов и по возможности расход его должен быть минимальным, чтобы предотвратить унос раствора МЭА и попадание его в приемный сепаратор УВГ. Необходимо постоянно проверять наличие раствора МЭА в компрессоре и своевременно производить дренирование жидкости из сепаратора.

• Постоянно следить за состоянием змеевиков печи. Строго выдерживать заданный режим и постоянство потоков. Вся регулировка должна производится автоматически регуляторами температуры, расхода и давления.
• Своевременно принимать меры к быстрой ликвидации поломок приборов КИПиА.

3.1.2 Нормальная остановка установки

Нормальная остановка производиться с целью ремонта оборудования или замены катализатора. Последовательность операций при нормальной остановке следующая:

Постепенно снижается производительность сырьевых насосов до полного прекращения подачи сырья в тройник смешения, после чего производится опорожнение сепаратора ВСГ до минимального уровня. Питание колонны стабилизации бензина из сепаратора прекращается, блок стабилизации переводится на горячую циркуляцию.

В течении пяти часов при рабочих условиях процесса продолжается горячая циркуляция ВСГ с целью удаления из системы жидких продуктов. Прекращается подача свежего ВСГ.

Снижается температура в реакторах до 150°С со скоростью 20÷30 °С в час, после чего тушатся форсунки печи нагрева сырья. При температуре дымовых газов на выходе из конвекционной камеры-2200С прекратить подачу пара в пароперегреватели печи. Дальнейшее охлаждение катализатора до 70°С осуществляется циркуляцией ВСГ. Затем компрессор останавливается, отключается задвижками и продувается инертным газом.

Давление в системе понижается до 5÷7 кг/см 2 за счет сброса ВСГ в топливную сеть со скоростью 4÷5 кгc/см2 в час. Отключается холодильник воздушного охлаждения гидрогенизата. Последний байпасируется, МЭА разгружается в сепаратор отделения сероводорода, который сбрасывается на факел, затем абсорбер продувается инертным газом. Окончательно сбрасывается давление из реакторного блока на факел. Остатки жидких продуктов дренируются из сепаратора в дренажную емкость.

Реакторный блок продувается несколькими порциями инертного газа: система заполняется инертным газом до давления 8 кгc/см2, затем инертный газ сбрасывается на свечу, после чего остатки удаляются газоструйным эжектором. Так повторяется несколько раз пока содержание горючих в системе реакторов не снизится до 0.5% об., после чего реакторный блок подготовлен к ремонту и вскрытию.

При переводе блока стабилизации дизтоплива на горячую циркуляцию, прекращается подача ВСГ в колону стабилизации.

Прекращается вывод бензина из секции: при орошении верха колонны насос, продолжает подачу орошения в колонну до опорожнения сепаратора УВГ.

При охлаждении продукта до 60°С циркуляция на блоке стабилизации дизтоплива прекращается, останавливаются холодильники воздушного охлаждения стабильного гидрогенизата. Колонна опорожняется, для сброса давления пары гидрогенизата направляются на факел. Блок очистки газов останавливают при одновременной остановке реактора гидроочистки. Абсорберы опорожняются, давление из колонн сбрасывается, раствор МЭА откачивается из системы насосами на установку регенерации МЭА или в дренажную ёмкость, или выдавливается инертным газом низкого давления на установку регенерации МЭА «Сера».

Затем все аппараты продуваются и промываются. После получения качественных анализов среды из аппаратов и после установки необходимых заглушек , секция считается нормально остановленной.

Все приборы контроля и автоматики отключаются.

3.1.3 Подготовительные операции к запуску установки

Запуск установки осуществляется после текущих и капитальных

ремонтов. После окончания ремонтных работ проверяется соответствие выполненных работ проекту, наличие сдаточной документации, разрешение на эксплуатацию аппаратов, соответствие выполненных работ нормам техники безопасности, пожарной безопасности, правильную тарировку предохранительных клапанов, эффективность вентиляционных систем.

Прием на секцию пара, воды, электроэнергии, проверка знаний обслуживающего персонала и другие подготовительные работы, которые являются общим для всех технологических установок, производятся в соответствии с нормативной документацией.

При подготовке секции к пуску следует проверить наличие инструкций на рабочих местах, согласно перечню, утвержденному техническим директором завода, наличие режимных листов, сменных журналов.

Проверить наличие площадок для обслуживания задвижек, приборов КИП, переходных мостиков, лестниц, перил, ограждений, перекрытий и их полное соответствие требованиям техники безопасности.

Убедиться в наличии и исправности переносных взрывобезопасных светильников, взрывобезопасного инструмента для ремонта, средства индивидуальной защиты.

Перед началом комплексной опрессовки оборудования и трубопроводов с целью выявления скрытых дефектов необходимо выполнить следующее:

• а) проверить наличие манометров с соответствующей шкалой на аппаратах, насосах и трубопроводах;
• б) проверить наличие оттарированных предохранительных клапанов на своих местах и отсутствия перед ними заглушек;
• в) провести внешний осмотр аппаратов и трубопроводов, арматуры с целью выявления видимых дефектов;
• г) установить фильтры на приемах всех насосов и перед счетчиками;
• д) проверить снятие временных заглушек и установку постоянных заглушек, согласно схемы, утвержденной техническим директором завода.

При проведении опрессовки, необходимо строго следить за показаниями технических манометров, не допуская превышения технологического давления.

3.2 Мероприятия по техническому обслуживанию и ремонту установки гидроочистки

3.2.1 Подготовка основного оборудования к ремонту

Для обеспечения нормальной работы секции все аппараты, оборудование и трубопроводы подвергаются текущим, капитальным ремонтам и техническому освидетельствованию согласно Правил промышленной безопасности.

Одной из задач обязанностей технологического персонала является своевременная подготовка оборудования к ремонту.

Подготовка аппаратов, трубопроводов, насосов к ремонту производится по “Правилам безопасности при эксплуатации НПЗ”. Основной задачей при подготовке к ремонту является создание таких условий, которые бы исключали возможность загораний, взрывов, отравления и получения травм рабочими при производстве работ.

Ответственный за подготовку секции к ремонтным работам назначается приказом по заводу.

Подготовка оборудования системы высокого давления производится предварительно при остановке установки. При этом система и все аппараты освобождаются от жидких нефтепродуктов путем длительной циркуляции ВСГ (2÷6 часов) при рабочей температуре в реакторе. Жидкость из аппаратов по мере накопления сбрасывается в дренажную емкость. После снижения температуры в реакторе до 70°С производится продувка инертным газом до содержания горючих в системе не более 0,5% об. При получении положительных анализов система считается продутой и в дальнейшем при производстве огневых работ или работ внутри аппарата, каждый аппарат отглушается, пропаривается и готовится к ремонту согласно существующих правил подготовки аппаратов к ремонту.

3.2.2 Загрузка катализатора

Перед загрузкой катализатора необходимо проверить состояние внутренних устройств реакторов, обратив внимание на надежность монтажа опорных элементов.

Загрузка катализатора в реактор производится при наличии документов, подтверждающих соответствие катализатора техническим условиям, в сухую погоду, исключая попадание дождя или снега. Бочки с катализаторами должны вскрываться непосредственно перед загрузкой.

Загрузка катализатора в реактор должна производиться способом, предотвращающим его истирание и дробление. Рекомендуется загружать катализатор сплошным потоком с использованием резиновых или тканевых рукавов, погружаемых в реактор до уровня насыпаемого слоя. Отсев мелочи из катализатора, бывшего в употреблении, обязателен. Рассев должен производиться на специальном оборудовании, предусматривающем улавливание катализаторной пыли.

Отобрать пробы катализатора от каждой партии для анализа на соответствие характеристике фирмы-поставщика.

Во время загрузки катализатора, вести точный учет количества выгруженных бочек и порядковый номер каждой бочки.

3.2.3 Выгрузка катализатора

Перед выгрузкой, необходимо произвести регенерацию отработанного катализатора.

Выгрузку катализатора проводить в сухую погоду.

Выгрузку вести таким образом, чтобы исключить потери катализатора с обязательным улавливанием катализаторной пыли.

При выгрузке вести учет катализатора.

Катализаторы складируются на специально отведенной площадке в бочках. Отработанные катализаторы отправляются для переработки на лицензированное предприятие по переработке металлосодержащих катализаторов.

При работе с катализаторами необходимо иметь защитную одежду, противогаз или респиратор с защитными очками и перчатки. При попадании пыли катализатора на кожу или в глаза промыть водой пораженные участки.

3.2.4 Продувка и испытание на герметичность

Продувка производится с целью освобождения трубопроводов от воды, грязи и проверки их проходимости.

До начала продувки устанавливаются технические манометры в начальных и конечных точках продувки и на каждом аппарате. СППК должны быть отрегулированы в соответствии с ведомостью тарировки СППК, утвержденной техническим директором завода.

Проверка на проходимость и продувка производится в дренажи и воздушники. При отсутствии дренажа в конце схемы продувка проводится через фланец.

Первоначальная продувка осуществляется по байпасам регулирующих клапанов.

3.2.5 Окончательное испытание на герметичность и создание

защитной газовой подушки

После промывки, продувки, испытания на герметичность и загрузки материалов производится окончательное испытание на герметичность в течение не менее трёх часов созданием давления инертного газа до максимального рабочего.

Перед началом комплексной опрессовки оборудования и трубопроводов с целью выявления скрытых дефектов необходимо выполнить следующее:

• а) проверить наличие манометров с соответствующей шкалой на аппаратах, насосах и трубопроводах;
• б) проверить наличие оттарированных предохранительных клапанов на своих местах и отсутствия перед ними заглушек;
• в) провести внешний осмотр аппаратов и трубопроводов, арматуры с целью выявления видимых дефектов;
• г) установить фильтры на приемах всех насосов и перед счетчиками;
• д) проверить снятие временных заглушек и установку постоянных заглушек, согласно схемы, утвержденной техническим директором завода.

При проведении опрессовки необходимо строго следить за показаниями технических манометров, не допуская превышения технологического давления.

3.2.6 Обкатка перекачивающего оборудования

К моменту обкатки оборудования ревизия насосов должна быть закончена. На насосах и аппаратах устанавливаются манометры, контрольноизмерительные приборы должны быть подготовлены к работе. Система уплотнения и охлаждения насосов должна быть подготовлена к работе и, при необходимости, включена в работу.

Обкатка перекачивающего оборудования осуществляется одновременно на блоках стабилизации и очистки газов и ведется с целью очистки системы от грязи, наладки работы приборов уровня, расхода, давления, регулирующих клапанов и т.д.

Обкатка производится на воде или на нефтепродукте (при соответствующих климатических условиях).

До начала обкатки, в целях исключения попадания к насосам остатков грязи, окалины и т.п. на приемных трубопроводах насосов устанавливаются временные фильтры (сетки).

При проведении обкатки насосов увеличение расхода осуществляется постепенно, с учетом мощности электродвигателей насосов.

Обкатка насосов осуществляется при производительности, исключающей перегрузку электродвигателей.

3.2.7 Подготовка к ремонту колонн, емкостей, сепараторов

• Отключить аппарат перекрытием задвижек от всех трубопроводов.
• Сбросить давление из аппарата.
• Сдренировать нефтепродукт из аппарата.
• Отглушить все трубопроводы, связанные с аппаратом.
• Пропарить или продуть инертным газом, при пропарке аппарата конденсат постоянно дренировать.
• Промыть аппарат водой для смыва грязи и охлаждения аппарата, воду сдренировать.
• Отглушить трубопроводы подачи пара, инертного газа, дренажей.
• Произвести вскрытие люков аппарата.

Вскрытие люков аппарата (колонны) начинать с верхнего и последовательно до нижнего. После охлаждения и проветривания аппарата из него берется анализ воздуха. При концентрации горючих газов выше нормы, необходимо снова готовить аппарат к огневым и газоопасным работам.

Во всех аппаратах секции, где во время работы присутствует сероводород, есть условия для образования и накопления пирофорных соединений. Поэтому при подготовке этих аппаратов необходимо провести особенно тщательно промывку водой и периодически увлажнять отложения до полного удаления из аппаратов.

3.2.8 Подготовка насосов к ремонту

Ремонт всех насосов производится как во время работы секции, так и при ее остановке на ремонт. При подготовке к ремонту необходимо выполнить следующие операции:

• Остановить насос, перекрыть все задвижки, насос охладить.
• Обесточить двигатель, для чего дать письменную заявку на разбор эл.

схемы дежурному электрику, на пусковом устройстве вывесить табличку “Не включать, работают люди!”.

• Сдренировать продукт из насоса в заглубленную емкость.
• Продуть инертным газом или пропарить.
• Отглушить насос по всем трубопроводам.
• Компрессор циркуляции ВСГ продувается при подготовке инертным газом на свечу, отглушается.

3.2.9 Подготовка к ремонту теплообменников, холодильников

• Отключить аппарат перекрытием задвижек и охладить.
• Освободить аппарат от продукта по трубному и межтрубному пространству.
• Отглушить от всех трубопроводов.
• Пропарить или продуть инертным газом, промыть при необходимости водой.

— Взять анализ воздуха и при положительных результатах, имея разрешение руководства, наряд -допуск на производство ремонтных работ, приступить к ремонту. При этом необходимо выполнять все правила, предусмотренные инструкцией по ТБ при производстве ремонтных работ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, в данной работе:

• рассмотрены основные характеристики и свойства дизельного топлива;
• проанализированы особенности процесса гидроочистки дизельного топлива на различных типах установок гидроочистки;
• выполнен обзор катализаторов и основного оборудования для установок гидроочистки;
• разработана технологическая схема установки;
• выполнен расчет основных параметров реактора-сепаратора для гидроочистки дизельного топлива и на его основе сконструировали реактор с заданными параметрами по расходу, степени обессеривания дизельной фракции;
• разработаны мероприятия по безопасной эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту установки гидроочистки.

При конструировании реактора применена инновационная разработка компании РИФИНГ по части усовершенствования газовых форсунок на защитной тарелке верхней секции реакторного аппарата.

Внедрение отечественных катализаторов гидроочистки исключит зависимость российской нефтеперерабатывающей отрасли от зарубежного рынка катализаторов.

CПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/gidroochistka-dizelnogo-topliva-2/

1 Мхитарова Д. А. Новейшие достижения в технологии гидроочистки дизельных топлив /Д.А. Мхитарова, Н.Р Саровойтова, Т.Г Хаимова // Информационно–аналитический обзор. – Москва, 2009. – 168 с.

2 Кривцова Н. И. Термодинамический анализ процесса гидроочистки топлив/ Н.И. Кривцова, Э.Д. Иваньичина, Ю.И. Афанасьева // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2013. – №4. – С. 10–11.

3 Зуйков А.В. Особенности производства малосернистого дизельного топлива с низким содержанием полициклических ароматических углеводородов / А.В. Зуйков, Е.А. Чернышева, Ю.В. Сидоров // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2013. –№1. – С. 11.

4 Поливаев О.И. Оценка эффективности автомобиля с дизельным двигателем/ О.И. Поливаев, О.М. Костиков // Вестник Казанского государственного технического университета им. Туполева А.Н. – 2006 .– №2. – С. 14–17.

5 Митусова Т.Н. // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2004. – №10. – С. 11–14.

6 Бухтиярова Г.А. Современные подходы к тестированию катализаторов глубокой гидроочистки дизельных фракций / Г.А. Бухтиярова, А.В. Пашигрева, О.В. Климов, А.С. Носков // 8–й Петербургский международный форум ТЭК. – 2008. – С. 351.

7 Ахметов С.А., Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых / С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.А. Кауфман // Учебное пособие. Санкт–Петербург.: Недра, 2009. – 827 с.

8 Гайле А.А. Получение компонента дизельного топлива многоступенчатой экстракционной очисткой легкого газойля замедленного коксования/ А.А. Гайле, В.Н. Чистяков, Л.Л.Колдобская // Химия и технология топлив и масел. – 2011. – №5. – С. 39–43.

9 Рахманкулов Д. Л. Товароведение нефтяных продуктов / Д.Л. Рахманкулов, Л.В. Долматов, П.Л. Ольков, А.Х. Аглиуллин // Учебное пособие для вузов. – М.: Интер Пресс Медиа, 2006. – 612 с.

10 Сарданашвили А.Г. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа / А.Г. Сарданашвили. – М.: Химия, 1973. – 272 с.

11 Митусова Т.Н. Современное состояние производства дизельных топлив. Требования к качеству. Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний.– 2009.–№9. – 10.– С.7.

12 Зегер К.Е. Получение дизельного топлива с улучшенными экологическими характеристиками / К. Е. Зегер, В.Р. Котлер // Химия и технология топлив и масел. – 1996. – №6. – С. 13–14.

13 Виноградова Н.Я. О современных технологиях глубокой гидроочистки дизельных топлив / Н.Я. Виноградова, Л.А. Гуляева, В.А. Хавкин // Технологии нефти и газа. – 2008. – №1. –С. 4–10.

14 Проскуряков В.А. Химия нефти и газа.– Л.:Химия, 1981. –359 с.

15 Абдульминев К.Г. Становление и развитие процесса гидроочистки дизельных фракций.– Уфа, 2008.–111 с.

16 Нефедов Б.К. Катализ промышленности. – 2003. – №2. – 20–27 с.

17 Черножуков Н.И. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов / Н.И. Черножуков. – М.: Химия, 1978. – 423 с.

18 Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке / В.П. Суханов. – М.: Химия, 1973. – 416 с.

19 Анчита Х., Переработка тяжелых нефтей и нефтяных остатков / Х. Анчита, Дж. Спейт // Гидрогенизационные процессы. – Санкт–Петербург, 2012. – 380 с.

20 Cыроежко А.М. Химическая технология топлив и углеродных материалов / А.М. Сыроежко, Б.В. Пекаревский. – Санкт–Петербург.– 2011.– 111 с.

21 Аспель, Н.Б. Гидроочистка моторных топлив / Н.Б. Аспель, Г.Г. Демкина. – М.: Химия,1977.– 158 с.

22 Мхитарова Д.А. Новейшие достижения в технологии гидроочистки дизельного топлива / Д.А. Мхитарова, Н. Р. Старовойтова, Т.Г. Хаимова. – М.: 2009.– с. 6–10.

23 Митусов Т.Н. Современное состояние производства дизельных топлив. Требования к качеству / Т.Н. Митусов // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний.– 2009. – №9 – 10. – С. 7.

24 Никульшин П.А. Катализаторы гидроочистки для получения дизельных топлив с ультранизким содержанием серы: состав, строение и способы синтеза / П.А. Никульшин, А.В. Можаев, А.А. Пимерзин и др. // Нефтегазовое дело.– 2012.– Т.10. – №1. – С. 140.

25 Танатаров М.А. Технологические расчеты установок переработки нефти / М.А. Танатаров, М.Н. Ахметшина, Р.А. Фасхутдинов и др. М.: Химия. 1987. – 352 с.

26 Измайлов Р. Б. Методические указания по курсовому проектированию установок гидроочистки / Р.Б. Измайлов. – Уфа.: УНИ, 1979. – 36 с.

27 Моисеев А. В. Расчетные методы определения физико– химических свойств углеводородных систем, нефтей и нефтепродуктов: примеры и задачи: учеб. Пособие / А. В. Моисеев.– Комсомольск–на–Амуре.: ГОУВПО «КнАГТУ», 2010. – 179 с.

28 Рудин М.Г. Краткий справочник нефтепереработчика / М.Г. Рудин, А.Е. Драбкин – Л.: Химия, 1980. – 328 с.

29 Сарданашвили А.Г. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа / А.Г. Сарданашвили, А.И. Львова. – М.: Химия, 1980. – 256 с.

30 Кондрашева Н. К. Технологические расчеты и теория каталитической гидроочистки дизельного топлива: учеб. Пособие – Уфа.: ООО «Монография», 2008.–160 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

СПОСОБЫ И УСТРОЙСТВА ДЛЯ ГИДРООЧИСТКИ ДИЗЕЛЬНОГО

ТОПЛИВА

Отчёт о патентных исследованиях

Руководитель _____________ Е.А. Соловьёв

Исполнитель _____________ В.А. Петров

Красноярск, 2016 68 Общие данные об объекте исследования Объектом исследования является технологический процесс для очистки дизельного топлива от серосодержащих соединений под давление водорода в присутствии катализатора и устройства для его осуществления. Область применения – нефтегазоперерабатывающая промышленность. Поиск российских патентов проводился по базе данных Федерального института промышленной собственности (www.fips.ru) с использованием ключевых слов: ГИДРООЧИСТКА ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА, ОБЕССЕРИВАНИЕ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА Глубина патентного поиска – 20 лет. Начало поиска: 1996 г., окончание поиска: 2016 г.

Введение

В данном отчёте представлен анализ патентов (по данным на июнь 2016 г.), описывающих способы и устройства для очистки дизельного топлива от серосодержащих соединений. При проведении анализа патентных документов этом ставились следующие задачи: – оценка технического уровня и тенденции развития объекта исследования – сравнительный анализ конструкций устройств

Технический уровень и тенденции развития объекта исследования

В патентной литературе выявлены следующие способы и устройства по объекту исследования.

1) Известен способ получение сверхмалосернистого дизельного топлива (RU 2303624), сущность которого заключается в том, что проводят постадийную каталитическую гидроочистку дизельной фракции в присутствии водородсодержащего газа при повышенной температуре и давлении. На первой стадии процесса гидроочистке подвергают исходное сырье — дизельную фракцию 180-360°С. При горячей сепарации гидрогенизата первой ступени получают паровую фазу и жидкую фазу фракции, выкипающие выше 330°С, жидкую фазу гидрогенизата первой ступени подвергают гидроочистке на второй ступени с получением гидрогенизата второй ступени и его последующим объединением с паровой фазой гидрогенизата первой ступени. Технический результат изобретения заключается в улучшении качества продукта, снижение эксплуатационных затрат, увеличение срока службы катализатора.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности процесса каталитической гидроочистки дизельных фракций и получение сверхмалосернистого дизельного топлива.

Поставленная задача достигается предлагаемым способом ступенчатой гидроочистки дизельной фракции. На первой ступени в среде водородсодержащего газа осуществляют гидроочистку исходного сырья в мягких условиях при температуре 330-350°С, давлении 4,0-4,5 МПа, объемной скорости 4,0-5,0 ч -1, кратности водородсодержащего газа 300-400 нм 3/м3. При этом превращаются наиболее реакционно-способные соединения серы. Затем гидрогенизат первой ступени поступает в регулируемый по температуре горячий сепаратор высокого давления, где образуются паровая и жидкая фазы. Жидкую фазу (фр. 330-360°С) направляют в реактор второй ступени, где в более жестких условиях (температура 360-400°С, давление 4,05,0 МПа, объемная скорость 1,0-2,0 ч-1 , кратность водородсодержащего газа 300-400 нм 3/м3) происходит ее доочистка от трудногидрируемых соединений серы. Гидрогенизат второй ступени и паровая фаза горячего сепаратора первой ступени поступают в холодный сепаратор высокого давления для отделения водородсодержащего газа. Из холодного сепаратора высокого давления объединенный гидрогенизат поступает в холодный сепаратор низкого давления и далее в ректификационную колонну для стабилизации и отделения углеводородного газа и бензиновой фракции.

Существенным отличительным признаком заявляемого способа является то, что на первой ступени гидроочистке подвергают исходное сырье полностью, затем при горячей сепарации гидрогенизата первой ступени в качестве жидкой фазы выделяют его фракции, выкипающие выше 330°С, которые подвергают гидроочистке на второй ступени с последующим объединением гидрогенизата второй ступени и паровой фазы гидрогенизата первой ступени.

Эффективность способа заключается в том, что при достижении высокой суммарной степени гидроочистки не требуются материальные и энергетические затраты для предварительного разделения исходного сырья на две части. При этом мягкий режим в реакторе гидроочистки первой ступени позволяет сократить эксплуатационные и энергетические затраты на осуществление процесса, увеличить срок службы катализатора и длительность межрегенерационного периода. При жестком режиме в реакторе второй ступени перерабатывается небольшая (1/5) часть сырья, что позволяет сократить долю нежелательных вторичных реакций, приводящих к образованию непредельных соединений, в результате чего улучшается качество объединенного гидрогенизата. В целом данный способ позволяет подобрать наиболее рациональные условия для каждой стадии процесса, включая значения основных режимных параметров и катализаторы.

2) Известен способ гидрирования среднего дистиллята, в частности дизельного топлива в противоточном реакторе (RU 2304609).

Сущность изобретения заключается в том, что проводят противоточное контактирование основного количества углеводородного сырья с водородом в первой реакционной зоне в условиях реакции гидрирования в присутствии катализатора гидрирования в, по меньшей мере, первом слое катализатора, в котором жидкий выходящий поток выходит с низа первой реакционной зоны, а водородсодержащий газовый поток выходит с верха первой реакционной зоны. Затем проводят прямоточное контактирование незначительной части углеводородного сырья с указанным водородсодержащим газовым потоком во второй реакционной зоне, содержащей слой катализатора, расположенный таким образом, чтобы принять водородсодержащий поток первой реакционной зоны. Технический результат: получение продукта с ультранизким содержанием серы с использованием несложной схемы переработки.

Способ предусматривает противоточное контактирование основной части углеводородного сырья с водородом в первой реакционной зоне в реакционных условиях гидрирования в присутствии катализатора гидрирования, по меньшей мере, в первом слое катализатора, в котором жидкий поток выходит с низа первой реакционной зоны, а газообразный поток, содержащий водород, выходит с верха первой реакционной зоны; и прямоточное контактирование незначительной части углеводородного сырья с указанным газообразным потоком во второй реакционной зоне, имеющей слой катализатора, расположенный так, чтобы принять поток, содержащий водород, из первой реакционной зоны.

Способ приводит к глубокому гидрированию и позволяет получить дизельное топливо с ультранизким содержанием серы как на новом, так и на существующем оборудовании без крупных изменений, обычно связанных с обычными схемами переработки.

0

Рисунок 1 — Схематическая диаграмма процесса по изобретению, использующего

прямоточный реактор в сочетании с новым противоточным реактором

по изобретению RU 230460

3) Известен способ гидропереработки углеводородного сырья, содержащего серу- и/или азотсодержащие загрязняющие вещества (RU 2324725).

Указанный способ включает первое контактное взаимодействие углеводородного сырья с водородом в присутствии, по меньшей мере, одного первого катализатора на основе металлов VIII группы на кислотном носителе, причем носитель выбирают из группы цеолитов и цеолитсодержащих носителей, а затем поток, выходящий с первого катализатора, непосредственно контактирует с водородом в присутствии, по меньшей мере, одного второго катализатора на основе металла VIII группы на менее кислотном твердом носителе, причем указанный твердый носитель выбирают из группы носителей на основе диоксида кремния-оксида алюминия и других твердых носителей, не являющихся цеолитами. При указанной комбинации двух слоев катализатора появляется возможность перерабатывать сырье с высоким содержанием загрязняющих примесей без высокого уровня крекинга, связанного с использованием высококислотных носителей.

Гидропереработка согласно настоящему изобретению включает гидроконверсию, гидрокрекинг, гидрообработку, гидрирование, гидроочистку и гидроизомеризацию нефтяного сырья, такого как растворители и средние дистилляты.

В настоящем изобретении подлежащее гидропереработке сырье сначала подвергают контактному взаимодействию с водородом в одном или нескольких слоях катализатора. Катализатор в этих одном или нескольких слоях представляет собой металл VIII группы на сильнокислотном носителе. В том случае, когда используются несколько слоев катализатора упомянутого первого типа на сильнокислотном носителе, носители этих слоев могут иметь одинаковую или различную кислотность. Если кислотности в любом из этих слоев катализаторов на сильнокислотном носителе отличаются, то предпочтительно, чтобы кислотность была самой сильной на первых слоях катализатора и снижалась с каждым последующим слоем катализатора. Металлы VIII группы, предназначенные для использования в контексте настоящего изобретения, включают Pt, Pd, Ir, Rh, Ru и их комбинации (сплавы), такие как предпочтительный сплав PtPd. Сильнокислотный носитель, предназначенный для использования в первом катализаторе, предпочтительно выбран из цеолитов и содержащих цеолит носителей. Примерами пригодных для использования цеолитов являются молекулярные сита с большими порами, такие как цеолит Y, сверхстабильный цеолит Y, цеолит бета, морденит, материалы типа MCM или молекулярные сита с размером кристаллов меньше 2 микрон. Кроме того, возможно использовать содержащие цеолит носители, такие как комбинации цеолита и оксиды металла/металлоида. Количество металла VIII группы составляет величину между 0,001 и 2,5 мас. %, в расчете на объединенную массу катализатора и носителя.

Оптимальный баланс между выходом продукта и катализатором может быть достигнут в гидропереработке, когда процесс разделен на два различных катализатора, разница между которыми, в первую очередь, заключается в природе твердого носителя. В частности, способ настоящего изобретения менее чувствителен к загрязнениям в сырье, чем в случае, когда используется только катализатор нижнего потока, что позволяет увеличить срок службы катализатора без снижения выхода. В частности, снижается закоксованность. Другое преимущество заключается в том, что общий объем катализатора снижен и поэтому снижается потребность в благородном металле. Оба преимущества носят экономический характер.

4) Известен способ получения малосернистого дизельного топлива (RU 2387700).

Согласно способу по изобретению после обессоливания нефти проводят ее дистилляцию, при этом из атмосферной колонны отбирают дизельную фракцию с температурой кипения 171-341°С, фракции с температурой кипения выше 341°С направляют на последующую переработку вместе с мазутом в вакуумную колонну, из вакуумной колонны отбирают фракции с температурой кипения 181-304°С и 226-326°С, смешивают в балансовом соотношении эти фракции с дизельной фракцией из атмосферной колонны, при этом балансовая смесь этих фракций при перегонке по методу ASTM D-86 имеет конец кипения не более 340°С, полученную смесь подвергают гидроочистке и получают дизельное топливо. Технический результат- способ по изобретению позволяет получить дизельное топливо с содержанием серы не более 10 ppm.

В предлагаемом способе удаление серосодержащих соединений (замещенных дибензотиофенов) происходит в вакуумной колоне, в результате чего высококипящие дибензотиофены остаются в вакуумном дистилляте, а дизельные фракции не содержат трудноудаляемой серы. Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Обессоленную нефть направляют на дистилляцию в атмосферную колонну. Помимо бензиновой и керосиновой фракций отбирают компонент дизельного топлива фракцию 171-341°С, температура питания колонны составляет 362°С. Фракции с температурой кипения выше 341°С (в том числе тяжелые фракции дизельного топлива) направляются на дальнейшую переработку вместе с мазутом в вакуумную колонну. Из этой колонны, кроме вакуумного газойля, выводят две дизельные фракции с температурой кипения 181-304°С (верхний вывод) и фракцию 226-326°С (боковой вывод).

Для достижения поставленной цели при осуществлении предлагаемого способа в вакуумную колонну вместе с мазутом направляются фракции с температурой кипения от 341°С. Увеличение содержания дизельных фракций с температурой конца кипения >341°С в мазуте не влияет на процесс дальнейшей переработки мазута в вакуумной колонне.

Предлагаемый способ разработан и успешно применяется на ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».

Технология получения дизельного топлива с низким содержанием серы, описываемая в предлагаемом изобретении, может быть внедрена на нефтеперерабатывающем заводе, имеющем стандартный набор оборудования, а именно установки АВТ и гидроочистки. Предлагаемый способ не требует дополнительного оборудования, не предусматривает проведение вторичной перегонки дизельной фракции, что позволяет экономить энергозатраты. Внедрение предлагаемого способа не требует дополнительных капиталовложений.

5) Известен комбинированный способ улучшенной гидроочистки дизельного топлива (RU 2238299).

Сущность изобретения состоит в том, что проводят контактирование подлежащего гидрообработке топлива с селективным адсорбентом для удаления ингибиторов десульфуризации из топлива, отделение адсорбента, содержащего ингибиторы, из топлива, имеющего пониженный уровень ингибиторов, без значительной потери топлива, регенерацию адсорбента и рецикл регенерированного адсорбента обратно в зону адсорбции и гидрообработку топлива, имеющего пониженный уровень ингибиторов, с целью получения чистого дизельного топлива, содержащего менее 500 ч./млн суммарной серы. Технический результат: повышение качества целевого продукта.

В качестве стадии гидроочистки в схеме комбинированного способа согласно настоящему изобретению может быть использован любой стандартный процесс гидроочистки. Эта стадия включает операции на неподвижном или кипящем слое катализатора при обычных условиях работы, например при температурах в пределах от 250 до 450ºС, предпочтительно от 300 до 380ºС. Давления также являются обычными, например в пределах от 20 до 60 атм водорода, предпочтительно ниже 40 атм водорода. При более высоких температурах и давлениях преимущества настоящего изобретения также реализуются, однако предпочтительны более низкие давления и температуры, так как они позволяют избежать потерь выхода ценного дизельного топлива и исключить необходимость строительства нового технологического оборудования для того, чтобы удовлетворить исключительно строгие требования стандартов по содержанию серы, например ниже 300 ч./млн или даже ниже 50 ч./млн.

Катализаторы, применяемые на стадии гидроочистки, предпочтительно те же, что и катализаторы, используемые обычно, такие как, например, смешанные сульфиды кобальта и/или никеля и молибдена на носителе из глинозема и смешанные сульфиды никеля и вольфрама, нанесенные на глинозем или кремнезем. Комбинированный способ согласно настоящему изобретению также использует преимущества вновь разработанных катализаторов, таких как катализаторы, содержащие сульфид рутения, и катализаторы на новых носителях, таких как носители из кремнеземглиноземных, углеродных и других материалов.

Регенерация растворителя с целью его повторного использования осуществляется путем дистилляции или в некоторых случаях с помощью простого способа мгновенного испарения, который позволяет отделить растворитель от растворенных ингибиторов. Выделенные ингибиторы могут быть уничтожены путем сжигания или в некоторых случаях они могут быть использованы как источники химикатов.

Способ, используемый для удаления ингибиторов процесса гидроочистки с помощью жидкого адсорбента, может быть выполнен как любой обычный способ, используемый для экстракции жидкости жидкостью, например, это может быть колонный противоточный способ или способ, осуществляемый в реакторе с мешалкой, в гидроклоне, и т.д. В зависимости от требуемой степени разделения он может быть оформлен в виде многоступенчатого процесса для повышения его эффективности или в виде одноконтактного способа.

Рисунок 2 – Принципиальная схема комбинированного способа

по изобретению RU 2238299

Рисунок 3 – Принципиальная схема удаления ингибиторов с помощью жидкого

адсорбента по изобретению RU 2238299

Наиболее эффективными твердыми веществами, пригодными для настоящего изобретения, являются кремнезем/глиноземсодержащие кислые материалы с удельной поверхностью более 100 м2/г. К таким материалам относятся чистый кремнезем/глинозем, полученный совместным осаждением кремнезема и глинозема из большого числа предшественников, а также сложные вещества, содержащие кремнезем/глинозем в сочетании с другими материалами, такие как цеолиты. Для целей настоящего изобретения предпочтительно использовать твердые адсорбенты, имеющие значение альфа в пределах от 0,5 до 10, и еще предпочтительнее использовать твердые адсорбенты, имеющие значение альфа от 1 до 5. Такие материалы часто используются в качестве подложек катализаторов или в качестве сложных катализаторов. Они очень долговечны и при применении в рамках настоящего изобретения допускают многократную регенерацию без потери эффективности. Это особенно справедливо в отношении ФКК-катализаторов, в которых связующее или матрица (кремнезем/глинозем) содержит около 60% композита, а остальное приходится на кислотный цеолит.

6) Известен способ гидроочистки дизельного топлива (RU 2323958).

Способ осуществляется гидроочисткой дизельного топлива путем его каталитической обработки в присутствии водородсодержащего газа при повышенных температуре и давлении с получением гидрогенизата, сепарации гидрогенизата с получением водородсодержащего газа и жидкой фазы и стабилизации жидкой фазы, отличающийся тем, что с целью увеличения степени обессеривания, 15-25% жидкой фазы рециркулируют на смешение с исходным дизельным топливом. Технический результат: увеличение глубины гидрообессеривания дизельного топлива на 3-6%.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение степени гидрообессеривания дизельного топлива. Решение поставленной задачи достигается предлагаемым способом гидроочистки дизельного топлива, который поясняется чертежом (см. рисунок 4), где 1 — исходное дизельное топливо; 2 — циркулирующий ВСГ; 3, 6 — теплообменники; 4 — трубчатая печь; 5 — реактор; 7 — сепаратор высокого давления; 8 — блок очистки ВСГ от сероводорода; 9 — компрессор; 10 — сероводород; 11 — отдув ВСГ; 12 — свежий ВСГ; 13 — жидкая фаза сепаратора высокого давления; 14 — насос; 15 нагреватель; 16 — стабилизационная колонна; 17 — углеводородные газы и бензин-отгон; 18 — гидроочищенное дизельное топливо. Способ осуществляется следующим образом. Исходное дизельное топливо 1 смешивается с циркулирующим ВСГ 2, нагревается последовательно в теплообменниках 3 и трубчатой печи 4 и поступает в реактор 5. Выходящая из реактора 5 реакционная смесь охлаждается в теплообменниках 6 и поступает в сепаратор высокого давления 7. Выходящий из сепаратора высокого давления 7 циркулирующий ВСГ, загрязненный сероводородом, поступает на блок очистки ВСГ от сероводорода 8. После последнего очищенный циркулирующий ВСГ 2 компрессором 9 подают на смешение с исходным дизельным топливом 1, а сероводород 10 — на дальнейшую переработку и утилизацию. Из потока циркулирующего ВСГ производят отдув ВСГ 11, а в поток вводят свежий ВСГ 12. Жидкую фазу сепаратора высокого давления 13 делят на две части. Первую из них в количестве 15-25 мас.% от исходного сырья насосом 14 возвращают (рециркулируют) на смешение с исходным дизельным топливом 1, а оставшуюся часть нагревают в нагревателе 15 и подают в стабилизационную колонну 16. С верха стабилизационной колонны выводят углеводородные газы и бензин-отгон 17, а с низа — гидроочищенное дизельное топливо 18.

Рисунок 4 – Принципиальная схема технологического процесса гидроочистки

по изобретению RU 2323958

7) Известен способ получения малосернистого дизельного топлива (RU 2205859).

Сущность: проводят гидроочистку дизельных фракций при повышенной температуре и давлении до 5,0 МПа в присутствии катализаторов, предварительно активированных в среде водородсодержащего газа элементарной серой или сырьем при 350-400oС. Затем стабильный гидрогенизат подвергают озонированию озоновоздушной смесью при удельном расходе 3-10 г/кг, температуре 5-20oС и атмосферном давлении с последующим выделением дизельного топлива ректификацией, его защелачиванием и водной промывкой. Технический результат: получение высококачественных дизельных топлив, обладающих улучшенными экологическими характеристиками.

Целью данного изобретения является получение экологически чистого дизельного топлива с содержанием общей серы не более 0,03 мас.% и полициклических ароматических углеводородов не более 6 мас.% при переработке дизельных фракций из высокосернистых нефтей. Указанная цель достигается способом гидроочистки дизельных фракций и их смесей с дистиллятами каталитического или термического крекинга при повышенной температуре 350-400oС и давлении до 5,0 МПа на катализаторах, содержащих оксиды алюминия, молибдена, никеля, вольфрама, кобальта, кремния с последующей обработкой стабильного гидрогенизата озоновоздушной смесью при температуре от 5-20oС и удельном расходе озона 3-10 г/кг, и дальнейшим нагреванием озонированного гидрогенизата с последующей его перегонкой в ректификационной колонне и получением бензиновой фракции, фракции дизельного топлива и остатка, выкипающего выше 340 oС. Целевой продукт затем подвергают защелачиванию и водной промывке. Бензиновую фракцию н. к. — 180oС используют в качестве компонента автомобильных бензинов. Остаток, выкипающий выше 340oС, содержит концентрат сульфоксидов и сульфонов, который используют в качестве деэмульгаторов на стадии подготовки нефти на ЭЛЛОУ.

8) Известен способ гидроочистки дизельных фракций (RU 2024583), согласно которому дизельные фракции подвергают гидроочистке контактированием с первым слоем катализатора — сульфидным алюмокобальтмолибденовым, затем со вторым слоем катализатора — окисным алюмокобальтмолибденовым и третьим слоем окисного алюмокобальтмолибденового катализатора. Массовое соотношение слоев катализатора составляет 1 : 1 : (0,5 — 8) соответственно. Используют фиксированные с помощью добавки слои, поверхности раздела которых выполнены в виде конуса с углом между образующими 50 — 150°. Процесс проводят с предварительным осернением слоев катализатора в среде водородсодержащего газа при 350 — 400°С.

Отличительным признаком изобретения являются проведение гидроочистки в присутствии пакета последовательно расположенных слоев сульфидных и окисных алюмокобальт- и алюмоникельмолибденовых катализаторов, взятых в указанных соотношениях и загруженных в определенной конфигурации.

Применение в технологии изобретения пакета из сульфидных и окисных алюмокобальтмолибденовых катализаторов и окисного алюмоникельмолибденового катализатора в указанных соотношениях позволяет повысить каталитическую активность системы. Описанная конфигурация загрузки слоев катализатора позволяет изменить гидродинамический режим потока внутри реактора путем перераспределения перепада давления по высоте слоев катализатора. При загрузке среднего слоя в виде конуса вершиной вверх и вниз он «работает» как дополнительный рассеиватель жидкофазного потока, поскольку жидкая фаза протекает по пути минимального сопротивления слоев катализаторов. Увеличение пути жидкофазного потока позволяет увеличить время контакта и активность слоев катализатора в целом. Кроме того, придание поверхности раздела слоев катализаторов формы конуса обеспечивает более равномерное распределение жидкофазного потока по объему реактора. Сохранение описанной конфигурации пакета катализаторов в процессе эксплуатации способа невозможно без применения фиксатора. Используемая в данном случае технология активации пакета катализаторов в оптимальном режиме с получением максимальной каталитической активности системы в целом.

Заключение

Таким образом, в ходе патентного исследования установлено, что общими тенденциями развития объекта исследования являются:

• повышение эффективности процесса гидроочистки путем ступенчатого гидрирования сырья и получение сверхмалосернистого дизельного топлива;
• использование противоточного реактора для получения дизельного топлива с ультранизким содержанием серы;
• использование твердых катализаторов гидроочистки с различной кислотностью по слоям для увеличения срока службы реагента;
• снижение энергозатрат при гидроочистке дизельного топлива путем прогона высококипящей фракции дизельного топлива через вакуумную колонну вместе с мазутом;
• улучшение гидроочистки топлива путем контактирования подлежащего гидрообработке топлива с селективным адсорбентом;
• оптимизация технологической схемы гидроочистки дизельного топлива;
• получение низкосернистого дизельного топлива путем озонирования;
• повышение качества гидроочистки путем трехслойной загрузки катализатора в реактор (средний слой в форме конуса).

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Программа расчёта основных параметров реактора-сепаратора 87 89 91

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ГРАФИЧЕСКИЕ МАТЕРИАЛЫ