Гидрокрекинг

 

 

Продолжение таблицы 1

1		2	3
3 Подпиточный водород		H2, % мол. СО, об. ppm max CH3 и N2, об. ppm max Тяжелые масла и смазки	99,9 20 1000 отсутствие
4.Ингибитор коррозии UOP TXUnicorTM C (5 ррm на часовой расход)	Плотность при 15.5°С, г/см3 Аромат. углеводороды, % масс. диметиламин, % масс. 1,2,3-триметилбензол нафталин н.к. °С, к.к. °С, min к.к. °С, max N2, вес. ppm., max S2,  вес.% Бромное число		0.89±0.02 75-85 15-25 <9 <6 230 330 360 100 2 50
5.Вода кислая	Состав: Н2О, %масс. H2S, %масс.   NH3, %масс.		93,21 до 4,3 до 2,1
6.Азот	Содержание О2, % об.		не более 0,5

 

Основными продуктами установки "Гидрокрккинг" являются:

     

Бензин нестабильный:

• плотность при 15,6 °С, кг/м³                                                     642¸648
• молярная масса                                                           69,9¸70,5
• содержание Н₂S, % масс.                                           3,45¸4,2
• содержание органической  серы, ppm , не более           5
• азот, ppm , не более                                                           5

 

    Стабильный продукт:

• плотность при 15,6 °С, кг/м³                                    818,6
• содержание Н₂0                                                        4,22  % мол.
• содержание легкой бензиновой фракции              23,48  % мол.
• содержание тяжелой  бензиновой фракции          12,12  % мол.
• содержание керосиновой фракции                        17,16  % мол.
• содержание дизельной фракции                             26,98  % мол.
• содержание  фракция 366 ⁰С- к.к.                            14,70 % мол.

 

Легкий бензин (пределы кипения 60-140°С), поступающий на установку  каталитического риформинга со свойствами:

- содержание  <С₄                        не более 3% масс.

- содержание  С₄                          не более 10% масс.

- содержание  н-С₅                       не более 3% масс.

- содержание  i-С₅                        не более 1% масс.

- содержание  >С₅                        не более 0,65% масс.

Тяжелый бензин (пределы кипения 140-200°С), поступающий на установку каталитического риформинга со свойствами:

- содержание  воды и механических примесей                        отсутствие

- сера, масс. ppm                                                                         <5

- азот,  масс. ppm                                                                        <5

- плотность  при 15,6⁰С, кг/м³                                                                              773-780

 

Дизельное топливо (пределы кипения 230-366°С), используемое в качестве топлива для дизельных двигателей):

- сера, масс. ppm                                                                         <10

- азот,  масс. ppm                                                                        <10

- цетаное  число                                                                             54

- плотность  при 15,6⁰С, кг/м³                                                                   831-840

 

Керосин (пределы кипения 150-230°С), используемое в качестве топлива для реактивных двигателей:

- сера, масс. ppm                                                                         <5

- азот,  масс. ppm                                                                        <5

- макс. высота  некоптящего пламени, мм                                 16

- плотность  при 15,6⁰С, кг/м³                                                                              816-825

 

Тяжелый остаток (пределы кипения 366°С), используется как сырье для термокрекинга,

- висбрекинга,  каталитического крекинга:

- сера, масс. ppm                                                                         <40

- азот,  масс. ppm                                                                        <20

- плотность  при 15,6⁰С, кг/м³                                                                              840-848

 

 

       Газ  углеводородный неочищенный ЮК:

• плотность при 15,6 °С, кг/м³                                  642¸648
• содержание Н₂0                                                       0,78 % мол.
• содержание NH₃                                                      0,03 % мол.
• содержание H₂S                                                       28,4 % мол.
• содержание H₂                                                         20,1 % мол.
• содержание C₁                                                         13,1 % мол.
• содержание C₂                                                         9,24 % мол.
• содержание C₃                                                         11,03 % мол.
• содержание iC₄                                                        8,11 % мол.
• содержание nC₄                                                       3,95 % мол.
• содержание iC₅                                                        2,5 % мол.
• содержание nC₅                                                0,92 % мол.

 

 4 Описание технологической схемы

 

Сырьем установки Гидрокрекинг является тяжелый вакуумный газойль установки АВТ.

Вакуумный газойль по трубопроводу с установок АВТ с температурой 60-95 ⁰С и давлением 0,2 МПа через запорно-регулирующий клапан UV-10017 поступает в сырьевые резервуары 210 ТК01А установки. Для предотвращения контакта сырья с кислородом воздуха резервуары находятся под «подушкой» топливного газа. Постоянство давления в емкостях поддерживается клапанами-регуляторами PV-10002A и PV-10002B, установленными на линиях подачи топливного газа в емкости и сброса топливного газа на факел, контролируется давление прибором PIRCA-10002 c сигнализацией по максимальному и минимальному значению. Уровень вакуумного газойля контролируется приборами LIRA-10052A, LIRA-10052В в резервуаре 210 ТК01А . Температура вакуумного газойля в емкостях контролируется термопарами TIR-10255, TIR-10256 соответственно.

Вакуумный газойль из емкостей 210 ТК01А забирается насосами 210-Р01А и 210-Р01В, где расход вакуумного газойля от насосов регулируется клапаном FV-10038, Давление на выходе насоса контролируется местными датчиками давления PI-10505, PI-10506,  и направляется  в теплообменник нагрева сырья 210-Е06, где сырье, пройдя трубное пространство теплообменника, нагревается до температуры 93 °С паром среднего давления, который подается в межтрубное пространство. Температура сырья на выходе из 210-Е06 контролируется прибором TIR-10004 и регулируется прибором TIRC-10003,клапан-регулятор которого FV-10004 расположен на трубопроводе выхода парового конденсата с межтрубного пространства 210-Е06. Сырье после теплообменника направляется в коалесцер сырья 210-МЕ01, который представляет собой емкость, которая снабжена внутренним устройством, состоящим из пакета слоев нержавеющей сетки и сборника воды. Коалесцер сырья работает под полным заполнением. Для контроля за работой внутреннего устройства (степень засорения) на коалесцере установлен местный перепадомер PDI-10081 и местный датчик давления (манометр) PI-10550.

 Сырье с коалесцера  с температурой 93 °С поступает в многоступенчатый  фильтр сырья 210-МЕ02, где происходит окончательная очистка сырья перед поступлением уравнительную емкость сырья 210-V01. Перепад давления по фильтру сырья контролируется прибором PDIRA-10006 c сигнализацией по максимальному значению.

Сырье с уравнительной сырьевой емкости 210-V01 с температурой 93 °С поступает на прием сырьевых насосов 210-Р01А и 210-Р01В. Температура сырья на приеме сырьевых насосов контролируется прибором TIR-10006.

От сырьевых насосов 210-Р01А и 210-Р01В сырье с температурой 93 °С и давлением 17310 кПа поступает в тройник смешения с циркуляционным водородсодержащим газом, давление в трубопроводе нагнетания насосов контролируется местными манометрами PI-10509, PI-10514 соответственно.

После тройника смешения газосырьевая смесь (ГСС)  – ВСГ + сырье с  температурой 88°С проходит межтрубное пространство сырьевого теплообменника 210-Е01В, где нагревается за счет тепла газопродуктовой смеси (ГПС) от реактора 210-R02 и межтрубное пространство сырьевого теплообменника, где нагревается до температуры 373°С за счет тепла ГПС после теплообменника нагрева сырья отпарной колонны. Водородсодержащий газ (ВСГ) с концентрацией 99,9% об. поступает с установки “Производства водорода” с давлением 16 кгс/см².

ГСС после сырьевого теплообменника 10 с температурой 331-373°С поступает  в радиантный змеевик сырьевой печи 210-H01.

В качестве топливного газа для газовых  горелок печи 210-H01 используется природный газ из общезаводского коллектора. ГСС после сырьевой печи 210-H01 с температурой 362¸404°С поступает в реактор гидроочистки 210-R01.

Гидрогенизат после реактора гидроочистки 210-R01 с температурой 397-413 ⁰С поступает в реактор гидрокрекинга 210-R02.

 Для регулирования температуры  входа гидрогенизата в реактор 210-R02 предусмотрена подача свежего водородсодержащего газа (квенч) от центробежного компрессора. Расход водородсодержащего газа контролируется прибором TIRCA.

В реакторе 210-R02 с аксиальным вводом сырья, протекают процессы гидрокрекинга сырья.

1-ый катализаторный слой –  конверсионный катализатор DHC-32 (гидрокрекинг).

DHC-32 – цеолитосодержащий катализатор, предназначенный для получения максимального количества дистиллятов. Данный катализатор имеет форму экструдата и отличается высокой активностью.

2-ой катализаторный слой –  конверсионный катализатор DHC-32 (гидрокрекинг).

 Давление в трубопроводе  гидрогенизата в реактор гидрокрекинга 210-R02 контролируется местным манометром PI-10514.

 Контроль перепада давления  между вводом гидрогенизата в  реактор 210-R02 и выходом газопродуктовой смеси (ГПС) из реактора 210-R02 осуществляется вычисляемым параметром п. PDYIR-10019.

 Так как реакции гидрокрекинга  идут с выделением тепла (экзотермические  реакции) по всей высоте реактора внутри в слоях катализатора установлены многозонные термопары.

  Для контроля температуры  стенки реактора 210-R02 предусмотрены поверхностные термопары по всей высоте реактора TIRSA-10125 ÷ TIRSA-10168 с сигнализацией и блокировкой максимального значения.

ГПС с реактора гидрокрекинга 210-R02 поступает в трубное пространство теплообменника комбинированного сырья 210-Е02А, где отдает тепло ГСС поступающей в печь комбинированного сырья 210-H01. Далее ГПС поступает в трубное пространство теплообменника , где отдает тепло нестабильному продукту, поступающего с сепаратора низкого давления на загрузку в отпарную колонну. ГПС от теплообменника поступает в трубное пространство теплообменника комбинированного сырья 8, где отдает тепло ГСС, поступающей от тройника смешения с ВСГ. Кислая вода и газ с верха отпарной колонны отводятся с установки.[12]

 

4 Расчетная часть

 

Определяем  часовую производительность по исходному  сырью по формуле:

П_ч.=П_г./ Т_эф.                                                                                                                    (1)

Где П_г – годовая производительность установки, т/год

       Т_эф.- эффективный фонд времени работы оборудования, ч.

П_ч.=900000/8000=12500кг./ч.

G₁= П_ч.=112500 кг./ч.

Где G₁ - тяжелый вакуумный газойль (ТВГ) – сырье

 

Таблица 2 - Материальный баланс установки «Гидрокрекинг»

 

Поступило	%	Млн.т/год	т/сут	Кг/ч	Кг/с
Сырье: ТВГ	100	0,918	2700	112500	31,25
Водородсодержащий газ	2,09	0,0192	56,43	2351,25	0,653
В том числе 100% Н2	0,82	0,0075	22,14	922,5	0,256
Итого:	102,09
Получено:	%	Млн.т/год	т/сут	Кг/ч	Кг/с
УВ  газ	2,89	0,027	78,03	3251,25	0,903
Бензин	4,61	0,042	124,47	5186,25	1,441
Диз. топливо	42,83	0,393	1156,4	48183,75	13,384
Остаток	47,66	0,438	1286,8	53617,5	14,893
Сероводород	2,07	0,019	55,89	2328,75	0,647
Отдув. Н2 газ	1,02	0,009	27,54	1147,5	0,319
Потери:	1,01	0,009	27,27	1136,25	0,316