Газы нефтеперерабатывающих заводов

Предприятия нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности оказывают заметное негативное влияние на состояние окружающей среды и, прежде всего, на атмосферный воздух, что обусловлено их деятельностью и сжиганием продуктов переработки нефти (моторных, котельных топлив и др. продукции).

По загрязнению воздушного бассейна нефтепереработка и нефтехимия занимают четвертое место среди других отраслей промышленности. В состав продуктов сгорания топлива входят такие загрязняющие вещества, как оксиды азота, серы и углерода, технический углерод, углеводороды, сероводород. В табл. 6.2 в качестве примера представлены данные о выделении в атмосферу вредных веществ на трех НПЗ разной мощности.

В процессах переработки углеводородных систем в атмосферу выбрасывается более 1500 тыс т/год вредных веществ. Из них (%): углеводородов — 78,8; оксидов серы — 15,5; оксидов азота — 1,8; оксидов углерода — 17,46; твердых веществ — 9,3. Выбросы твердых веществ, диоксида серы, оксида углерода, оксидов азота составляют до 98% суммарных выбросов от промышленных предприятий. Как показывает анализ состояния атмосферы, именно выбросы этих веществ в большинстве промышленных городов создают повышенный фон загрязнения.

Величина безвозвратных потерь для отечественных предприятий составляет в среднем 1% от объема переработанной нефти. Безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов по различным источникам на заводах с глубокой переработкой нефти составляют (в%):

потери углеводородов (включая сернистые соединения) за счет испарения — 63, в том числе: из резервуаров и емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов (открытого типа с шатровой крышей) — 40; с поверхности сточной жидкости в нефтеловушках и различных прудах, с сооружений биологической очистки сточных вод, включая испарение из канализационных колодцев и открытых градирен — 19; при наливе в цистерны и при товарных операциях (на эстакадах открытого типа) — 1,3; прочие источники испарения, утечки через неплотности, пропуски через клапаны и воздушники на аппаратах, не подключенных к факельной линии и др. — 2,7; потери на факелах (при отсутствии газгольдеров для улавливания факельного газа) — 17; потери при сжигании кокса с катализаторов, от разливов и утечек в грунт, с газами разложения на АВТ и битумных установках, со шламами, глинами и т. д. — 19; потери со сточными водами (до биологической очистки при содержании в них 75 мг/л нефтепродуктов) — 1.

Источники загрязнения атмосферы определяются путем проведения инвентаризации организованных и неорганизованных источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

Степень загрязнения атмосферы зависит от количества выбросов вредных веществ и их химического состава, а также во многом от характеристики самого источника выбросов — высоты источника над уровнем земли, скорости, объема и температуры газового выброса из устья трубы, размеров неорганизованного источника, расположения источника на заводской площадке и т. д. В соответствии с этим источники загрязнения атмосферы различаются по мощности выброса (мощные, крупные, мелкие), высоте выброса (низкие, средней высоты и высокие), температуре выходящих газов (нагретые, холодные).

Различают также передвижные и стационарные, организованные и неорганизованные, точечные и площадные источники загрязнения. Особенностью предприятия как объекта природоохранных мероприятий является разнотипность и рассредоточенность источников выбросов. Специфическими источниками загрязнения атмосферы на предприятиях являются неорганизованные выбросы, испарение углеводородов при хранении и транспортировке нефти и нефтепродуктов, а также организованные выбросы, выделяющиеся при сжигании различных видов топлив и газов в трубчатых печах, на факельных установках, и отходящие газы регенерации с установок каталитического крекинга.

Несмотря на то, что факельные установки являются весьма значимым источником выбросов, они выполняют важные природоохранные функции. Факельные установки позволяют перевести вредные вещества в менее опасные.

Объемы сброса на факел на предприятиях составляет в среднем до 1% от перерабатываемой нефти. При этом 90% масс. суммарных сбросов на факел составляют углеводороды; 1,6% масс. – водород; 2,6% масс.- сероводород; остальное – водяной пар и азот. Преобладающая часть сероводорода поступает с углеводородными потоками, составляя их значительную часть.

Информация об источниках выбросов, их мощности, расположении, номенклатуре выбрасываемых вредных веществ с учетом климатических условий дает возможность оценить экологическую нагрузку в районе расположения производств. Необходимые данные могут быть получены в результате сбора информации о предельно допустимых выбросах (ПДВ).

Профиль производства, схема переработки, ассортимент выпускаемой продукции, системы очистки, характеристика технологических и вспомогательных производств, общие сведения о предприятии определяют его как источник загрязнения атмосферы. Различают организованные и неорганизованные источники выбросов загрязняющих веществ. Например, на Московском НПЗ имеется 167 организованных источников выбросов (дымовые трубы технологических печей, свеча для сжигания факельного газа, вентиляционные трубы производственных помещений), 132 неорганизованных стационарных источника. К неорганизованным источникам, через которые могут выделяться вредные вещества, на предприятии относятся:

резервуары, цистерны сливно-наливных эстакад, поверхности испарения очистных сооружений, неплотности запорной арматуры и фланцевых соединений технологических установок; дефекты в арматуре и во фланцевых соединениях; пропуски сальниковых устройств, предохранительных клапанов пробоотборных кранов, открытых постоянно действующих дренажей.

Кроме того, предприятию принадлежат более 100 передвижных источников загрязнения (автомашины с карбюраторными и дизельными двигателями). Из этих источников ежегодно в атмосферу завода, как рассчитано, может выделяться около 40 тыс т углеводородных примесей.

Для классификации технологических процессов с точки зрения их комбинированного вредного воздействия на окружающую среду учитывают суммарную токсичность выбросов. Количественным выражением суммарной токсичности выбросов является индекс суммарной токсичности Гз. Определение этой величины позволяет выявить приоритетность технологических производств по их экологической опасности.

Наиболее экологически опасными являются производства, связанные с ректификацией углеводородных систем – нефтей и тяжелых нефтяных остатков, очисткой масел с помощью ароматических веществ, получением элементной серы, и объекты очистных сооружений.

Http://www. oblasti-ekologii. ru/ecology/vidy-vozdejstvia-na-prirodnuyu-sredu/pri-pererabotke-i-hranenii-nefti

В начале нефть и продукты ее переработки (керосин) применяли для освещения. Потом нефть и мазут стали употреблять как топливо для паровых котлов (пароходных и паровозных), а также для получения смазочных материалов. С появлением двигателей внутреннего сгорания, в том числе дизелей, продукты переработки нефти — керосин, соляровое масло и более тяжелые масла стали широко применять как топливо. Именно это вызвало быстрое развитие добычи и переработки нефти. Газы нефтепереработки, смеси газов, состоящие в основном из низкомолекулярных углеводородов, образующихся на нефтеперегонных установках и при термических и каталитических процессах переработки нефтяного сырья. В отличие от газов природных горючих и газов нефтяных попутных, большинство газов нефтепереработки содержат значительные количества непредельных углеводородов и водород. Исключение составляют газы, выделяющиеся при прямой перегонке нефти, а также газы каталитического риформинга и гидроформинга, которые состоят из парафиновых углеводородов (метан, этан, пропан и др.) и небольшого количества примесей (азот, кислород, углекислый газ и др.). Большое количество непредельных углеводородов находится в газах, образующихся при проведении высокотемпературных процессов (например, общее содержание непредельных углеводородов в Г. н. при жёстких режимах коксования доходит до 50% по массе, каталитического крекинга тяжёлого сырья — до 56% по массе).

Газы нефтепереработки, образуются при разложении углеводородов нефти в процессах ее переработки. Различают: 1) газы нефтепереработки, обогащенные предельными углеводородами и Н2, которые образуются при первичной перегонке, риформинге, гидроочистке, гидрокрекинге; 2) обогащенные непредельными углеводородами, получающиеся при каталитической и термической крекинге, а также при коксовании, так называемые непредельными газами нефтепереработки.

Состав газов нефтепереработки существенно зависит от вида перерабатываемого сырья (нефть, дизельное топливо и т. п.) и условий его переработки. Кроме углеводородов газы нефтепереработки содержат влагу и сернистые соединения. (тиолы, H2S, CS2 и др.).

Перед использованием газов нефтепереработки в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности их разделяют на газофракционирующих установках на индивидуальные углеводороды или фракции. Процесс основан на частичной или полной конденсации газовых смесей с их последующей ректификацией в нескольких последовательно расположенных колоннах газофракционирующих установок. Различают конденсационно-ректификационные (ГФУ) и абсорбционно-ректификационные (АГФУ) установки. На первых конденсация газов достигается их компримированием и охлаждением, на вторых газы поглощаются бензином в абсорбере. На совр. нефтеперерабатывающих заводах имеются отдельные установки для разделения предельных и непредельных газов. При ректификации предельного газа на колоннах отбирают т. наз. сухой газ (Н2, СН4, С2Н6), пропановую, бутановую и пентановую фракции; в некоторых случаях выделяют этановую фракцию. Фракции углеводородов С4 и С5 разделяют соответственно на нормальный и изобутан, нормальный и изопентан. При ректификации непредельных газов выделяют, как правило, пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции; в отдельных случаях – этан-этиленовую фракцию. Водород с примесью углеводородов отделяют в газосепараторе высокого давления на установках риформинга. Для концентрирования Н2 из отдувочных газов используют адсорбционное разделение на молекулярных ситах (метод безрегенеративной адсорбции) или пористых мембранах, а также низкотемпературное разделение. Использование метода безрегенеративной адсорбции позволяет извлекать Н2 из газов нефтепереработки в виде 90%-ного концентрата.

Разделение газов значительно отличается от разделения нефти. Сначала весь газовый поток сжимают и охлаждают. В первом контуре охлаждения используют воздух и воду. Здесь при давлении 0,5 МПа и температуре 35 °С происходит конденсация части газов С3 – С4 (метан). Получившуюся газожидкостную смесь прокачивают через колонну с бензином. Сконденсировавшиеся молекулы пропана и бутана растворяются в нем (абсорбируются).

Насыщенный газом бензин из абсорбера затем поступает на десорбцию, то есть из него при соответствующих давлениях и температурах выделяют растворенные газы.

Оставшуюся же часть исходной газовой смеси продолжают сжимать и охлаждать. Сначала это делают в аммиачном или фреоновом цикле (температура до -40 °С), далее в этановом или этиленовом (-80 °С), а при необходимости идут и еще дальше, применяя метановый холодильный цикл с температурой ниже -100 °С и давлением порядка 4 МПа.

Так поступают с газами нефтепереработки. Подобные же циклы газофракционирования используют и для переработки попутного газа, выделяемого на промыслах. Не случайно первые газоперерабатывающие заводы очень часто назывались газобензиновыми. Они и в самом деле разделяли сырье на сухой газ (смесь метана и этана), сжиженные газы С3 – С4 и газовый бензин.

Такие маломощные заводы с простейшим оборудованием как ни странно, сохранились и поныне. Они давно сосуществуют с мощными нефтеперерабатывающими заводами примерно так же, как сосуществуют крупные плавбазы и маленькие сейнера. Иногда газобензиновые заводы даже монтируют на большегрузных прицепах и баржах, и они по мере надобности кочуют с промысла на промысел.

Дело в том, что попутный газ кончается на месторождении, как правило, гораздо раньше, чем нефть. Так что его надо использовать сразу, пока он есть. И тут мобильные газобензиновые заводики как нельзя более кстати. А нефть уж можно перерабатывать на современном нефтеперерабатывающем предприятии, которое и строится и работает потом достаточно долго.

Ну, а как быть с чисто газовыми месторождениями? Для их использования тоже созданы специализированные предприятия. Чаще всего природный газ – это метан с незначительными добавками этана. Иногда природа делает подарки, добавляя в метан ценнейший гелий, так нужный многим отраслям техники. Но гораздо чаще встречаются неприятные сюрпризы – в виде примесей диоксида углерода и сероводорода.

Понятно, что такие кислые газы надо тотчас отделять от основного сырья. Иначе трубопроводы не спасут никакие антикоррозийные мероприятия. В многоступенчатой системе такой газ подвергается сорбционной отмывке водой, щелочью, специальными растворителями. Потом на основе выделенного сероводорода получают серную кислоту или чистую серу.

Иногда бывает, что в залежи находится не газ, а газожидкостная смесь метана и высших углеводородов, предшественников нефти. Иногда в качестве таковых присутствуют даже алканы, циклоалканы и арены. Представляете, дизельное топливо равномерно распределено в метановой залежи на глубине нескольких километров при давлении в десятки мегапаскалей и температуре в сотни градусов.

Но добыть это топливо не так уж просто. Газоконденсатные месторождения различаются содержанием и фракционным составом жидкой части. Когда пласт протыкают скважинами, давление в нем начинает падать. Физико-химические свойства смеси при этом меняются, она расслаивается, и жидкость скапливается на дне линзы. Если из залежи просто откачивать газ, то скорость расслаивания быстро возрастает, и жидкие углеводороды из смеси быстро растекаются, навсегда оставаясь в недрах. При сегодняшнем развитии техники поднять на поверхность их не удается.

Чтобы таких потерь не было, поступают следующим образом. Газ из конденсатных месторождений поступает в абсорберы. Из него под давлением вымывают тяжелые углеводороды. А затем часть сухого газа под давлением подают обратно в залежь. Этим путем давление в пласте регулируется так, чтобы предотвратить расслоение смеси.

Конечно, все это требует дополнительных расходов, но затраты окупаются сторицей. Месторождение одновременно дает и газ, и дизельное топливо.

Примерный состав газов, образующихся при различных процессах нефтепереработки приведен в таблице (% по массе).

Http://studbooks. net/2509302/tovarovedenie/gazy_neftepererabotki

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

В начале нефть и продукты ее переработки (керосин) применяли для освещения. Потом нефть и мазут стали употреблять как топливо для паровых котлов (пароходных и паровозных), а также для получения смазочных материалов. С появлением двигателей внутреннего сгорания, в том числе дизелей, продукты переработки нефти — керосин, соляровое масло и более тяжелые масла стали широко применять как топливо. Именно это вызвало быстрое развитие добычи и переработки нефти. Газы нефтепереработки, смеси газов, состоящие в основном из низкомолекулярных углеводородов, образующихся на нефтеперегонных установках и при термических и каталитических процессах переработки нефтяного сырья. В отличие от газов природных горючих и газов нефтяных попутных, большинство газов нефтепереработки содержат значительные количества непредельных углеводородов и водород. Исключение составляют газы, выделяющиеся при прямой перегонке нефти, а также газы каталитического риформинга и гидроформинга, которые состоят из парафиновых углеводородов (метан, этан, пропан и др.) и небольшого количества примесей (азот, кислород, углекислый газ и др.). Большое количество непредельных углеводородов находится в газах, образующихся при проведении высокотемпературных процессов (например, общее содержание непредельных углеводородов в Г. н. при жёстких режимах коксования доходит до 50% по массе, каталитического крекинга тяжёлого сырья — до 56% по массе).

Газы нефтепереработки используют в качестве топлива, источника Н2 для процессов гидрогенизации; этановую и пропановую фракции-в качестве хладагента, бытового сжиженного газа; сырья для пиролиза; бутановую и изобутановую-для получения высокооктановых бензинов; пентановую и изопентановую-также для получения бензинов, в производстве изопренового каучука; пропан-пропиленовую-для получения полимер-бензинов, полимеров, ацетона; бутан-бутиленовую-для синтеза бутиловых спиртов, моющих средств, кумола, метил-шреш-бутилового эфира, в процессах алкилирования с целью получения высокооктановых бензинов.

Так перерабатывают нефтезаводские, попутные и природные газы. Ресурсы их велики, однако используются до сих пор они не полностью. В целом из газов извлекается для дальнейшего использования около 65% бутанов, 35 – 40% пропана и менее 8% этана. Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

2. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды, Рудин М. Г., Драбкин А. Е., М. 2007;

Http://knowledge. allbest. ru/manufacture/3c0a65635b2ac69b5c43a88521216d27_0.html

Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру нефтепродуктов, в которых нуждаются близлежащие потребители. Это связано с тем, что современные установки и производства проектируются на большую производительность, т. к. в этом случае они более экономичны. Недостающие нефтепродукты завозятся с НПЗ, расположенных в других регионах.

3) топливно-нефтехимический с глубокой переработкой нефти и производством нефтехимической продукции;

На заводах первых двух типов вырабатывают в основном различные виды топлива. При неглубокой переработке нефти получают не более 35 % светлых нефтепродуктов, остальное – топочный мазут. При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается применением вторичных методов переработки нефти каталитического крекинга, коксования, гидрокрекинга и др.

На заводах топливно-нефтехимического типа вырабатывают не только топлива, но и нефтехимические продукты. В качестве сырья используют либо газы, получаемые при глубокой переработке нефти или бензиновые и керосино-дизельные фракции первичной перегонки нефти.

На заводах топливно-масляного типа наряду с топливами вырабатывают широкий ассортимент масел, парафины, битум и другие продукты.

Заводы энергонефтехимического типа строят при ТЭЦ большой мощности или вблизи нее. На таких заводах в процессе перегонки нефти отбирают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива. Полученные фракции светлых нефтепродуктов используют в качестве сырья для нефтехимического производства.

Легкие углеводородыСодержатся в природных горючих газах (чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений), а также в газах, получаемых при переработке нефти.

Природные горючие газыСостоят в основном из смеси парафиновых углеводородов. Кроме того, в их состав могут входить азот, углекислый газ, пары воды, сероводород, гелий.

Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых месторождений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (частиц пыли, песка, окалины и т. д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны.

Газы, получаемые при первичной и вторичной(особенно там, где используют термокаталитические процессы) Переработке нефти,Кроме предельных парафиновых углеводородов содержат и непредельные – олефины. Этим они отличаются от природных горючих газов.

На газоперерабатывающих заводах (ШЗ) с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов:

1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т. д.) газа к переработке;

2) компримирование газа до давления, необходимого для переработки;

3) отбензинивание газа, т. е. извлечение из него нестабильного газового бензина;

4) разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, н-гексан);

Газоперерабатывающее производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензиниваюшая установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда количество исходного сырья невелико.

Газ поступает на Пункт приемаПод давлением ОД 5. 0,35 МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в приемные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ.

Компрессорная станция 1-й ступени3 предназначена для перекачки сырьевого («сырого») газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10 ГКМ, 10 ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980).

На Отбензинивающих установках4 сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Нестабильный бензин направляют на газофракционирующие установки 6. Отбензиненный («сухой») газ компрессорной станцией П-й ступени 5 закачивается в магистральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей.

Газофракционирующие установки6 предназначены для разделения нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бу-таны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товарный парк 7, откуда впоследствии производится их отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам.

Для отбензинивания газов используются компрессионный, абсорбционный, адсорбционный и конденсационный методы.

Сущность Компрессионного методаЗаключается в сжатии газа компрессорами и последующем его охлаждении в холодильнике. Уже при сжатии тяжелые компоненты газа частично переходят из газовой фазы в жидкую. С понижением температуры выход жидкой фазы из сжатого газа возрастает.

Компрессионный метод применяют для отбензинивания «жирных» газов, в которых содержится более 1000 г/м! тяжелых углеводородов. Оптимальным для нефтяных газов является давление компримирования 2. 4 МПа.

1 – узел замера количества газа; 2 – установка очистки газа; 3 – компрессорная станция;

4 – отбензиниваюшие установки; 5 – компрессорная станция 2-й ступени; 6 – газофракциоиирующие установки; 7 – товарный парк; 8 – пункт отгрузки жидкой продукции.

I – пункт приема газа; II – сухой газ потребителям; III – жидкая продукция потребителям

Сущность абсорбционного метода состоит в поглощении тяжелых углеводородов из газовых смесей жидкими поглотителями (абсорбентами). В качестве таких поглотителей могут быть использованы керосин, дизельный дистиллят, масла.

При физической абсорбции поглощаемые углеводороды не образуют химических соединений с абсорбентами. Поэтому обычно физическая абсорбция обратима, т. е. поглощенные компоненты можно выделить из абсорбентов. Этот процесс называется десорбцией. Чередование процессов абсорбции и десорбции позволяет многократно применять один и тот же поглотитель.

Количество поглощенных газов при абсорбции увеличивается с повышением давления и понижением температуры. Чем больше молярная масса компонентов газа, тем в большем количестве он поглощается одной и той же жидкостью.

Принципиальная схема абсобционно-десорбционного процесса приведена на рис. 9.2. Исходный (сырьевой) газ I подается в нижнюю часть абсорбера 1. Поднимаясь вверх, газ контактирует с абсорбентом, стекающим по тарелкам абсорбера вниз, в результате чего (вследствие массообмена) целевые компоненты из газа переходят в жидкость. Очищенный газ II выходит из верхней части абсорбера, а насыщенный абсорбент IV – из нижней части.

Насыщенный абсорбент поступает в гидравлическую турбину 7, где совершает полезную работу, приводя в действие насос 3. В результате его давление снижается от давления абсорбции до давления десорбции. Далее насыщенный абсорбент нагревается в подогревателе 5 и поступает в верхнюю часть десорбера 6. В нижнюю часть десорбера 6 подается горячий десорбирующий агент (острый водяной пар) VI. В результате нагрева насыщенного абсорбента происходит процесс десорбции. Испарившиеся целевые компоненты V выходят через верхнюю часть десорбера, а регенерированный абсорбент – через нижнюю часть. Регенерированный абсорбент после рекуперации теплоты в теплообменнике 5 через промежуточную емкость 4 и холодильник 2 насосом 3 возвращается в абсорбер 1.

Применение абсорбционного метода наиболее рационально для отбензинивания газов, содержащих от 200 до 300 г тяжелых углеводородов в 1 м 3 .

Адсорбцией называется процесс поглощения одного или нескольких компонентов из газовой смеси твердым веществом – Адсорбентом.Процессы адсорбции обычно обратимы. На этом основан процесс Десорбции– выделение из адсорбента поглощенных им веществ.

В качестве адсорбентов применяются пористые твердые вещества, имеющие большую Удельную поверхность– от сотен до десятков сотен квадратных метров на грамм вещества. Другой важнейшей характеристикой адсорбентов является их Адсорбционная активность(или адсорбционная емкость) равная количеству целевых компонентов (в масс. %, граммах и т. п.), которое может быть поглощено единицей массы адсорбента.

Адсорбционная активность адсорбентов зависит от состава газа, давления и температуры. Чем выше молярная масса газа и давление, а также чем ниже температура, тем адсорбционная активность выше.

В качестве адсорбентов при разделении газовых смесей используют активированный уголь, силикагель и цеолиты.

Принципиальная схема отбензинивания газов адсорбционным методом приведена на рис. 9.3.

На отбензинивание подается газ, от которого предварительно отделена капельная влага. Это связано с тем, что попадание капельной жидкости в слой адсорбента вызывает его разрушение и снижение адсорбционной активности. Пройдя слой адсорбента, например, в адсорбере 1, сырьевой газ очищается от целевых компонентов. Для регенерации адсорбента в адсорбере 2 отбирается поток регенерационного газа III в количестве 15. 30 % от расхода сырьевого газа. Регенерационный газ нагревается в подогревателе 3 и поступает в адсорбер 2, где адсорбированные компоненты переходят из слоя адсорбента в нагретый газ. По выходе из адсорбера регенерационный газ охлаждается: сначала потоком отбензинен-ного газа в холодильнике 4, а затем водой в холодильнике 5. Выпадающий при этом конденсат собирается в конденсатосборни-ке 6, а отбензиненный газ направляется на доочистку в работающий адсорбер 1.

По мере насыщения адсорбента в адсорбере 1 он выводится на регенерацию, а в работу включается адсорбер 2.

Для регенерации адсорбента применяют также пропарива-ние адсорберов острым водяным паром с последующим охлаждением выходящего влажного пара и отделением углеводородов.

Адсорбционный способ отбензинивания углеводородных газов применяют при содержании тяжелых компонентов от 50 до 100 г/м 😉 .

1 — абсорбер; 2 – холодильник; 3 – насос; 4 – промежуточная емкость; 5 – подогреватель; 6 – десорбер; 7 – гидравлическая турбина.

I – сырьевой газ; II – газ, освобожденный от целевых компонентов; Ill-регенерированный абсорбент; IV – насыщенный абсорбент; V – целевые компоненты; VI – десорбирующий агент

Рис. 9.3 Принципиальная схема абсорбционного отбензинивания газовой смеси:

1, 2 – абсорберы; 3 – подогреватель; 4, 5 – холодильники; 6 – конденсато-сборник

I – отсепарированный от жидкости сырьевой газ; II – отбензиненный газ;

Сущность Конденсационного методаЗаключается в сжижении тяжелых углеводородных компонентов газа при отрицательных температурах. Применяют две разновидности конденсационного метода отбензинивания газов: низкотемпературная конденсация (НТК) и низкотемпературная ректификация (НТР).

Процесс низкотемпературного отбензинивания состоит из 3-х стадий:

В) разделения образовавшейся газожидкостной смеси углеводородов на нестабильный газовый бензин и «сухой» газ.

Две первые стадии процесса при применении НТК и НТР одинаковы. Отличие между ними заключается в третьей стадии.

В схеме НТК (рис. 9.4) газожидкостная смесь под давлением 3. 4 МПа проходит систему холодильников 1-3 после чего разделяется в сепараторе 4. Образовавшийся конденсат после использования в качестве хладагента в холодильниках 1,2 подается в деэтанизатор 5, а сухой газ – в газопровод.

В конденсате кроме высококипящих углеводородов (C.(HS + высшие) присутствуют метан и этан, которые при его хранении, транспортировании и переработке, являются нежелательной примесью. Метан и этан отгоняют от углеводородного конденсата в деэтанизаторе 5 путем нагрева в кипятильнике 6. Углеводородные пары, отходящие с верха деэтанизатора, частично конденсируются в пропановом холодильнике 7 и направляются в рефлюксную емкость 8. Отсюда несконденсировавшийся газ отводится потребителям, а жидкая фаза насосом 9 закачивается в верхнюю часть деэтанизатора в качестве орошения.

Деэтанизированный нестабильный бензин с низа деэтанизатора направляют на газофракционирующую установку.

В схеме низкотемпературной ректификации в отличие от схемы НТК в ректификационную колонну (деэтанизатор) поступает вся газожидкостная смесь, образовавшаяся в результате компримирования и охлаждения сырьевого газа. То есть сепаратор 4 из схемы, изображенной на рис. 9.4, исключен.

Рис.9.4 Принципиальная схема получения деганизированного бензина в установке НТК:

1-3 – холодильники; 4 – сепаратор; 5 – деэтанизатор; 6 – кипятильник; 7 – пропановый холодильник; 8 – рефлюксная емкость; 9 – насос

I – сырьевой газ; II – сухой газ; III – нестабильный бензин; IV – деэтаиизи-рованный нестабильный бензин

Процесс НТК по сравнению с процессом НТР имеет следующие преимущества:

1) благодаря предварительному отбору газовой фазы в сепараторе 4, деэтанизатор и другие аппараты установки имеют меньшие размеры;

2) вследствие относительно небольшого содержания метана и этана в сырье деэтанизатора конденсацию паров в холодильнике 7 можно осуществлять при сравнительно высоких температурах -5. -10 °С.

Недостатками схемы НТК является то, что часть целевых компонентов теряется с газом, отбираемым из сепаратора 4. Этот недостаток устраняется более глубоким охлаждением сырьевого газа перед сепаратором, что требует больших затрат энергии.

Считается, что схема НТР наиболее рациональна при извлечении пропана в пределах 50 % от потенциала, а схема НТР экономичнее при извлечении свыше 70 % пропана, содержащемся в исходном газе.

Http://infopedia. su/7x9b26.html

Современный период развития нефтяной промышленности характеризуется все большим развитием химической переработки углеводородных газов, образующихся при термической переработке нефти – процессах крекинга, риформинга, пиролиза и т. д. Химическому использованию подвергаются также природные углеводородные газы. На основе этих газов в промышленном масштабе производятся синтетические спирты, хлорпроизводные углеводороды, растворители и другие органические продукты.

В нефтезаводских газах содержатся насыщенные и ненасыщенные углеводороды от С1 до С4. Кроме того, в состав этих газов обычно входят водород, сероводород и небольшое количество органических сернистых соединений.

Состав газа нефтеперерабатывающего завода зависит от того, какие процессы осуществляются на данном заводе. Основным источником газа являются процессы деструктивной переработки нефти (термический и каталитический крекинг, коксование, каталитический риформинг); на установках прямой перегонки нефти выделяется лишь небольшое количество газа (газ, растворенный в нефти). В газах крекинга и коксования наряду с насыщенными углеводородами содержится довольно много олефинов и некоторое количество водорода. Газ каталитического риформинга богат водородом (до 60 объемн. %) и содержит только предельные углеводороды. Такое различие состава газов, выделяющихся при разных процессах нефтепереработки, обуславливает неодинаковый состав газов разных заводов и колебания состава газа даже в пределах одного завода. Нестабильность состава нефтезаводских газов несколько усложняет их переработку.

В зависимости от типа нефтепереработки изменяются количество и состав отходящих газов. Примерный состав этих газов в табл.1.

Таблица 1 Примерный состав газов нефтепереработки (средние данные в % по объему)

Http://studwood. ru/2028651/matematika_himiya_fizika/sostav_gazov_neftepererabatyvayuschih_zavodov

ГАЗЫ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ, образуются при разложении углеводородов нефти в процессах ее переработки. Различают: 1) газы нефтепереработки, обогащенные предельными углеводородами и Н2, к-рые образуются при первичной перегонке, каталитич. риформинге, гидроочистке, гидрокрекинге и ги-дрообессеривании (т. наз. предельные Т. н.); 2) обогащенные непредельными углеводородами, получающиеся при каталитич. и термич. крекинге, а также при коксовании (т. наз. непредельные газы нефтепереработки). Ниже приведены кол-ва сжиженных (головка стабилизации) и газообразных продуктов, образующихся при различных процессах нефтепереработки (в % от массы нефти):

Рис. 1. Технол. схема ГФУ для разделения предельных газов: 1-газ, поступающий с установок первичной перегонки нефти; II-головка стабилизации, поступающая с установок первичной перегонки; III-головка стабилизации, поступающая с установки каталитич. риформинга; IV-пропановая фракция; V-изобутан; VI-бутан; VII-изопентановая фракция; VIII – пентановая фракция; IX-аммиак; 1-3 – сепараторы; 4-/5-насосы; /6-22-конденсаторы-холодильники; 23-28-емкости; 29-34-колонпы; 35—40-кипятильники; 41 – холодильник; А-блок очистки.

Рис. 2. Технол. схема АГФУ: I-нестабильный бензин; II-жирный газ; III-газовый конденсат; IV-фракция Hj+Ct+C,; V-фракция С3 и выше; Vl-пропан-пропиленовая фракция; VII-бутан-бутиленовая фракция; VIII-стабильный бензин; J-4-колонны; 5, 6-холодильники; 7-/2-насосы; 13-16 – кипятильники; 17 – теплообменник; /5-20-конденсаторы-холодильники; 21-23 – емкости;

Состав газов нефтепереработки существенно зависит от вида перерабатываемого сырья (нефть, дизельное топливо и т. п.) и условий его переработки (см. табл.)- Кроме углеводородов газы нефтепереработки содержат влагу и сернистые соед. (тиолы, H2S, CS2 и др.). О методах очистки от этих примесей см. Газов очистка.

ПРИМЕРНЫЙ СОСТАВ ГАЗОВ, ОБРАЗУЮЩИХСЯ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ПРОЦЕССАХ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ (% по массе)

Перед использованием газов нефтепереработки в нефтехим. и нефтеперерабатывающей пром-сти их разделяют на газофракционирующих установках на индивидуальные углеводороды или фракции. Процесс основан на частичной или полной конденсации газовых смесей с их последующей ректификацией в нескольких последовательно расположенных колоннах газофракционирующих установок. Различают конденса-ционно-ректификац. (ГФУ) и абсорбцион-но-ректификац. (АГФУ) установки. На первых конденсация газов достигается их компримированием и охлаждением, на вторых газы поглощаются бензином в абсорбере. Технол. схемы таких установок приведены соотв. на рис. 1 и 2. На совр. нефтеперерабатывающих заводах имеются отдельные установки для разделения предельных и непредельных газов. При ректификации предельного газа на колоннах отбирают т. наз. сухой газ (Н2, СН4, С2Н6), пропановую, бутановую и пентановую фракции; в нек-рых случаях выделяют этановую фракцию. Фракции углеводородов С4 и С5 разделяют соотв. на нормальный и изобутан, нормальный и изопентан. При ректификации непредельных газов выделяют, как правило, пропан-пропиленовую и бутан-бутилено-вую фракции; в отдельных случаях – этан-этиленовую фракцию. Водород с примесью углеводородов отделяют в газосепараторе высокого давления на установках риформинга. Для концентрирования Н2 из отдувочных газов используют адсорбционное разделение на молекулярных ситах (метод безрегенеративной адсорбции) или пористых мембранах (см. также Мембранные процессы разделения), а также низкотемпературное разделение. Использование метода безрегенеративной адсорбции позволяет извлекать Н2 из газов нефтепереработки в виде 90%-ного концентрата.

Газы нефтепереработки используют в кач-ве технол. топлива, источника Н2 для процессов гидрогенизации; этановую и пропановую фракции-в кач-ве хладагента, бытового сжиженного газа; сырья для пиролиза; бутановую и изобутановую-для получения высокооктановых бензинов, произ-ва СК; пентановую и изопентановую-также для получения бензинов, в произ-ве изопренового каучука; пропан-пропиленовую-для получения полимер-бензинов, полимеров, ацетона; бутан-бутиленовую-для синтеза бутиловых спиртов, моющих ср-в, СК, кумола, метил-шреш-бутилового эфира, в процессах алкилирования с целью получения высокооктановых бензинов.

Исп. литература для статьи «ГАЗЫ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ»: БариновВ. Е., Газофракционирующие установки, М., 1962; Сор-к и н Я. Г., Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды, М., 1975; Рудин М. Г., Драбкин А. Е., Краткий справочник нефтепере-работчика. Л., 1980; Технология переработки нефти и газа, ч. 2-Смидович Е. В., Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов, 3 изд., М.1980. И. Р. Черкни.

Http://www. xumuk. ru/encyklopedia/880.html

Перспективы развития «Газпрома» как одного из лидеров мировой энергетики тесно связаны с совершенствованием переработки углеводородов. Компания нацелена на увеличение глубины переработки и рост объемов производства продукции с повышенной добавочной стоимостью.

В перерабатывающий комплекс Группы «Газпром» входят заводы по переработке газа и газового конденсата ПАО «Газпром» и мощности по нефтепереработке ПАО «Газпром нефть». Также в Группу входят ООО «Газпром нефтехим Салават», один из крупнейших в России производственных комплексов нефтепереработки и нефтехимии.

Мощности «Газпрома» по переработке углеводородного сырья, газо – и нефтехимии

Переработку газа «Газпром» осуществляет на Астраханском, Оренбургском и Сосногорском газоперерабатывающих заводах (ГПЗ), Оренбургском гелиевом заводе, Томском заводе по производству метанола и двух заводах ООО «Газпром нефтехим Салават». В 2016 году Группой «Газпром» без учета давальческого сырья переработан 31 млрд куб. м природного газа.

Объемы переработки природного и попутного газа в 2012–2016 годах, млрд куб. м

Переработка нефти и газового конденсата «Газпрома» осуществляется:

на предприятиях ПАО «Газпром нефть» — Омском и Московском нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), а также двух НПЗ в Сербии; на предприятиях ПАО «Газпром» — Заводе по стабилизации конденсата им. В. С. Черномырдина, Заводе по подготовке конденсата к транспорту, Астраханском, Оренбургском и Сосногорском ГПЗ; на нефтеперерабатывающем заводе ООО «Газпром нефтехим Салават».

Основным нефтеперерабатывающим предприятием Группы «Газпром» является Омский НПЗ — один из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России и один из крупнейших в мире.

Помимо собственных мощностей Группа «Газпром» имеет доступ к перерабатывающим мощностям «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» (Россия) и Мозырского НПЗ (Беларусь) через компанию «Славнефть».

В 2016 году Группой «Газпром» переработано 65,9 млн т нефти и газового конденсата.

Http://www. gazprom. ru/about/production/processing/

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗАВОДСКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ. ЗАВОДЫ ТОПЛИВНОГО И КОМПЛЕКСНОГО ПРОФИЛЯ

Все процессы деструктивной переработки нефтяного сырья сопровождаются образованием углеводородных газов. Выход этих газов составляет в среднем 5—20% на сырье. При глубокой переработке современный нефтеперерабатывающий завод мощностью 12 млн. т нефти в год дает примерно 1 млн. т (т. е. свыше 8% масс.), газообразных углеводородов. Особое место среди деструктивных процессов занимает в этом отношении пиролиз, где газ, богатый легкими олефинами, является целевым продуктом. В этом случае после извлечения этилена, пропилена и бутилен-бутадиено-вой фракции также остается насыщенная часть газа, которая при пиролизе газов в основном идет на рециркуляцию, а при пиролизе бензина и другого жидкого сырья уходит с газофракционирующей установки.

Выходы газа при основных каталитических процессах перера-¦ ботки нефтяного сырья весьма значительны: каталитический риформинг дает 10—20% (масс.) газа на сырье (в том числе от 1 до 2% водорода); при каталитическом крекинге выход газа составляет 12—15% (масс.). В табл. 39 дан примерный состав газов, образующихся при основных процессах нефтепереработки.

Для процессов, протекающих под давлением водорода (риформинг, изомеризация, гидрокрекинг, гидроочистка), состав газов относительно несложен и подобно природным и попутным газам характеризуется отсутствием непредельных углеводородов. В то же время все термические и часть каталитических процессов дают газы более сложного состава, с большим или меньшим содержа-, яием непредельных углеводородов. Концентрация непредельных углеводородов в некоторой степени зависит от состава сырья, но главным образом определяется жесткостью режима, а для каталитического крекинга — и применяемым катализатором. Например, непрерывное коксование гудрона при обычном режиме (530—

540 °С) дает газ с «30% (масс.) непредельных углеводородов, а повышение температуры до 600 °С увеличивает сумму непредельных почти до 50%. Переход установок каталитического крекинга на цеолитсодержащие катализаторы вызвал снижение общего выхода газа.

Помимо содержания непредельных углеводородов заводские газы характеризуются еще концентрацией «жирной» части — фракции С3—С4. Наиболее ценные углеводороды этой фракции — изо-бутан и бутилены, являющиеся сырьем каталитического алкили-рования (получение высокооктанового компонента автомобильных и авиационных бензинов). Наименьший интерес представляет «сухая» часть газа — водород, метан и фракция Сг (этан+этилен). Входящие в состав сухого газа водород и этилен представляют ценность, но водород извлекают только из газа риформинга, так как он образуется там в значительных количествах и отделяется в газосепараторе высокого давления на самой установке риформинга (остальной газ содержит только следы водорода). Газы остальных процессов при их смешении до очистки и газофракцио-нирования содержат водород уже в относительно небольшой кон-

Таблица 39. Состав углеводородных газов при основных процессах нефтепереработки

А Данные А. Н. Тарасова. ^Данные А. Ф. Красюкова. в Данные 3. И. Сюняева. г Данные В. Н. Еркииа. д Обобщенные данные. е Данные С. П. Рогова.

Центрации. При глубокой переработке нефти выход сухих газов достигает 3—4,5% (масс.), а состав их примерно следующий (%. масс, на газ):

Разумеется, состав сухого газа на разных заводах колеблется в зависимости от профиля завода и соотношения между мощностями отдельных процессов. Сложность технологии выделения этилена и водорода заставляет пока отказаться от этого, и сухой газ используют обычно на заводе в качестве технологического топлива. Однако не исключено, что будет предусмотрено предвари-тельное выделение наиболее ценных компонентов из сухого газа. М, По относительной концентрации сухой и жирной части газа можно считать «сухими» газ термического крекинга под давлением Н и газ коксования, где содержание фракций до Сг включительно В составляет 35—60% (масс.). Напротив, газы каталитического кре – Н кинга содержат 60—75% углеводородов Сз—С4 (см. табл. 39) — ™ это «жирные» газы.

Ресурсы нефтезаводских газов, естественно, связаны с глубиной переработки нефти на заводе; при глубокой переработке рациональное использование газа имеет особенно большое экономическое значение. Направление переработки газовых фракций л определяется профилем завода, особенно с учетом того, что завод Я обычно представляет собой нефтехимический комплекс, в котором Я процессы нефтепереработки сочетаются с подготовкой мономеров Я для нефтехимического синтеза или сопровождаются самими нефте – В химическими процессами (получение полипропилена, присадок Я

Некоторые газовые компоненты используют непосредственно уВ на заводе: «сухой» газ обычно является технологическим топли Я вом, водородсодержащий газ риформинга необходим для гидрон В низационных процессов (гидроочистка, гидрокрекинг). Если в схе Я му завода включены установки гидрокрекинга, потребность в водо – Я роде не может быть удовлетворена одним риформингом, поэтому Я часть сухого газа (обычно метан и этан) подвергают конверсии В с целью получения водорода. И

Существенным для использования нефтезаводских газов ;Я является полнота отбора наиболее ценных компонентов от их по – Вт тенциального содержания, т. е. эффективная работа установок В ¦газоразделения. На большинстве современных НПЗ имеется два В блока газоразделения: для предельных и для непредельных газов. Ш Совместное разделение этих газов нерационально, так как непре – Я дельные компоненты более ценны, и их легче отобрать с наиболь – Я шей полнотой из более концентрированных смесей. Схемы газо – В

Таблица 40. Некоторые физические константы газообразных углеводородов

* В скобках указана температура, при которой определена плотность сжиженного

Разделения предельных и непредельных газов могут быть аналогичными или несколько различаться (в зависимости от профиля завода, т. е. от удельного объема тех и других газов).

В табл. 40 представлены некоторые физические константы газообразных углеводородов. Наименее летучими являются изомеры н-Бутан. Критические температуры компонентов фракции С4 лежат в пределах 134—163 °С, что свидетельствует о возможности ожижения этих углеводородов при относительно низких давлениях и температурах выше 30—40 °С, доступных для водяного охлаждения. Например, н-бутан при 40 °С имеет давление пдров «0,4 МПа, и при этой температуре может быть легко превращен в жидкость (даже при наличии водяного охлаждения вверху бутановой колонны). Наоборот, этилен имеет критическую температуру всего +9,5 °С, т. е. для его конденсации даже при значительно более высоком давлении водяное охлаждение непригодно, и требуется применять специальные хладоагенты.

Общие принципы и технологические схемы осушки углеводородных газов и очистки их от сероводорода изложены в части I курса «Технология переработки нефти и газа» применительно к природным и попутным газам. Ниже упомянуты только те методы подготовки, которые свойственны заводским углеводородным газам.

Осушка заводских газов требуется не всегда. Как правВило е применяют в тех случаях, когда газ подвергают последующей низ котемпературной ректификации (например, при выделении i чистог этилена) или направляют непосредственно для каталии-ическод переработки на установку с катализатором, чувствительным^ к влаге. При низких температурах ректификации (до —100 °С) водный конденсат будет выпадать даже при небольшой влажности газа Например, для углеводородного газа, находящегося при 0,МПа’ при содержании воды 2 г/м 3 точка росы была л; 14 °С, а 1ПрИ С0Г держании воды 0,17 г/м 3 всего-—20°С, т. е. при темперраТурах ниже —20 °С газ должен был содержать менее 0,17 г вл1аги на

1 м 3 . Повышение давления также вызывает необходимости более глубокой осушки, так как давление увеличивает точку рос;ы Например, для того же газа при увеличении абсолютного давления с 0,7 до 3,5 МПа точка росы повысилась с 14 до 39 °С, а пр^и 14 °с и 3,5 МПа максимально допустимое влагосодержание составило всего 0,5 г/м 3 .

Степень осушки газа определяется не только возможностью конденсации воды, но и образованием гидратов. Гидраты! представляют собой комплексные соединения молекул газа с водой, Известны гидраты метана (СН4-6Н20), этана (С2Нб-7Н20)) и Др* По внешнему виду гидраты — объемистые кристаллические; образования, в зависимости от состава белые или прозрачные, к^к лед Гидраты нестабильны и при изменении температуры или даьпрния легко разлагаются на газ и воду.

Характерно, что гидраты способны образовываться только При повышенных давлениях и при температурах выше нуля, Причем более тяжелые углеводороды образуют гидраты легче, чем низкомолекулярные. Так, метан способен образовывать гидра г т при 12,5 °С и 10 МПа; этан при этой же температуре образует 1ГИДрат под давлением всего 2,5 МПа. Гидраты могут существовать Только при наличии избыточной влаги в газе, т. е. когда парциально>е давление паров воды в газовой фазе больше давления паров ги, Драта Таким образом, содержание влаги в газе должно соответст^овать" такой точке росы, при которой давление насыщенного во^яного пара будет меньше давления паров гидрата при темперзаТуре среды.

Жидкие поглотители влаги не могут снизить точку росы ниже минус 15 °С, а для надежной работы установки, фракционирующей газы пиролиза, точка росы не должна превышать мину^ gg_

Минус 70 °С. Поэтому для осушки газов пиролиза испол ьзуют твердые поглотители — в основном цеолиты или цеолиты с а. дюмо-гелем. Осушка адсорбентами газов, содержащих непредеЛЬНЬ1е углеводороды, осложняется возможностью частичной полимьпИза. ции этих компонентов. Применительно к газу пиролиза исключительно большое значение имеет предварительное отделение углеводородов С5 и С4, состоящих частично из диенов, которые наиболее легко полимеризуются. Содержание в газе 3—5% (масс.) углеводородов С5 приводит к быстрой потере активности адсорбента.

Необходимым узлом установок каталитического риформинга является блок осушки циркулирующего водородсодержащего газа. В гл. VI отмечалось, что во избежание дезактивирования катализатора (за счет вымывания галогена) содержание влаги в циркулирующем газе поддерживают в пределах (14-1,5) 10

Предварительную осушку сырья риформинга осуществляют в стабилизационной колонне блока гидроочистки. Осушка циркулирующего газа происходит в одном из двух или более поочередно работающих адсорберов, заполненных кислотоустойчивыми (против НС1) цеолитами. Время непрерывной работы адсорбера составляет 24—36 ч, после чего подачу газа переключают на другой адсорбер, а слой отработанного цеолита обрабатывают горячим инертным газом (до 350 °С). По данным А. Д. Сулимова, адсорберы для осушки газа могут быть включены только на период вывода установки риформинга на режим, а также при регенерации катализатора.

Как правило, прежде чем направить заводские газы на разде-_ ление, их подвергают очистке. Целью очистки чаще всего является удаление сернистых соединений, представленных в нефтяных газах в основном сероводородом. Присутствие сероводорода в газе недопустимо вследствие: 1) корродирующих и токсичных свойств сероводорода и 2) отравляющего действия на многие катализаторы. Поскольку при переработке сернистого сырья концентрация сероводорода в газе может быть весьма значительна, необходимо не только удалять его из газа, но и использовать для получения серы или серной кислоты. Если тяжелые газовые компоненты получают с технологической установки в жидком виде (под давлением), их иногда подвергают только промывке щелочью для удаления сернистых и кислотных соединений. Для очистки углеводородов, находящихся в газовой фазе, используют водные растворы этанолами-нов, фенолятов и других реагентов. Наиболее распространена очистка этаноламинами:

Очистка газа этаноламинами является типичным примером кругового сорбционного процесса (рис. 101). В процессах такого типа сероводород поглощается из газа раствором реагента в одном аппарате и выделяется из раствора в результате его отпаривания в другом аппарате. Регенерированный таким образом реагент возвращают на поглощение сероводорода. Очистка газа происходит путем хемосорбции сероводорода 15—30%-ным водным раствором этаноламина. Иногда используют смесь этаноламина с эти^ленгли колем или осуществляют последовательную обработку газаа этим растворителями. Например, на установках каталитического > рифор минга более старого типа (35-5), где гидроочистка сырья о’ЭТСуТСТ вовала, была предусмотрена очистка циркулирующего газаа моно этаноламином с последующей промывкой водой и осушкой ДИЭти-

Ленгликолем. Т^хно^ЛОгиче Очищенный CepoSodopol кая схема очистки заводски

Рис. 101. Технологическая схема очистки газа с двухступенчатой подачей моноэтаноламина:

1 — абсорбер; 2— холодильники абсорбента; 3 — насосы; 4 — теплообменники; 5 — холодильник сероводорода; 6 — десорбер; 7 — кнпятнльник.

Газов в принципе не о0тлича ется от таковой дляя природного газа.

Из других аминов i применяют метилдиэтанола^мин ^ N-метилпирролидон (Л0диий рекомендуется для ras30Bj содержащих помимо ^сероводорода значительное количество диоксида угллерода.

Основными аппаргатами для очистки газов жи^д^ими реагентами являются абсорбер тарельчатого или насадочного типа и отпарная колоннга (де-сорбер). Абсорбер изготавливают из углеродистой стали; в нем имеется 10—20 тарелок или насадка из колец Рашига. Отггонные колонны для отпаривания сероводорода также изготавлива! ют та. рельчатыми или насадочными.

Тепло, необходимое для отпаривания, вводят через выносной кипятильник, обогреваемый обычно водяным паром. Важнцщ параметром является температура низа десорбера. Так, для моноэтаноламина рекомендуется температура отпаривания не более 125 °С, поскольку при повышении температуры скорость раз, ложе_ ния этого реагента быстро возрастает. Вследствие относитгельно высокой температуры в низу отпарной колонны и в кипятил1ЬНИке наблюдается сероводородная коррозия, поэтому трубки кип%ТИЛь-ника изготавливают из нержавеющей стали (Ст. 18-8); н%жняя часть колонны также имеет соответствующую облицовку.

Состав заводских газов, представленный в табл. 39 (стр. 275), является типичным для всего газа (балансового количества) F получаемого при данном процессе, т. е. имеется в виду, что> getI. зиновая фракция при этом не содержит газообразных компонентов — бензин стабилен. Практически отделение газа от бе! НЗина можно осуществлять в одну или несколько ступеней.

Так, например, при каталитическом риформинге 324 и при гидрогенизационных процессах в газосепараторе высокого давления отделяется водородсодержащий газ. Концентрация водорода в нем определяется давлением и температурой сепарации: чем выше давление и чем ниже температура, тем больше растворимость углеводородной части газа в катализате и тем «суше» (легче) отделяемый от катализата газ.

В газосепараторе высокого давления, размещенном по схеме установки каталитического риформинга непосредственно за теплообменниками и конденсаторами, давление почти такое же, как в реакторном блоке, например 3 МПа; это обеспечивает сепарацию газа с 70—80% (об.) водорода, а большая часть углеводородных компонентов остается растворенной в катализате. Составы газовой и жидкой фаз будут определяться равновесными соотношениями, присущими данному сочетанию температуры и давления. В следующем газосепараторе за счет перепада давления из катализата выделяется часть углеводородного газа, но наиболее тяжелая его часть остается (преимущественно) в катализате, который необходимо подвергать стабилизации. Аналогичная картина наблюдается и на гидрогенизационных установках.

В процессе каталитического крекинга, который идет при давлении, близком к атмосферному, низкое давление в газосепараторе заставляет прибегать к компрессору, на прием которого поступает газ. Однако и в этом случае, хотя режим газосепаратора благоприятствует отделению тяжелых компонентов, последние будут частично оставаться в бензине, и потребуется его стабилизация. В то же время газ, уходящий из газосепаратора, захватывает а легкие фракции бензина, которые должны быть затем из него извлечены.

Многие из современных схем сочетают разделение газа на компоненты и стабилизацию бензина.

Для четкого разделения газообразных углеводородов требуется ректификация или сочетание ректификации с абсорбцией. Последнее необходимо, если в газе много «сухой» части, особенно метана. В этом случае целесообразно вначале отделить «сухую» часть посредством абсорбции с последующим разделением остального газа ректификацией. При умеренном содержании метана узел абсорбции можно из схемы исключить. На рис. 102 представлена схема такого типа, предназначенная для разделения предельных газов: жирного газа и нестабильной головной фракции с установок атмосферной перегонки нефти, а также газов каталитического риформинга.

Все газообразные компоненты (углеводородный газ риформинга, газ прямой перегонки) подвергают компримироганию компрессором ЦК-1) с последующим охлаждением в водяном холодильни-нике ХК-1 и аммиачном холодильнике ХК-2 до 4 Ч С. К сжиженному газу в сборнике С-4 присоединяют нестабильные жидкие отгоны стабилизации с установок АТ и риформинга и направляют весь поток в колонну-деэтанизатор К-1-

Колонна К-1 работает в режиме неполной конденсации головного продукта — метан-этановой фракции. Аммиачный холодиль-

Рис. 102. Технологическая схема газофракционирующей установки (ГФУ):

ЦК-1 — газовый компрессор; ХК-1 — водяной холодильник; ХК-2, ХК-3 — аммиачные холодильники; ХК-4, ХК-5, ХК-6 — воздушные холодильники; С-1, С-2, С-3, С-4 — сепараторы-сборники жидкого газа; К-1 — деэтанизатор; К’ 2 — дебутанизатор; К-3 — пропановая колонна; К-4 — изобутановая колонна; Е-1, Е-2, Е-3, Е-4 — емкости орошения; Н-1, Н-2 — насосы.

Ник ХК-3 охлаждает головной погон до 0°С; при этом’ конденсат (более тяжелая часть сухого газа — этан) циркулирует в виде орошения, а балансовое количество сухого газа уходит с верха емкости Е-1. Деэтанизированный остаток из колонны К-1 поступает на дальнейшее разделение в колонну К-2. Колонна К-2 служит для отделения пропан-бутановой фракции от углеводородов Cs и выше. Головной погон колонны К-2 после конденсации и охлаждения частично служит орошением этой колонны; остальной конденсат поступает в пропановую колонну К-3, где отделяется пропановая фракция. В колонне К-4 происходит разделение Н- и изо: бутана.

Ниже представлены основные режимные показатели колонн описанной ГФУ и число тарелок в колоннах:

Установки фракционирования газов путем ректификации ха* рактеризуются некоторыми особенностями. Необходимость полной или частичной конденсации головного погона заставляет осуществлять ректификацию под давлением, которое тем выше, чем легче головной погон. Однако повышенное давление затрудняет разделение. Например, для бинарной смеси пропан+изобутан относительная летучесть а при 100 Ч С и 2 МПа равна «1,7, а при той же температуре, но при 1 МПа уже а=1,9, т. е. разделение облегчается.

Последующее использование компонентов газа требует достаточно четкого их разделения и высокого отбора от потенциала, поэтому колонны ГФУ содержат большое число тарелок. Известно, что допустимая скорость паров в колоннах является функцией разности плотностей горячей флегмы, стекающей с тарелки, и паров, поднимающихся в том же сечении. Поскольку повышение давления до 1—2 МПа увеличивает плотность паров соответственно в 10—20 раз (против условий разделения при атмосферном давлении), допустимые скорости паров в колоннах ГФУ не превышают 0,20—0,25 м/с.

Описанная схема ГФУ мало пригодна, если газ богат метаном, что свойственно, например, газам термического крекинга и коксования. В этом случае в емкости орошения первой колонны (деэта-низатор) вследствие высокого парциального давления метана не удается достигнуть даже частичной конденсации газа. Колонна работает только как испаритель, и в схему газофракционирования необходимо включить узел предварительного абсорбционного выделения метан-этановой фракции, т. е. разделять газ по абсорбционно-ректификационной схеме (АГФУ).

Применение обычной абсорбции недостаточно эффективно, так как только абсорбцией нельзя добиться четкого разделения, и если сухой газ будет отобран на 100% от потенциального содержания в газовой смеси, он неизбежно захватит с собой некоторое количество более тяжелых компонентов. Если же пойти на то, чтобы в сухом газе совершенно отсутствовала фракция Сз, часть сухого газа уйдет вместе с насыщенным абсорбентом и при отпаривании последнего попадет во фракции Сз—С4.

Наиболее широкое применение нашел в настоящее время аппарат, получивший название фракционирующего абсорбера и сочетающий процессы абсорбции фракции Сз и десорбции сухого газа (поэтому фракционирующий абсорбер называют иногда абсор-бером-десорбером). Фракционирующий абсорбер представляет собой комбинированную колонну; в верхнюю ее часть поступает холодный абсорбент, а в нижней сообщается тепло. Жирный газ подают в среднюю часть аппарата (рис. 103). Обычно в аппарате имеется 40—50 тарелок, распределенных примерно поровну между абсорбционной и десорбционной секциями. В результате много-

Ступенчатого контакта газовой и жидкой фаз в верхней Ч части аппарата поглощается наиболее тяжелая часть газа; стекая е вниз, насыщенный абсорбент встречается со все более горячими парфами, десорбированными из жидкости, стекающей в нижнюю час’тыъ колонны. В результате с верха фракционирующего абсорбера ухосодит

Сухой газ, содержащий углеводорроды Ci—С2, а снизу вместе с тощим а&бсор-бентом выводят углеводороды С3-з—С4.

Давление во фракционирующекм абсорбере поддерживают обычно отэт 1,2 до 2,0 МПа, хотя в некоторых слуучаях оно достигает 3 МПа. При повышлении давления поглощение газовых шомпо-нентов возрастает, но следует имаеть в виду, что повышение давления в прреде-лах 1,2—2 МПа мало способствуем поглощению пропана, и в то же врремя значительно увеличивается недакела-тельная абсорбция этана (констганты равновесия углеводородов Си—Сг уменьшаются с ростом давленияя в большей степени, чем для углеводдоро-дов Сз—С4).

Ниже описана схема устаноовки* совместного газоразделения и сггаби-лизации бензина каталитического) крекинга, эксплуатируемой на однош из заводов (рис. 104). Основными гаппа-ратами являются газофракционкирую-щий абсорбер 3, стабилизационная колонна 8, пропановая колонна 11 ш бу-тановая колонна 14.

Жирный газ из газосепараторга через верх каплеотбойника / поступает на блок очистки А монюэта-ноламином и потом компрессорами подается в газофракциоширу-ющий абсорбер 3; туда же в качестве орошения подают насосом нестабильный бензин с низа емкости 2, а также (несколько выше ввода газа) конденсат, образовавшийся в результате компрессии жирного газа, и жидкость из каплеотбойника /.

Основным абсорбентом, подаваемым на верх абсорбера 3, служит нестабильный бензин из емкости 2\ дополнительно для поглощения уноса нестабильного бензина подают стабильный бензин (несколькими тарелками выше). В абсорбере имеется система

Трех циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции; циркулирующие потоки охлаждают в водяных холодильниках 4 и возвращают на вышележащую тарелку. Сухой газ проходит через газосепаратор 5, где отделяется некоторое количество конденсата» и уходит в газовую сеть завода.

1 — каплеотбойник; 2, 10— емкости; 3 — газофракционирующий абсорбер; 4 — холодильники циркуляционного орошения; 5 — газосепаратор; 6 — трубчатая печь (рибойлер); 7 — теплообменники; 8 — стабилизатор; 9 — холодильники-конденсаторы; 11 — пропановая колонна; /2—. холодильники; 13 — рибойлеры; 14 — бутановая колонна; А — блок очистки газа моноэтанол» амином; Б — компрессорная; В — блок очистки и осушки отгона стабилизации; Г — блок защелачивания стабильного бензина.

Деэтанизированный бензин с поглощенными фракциями С3—С4 подогревают в теплообменнике 7 и подают в стабилизационную колонну 8, назначением которой является дебутанизация бензина. Печь 6 (двухсекционная) является рибойлером для колонн 3 к 8. Стабильный бензин проходит через теплообменник 7, отдает тепло нестабильному бензину и сырью пропановой колонны, охлаждается в холодильнике 12 и направляется в блок Г защелачивания. Отгон (головка) стабилизации конденсируется в холодильнике-конденсаторе 9 и из емкости 10 частично откачивается на орошение колонны 8\ балансовое количество отгона направляют последовательно на очистку моноэтаноламином и раствором щелочи и на осушку диэтиленгликолем. Затем отгон, состоящий в основном из фракций Сз—С4, направляют в колонну И для отделения пропан-пропиленовой фракции, которая с верха этой колонны после конденсации и охлаждения выводится с установки.

Остаток из колонны 11 перетекает в колонну 14, где происходит аналогичное отделение бутан-бутиленовой фракции от более тяжелого остатка (в основном фракция С5), который через холодильник 12 присоединяется к потоку стабильного бензина. Ввиду

Таблица 41. Характеристика аппаратов и технологический режим газофракционирующей установки

Описываемая установка имеет проектную мощность 417 тыс. т в год, в том числе 257 тыс. т нестабильного бензина и 160 тыс. т жирного газа. В процессе эксплуатации производительность установки превысила проектную. Чистота пропан-пропиленовой фракции 96%, бутан-бутиленовой 97%; отбор от потенциала соответственно 82 и 95%; сухой газ содержал всего 0,3% фракции С4 и почти на 90% состоял из фракций до С 2 (включительно).

Обычно на блоке ректификации непредельных газов практикуется выделение фракций С3 и С4 без их последующего разделения на предельную и непредельную часть. Если на НПЗ предусмотрены полимеризация пропилена или использование его в качестве компонента сырья алкилирования, сопутствующий пропилену пропан не оказывает вредного влияния на эти процессы. Поскольку пропилен нацело вступает в реакцию, пропан легко выделить затем из продуктов. То же можно сказать и о Н-Бутане. Если на заводе существует установка каталитического крекинга, ей обычно сопутствует установка алкилирования изобутана олефина-ми; балластной фракцией в этом процессе является н-бутан, который выделяют затем из катализата.

С установок АГФУ блока разделения непредельных газов уходят сухой газ, пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции. В типичных заводских газах из непредельных углеводородов присутствуют только олефины: этилен, пропилен, бутилены. Углеводороды более высокой непредельности — ацетилен, бутадиен — содержатся лишь в газах пиролиза, а в газах термического крекинга появляются только при значительном ужесточении режима.

Полимеризацией газообразных олефинов можно получить разнообразнейшие продукты — от легких бензиновых фракций до высокомолекулярных полимеров, молекулярная масса которых достигает двух-трех миллионов.

В 30-х годах процесс селективной каталитической полимеризации бутиленов широко использовали с целью последующего гидрирования димера (ызо-CgHie) и получения таким образом технического изооктана — компонента авиационного бензина. Процесс этот впоследствии потерял свое значение, так как был вытеснен каталитическим алкилированием бутиленами изобутана, содержащегося в больших количествах в газах каталитического крекинга. Позднее был внедрен процесс получения полимер-бензина на основе пропилена, который был менее дефицитен. В качестве катализатора используют фосфорную кислоту, нанесенную на кварц. Полимеризацию проводят при 220—230 °С, 6,5—7,0 МПа и объемной скорости подачи сырья от 1,7 до 2,9 ч -1 . Применяется и совместная полимеризация пропиленов и бутиленов или бутиленов и амиленов.

Насыщенные углеводороды, содержащиеся в сырье полимеризации, естественно, не вступают в реакцию, но оказывают благоприятное влияние на тепловой баланс реактора, препятствуя чрезмерно глубокому протеканию реакции, сопровождающейся образованием более тяжелых полимеров. Теплота полимеризации составляет «1550 кДж (370 ккал) на 1 кг пропилена. Максимальным октановым числом — около 90 — обладает полимеризат, полученный из бутиленовой фракции (димер); бензин — продукт полимеризации пропилена •— имеет октановое число примерно на

10 ниже (80—82 по моторному методу). По химическому составу полимер-бензин, естественно, состоит почти нацело из олефинов, что обусловливает его невысокую химическую стабильность при хранении и низкую приемистость к этиловой жидкости; при добавке 3 мл ТЭС октановое число полимер-бензина повышается всего на 3—4 единицы.

Большая потребность нефтехимической промышленности в пропилене заставила отказаться от использования этого олефина для производства полимер-бензина.

Сущность процесса. Процесс алкилирования заключается в присо-" единении олефина к парафину с образованием соответствующего углеводорода более высокой молекулярной массы. С точки зрения строения молекулы, образовавшийся алкилпарафин можно рассматривать как исходный парафин, у которого один атом водорода заменен алкильной группой. Однако основная реакция сопровождается рядом побочных, в результате чего образуется более или менее сложная углеводородная смесь.

В нефтеперерабатывающей промышленности были осуществлены различные модификации процесса алкилирования. Наиболее распространены установки для алкилирования изобутана олефи-нами (в основном бутиленами) с получением широкой бензиновой фракции — алкилата. Алкилат, состоящий почти нацело из изопарафинов, имеет высокое октановое число (90—95 по моторному методу) и применяется в качестве компонента автомобильных и авиационных бензинов. Некоторое время в качестве высокооктанового компонента авиационных бензинов широко использовали также продукт алкилирования бензола пропиленом — изопропил-бензол (кумол). В связи с непрерывным сокращением производства авиационного топлива для карбюраторных двигателей кумол утратил свое значение как топливный компонент, но используется как полупродукт при производстве фенола и ацетона. В годы

II мировой войны вырабатывали (в ограниченном количестве) еще один высокооктановый компонент—неогексан (2,2-диметил-бутан)—путем термического алкилирования изобутана этиленом.

В 1932 г. В. Н. Ипатьев показал возможность взаимодействия изобутана, считавшегося до того «инертным» углеводородом, с оле-финами. В качестве катализатора был использован А1СЬ. Эта реакция, разработанная затем с применением других катализаторов — серной кислоты и позднее фтористого водорода, — была быстро внедрена в промышленность. Первые промышленные установки сернокислотного алкилирования были введены в эксплуатацию в конце 30-х годов, а установки фтористоводородного алкилирования в 1942 г. Целевым продуктом вначале был исключительно компонент авиационного высокооктанового бензина, и лишь в послевоенные годы алкилирование стали использовать для улучшения моторных качеств товарных автомобильных бензинов.

При промышленном процессе алкилирования получать высокооктановый компонент бензина проще и дешевле, чем в применяемом ранее процессе каталитической полимеризации бутиленов с последующим гидрированием димера в изооктан. Замена селективной полимеризации бутиленов каталитическим алкилирова-нием изобутана бутиленами давала следующие преимущества:

1) получение бензина, богатого изооктаном, в одну ступень вместо двухступенчатого процесса полимеризация — гидрирование;

2) вдвое меньший расход ценных олефинов на получение одного и того же количества высокооктанового компонента;

4) более полное вовлечение олефинов, содержащихся в заводских газах; при алкилировании олефины вступают в реакцию нацело, тогда как при полимеризации менее активный олефин (например, н-бутилен при полимеризации смеси бутиленов) остается частично непрореагировавшим.

Однако каталитическое алкилирование изобутана начало усиленно развиваться лишь вследствие широкого внедрения установок каталитического крекинга. Газ каталитического крекинга, богатый изобутаном, обеспечил установки алкилирования одним из компонентов сырья, а для получения олефинов приходилось использовать и газы термических процессов.

Основные факторы процесса. В качестве промышленных катализаторов алкилирования применяют только серную кислоту и жидкий фтористый водород. Выбор этих веществ обусловлен их хорошей избирательностью, удобством обращения с жидким катализатором, относительной дешевизной, продолжительными циклами работы установок благодаря возможности регенерации или непрерывного восполнения активности катализатора.

Каталитическому алкилированию в присутствии серной кислоты или фтористого водорода можно подвергать только парафины изостроения, содержащие активный третичный атом углеводорода. При этом алкилирование изобутана этиленом идет с трудом, очевидно, вследствие стабильности образующихся промежуточных соединений — эфиров. Алкилирование пропиленом и особенно бу-тиленами протекает достаточно глубоко. Решающее значение имеет концентрация кислоты. Так, для алкилирования изобутана бутиленами можно использовать 96—98%-ную серную кислоту, для алкилирования же пропиленом применяют только 98— 100%-ную кислоту.

Характерно, что в результате основной реакции присоединения изобутана к олефину-происходит одновременная структурная изомеризация, что свидетельствует о наибольшей вероятности кар-боний-ионного цепного механизма. Наряду с основной реакцией алкилирования, при которой на 1 моль изобутана расходуется 1 моль олефина, протекают побочные реакции.

1. Перенос водорода, или самоалкилирование. Так, взаимодействие изобутана с пропиленом частично идет в следующем направлении:

Эта реакция нежелательна, так как вызывает повышенный расход изопарафина и образование малоценного пропана.

2. Деструктивное алкилирование. Первичные продукты алкилирования расщепляются, и образующийся олефин (отличающийся от исходного) вновь реагирует с исходным парафином, например:

3. Полимеризация. Кислотные катализаторы вызывают полимеризацию олефинов, поэтому неблагоприятный для алкилирования режим — малая концентрация изопарафина, недостаточная активность катализатора и повышенная температура — вызывают появление полимеров в составе продуктов алкилирования.

В процессе алкилирования происходит постепенное дезактирование катализатора — падение концентрации кислоты и ее потемнение, вызываемые взаимодействием кислоты с непредельными углеводородами и влагой. Влага может содержаться в сырье, а также образуется в результате побочного взаимодействия олефинов с. кислотой:

При понижении концентрации кислоты ослабляется целевая реакция алкилирования и увеличивается доля полимеризуклцихся олефинов. Требуемую концентрацию кислоты в реакционной зон поддерживают путем частичной или полной замены отработанной кислоты свежей.

Реакция алкилирования протекает с положительным тепловым эффектом («960 кДж, или 230 ккал на 1 кг алкилата). Дл поддержания изотермического режима выделяющееся тепло необ ходимо непрерывно отводить из реакционной зоны.

Термодинамически алкилирование — низкотемпературная реак ция. Пределы температур промышленного сернокислотного алки дирования от 0 до 10 °С; алкилирование в присутствии фтористого водорода проводят при несколько более высокой температуре — примерно 25—30 °С. Такое различие объясняется тем, что при температурах выше 10—15°С серная кислота начинает интенсивно окислять углеводороды.

Понижение температуры хотя и замедляет алкилирование, но увеличивает его избирательность в сторону образования первичного продукта алкилирования, в связи с чем качество получаемого алкилата улучшается. Снижение температуры на 10—11 °С вызывает повышение октанового числа алкилата примерно на 1. Чрезмерное понижение температуры ограничено температурой затвердевания кислоты-катализатора, а также увеличением вязкости катализатора и, следовательно, трудностью его диспергирования в реакционной смеси. Возможность проведения реакции при более высокой температуре — одно из достоинств фтористого водорода, так как это упрощает систему отвода тепла от реакционной смеси.

Давление в реакторе выбирают с таким расчетом, чтобы все • углеводородное сырье или основная его часть находилась в жидкой фазе. Давление в промышленных реакторах составляет в среднем 0,3—1,2 МПа.

Применяемые катализаторы вызывают полимеризацию олефинов, поэтому необходимо, чтобы концентрация олефинов в реакционной смеси была значительно ниже, чем требуется по стехиометрическому уравнению реакции. С этой целью практикуется раз-

Таблица 42. Показатели и выход продукта при производстве алкилата — компонента автомобильного бензина

Бавление сырья потоком изобутана, непрерывно циркулирующего в системе. Мольное соотношение изобутан : олефин в углеводородной смеси, поступающей на алкилирование, составляет обычно (4-=-10) : 1; наиболее часто применяется шести – или семикратное разбавление. При избытке изобутана повышается качество алкилата и подавляются не только полимеризация, но и побочные реакции деалкилирования. Так как при большой кратности изобутана избирательность процесса увеличивается, расход олефинов на единицу количества изобутана сокращается. Увеличивать соотношение изобутан : олефин более 10 : 1 малоэффективно. Следует учитывать, что при повышенной кратности изобутана возрастают эксплуатационные расходы на его циркуляцию и охлаждение, а также требуется увеличивать размеры основных аппаратов.

Большое значение имеет интенсивность перемешивания углеводородной фазы и катализатора, в связи с тем что взаимная растворимость их очень невелика. Очевидно, реакция идет в катали-заторной фазе и на границе раздела фаз между растворенными в катализаторе изобутаном и олефиновым компонентом сырья. , В отсутствие или при недостатке изобутана контакт олефина с кислотой вызывает полимеризацию олефинов. Интенсивное перемешивание способствует также отделению образовавшегося алкилата от катализатора. Стремление увеличить концентрацию изобутана в месте ввода смеси привело к разработке специальных смесительных и циркуляционных устройств, позволяющих увеличивать со-

Отношение изобутана и олефина в поступающей смеси до 100: lH и более. Из данных табл. 42 видно, что соотношение между И30-Н бутаном и олефином в исходной сырьевой смеси должно бытьЯ близко к теоретическому. Наиболее высокое октановое число алки-Я лата наблюдается при бутиленовом сырье. Я

Понятие продолжительности реакции является для ДанногоЯ процесса условным, так как, в соответствии с изложенным выше, И реакция может протекать не во всем объеме катализатора.. Отно-В сительными являются и принимаемый обычно за основу Шоказа-В тель объемной скорости и обратная ему величина — УСловнаяВ продолжительность реакции. В

За объем катализатора должен быть принят объем кислоты, В диспергированной в реакторе, так как остальная ее часть,, Попа-В дающая в зону отстоя или не образовавшая эмульсии и3(-за не-В достаточно интенсивного перемешивания, фактически не; будетВ катализировать алкилирование. Однако учесть этот объем невоз-В можно, и в данном случае условная объемная скорость выражает-В ся объемным количеством олефинов, подаваемым в час на едининВ цу объема катализатора. Объемная скорость в значительнойВ степени зависит от интенсивности перемешивания реакцноннояВ массы, особенно в местах ввода олефинов. Недостаточный массо^| обмен вызывает местные перегревы реакционной смеси и сниже-В ние качества алкилата. Средняя объемная скорость подачи олефи-^| нов для сернокислотного алкилирования 0,1—0,6 ч -1 .

Полнота протекания реакции обеспечивается при длительносп^В пребывания углеводородной фазы в реакторе 5—10 мин для фто^И ристоводородного алкилирования и 20—30 мин для сернокислотно^В го алкилирования. При этом объемное соотношение каталшзаторЯИ углеводород принимают равным 1 : 1 (это установлено исходя из i наличия в реакторе однородной эмульсии углеводородов в кисло – i те). Увеличение относительного объема кислоты не вредит процес – ! су, но увеличивает вязкость смеси и соответственно расход энер – ! гии на перемешивание; уменьшение доли кислоты приводит к об – ! разованию ее эмульсии в углеводороде, к ухудшению Качества I алкилата и увеличению расхода катализатора. Соотношение кис – I лота: углеводород несколько изменяется в зависимости от кон – ? центрации кислоты, ее плотности, качества сырья, типа реактора \ и др. Указанное выше соотношение 1 : 1 является усредненным. I Промышленные установки сернокислотного алкилирования.^ В нефтеперерабатывающей промышленности наиболее распростра(Я нен процесс сернокислотного алкилирования. В зависимости о^| конструкции реактора и системы погоноразделения возможны не|В сколько вариантов технологической схемы установки. Выще отме^Ч чалось, что реакция алкилирования протекает со значительным положительным тепловым эффектом. Выделяющееся тепло отводят двумя способами: 1) охлаждением реакционной смеси через теплообменную поверхность; 2) охлаждением смеси частичным ее испарением. Соответственно имеется два типа реакторов.

На рис. 105 и 106 представлены эскизы реакторов первого типа, так называемых контакторов.

На рис. 105 изображен вертикальный контактор (общая высота «11,7 м, внутренний диаметр «2 м) более старого типа, рассчитанный на небольшую пропускную способность. Реакционную смесь охлаждают аммиаком или пропаном, циркулирующим через двойные трубки.

I — корпус; 2 — цилиндрический кожух; 3 — трубный пучок; 4–пропеллерный насос.

Выйдя через открытые концы внутренних трубок, сжиженный газ переходит в наружный кольцевой зазор и, испаряясь, выходит из системы. Отвод тепла регулируют, изменяя давление в системе охлаждения. Реакционную смесь перемешивают пропеллерным насосом; в качестве привода служит электродвигатель или паровая турбина. Рабочий объем реактора разделен цилиндрической перегородкой; смесь углеводородов и кислоты, приводимая в движение пропеллерным насосом, непрерывно циркулирует в аппарате, поднимаясь по кольцевому сечению и опускаясь по внутреннему цилиндру, где от нее отнимается тепло через поверхность охлаждающих трубок. Для упорядочения восходящего потока к цилиндрической перегородке приварены вертикальные ребра.

В горизонтальном контакторе (рис. 106) более удачно осуществлен ввод сырья и катализатора— они попадают сразу в зону наиболее интенсивного смешения. Далее смесь прокачивается по кольцевому пространству и в противоположном конце аппарата поворачивает во внутренний цилиндр. Горизонтальное расположение аппарата устра-

Няет необходимость в зубчатой передаче к приводу и облегчает обслуживание контактора. В аппарате происходит чрезвычайно интенсивная циркуляция; кратность ее достигает на крупных установках 200 м 3 в мин. При такой кратности циркуляции поступающая смесь практически мгновенно смешивается с эмульсией, заполняющей реактор. Соотношение изобутан: олефин в месте поступления сырьевого потока достигает 500:1 и более. Горизон-

1 — трубный пучок; 2, 5 — циркуляционная труба; 3 — корпус; 4 — пропеллерная мешалка:

Тальные контакторы конструктивно проще. Они отличаются также тем, что в качестве хладоагента используется поток продуктов реакции. Емкость их больше, чем у вертикальных аппаратов, но ее можно увеличивать лишь до определенных пределов, так как применение очень крупных контакторов ухудшает качество смешения; поэтому предпочитают устанавливать не менее трех-четы-рех контакторов.

Большое значение имеет система питания аппаратов. Опыт эксплуатации установок сернокислотного алкилирования показал, что циркулирующие изобутан и катализатор целесообразно подавать в контактор последовательно, а исходную углеводородную смесь (изобутан и олефины) лучше подавать параллельно, распределяя ее на потоки по числу контакторов. При этом относительная доля олефинов в реакционной смеси уменьшается, что позволяет повысить селективность процесса, сократить расход серной кислоты и улучшить качество алкилата.

Подобное изменение системы питания реакторов на одной из установок алкилирования грозненского завода снизило* расход кислоты на 35%. Иногда при такой схеме эксплуатации контакторов практикуется дополнительная параллельная подача кислоты. Например, систему из четырех контакторов циркулирующий изобутан проходит последовательно, исходный углеводородный

Поток делится на четыре параллельных, а кислота, пройдя первый и второй реакторы, отстаивается от углеводородной фазы в отстойнике и вновь возвращается в первый реактор. Аналогично этому, в третий реактор поступает кислота из отстойника, обслуживающего третий и четвертый реакторы.

В реакторах алкилирова – ПоНия большое значение имеет интенсивность перемешивания реакционной смеси. Снижение Е 91 температуры повышает окта-

(рис. 107). Однако было показано, что для данного числа J 89 оборотов (320—380 в минуту) температура не должна быть ниже 10—11°С, так как при дальнейшем ее снижении вязкость реакционной эмульсии повышается настолько, что требуется большее число оборотов мешалки. Таким образом, температура реакции и число оборотов мешалки должны находиться в оптимальном сочетании,-в частности для вертикальных контакторов рекомендованы 8 °С – и 500—520 оборотов в минуту при времени контакта 8—10 мин*.

Современным заводам высокой мощности наиболее полно отвечает каскадный реактор (рис. 108). Это реактор второго типа, где охлаждение смеси идет за счет ее частичного испарения. Каскадный реактор — горизонтальный аппарат цилиндрической формы с несколькими секциями смещения, снабженными мешалками, и двухсекционной зоной отстаивания. Циркулирующий изобутан и серная кислота поступают в первую секцию смешения; исходное сырье — смесь изобутана с олефинами — равномерно распределяется по всем секциям, благодаря чему в каждой зоне обеспечен значительный избыток изобутана. Схема смесительной секции показана на рис. 109. Над мешалками размещены змеевики для ввода сырья и вертикальные перфорированные трубы для циркуляции эмульсии. Направление потока эмульсии видно на рис. 109.

Принятый режим давления в реакторе такой: в первой секции смешения 0,15—0,20 МПа, перепад давления на каждую секцию 0,01—0,02 МПа; средняя объемная скорость подачи олефинов составляет примерно 0,3 ч – 1 . В двух последних секциях кислота отделяется от углеводородного слоя. Температура и давление в реакторе обеспечивают частичное испарение углеводородной фазы, в основном наиболее легкого компонента — изобутана. Испарив-

Шийся газ отсасывают компрессором и после охлаждения и конденсации возвращают в реакционную зону. Выделяющееся тепло реакции снимается за счет тепла испарения изобутана. Температура в реакторе поддерживается на заданном уровне автоматически.

В каскадном реакторе может быть от трех до шести секций смешения. Существуют установки с реактором, в котором имеется шесть секций смешения (по три с каждой стороны) и одна зона отстаивания, расположенная в средней части аппарата. На одной из крупнейших установок сернокислотного алкилирования производительностью до 950 м 3 алкилата в сутки установлено два

Рис. 108. Горизонтальные реакторы каскадного типа: А — пятисекцнонный; Б — сдвоенный;

1, 2, 3, 4, 5 — секции; б — зона отстаивания кислоты; 7 — зона вывода алкилата; 8 — емкость нзобутана.

Наличие каскадных реакторов, работающих по принципу «автоохлаждения», упрощает и удешевляет установки алкилирования, так как позволяет отказаться от хладоагента (аммиак, пропан). Сопоставление удельных расходов серной кислоты в реакторах описанных конструкций свидетельствует о преимуществах каскадного реактора; для вертикального контактора этот расход дости-

Гает 200—250 кг на 1 т алкилата, в каскадном 60—100 кг/т. Октановое число целевого продукта (легкий алкилат) в первом случае 90—91 (по моторному методу), во втором 92—95. Однако каскадные реакторы имеют некоторые недостатки: секции взаимосвязаны, и нарушение режима в одной из них может привести к разлажива-нию работы аппарата в целом; по ходу движения эмульсии концентрация изобутана снижается.

Принципиальная технологическая схема установки сернокислотного алкилирования представлена на рис. 110. Эта схема характеризуется сложным блоком погоноразделения, состоящим из четырех ректификационных колонн: пропановой, изобутановой,

Бутановой и колонны вторичной перегонки алкилата. Исходная углеводородная смесь охлаждается испаряющимся бутаном в холодильнике и поступает пятью параллельными потоками в смесительные секции реактора в первую секцию подают также циркулирующий изобутан и серную кислоту. Из отстойной зоны реактора выходят серная кислота (на циркуляцию или на сброс) К углеводородная смесь, которая проходит нейтрализацию щелочью и промывку водой.

Испарившаяся в реакторе часть углеводородов через каплеог-бойник поступает на прием компрессора 2, который подает ее через холодильник в емкость и пропановую колонну 3. Эта колонна служит для отделения и вывода из системы пропана во избежание его постепенного накапливания в системе. Остаток пропано-вой колонны — изобутан — частично циркулирует через сырьевой холодильник и прием компрессора 2, а частично присоединяется к общему потоку циркулирующего изобутана. Основной углеводородный поток из отстойника 5 направляется в изобутановую колонну 6 для отделения рециркулирующего изобутана. Головной логон этой колонны — изобутан — возвращают в первую смеси-

Рис. 110. Технологическая схема сернокислотного алкилирования нзобутана олефинами:

1 — реактор; 2 — компрессор; 3— пропановая колонна; 4 —емкости орошения; 5 — отстойник; 6 — изобутановая колонна; 7 — бутановая колонна; 8 — колонна вторичной перегонки алкнла» та; 9— коалесцнрующнй аппарат; 10— сепаратор.

Тельную секцию реактора. При некотором избытке свежего изобутана в исходном сырье предусмотрено его удаление. Остаток изо-бутановой колонны поступает на дальнейшее разделение в бутано-вую колонну 7, а остаток бутановой колонны — в колонну 8 для перегонки алкилата. С верха этой колонны уходят пары целевой фракции (легкий алкилат), а с низа — тяжелый алкилат, выкипающий выше 150—170 °С и используемый обычно как компонент. керосина.

В табл. 43 представлены данные о ректификационных колоннах крупной установки алкилирования и о режиме их работы. Для четкого разделения продуктов колонны снабжены паровыми ри-бойлерами и, как видно из таблицы, имеют значительное числа тарелок. Вместо потока циркулирующего изобутана можно подвергать депропанизации отгон изобутановой колонны. Достоинством такой системы является несколько более высокая концентрация пропана в сырье пропановой колонны, что облегчает выделе-ние пропана.

На многих современных установках сернокислотного алкилирования углеводородный поток, выходящий из реактора, очищают бокситом и лишь затем нейтрализуют щелочью и промывают водой. Такая очистка нужна для отделения сложных эфиров, образующихся под действием катализатора. При обработке щелочью нейтрализуется только часть кислотных продуктов, а наиболее стойкие из сложных эфиров либо разлагаются при нагреве и вызывают постепенное шламообразование в системе погоноразделе-ния и коррозию, либо попадают в товарный алкилат и снижают его антидетонационные показатели.

Для удаления указанных вредных примесей углеводородный поток после реактора направляют последовательно в коалесци-рующий аппарат, заполненный стеклянной ватой, и в одну-две колонны, заполненные бокситом. Назначение коалесцирующег» аппарата — удаление мельчайших капелек кислоты, содержащихся в углеводородном потоке. Бокситовые колонны работают попеременно: через 1 кг боксита можно пропустить от 500 до 1500 м а алкилата (в зависимости от степени его загрязненности эфирами), после этого углеводородный поток переключают на вторую колонну. Удаление бокситом следов серной кислоты и эфиров основано на избирательной адсорбции этих полярных соединений. О сработанности боксита судят по началу десорбции — выделения вместе с алкилатом нейтральных сложных эфиров, содержащих серу. Загрязненный боксит продувают водяным паром, промывают

Таблица 43. Размеры и технологические параметры ректификационных колонн на установке сернокислотного алкилирования

Водой и осушают, пропуская через него углеводородный газ. Очи* щенный бокситом углеводородный поток подвергают щелочной и водной промывке. Благодаря тому, что в схему алкилирования вводят бокситную очистку, продолжительность непрерывного пробега установки увеличивается и превышает 8 месяцев.

Решающее влияние на образование эфиров оказывает интенсивность перемешивания эмульсии в реакторе; при высокой интенсивности перемешивания эфиры разлагаются. Анализ работы промышленных установок показал, что минимальное содержание эфиров в суммарном алкилате наблюдалось при концентрации серной кислоты 89— 92% (масс.) (рис. 111). Наличие минимума объясняется тем, что при более высокой концентрации кислоты усиливается ее взаимодействие с олефинами, т. е. активизируется и образование эфиров. При чрезмерно низких концентрациях кислоты селективность ее как катализатора алкилирования падает, и эфиры уходят с продуктами алкилирования.

Рис. 111. Зависимость содержания эфиров в суммарном алкилате от концентрации серной кислоты:

1 — алкилирование изобутана бутиленом; 2 — ал-килировзние изобутана пропиленом.

Большое значение имеют чистота и отсутствие влаги в сырье алкилирования. Было показано, что при снижении влагосодержа-ния сырья от 0,03 до 0,001% (масс.) можно сократить расход серной кислоты на 16 кг (на 1 т алкилата). Сочетание отстойников, поставленных на потоке охлажденного сырья перед реакторами, с’ адсорбционным удалением влаги должно дать значительный экономический эффект.

В результате побочных реакций алкилат, как правило, содержит более или менее тяжелые фракции — выкипающие выше 170 °С, т. е. выше температуры конца кипения товарных бензинов. В связи с этим необходима колонна вторичной перегонки алкилата. Выход тяжелого алкилата при нормальном режиме не превышает 5%. Решающее значение имеет при этом концентрация изобутана в реакционной зоне. Поскольку результат реакции определяется составом потока, выходящего из реактора, важно, чтобы высокая концентрация изобутана сохранялась и в этом потоке.

Присутствие инертных разбавителей (н-бутан и пропан) ухудшают качество алкилата, и чистота применяемого для циркуляции изобутана играет весьма большую роль. Так, при прочих равных режимных показателях увеличение концентрации изобутана в от-

Ходящем из реактора углеводородном потоке с 40 до 70% (об.) вызвало повышение октанового числа суммарного алкилата с 90 до 92,8; при этом в первом случае разность октановых чисел суммарного и легкого алкилата составила «0,9, а во втором она была всего 0,3, что свидетельствует о приближении выхода легкого алкилата к 100%.

Недостатком сернокислотного алкилирования является довольно значительный расход серной кислоты вследствие разбавления ее побочными продуктами реакции. Наименьший расход кислоты наблюдается, если в качестве олефинового сырья применяют чистые бутилены; при использовании пропилена расход кислоты увеличивается примерно втрое. Как было показано выше, расход кислоты связан также с интенсивностью перемешивания реакционной смеси и с температурой, повышение которой увеличивает степень разбавления кислоты. Увеличивается расход кислоты и при наличии в сырье таких примесей, как сернистые соединения и влага. Затраты на катализатор можно снизить при использовании отработанной кислоты для иных целей (например, для очистки масел и других нефтепродуктов), а также при ее регенерации.

Промышленные установки фтористоводородного алкилирова-яия. На зарубежных заводах довольно широко распространены установки алкилирования с фтористым водородом как катализатором. Жидкий фтористый водород по сравнению с серной кислотой более активен и благодаря его летучести (т. кип. 20 °С) легче регенерируется. Еще одним достоинством этого катализатора является более низкая плотность (?»1,0 против 1,84 для серной кислоты). Это облегчает образование эмульсии катализатора с углеводородной фазой в реакторе и даже позволяет отказаться от механического перемешивания. Концентрация применяемого катализатора «90%, и она относительно мало влияет на выход и качество алкилата. Однако система регенерации катализатора довольно сложна.

На рис. 112 представлена принципиальная технологическая схема установки фтористоводородного алкилирования. Исходное сырье проходит бокситную осушку в колоннах 1 и поступает в реакторы 2. Применяют реакторы трубчатого типа с водяным охлаж-‘ дением, так как реакция протекает при 20—40 °С. На некоторых установках реакторы конструктивно объединены с отстойниками. Особенность установок фтористоводородного алкилирования — наличие системы регенерации катализатора. Алкилат после отстаивания от основного объема HF поступает в колонну-регенератор 4, где циркулирующий изобутан отделяется в виде бокового погона. Колонна-регенератор 4 обогревается внизу посредством циркуляции остатка через печь 3. При этом от алкилата отпариваются изобутан, пропан и катализатор. При. нагреве остатка до 200— 205 °С разрушаются также органические фториды, образующиеся

В качестве побочных продуктов реакции. С верха колонны-регенератора 4 уходят в газовой фазе пропан, фтористый водород и некоторое количество изобутана. После конденсации часть этой смеси возвращают в реакторы, часть подают на орошение колонны 4, а остальное направляют в пропановую колонну 6, с верха

Рис. 112. Схема установки алкилирования изобутана олефинами в присутствии фтористого водорода:

1 — осушительные колонны; 2 — реакторы; 3 — печь; 4 — колонна-регенератор; 5 — отстойник; 6 — пропановая колонна; 7 — паровой нагреватель. .

Для более полного возврата катализатора предусмотрена также регенерация (в отдельном блоке) части кислотного слоя из отстойника. Алкилат с низа колонны 4 после охлаждения проходит через бокситные колонны, где освобождается от остатка фтористых соединений. В результате хорошей регенерации расход катализатора не превышает 1 кг на 1 т алкилата.

Применение фтористоводородного катализатора вследствие его токсичности и значительной летучести требует соблюдения строгих мер предосторожности. Осуществляется непрерывный автоматический контроль за точками возможной утечки фтористого водорода: в потоках воды, охлаждающей реакторы и конденсаторы, в холодильниках кислоты и др. Зона, где размещены кислотные насосы и аппараты, содержащие кислоту, считается опасной, и в нее можно входить только в специальных кислотоупорных костюмах и масках. Большое внимание уделяется подбору материалов и конструкций аппаратуры, оборудования и трубопроводов. Применяют специальные прокладочные материалы из стойких к HF веществ — фторорганических пластмасс. В местах наибольшей коррозии используют монель-металл 325 , а основную аппаратуру изготовляют из углеродистой стали.

На нефтеперерабатывающих заводах США преобладает сернокислотное алкилирование, однако к началу 1977 г. доля фтористоводородного алкилирования достигала 326 уже 40% от общего (по сырью) против 30,6% в 1970 г. Относительно более быстрый рост мощностей установок алкилирования с фтористым водородом объясняется совершенствованием схемы процесса. Например, на некоторых установках, где в качестве олефинов используют только бутилены, из схемы исключены колонны отпарки HF и пропана, а отгон изобутановой колонны непосредственно возвращают в процесс. Описаны установки, где смешение сырья с кислотой осуществляют в стояке (вертикальные трубы большого диаметра, соединяющие выходные штуцеры кислотных охладителей с входным штуцером реактора). При этом сами реакторы лишены перемешивающих устройств, что устраняет разрушение аппарата от корродирующего действия фтористого водорода.

Увеличение ресурсов сырья для алкилирования. Ресурсы сырья для алкилирования ограничены. Изобутан содержится в значительной концентрации лишь в газах каталитического крекинга и гидрокрекинга; он может быть выделен также из попутного газа. Бутилены содержатся в газах каталитического, термического крекинга и коксования и отсутствуют в газах, получаемых при гидро-генизационных процессах.

Ресурсы изобутана можно увеличить путем изомеризации Н-Бутана на катализаторах, родственных катализаторам изомеризации углеводородов С5—Сб. Установка изомеризации Н-Бутана может быть скомбинирована с установкой алкилирования — с Общ%р изобутановой колонной.

Для расширения ресурсов олефинов в процесс алкилирования вовлекают пропиленовую фракцию или подвергают дегидрированию Н-Бутан. Однако, с одной стороны, алкилат на основе пропилена или смеси его с бутиленами имеет более низкое октановое число: при использовании только пропилена — примерно на 5 единиц. С другой стороны, пропилен является ценным нефтехимическим сырьем, а дегидрирование м-бутана чаще проводят с целью получения бутадиена — сырья для производства синтетического каучука. Возможно, что ресурсы олефинов С3—С4 увеличатся за счет возрастающей тенденции к утяжелению сырья пиролиза И ужесточению режима установок каталитического крекинга.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЕРОВОДОРОДА, СОДЕРЖАЩЕГОСЯ В ЗАВОДСКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗАХ

Углеводородные газы заводов, перерабатывающих сернистые неф ти, содержат сероводород. Часть этого сероводорода образуете при термической или термокаталитической деструкции наимене стабильных сернистых соединений, содержащихся в нефтяном сырье, при его термическом и каталитическом крекинге и коксовании. В этом случае сера, содержавшаяся в сырье, распределяется между продуктами процесса. При гидрогенизационных процессах происходит более глубокое разрушение сернистых соединений: большая часть их превращается в сероводород и концентрируется в газе.

В табл. 44 представлены примерный выход сухого газа и содержание сероводорода в нем при основных деструктивных процессах переработки нефтяного сырья. Видно, что только одна установка гидрокрекинга мазута высокосернистой нефти мощностью 1 млн. т в год. даст от 2200 до 7700 т сероводорода в год.

Сероводород, получаемый с технологических установок, обычно используют на НПЗ для производства серы, а иногда — для производства серной кислоты. Наиболее распространенным промышленным методом получения серы на основе заводских и природных газов является процесс Клауса, осуществляемый в две ступени 327 : 2H2S – f 302 ч—^ 2S02 + 2НаО 2H2S + S02 ч=* 2/xSx + 2НаО

Первая реакция идет без катализатора — сероводород сжигают при недостатке воздуха (во избежание дальнейшего окисления S02 в S03). Объем воздуха, поступающего в зону горения, должен dbiTb строго дозирован, чтобы обеспечить для второй ступени процесса требуемое соотношение S02 и H2S. Температура в печи для сжигания H2S в зависимости от концентрации H2S и углеводородов в газе составляет 1100—1300 °С. Печь обычно представляет собой цилиндрический горизонтальный аппарат. Так, на установке, рассчитанной на получение л; 145 т серы в сутки 328 , печь-реактор имела диаметр 3,66 м и длину 10,7 м. Горелки для газа смонтированы по длине печи или на одном из торцов. По оси печи размещена горизонтальная решетчатая перевальная стенка для лучшего перемешивания газа.

Образование серы начинается уже в первом реакторе. Реакция второй ступени протекает над катализатором — оксидом алюминия. Схема установки представлена на рис. 113. Горячие газы из печи-реактора 1 проходят котел-утилизатор 3, Где они охлаждают-

Таблица 44. Выход газа и содержание сероводорода В нем при основных деструктивных процессах переработки сернистых и высокосернистых нефтей

Http://www. neftemagnat. ru/enc/273

На данной странице представлен каталог всех предприятий, предлагающих указанную продукцию.

Производство: битумы нефтяные дорожные жидкие; триметиламин технический; толуол нефтяной марка А; растворитель нефрас П1-65/75; коксы нефтяные малосернистые КЗА; катализатор СТК (железохромовый среднетемпературной конверсии оксида углерода); масла дизельные; смола пиролизная тяжелая марка А; смола пиролизная тяжелая марка Б; бензины растворители (сортовые); катализатор ванадиевый отработанный; полиформальдегиды; топливо дизельное для морских дизелей; мазут топочный марка 100 с содержанием серы до 1,0%; селитра аммиачная (побочный продукт) для производства гранулированной аммиачной селитры; масла индустриальные общего назначения марка И-40А; двуокись углерода твердая (сухой лед); битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 40/60; пластификатор диоктилфталат сорт 1; фракция пропиленовая пиролизная; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПЭКО; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПЭКП; кислород газообразный медицинский; азот жидкий технический; кислота азотная в моногидрате неконцентрированная (слабая); бензол; полиформальдегид марка сорт 1; пластификаторы; ксилол; ацетилен растворенный технический марка А; формалин; катализатор крекинга КР-108; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-8Г2К сорт высший; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-Ж; водород технический сжатый марка Б; катализатор очистки газов и жидкостей ИНУС-10; кубовый остаток производства бутиловых спиртов; гач дистиллятный марка А; гач дистиллятный марка Б; полистирол ударопрочный марка УПМ-0703Э сорт высший; масло синтетическое марка М-9С; полистирол ударопрочный марка УПС-0803Э; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-8Г2К сорт 1; пластификатор диметилтерефталат сорт высший; монометиламин технический; кислота серная в моногидрате контактная техническая сорт 1; полистирол ударопрочный марка УПС-0801; мазут флотский марка Ф-5; присадка ВЭС-408; катализатор крекинга КР-110; масла смазочные; ацетилен растворенный технический марка Б сорт 1; ацетилен растворенный технический марка Б сорт 2; сольвент нефтяной утяжеленный; этилен; топливо печное бытовое марка ТПБ сернистое (S-1,1%); масло для универсального адьюванта; метанол-яд сырец; топливо для реактивных двигателей с композицией присадок марка Т-6; мазут топочный каменноугольный; полистирол и сополимеры стирола (полимеры арилолефенов); ангидрид фталевый; стирол марка СДЭБ сорт высший; этилбензолы; жидкие продукты пиролиза марка Е-5; диметиламин (водный раствор); катализатор Г-01; топливо дизельное марка 3-0,5 минус 35; селитра аммиачная – водный раствор для производства катализаторов; сольвенты нефтяные; полистирол модифицированный (ударопрочный); дибутилфталат (Д; гидрат окиси аммония; карбамид для сельского хозяйства марка Б сорт высший; фенолы сырые экстрактивные из вод полукоксования; мазут топочный марка 40; бензин автомобильный АИ-93 неэтилированный; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-17; переработка нефти первичная; катализатор никелевый для конверсии газообразных углеводородов марка КНГ-1; газ генераторный; катализаторы полиметаллические дезактивированные (отработанные); спирты синтетические жирные высшие фракции; пластификатор диоктилфталат; катализатор очистки газов и жидкостей Д-53М; катализатор окисления марка КО-9; полукокс каменный безводный; катализаторы серебросодержащие дезактивированные (отработанные); полиэтилен; селитра аммиачная (амселитра, нитрат аммония); смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МВ; оксил алюминия активный носитель для катализаторов; кокс нефтяной и сланцевый; декалин; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-0; карбамид (мочевина) ГОСТ 2081-92; пленки полимерные; кислота серная в моногидрате; аммиак жидкий синтетический (безводный) для сельского хозяйства; катализатор ГИПХ-108; шлам-отход производства диоктилфталата; стирол; присадки к маслам; бензин автомобильный А-76 этилированный; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МХ; катализатор алюмопластиновый высокотемпературной изомеризации марка ИП-62М; мазут топочный марка 40 с содержанием серы до 1,0%; аммиак синтетический жидкий технический марка А; этилбензол технический сорт высший; масло вакуумное марка ВС-3; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава с содержанием серы 0,2%; полистирол и сополимеры стирола; битум нефтяной строительный марка БН 70/30; керосин-абсорбент; аммиак водный; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-10Г2К сорт высший; мазут топочный марка 100 с содержанием серы до 2,0%; катализатор ГКА-75 (активная окись алюминия с добавкой каолина); бензол нефтяной; масла электроизоляционные трансформаторные; селитра аммиачная марка Б сорт высший; топливо дизельное марка Л-0,2 минус 40; кокс нефтяной малосернистый суммарный; гач остаточный; метанол-ректификат (спирт метиловый ректификат); катализатор К-87; аммиак водный технический марка Б 25%; полимеры этилена и его алкилпроизводных (полиолефины); полиэтилен со скользящими добавками; двуокись углерода жидкая сорт высший; углеводороды ароматические многоядерные, фракции ароматических углеводородов и сольвенты; сырье нефтяное для производства технического углерода (термогазойль); масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей марки М-53/10Г; спирты синтетические жирные высшие фракции C10-C18; композиции и концентраты пигментов на основе полимеров олефинов прочие; мазут флотский; катализатор алюмоцинкхромовый 601-М; двуокись углерода жидкая высокого давления сорт 1; газ отопительный; полистирол; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 130/200; компоненты высокооктановые; толуол; масла моторные марка М-8Г КИ; мазут топочный (валовой); пластификатор дибутилфталат сорт высший; кислота серная аккумуляторная сорт 1; ангидрид фталевый технический марка Б сорт высший; катализатор КИ-16; отходы полистирольного производства; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПК; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 60/90; этилбензол технический сорт 1; аммиак жидкий технический марка Б; спирт бутиловый нормальный технический марка А; газы углеводородные сжиженные прочие; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт высший; полиформальдегид марка сорт высший; битум нефтяной строительный марка БН 90/10; масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей марки М-63/12Г; катализатор ЛНХ-М; кислота азотная в моногидрате неконцентрированная сорт 2; фракция бутилен-бутадиеновая марка А; масло синтетическое марка МТ-4з/8ДС (универсальное моторно-трансмиссионное); катализатор очистки газов и жидкостей ИНУС-6; фракция бутилен-бутадиеновая марка Б; кислота серная в моногидрате улучшенная техническая улучшенная; фракция бутилен-бутадиеновая марка В; кислота серная контактная техническая сорт 2; катализатор очистки газов и жидкостей ИНУС-9; кислота серная в моногидрате контактная; пленка полиэтиленовая рукавная, упаковочная; полиформальдегид графитонаполненный марка ПФЛ-графит; топливо для реактивных двигателей марка РТ; топливо дизельное марка Л-0,2 минус 62; топливо печное бытовое марка ТПБ малосернистое (S-0,5%); присадки ВНИИНП-360; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марок ИМПЭ-1; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марок ИМПЭ-2; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 90/130; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марок ИМПЭ-3; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава с содержанием серы 0,5%; пропиленкарбонат Э; ангидрид фталевый технический марка А сорт высший; масла прочие; газ нефтеперерабатывающих предприятий, сухой; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); бутан-бутиленовая фракция марка высшая; катализатор крекинга; углекислота жидкая; полистирол вспенивающийся марка ПСВ сорт 1; полистирол вспенивающийся марка ПСВ сорт 2; коксы нефтяные сернистые замедленного коксования с размером кусков 0,25 мм марка А; катализатор гидроочистки алюмоникельмолибденсиликатный ГО-30-7; коксы нефтяные сернистые замедленного коксования с размером кусков 0,25 мм марка Б; бутан-бутиленовая фракция марка А; масло ВНИИНП ХС-40; ацетилен; топливо печное бытовое; смола пиролизная тяжелая Е-6 марка А; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт 1; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт 2; азот газообразный технический; растворитель нефрас С3 80/120; соли серной кислоты; масла индустриальные общего назначения марка И-20А; масла трансформаторные гидрокрекинга марка ГК; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-10Г2К сорт 1; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); масла синтетические марка МАС-30НК; гидроочистка; бензин автомобильный АИ-93 этилированный; пропиленкарбонат; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МТ-15; ангидрид фталевый технический марка Б сорт 1; жидкость тормозная БСК; катализатор АКОХ-1; смола теплостойкая терефталатная ТС-2; полукокс каменноугольный из Черемховского угля марки ПКА-1; бензины; полукокс каменноугольный из Черемховского угля марки ПКА-2; катализатор Катан-1; катализатор Катан-2; катализатор очистки газов и жидкостей Д-71; фракция гексан-гептановая; мазут топочный марка 100 сернистый; сорт 1; метанол-яд технический; топливо дизельное марка 3-0,2 минус 35; катализатор ИП-62М; масла синтетические марка МАС-35; спирты синтетические жирные первичные фракции C10-C16; топливо дизельное; катализатор окисления марка КО-9М; катализатор ДТ-005; катализатор очистки газов и жидкостей РБ-1; катализатор дегидрирования ДП-82; масла для карбюраторных и дизельных двигателей; карбамид для сельского хозяйства марка Б сорт 1; карбамид для сельского хозяйства марка Б сорт 2; мазут топочный марка 40 с содержанием серы до 2,0%; смолы карбамидные; пленки полиэтиленовые; масло гидравлическое марка МГ-32-АС; ксилол нефтяной марка А; катализатор никелевый для конверсии газообразных углеводородов марки ГИАП-8; активная окись алюминия – носитель для катализаторов; кислород газообразный технический; полистирол вторичный ударопрочный; катализатор КО-10; масло вакционное марка М; масла моторные марка М-10Г КИ; катализатор алюмопластиновый дезактивированный (отработанный); формалин технический 37%; пропилен; карбамид для животноводства марки А сорт высший; масла индустриальные серии ИГП марка ИГП-30; масло вакционное марка С; пластификатор дибутилфталат; сополимер триоксана с диоксоланом графитонаполненный; аммиак водный технический марка А 25%; аммиак синтетический; масла индустриальные для гидросистем, зубчатых передач промышленного оборудования (машинные); селитра аммиачная марка А; масла индустриальные серии ИГП марка ИГП-38; селитра аммиачная марка Б; катализатор К-892; бензин автомобильный А-76 неэтилированный; катализатор АП-15; полистирол прочий; газ сухой для коммунально-бытового потребления; масла индустриальные общего назначения марка И-30А; масло синтетическое марка МГД-9; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава; бензины автомобильные; двуокись углерода жидкая сорт 2; карбамид для животноводства марки А сорт 1; карбамид (100% питательных веществ); газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления марка СПБТ; масла моторные; остаток кубовый пропиленкарбоната; нитриты натрия; диметиламин технический; двуокись углерода жидкая; растворитель нефрас С2 80/120; катализатор Д-49; смолы карбамидоформальдегидные немодифицированные; катализатор ПУ (палладированный уголь) ТУ 6-09-5516-84; катализатор ГИАП-8-2М (УГН-1); бензол нефтяной смазки для синтеза; газы углеводородные сжиженные топливные марка СПБТ; катализатор ГИАП-8 марка Ц-15; бензины для химической промышленности; топливо для реактивных двигателей марка ТС-1; ангидрид фталевый технический марка А сорт 1; спирты бутиловые и изобутиловые; топливо дизельное марка Л-0,5 минус 40; полистирол вспенивающийся марка ПСВ-С сорт 1; мазут топочный каменноугольный безводный; стирол марка СДЭБ сорт 1; полистирол вспенивающийся марка ПСВ-С сорт 2; раствор дициклопентадиена в нефрасе; катализаторы; бутилены; спирт изобутиловый технический; полистирол вспенивающийся; масло для дифектоскопии марка МКД; тетралин марка М-85; битум нефтяной кровельный марка БНК 45/190; присадка антиокислительная ФЧ-16; полистирол ударопрочный марка УПС-1002; масло индустриальное ИМП-5 многоцелевого назначения; полистирол ударопрочный марка УПС 0803 Л; катализатор АНВС; полиэтилен высокого давления марка 10703-020

Покупка: карбамид (мочевина) для животноводства марка А сорт высший; карбамид (мочевина) для животноводства марка А сорт 1; сырье нефтяное для производства технического углерода (термо-газойль); смола пиролихная тяжелая; фракция бутан-бутиленовая марка высшая; фракция бутан-бутиленовая марка А; газ генераторный; кокс нефтяной малосернистый; масло индустриальное многоцелевого назначения ИМП-5; масло индустриальное общего назначения; масла моторные для автотракторных дизелей; топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный) марка ТС-1; топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный) марка РТ; нефрас нефтяной С3 80/120; нефрас нефтяной С2 80/120; нефрас нефтяной П1 65/75; аммиак водный технический марка Б 25%; аммиак водный технический марка А 25%; карбамид (мочевина) для сельского хозяйства марка Б сорт высший; карбамид (мочевина) для сельского хозяйства марка Б сорт 2; карбамид (мочевина) для сельского хозяйства марка Б сорт 1; карбамид (мочевина) для животноводства марки А сорт высший; карбамид (мочевина) для животноводства марки А сорт 1; карбамид (100% питательных веществ); селитра аммиачная (побочный продукт) для производства гранулированной аммиачной селитры; селитра аммиачная марка Б сорт 1; селитра аммиачная марка Б сорт высший; шлам-отход производства диоктилфталата; пластификатор диоктилфталат (ДОФ) сорт 1; пластификатор диметилтерефталат сорт высший; полиэтилен со скользящими добавками; полиформальдегид графитонаполненный марка ПФЛ-графит; жидкие продукты пиролиза марка Е-5; пропиленкарбонат; пропиленкарбонат Э; фенолы сырые экстрактивные из вод полукоксования; спирты синтетические жирные первичные фракции C10-C16; спирты синтетические жирные высшие фракции C10-C18; спирт изобутиловый технический; кубовый остаток производства бутиловых спиртов; смола пиролизная тяжелая марка Б; смола пиролизная тяжелая марка А; декалин; тетралин марка М-85; ксилол нефтяной марка А; этилбензолы; бензол нефтяной смазки для синтеза; триметиламин технический; диметиламин (водный раствор); диметиламин технический; монометиламин технический; фракция пропиленовая пиролизная; фракция бутилен-бутадиеновая марка В; фракция бутилен-бутадиеновая марка Б; отходы полистирольного производства; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марка ИМПЭ-3; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марка ИМПЭ-2; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марка ИМПЭ-1; сырье нефтяное для производства технического углерода (термогазойль); сополимер триоксана с диоксоланом графитонаполненный; сольвент нефтяной утяжеленный; стирол марка СДЭБ сорт высший; полистирол ударопрочный марка УПС 0803 Л; полистирол ударопрочный марка УПМ-0703Э сорт высший; полистирол ударопрочный вторичный; полистирол вспенивающийся марка ПСВ-С сорт 2; полистирол вспенивающийся марка ПСВ-С сорт 1; полистирол вспенивающийся марка ПСВ сорт 2; полистирол вспенивающийся марка ПСВ сорт 1; смола терефталатная теплостойкая ТС-2; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МВ; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-17; полиформальдегид марка сорт высший; полиформальдегид марка сорт 1; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПЭКП; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПЭКО; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПК; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт высший; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт 2; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт 1; полиэтилен высокого давления марка 10703-020; остаток кубовый пропиленкарбоната; натрий азотистокилый (нитрит натрия); кислота серная в моногидрате контактная техническая сорт 1; водород технический сжатый марка Б; двуокись углерода жидкая сорт 2; гач остаточный; гач дистиллятный марка Б; гач дистиллятный марка А; бутан-бутиленовая фракция марка высшая; бутан-бутиленовая фракция марка А; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные) топливный марка СПБТ; газ сухой для коммунально-бытового потребления; газ отопительный; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные) газ генераторный; кокс нефтяной сернистый замедленного коксования с размером кусков 0,25 мм марка Б; кокс нефтяной сернистый замедленного коксования с размером кусков 0,25 мм марка А; кокс нефтяной малосернистый КЗА; кокс нефтяной малосернистый суммарный; присадки ВНИИНП-360; присадка ВЭС-408; присадка антиокислительная ФЧ-16; битум нефтяной строительный марка БН 70/30; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 40/60; масло вакуумное марка ВС-3; масло вакционное марка С; масло вакционное марка М; масло для дифектоскопии марка МКД; масло синтетическое марка МТ-4з/8ДС (универсальное моторно-трансмиссионное); масло синтетическое марка МГД-9; масло синтетическое марка М-9С; масло для универсального адьюванта; масло ВНИИНП ХС-40; масло трансформаторное гидрокрекинга марка ГК; масло синтетическое марка МАС-35; масло синтетическое марка МАС-30НК; масло индустриальное ИМП-5 многоцелевого назначения; масло индустриальное серии ИГП марка ИГП-38; масло индустриальное серии ИГП марка ИГП-30; масло индустриальное общего назначения марка И-40А; масло индустриальное общего назначения марка И-30А; масло индустриальное общего назначения марка И-20А; масло гидравлическое марка МГ-32-АС; масла моторные марка М-8Г КИ; масла моторные марка М-10Г КИ; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-8Г2К сорт высший; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-8Г2К сорт 1; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-10Г2К сорт 1; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-10Г2К сорт высший; масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей марки М-63/12Г; масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей марки М-53/10Г; мазут топочный каменноугольный безводный; мазут флотский марка Ф-5; мазут топочный марка 40 с содержанием серы до 2,0%; мазут топочный марка 40 с содержанием серы до 1,0%; мазут топочный марка 100 с содержанием серы до 2,0%; мазут топочный марка 100 с содержанием серы до 1,0%; мазут топочный каменноугольный; топливо печное бытовое марка ТПБ сернистое (S-1,1%); топливо дизельное утяжеленного фракционного состава с содержанием серы 0,5%; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава; топливо дизельное марка Л-0,5 минус 40; топливо дизельное марка Л-0,2 минус 62; топливо дизельное марка Л-0,2 минус 40; топливо дизельное марка 3-0,5 минус 35; топливо дизельное марка 3-0,2 минус 35; топливо дизельное для морских дизелей; топливо для реактивных двигателей с композицией присадок марка Т-6; топливо для реактивных двигателей марка РТ; керосин-абсорбент; растворитель нефрас С3 80/120; растворитель нефрас С2 80/120; растворитель нефрас П1-65/75; раствор дициклопентадиена в нефрасе; полистирол ударопрочный марка УПС-0801; пластификатор дибутилфталат (ДБФ) сорт высший; ангидрид фталевый технический марка Б сорт высший; ангидрид фталевый технический марка Б сорт 1; полиформальдегиды; полистирол ударопрочный модифицированный; фенол и его гомологи; средства пятновыводящие; средства для отбеливания, подсинивания, подкрахмаливания; полукокс каменноугольный безводный; полиформальдегид; полистирол вспенивающийся марка ПСВ; метанол; масла смазочные синтетические; масла вакуумные; карбамид; диоктилфталат; диметилтерефталат; аммиак; амины циклические несимметричные вторичные и третичные; нефрасы; стирол марка СДЭБ сорт 1; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава с содержанием серы 0,2%; топливо печное бытовое марка ТПБ малосернистое (S-0,5%); мазуты сернистые; ангидрид фталевый технический марка А сорт высший; ангидрид фталевый технический марка А сорт 1; пластификатор диметилтерефталат; метанол-яд сырец; мазут топочный марка 40; масла различного назначения; мазут топочный марка 100 сернистый; спирт изобутиловый; полистирол ударопрочный марка УПС-0803Э; полистирол ударопрочный марка УПС-1002; фракция гексан-гептановая; толуол нефтяной марка А; ингибиторы; масло холодильное; топливо печное; спирты синтетические жирные высшие фракции; бензин автомобильный АИ-93 этилированный; бензин автомобильный АИ-93 неэтилированный; битум нефтяной строительный марка БН 90/10; этилбензол технический сорт 1; этилбензол технический сорт высший; спирт бутиловый нормальный технический марка А; спирты бутиловые и изобутиловые; полиэтилен высокого давления; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МХ; кислород газообразный медицинский; мазут флотский Ф-5; кислота серная контактная техническая сорт 2; топливо печное бытовое марка ТПБ; пленка полиэтиленовая упаковочная (рукав); кислота серная в моногидрате техническая улучшенная; битум нефтяной кровельный марка БНК 45/190; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 90/130; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 130/200; топливо для реактивных двигателей марка ТС-1; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 60/90; бензины растворители (сортовые); топливо для реактивных двигателей; ацетилен технический растворенный марка Б сорт 2; ацетилен технический растворенный марка Б сорт 1; двуокись углерода твердая (сухой лед); селитра аммиачная марка А; углекислота твердая; битум строительный; пластификатор диоктилфталат (ДОФ); смола карбамидоформальдегидная марка КФ-0; кислота азотная в моногидрате неконцентрированная сорт 2; смолы карбамидоформальдегидные немодифицированные; кислота серная в моногидрате контактная; масла трансформаторные электроизоляционные; масла прочие; битум нефтяной дорожный жидкий; фракция бутилен-бутадиеновая марка А; бензол нефтяной; этилбензол; азот газообразный технический; метанол-яд технический; ацетилен технический растворенный марка А; аммиак синтетический жидкий технический марка А; вода аммиачная; кислота азотная в моногидрате неконцентрированная (слабая); селитра аммиачная (амселитра, нитрат аммония); масла автомобильные; бензол нефтяной для синтеза; фракция бутан-бутиленовая; сольвенты нефтяные; масла трансмиссионные; ксилол; бензины для химической промышленности; кокс нефтяной электродный; мазуты малосернистые; двуокись углерода жидкая высокого давления сорт 1; формалин технический 37%; толуол; нефтепродукты темные; бензин автомобильный А-76 этилированный; аммиак жидкий технический марка Б; двуокись углерода жидкая сорт высший; формалин; кислород газообразный технический; кислота серная; масло моторное автомобильное; полистирол вспенивающийся; полистирол и сополимеры стирола; стирол; фракция пропан-бутановая (кондиция для быта); двуокись углерода жидкая; селитра аммиачная; аммиак синтетический; гидрат окиси аммония; удобрения азотные; мазут топочный (валовой); бензин автомобильный А-76 неэтилированный; ангидрид фталевый; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-Ж; средства по уходу за автомобилями; метанол-ректификат (спирт метиловый ректификат); жидкость тормозная БСК; аммиак жидкий синтетический (безводный) для сельского хозяйства; кислота серная аккумуляторная сорт 1; бензол; смола пиролизная тяжелая Е-6 марка А; кислота серная в моногидрате; масла машинные; масла трансформаторные; аммиак водный; карбамид (мочевина) ГОСТ 2081-92; углекислота жидкая; смолы карбамидные; кокс нефтяной; нефтепродукты светлые; битум нефтяной; топливо дизельное зимнее; топливо дизельное летнее; мазут флотский; газ углеводородный сжиженный прочий; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); углеводороды алифатические; спирт бутиловый; полиэтилен; пленка полимерная; пластификаторы; катализаторы; масла для карбюраторных и дизельных двигателей; масла дизельные; присадки к маслам; масла электроизоляционные трансформаторные; мазуты топочные; средства моющие синтетические; средства чистящие; масла индустриальные; пропан-бутан бытовой; бензин автомобильный; топливо печное бытовое; бутилен; пропилен; масла смазочные; бензин; масла моторные; топливо дизельное; ацетилен технический; полистирол; этилен; пленка полиэтиленовая; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МТ-15; битум дорожный; удобрения минеральные; азот жидкий технический; ацетилен; пластификатор дибутилфталат (ДБФ)

Услуги: коксование тяжелых нефтяных остатков; коксование тяжелых нефтяных остатков; гидроочистка

Отрасли деятельности: Химическая и нефтеперерабатывающая промышленность, Топливная промышленность

Производство: конденсат газовый; газ горючий природный (газ естественный); газ нефтеперерабатывающих предприятий, сухой; нефть добытая

Http://b2bpoisk. ru/%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%83%D0%BA%D1%86%D0%B8%D1%8F/%D0%B3%D0%B0%D0%B7_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D1%85_%D0%BF%D1%80%D0%B5%D0%B4%D0%BF%D1%80%D0%B8%D1%8F%D1%82%D0%B8%D0%B9,_%D1%81%D1%83%D1%85%D0%BE%D0%B9

На нефтеперерабатывающем заводе обычно образуются газы, которые сжигаются на факеле. Они поступают в основном из сборников головного продукта установок прямой перегонки, хранилищ сжиженных газов и многочисленных предохранительных клапанов и газовых задвижек, которые часто неплотно закрыты. Эти газы обладают значительным запасом энергии, которая бесполезно теряется при сжигании на факеле. Ежегодное сжигание на нефтеперерабатывающих заводах нескольких тысяч тонн газа на факелах, когда изыскивают пути экономии топлива, недопустимо. Кроме того, необходимо максимально снижать загрязненность воздуха.

При пуске заводов Харбург и Годорф горящие факелы явились предметом острой критики со стороны населения. Был ряд выступлений в печати по данному вопросу.

Здесь не место для обсуждения степени правильности критики и установления, что вызывает наибольшие неудобства для населения — свет от факела или неполнота сгорания газа. В любом случае с ней нужно считаться. Факел, являющийся признаком нефтеперерабатывающего завода, всегда будет поводом для критики и для обоснования недопустимости строительства промышленных предприятий, особенно нефтеперерабатывающих заводов вблизи городов.

Мы рассмотрели вопрос о том, как можно максимально устранить неприятные явления, связанные с наличием факела. Нет сомнения, что факел, безусловно, необходим для завода. В определенных условиях всегда получаются некоторые количества газов, которые приходится отводить и для обеспечения безопасности сжигать.

Первые факелы обычно имеют высоту 50—70 м и требуют свободной от застройки зоны диаметром 60—100 м. Сжигание при добавлении водяного пара практически можно проводить без дыма. Преимущество высотных факелов состоит в том, что они дают возможность безопасно сбрасывать сероводород и в случае прекращения горения факела.

Опыты по загораживанию пламени высотных факелов пока не дали успеха, так как ограждения необходимого размера при сильном ветре угрожают устойчивости сооружения, ограждения меньшего размера — жаронеустойчивы.

Преимуществом наземных свечей является отсутствие (при нормальной работе) видимого пламени. Путем разделения пламени на ряд мелких горелок и подаче пара на факелах этого типа удается обеспечить практически бездымное сгорание. Крупным недостатком наземного факела является то, что при неполадках на заводе могут образоваться большие облака дыма и несгоревшего сероводорода, которые представляют большие неудобства и опасность для населения – Поэтому часто предпочитают высотные факелы.

Оба вида факелов не считывают потери большого количества горючих газов.

Новая система, о которой пойдет речь дальше, не вносит изменений в конструкцию факела, а эта система лишь усовершенствована в целях максимального уменьшения газов, поступающих на факел. Факел горит почти невидимым небольшим пламенем и только во время сброса газов образуется большое светящееся 1пламя.

В Харбурге в 1959 г. к факелу подключили газгольдер емкостью 50 м3 для компенсации газовых толчков. Из этого газгольдера компрессор отсасывал газ и подавал его в сеть под давлением 4 атм. Этим путем удалось полезно использовать часть газа и уменьшить пламя факела. Для заводов Харбург и Годорф была запроектирована и в середине I960 г. введена в действие специальная газгольдерная система.

Перед факелом было установлено два гидравлических затвора, один для углеводородных, другой для богатых водородом газов. Данные гидравлические затворы, устанавливаемые на некоторых факельных системах, устраняют возможность проскока пламени, однако для описываемой системы они не пригодны, так как статическое давление слишком сильно зависит от расхода газа.

Перед этими гидравлическими затворами, где статическое давление газа путем регулировки затвора устанавливается на 1 уровне около 150 мм водяного столба, присоединяется трубопровод, ведущий к газгольдеру, рассчитанному на несколько меньшее давление. Хорошо зарекомендовали себя для этой цели газгольдеры с колоколом, разгруженным противовесом.

Из газгольдера газ непрерывно отсасывается компрессором переменной производительности и подается в 4-атмосферную газовую сеть. При такой системе все образующиеся в ходе работы завода сбросные газы используются и только очень небольшое количество продувочного газа подается по байпассной линии затвора на факел, с тем, чтобы последний постоянно был заполнен газом.

Газ может поступать на факельную систему сбора газа из многих мест: предохранительных клапанов технологических установок, предохранительных клапанов хранилищ сжиженных газов. При таком количестве клапанов (даже при лучшем уходе за ними) некоторые утечки неизбежны, кроме того, вследствие неполадок то один, то другой вентиль срабатывает. В настоящее время не существует предохранительных клапанов, сохраняющих полную плотность после однократного срабатывания. Это связано с тем, что при срабатывании клапана возникают скорости столь значительные, что происходит разрушение уплотняющих поверхностей. Часто неплотности вызываются механическими загрязнениями.

Кроме того, циркуляционное уплотнительное масло компрессоров платформинга постоянно содержит растворенный газ, богатый водородом, поступающий сравнительно равномерно на факел в количестве 1—2 т в день.

В пусковой период особенно частота газовых толчков превышает нормальную. При освоении установки зимой возникают дополнительные трудности, связанные с обледенением задвижек и образованием гидратов углеводородов в газопроводах, в частности, в системе отопительного газа. Поэтому пуск желательно осуществлять не зимой, и поскольку гидраты пропана образуются при 10-15 градусах тщательно обогревать систему отопительного газа.

При расчете системы размер газгольдеров следует выбирать так, чтобы избежать верхней и нижней границ наполнения. Этот вопрос связан, однако, не только с размером газгольдера, но также и с пределами регулирования компрессоров. Оба эти фактора должны рассматриваться и учитываться совместно.

Http://skyprom. ru/news/istochniki-poter-gaza-na-neftepererabatyvayuschikh/

Поделиться ссылкой: