Тема 10. Расчет реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива

Гидроочистка проводится с целью удаления из нефтяных фракций таких нежелательных компонентов как сера, азот, кислород и металлорганические соединения, а также для гидрирования олефинов и диеновых углеводородов. В некоторых случаях для улучшения качества топливных дистиллятов требуется также гидрирование ароматических углеводородов.

Бензиновые фракции прямой перегонки нефти, термического крекинга и коксования подвергают гидроочистке с целью подготовки качественного сырья каталитического риформинга до содержания серы менее 1 г/т, азота - менее 1 г/т и отсутствия кислорода и олефинов.

Керосино-газойлевые фракции прямой перегонки и деструктивного происхождения подвергают гидроочистке с целью снижения содержания серы до норм, соответствующих требованиям качественного компонента дизельного топлива (<0,2% масс), и улучшения химической стабильности.

Вакуумный газойль подвергают гидроочистке для получения высококачественного сырья каталитического крекинга. Процессы гидрокрекинга вакуумного газойля и остаточных фракций, близкие по технологии к гидроочистке, используют для углубления переработки нефти.

Принципиальная технологическая схема гидроочистки практически одинакова для всех видов перерабатываемого сырья (рис. 2.1). Сырье, свежий и циркулирующий водородсодержащий газы нагреваются в теплообменнике 3 и в печи 1 и подаются в реактор 2. Реакционная смесь после реактора 2 охлаждается в теплообменнике 3, холодильнике 4 и поступает в газосепаратор высокого давления 5, в котором циркулирующий ВСГ отделяется от жидкого гидрогенизата. Циркулирующий ВСГ после очистки от сероводорода моноэтаноламином в абсорбере 6 циркуляционным компрессором 7 возвращается в реакторный блок. Жидкий гидрогенизат направляется в газосепаратор низкого давления 8. Десорбированные из гидрогенизата углеводородные газы после очистки моноэтаноламином в абсорбере 9 выводятся с установки.

Рис. 2.1. Схема установки гидроочистки дизельного топлива:

1 - печь; 2 - реактор: 3 - теплообменники; 4 - холодильник: 5 - газосепаратор высокого давления; 6 - абсорбер для моноэтаноламиновой очистки циркулирующего водородсодер- жащего газа; 7 - циркуляционный компрессор; 8 - газосепаратор низкого давления; 9 - абсорбер для моноэтаноламиновой очистки углеводородного газа; 10 - колонна регенерации моноэтаноламина (десорбер); 11 - колонна отгонки бензииа;

I - свежий водородсодержащий газ; II - сырье; III - отдув (водородсодержящий газ): IV - углеводородный газ; V - сероводород; VI - бензин; VII - дизельное топливо гидроочищенное.

Гидрогенизат из газосепаратора 8 направляется в колонну 11 для отгонки бензина. Снизу колонны 11 выводится целевой продукт - гидроочищенное дизельное топливо. Моноэтаноламин, насыщенный сероводородом, из абсорберов 6 и 9 направляется в десорбер 10, с верха которого выводится сероводород, а с низа регенерированный моноэтаноламин после охлаждения подается в абсорберы 6 и 9.

В схемы перспективных нефтеперерабатывающих заводов обязательно включают процессы гидроочистки дизельных фракций, полученных при прямой перегонке нефти и в деструктивных термических и каталитических процессах. Гидроочистка либо входит в состав комбинированной установки (например, ЛК-6у), либо включается в схему завода в виде отдельной установки. Годовая мощность по сырью вводимых в действие типовых установок гидроочистки составляет 2 млн.