Главная -> Словарь

Установках платформинга

Степень коррозионное активности нефти определяют путём её нагрева в стеклянной трвхгорлой колбе до 400 °С со скоростью 2 °С в минуту при одновременном продувании через неё струи азота. Выделяющийся при этом сероводород улавливается в определяется количественно методами аналитической химии, например, обратном иодо-метрическвм титрованием. Таким образом, коррозионная среда при переработке нефти на установках первичной- переработки влагается в основном из хлористого водорода, сероводорода и водь. Иавестно, что присутствие хлористого водорода в сероводородных электролитах интенсифицирует коррозионное разрушение на I...2 порядка. В атом случав наряду с ускорением процесса водородной деполяризации, а, следовательно, и ионизации металле,характерными являатся следующие химичеоие рескции:

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов, и колонны, у которых дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн, именуемых сгриппингами. Последний тип колонн нашел широкое применение на установках первичной перегонки нефти.

Глава VII. Комбинирование процессов на установках первичной переработки нефти............... 136

Глава XIII. Производственные потери на установках первичной перегонки и пути их уменьшения............ 227

Горизонтальные электродегидраторы. На отечественных и зарубежных нефтеперерабатывающих заводах широко применяют горизонтальные электродегидраторы. В типовых комбинированных установках первичной переработки нефти А-12/9, А-12/9В, А-12/10, 11/3 и др. блоки ЭЛОУ оборудованы горизонтальными электроде-гидраторами конструкции ВНИИнефтемаш. Емкость их примерна в 3 раза меньше, чем шарового электродегидратора. Диаметр электродегидратора 3,0—3,6 м, длина цилиндрической части 18 м. Аппараты рассчитаны на температуру 135—150 °С и на максимальное давление до 20 кгс/см2. Горизонтальные электродегидраторы объемом 80—160 м3 и диаметром 3—3,4 м имеются на заводах и на

На современных установках блоки ЭЛОУ сооружаются в любом случае, поскольку содержание соли и воды в нефтях, поступающих на перерабатывающую установку, строго нормируется: соли не более 5—7 мг/л, воды 0,2 вес. %. Обессоленная и обезвоженная нефть направляется в секции атмосферной перегонки и в результате термической обработки из нефти выделяются легкие компоненты, выкипающие в пределах 62—350 °С. В вакуумной части установки мазут, во избежание термического разложения высококипящих компонентов, перерабатывают при остаточном давлении наверху вакуумной колонны 40—60 мм рт. ст. При этом получают •отдельные фракции или широкую вакуумную фракцию, включающую компоненты, выкипающие при 350—500 °С, и остаток — гудрон! Температуры выкипания отдельных фракций зависят от физико-химических свойств перерабатываемой нефти. На установках первичной переработки нефти суммарный выход целевых продуктов достигает 65—75%. В табл. 3 приведены данные по выходам

На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки — одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

Современные ректификационные аппараты классифицируются в зависимости от их технологического назначения, давления, способа осуществления контакта между паром и жидкостью и внутреннего устройства, обеспечивающего этот контакт. По технологическому назначению на современных комбинированных установках АВТ ректификационные аппараты делятся на колонны атмосферной перегонки нефти, вакуумной перегонки мазута, стабилизации легких фракций, абсорбции жирных газов переработки нефти, вторичной перегонки широкой бензиновой фракции и др. По проводимому процессу различают следующие ректификационные колонны: атмосферные, вакуумные, стабилизаторы и др. В зависимости от давления колонны делятся на вакуумные, атмосферные и работающие под давлением. В качестве контактного устройства в колоннах применяют тарелки. Часто эти колонны именуются тарельчатыми. По способу контакта между паром и жидкостью все ректификационные аппараты на установках первичной перегонки нефти характеризуются непрерывной подачей обеих фаз.

релками в ректификационных колоннах достаточных данных еще не имеется. Клапанная тарелка упрощенной конструкции показана на рис. 32. Ситчатые, струйные, струйные с отбойниками, решетчатые провального типа тарелки пока не нашли применения на установках первичной перегонки AT и АВТ.

КОМБИНИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НА УСТАНОВКАХ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

На современных установках AT и АВТ предусматривается сооружение блока очистки светлых нефтепродуктов от нежелательных примесей. Основной метод очистки — обработка щелочью и промывка водой. На комбинированных установках первичной перегонки технологический узел по выщелачиванию указанных выше фракций называют иногда очистным отделением. Для щелочной очистки разных дистиллятов применяют водные растворы NaOH различной крепости. Для очистки бензинов употребляют 11 — 14,5%-ные растворы едкого натра. Для более тяжелых дистиллятов, чтобы предотвратить образование устойчивых эмульсий, используют более слабые растворы: для керосина 3,5— 4,5%-ный раствор едкого награ, для дизельных топлив 3—3,5%-ный раствор. Сведения о применяемых растворах щелочи излагаются в регламентах научно-исследовательских организаций или заводских лабораторий.

К особенностям регенерации биметаллических катализаторов необходимо отнести следующие. Восстановление водородом, подученным на других установках платформинга, не рекомендуется во избежание гидрокрекинга содержащихся в нем углеводородов, в результате которого закоксовывается катализатор. Практика показала, что чисто платиновый катализатор можно восстанавливать водородом риформинга, если в нем нет углеводородов тяжелее пропана . Для восстановления биметаллического катализатора предлагается только электролитический водород, хотя и сообщаются примеры успешного восстановления биметаллического катализатора водородом риформинга .

В производстве водорода методом паровой каталитической конверсии применяются катализаторы, легко отравляющиеся под действием серы, хлора, свинца. Хотя в схемах установок предусматривается предварительная очистка сырья от каталитических ядов, содержание примесей в сырье строго лимитируется, так как возможности поглощения примесей в системе очистки ограничены. В бензинах для производства водорода содержание серы не должно превышать 0,3 мг/кг. Поэтому бензины, содержащие до 500 мг/кг серы, должны быть подвергнуты гидроочистке в паровой фазе . Хлор появляется в бензинах вследствие диссоциации хлористого магния и кальция, присутствующих в нефти, в процессе ее переработки. Содержание хлора в бензине не должно превышать 0,0005%, и это требование обычно выполняется.

Сопоставление технико-экономических показателей работы установок гидроформинга и платформинга * показало, что вследствие большой продолжительности рабочего периода на установках платформинга удельный расход катализатора на них "составляет 0,094 кг на 1 m сырья, а на установках гидроформинга 0,44— 0,5 кг **. Выход катализата при гидроформинге на 4—14% ниже, чем на платиновом катализаторе, а выход водорода меньше примерно на 3%, считая на катализа?. Последнее обстоятельство также существенно, поскольку водород используется на заводе для гидроочистки сернистых нефтепродуктов.

В дальнейшем на установках платформинга начали применять промотированные хлором алюмоплатиновые катализаторы R-14, а также алюмоплатинорениевые катализаторы типа R-16 и R-20, обладающие высокой дегидроциклизующей активностью. При использовании указанных катализаторов и ведении процесса под пониженным давлением выходы бензина и ароматических углеводородов возрастают. Понижение давления в процессе стало возможным благодаря высокой стабильности катализаторов и возможности восстановления их активности путем окислительной регенерации. В схемах новых установок платформинга предусматривается возможность проведения окислительной 62—85 °С — сырье для получения бензола на установках платформинга ;

3) 85—105 °С — сырье для получения толуола на установках платформинга;

4) 105—140 °С —сырье для получения ксилолов на установках платформинга;

Наиболее сложной по устройству на установках платформинга является аппаратура реакторного блока: реакторы, печи, теплообменники, кипятильники, холодильники. Вся аппаратура реакторного блока работает в условиях высокого давления в среде водорода, большинство аппаратов — при высокой температуре. Производительность установок 200—1000 тыс. т/год.

Катализатор изомеризации периодически — 1 раз в 5—6 мес подвергается окислительной регенерации. Регенерация катализатора проводится так же, как на установках платформинга .

105°С на установках платформинга Продукты платформинга раз-

выход бензола на установках платформинга 35-6 составляет