головка стабилизации что это

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Головка стабилизации поступает на блок очистки, где очищается от сернистых соединений раствором МЭА и щелочью. Затем из очищенной головки в пропановой колонне 14 выделяется про-пан-пропиленовая фракция. [1]

Головка стабилизации поступает в качестве сырья ва установку газофракционирования / ГФУ /, которая входит в газовое хозяйство завода. [4]

Головка стабилизации поступает на блок очистки, где очищается от сернистых соединений раствором МЭА и щелочью. Затем из очищенной головки в пропановой колонне 14 выделяется пропан-пропиленовая фракция. [5]

При переработке деэтаиизироваиных головок стабилизации в газофракционирующих установках отсутствуют блоки стабилизации. [8]

При переработке деэтаиизироваиных головок стабилизации в газо-фракционирующих установках отсутствуют блоки стабилизации. [10]

Сжиженный углеводородный газ ( головка стабилизации ), состоящий в основном из пропана и бутана. [11]

Согласование задания по переработке головки стабилизации на установке ГФУ-2 с ресурсами ее производится изменением производительности по сырью в допустимых пределах. Согласование заданий по переработке ББФ и выпуску продуктов на установке П и необходимая корректировка производятся вовлечением ББФ установки ГФУ-1 как компонента сырья, выбором производительности установки П по сырью, коэффициентов отбора полимербензина и широкой фракции. [12]

Отсюда насосом Н-3 часть головки стабилизации подается на орошение стабилизатора К, а избыточное количество откачивается с блока. Стабильный катализат после охлаждения в АВО-3 и водяном холодильнике Х-3 направляют либо на компаундирование с целью получения высокооктановых бензинов, либо в блок экстракции для получения из него ароматического концентрата с последующим разделением ректификацией на индивидуальные углеводороды. [13]

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Основные показатели качества продуктов разделения стабилизатора до и после внедрения приведены в таблице 2.5. Из таблицы следует, что после внедрения новой схемы работы стабилизатора содержание в головке стабилизации углеводородов С ( и выше-кнпящих снизилось с 12 6 до 1 % масс. Температура начала кипения стабильного бензина возрасла с 54 до 80 С. [46]

В составе установки предусмотрены4 также блок очистки газа от сероводорода, сжатие газа компрессором и блок абсорбции и стабилизации, где проводится стабилизация бензина, выделение из газа головки стабилизации и деэтанизация последней. [48]

В составе установки предусмотрены также блок очистки газг от сероводорода, сжатие газа компрессором и блок абсорбции и стабилизации, где производится стабилизация бензина, выделение из газа головки стабилизации и деэтанизация последней. [49]

Очищенная от меркаптанов головка стабилизации ( поток IV) со следами щелочи поступает в отстойник Е-10 и далее направляется на ректификацию. [58]

Количество нестабильного бензина, поступающего в контактор 27, измеряется расходомером и регулируется клапаном. Качество легкого бензина головки стабилизации зависит от температуры верха колонны; обычно ее поддерживают на уровне 90 С регулирующим потенциометром путем подачи орошения. Температура низа стабилизатора при этом не должна превышать 190 С. Ее регулируют так же, как температуру низа фракционирующего абсорбера. Постоянные уровни жидкостей внизу стабилизатора 32 и в газосепараторе 31 поддерживают регуляторами уровня и регулирующими клапанами, установленными на трубопроводах откачки продуктов в ре-зервуарный парк. [59]

Источник

Теория процесса ректификация, материальный баланс, характеристика сырья и продуктов

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 03 Ноября 2012 в 07:59, курсовая работа

Описание

Работа состоит из 1 файл

КП по ХТНГ.docx

2.2 Физико-химическая характеристика исходных, вспомогательных материалов и веществ

Масла индустриальные представляют собой высококипящие, вязкие фракции нефтей, очищенные от нежелательных примесей. Они предназначены для уменьшения трения между двумя соприкасающимися поверхностями деталей работающего механизма. Индустриальные масла применяются для смазки машин и механизмов на фабриках, заводах, транспорте и в сельском хозяйстве.

Отдувочный газ (богатый газ), получаемый в результате сброса избыточного давления пропановых колонн К-1 ГФУ и емкостей Е-1-7 парка 11.

Газ топливный, получаемый в результате испарения пропан-бутановой фракции на испарительной станции ГФУ. Газ топливный взрыво-, пожароопасен, токсичен.

3.1 Обоснование реконструкции

ГФУ состоит из трех самостоятельных секций, предназначенных для переработки предельной и непредельной « головок» стабилизации бензинов.

1 секция – фракционирование предельной «головки» стабилизации;

3 секция – работает по схеме ГФУ-1 или ГФУ-2 во время их ремонта, а в случае поставок большого количества предельной или непредельной «головок» стабилизации может работать совместно с ГФУ-1 или ГФУ-2.

При ректификации предельной «головки» стабилизации бензинов получают фракции сжиженных углеводородов: пропановую, бутановую, пентановую.

В соответствии с ДК 05-21303-30-99 содержание углеводородов С3 в пропановой фракции должно быть не менее 93%, масс, примесями являются углеводороды С2 и С4, при этом отбор целевой фракции невысокий.

Деэтанизация пропановой фракции проводится путем сдувки легких компонентов с верха емкости Е-2 в виде углеводородного газа. Пропановая фракция используется в процессе деасфальтизации гудрона на установке 36-2М.

В бутановой фракции, которая отбирается с верха колонны К-2, по ДК 05-21303-29-99 содержание углеводородов С3 нормируется до 5%, масс, углеводородов С5 – до 10%, масс. Используется бутановая фракция как компонент:

— сжиженных бытовых газов в объекте 193 Х 3;

— сырья, поступающего на расщепление в объект 72 Х 3;

— отопительного газа после испарителей объектов 72а, 179 Х 3.

Пентановая фракция вырабатывается по ДК 05-21303-61-99, в которой углеводородный состав не нормируется, направляется в качестве сырья пиролиза на ЭП-300.

При существующей схеме разделения дистиллят колонны К-1 – пропановая фракция – фактически не соответствует требованиям ДК, по основному компоненту – углеводородов С3 – при норме не менее 93%,масс., в среднем получают 91,93%,масс. Бутановую и пентановую фракции получают без нарушений по качеству.

Для того чтобы пропановая фракция соответствовала стандартам необходимо удалять этан из разделяемых углеводородных газов. До настоящего времени удаление этана проводилось путем сдувки легких компонентов с верха емкости. На данное время назрела острая необходимость получения пропановой фракции более высокого качества.

В предлагаемой модели для деэтанизации предельной «головки» стабилизации бензинов, поступающей на фракционирование, используется новая дополнительная колонна – деэтанизатор, в которой установлены 16 колпачковых тарелок. Расчет новой модели показал удовлетворительные результаты: содержание углеводородов С3 в пропановой фракции увеличилось до 94,1%. При этом увеличился отбор пропановой фракции с 1 м3/ч до 1,44 м3/ч.

Таким образом, для улучшения разделения предельной «головки» стабилизации бензинов и достижения нормативов для получаемых фракций (в частности, пропановой фракции), необходимо установить колонну-деэтанизатор, которая будет служить для отделения легких углеводородов – этана.

Кубовый остаток поступает в ряд ректификационных колонн на газоразделение, где получают пропан-пропиленовую, бутан-бутиленовую и пентан- амиленовую фракции.

Непредельная «головка» стабилизации

Этан-этилен на факел

Сухая непредельная «головка» стаилизации

Оптимальными параметрами пропановой колонны К-1 являются:

температура верха 40-45оС

температура низа 100-110оС

Оптимальными параметрами бутановой колонны К-2 являются:

температура верха 45-50оС

температура низа 100-110оС

За счет процессов массо-, теплообмена пары пропан-пропиленовой фракции поднимаются вверх по колонне и пройдя через конденсаторы холодильники Т-4, Т-4/1поступают в рефлюксную емкость Е-2.

Часть пропан-пропиленовой фракции насосами Н-3(Н-3а) подается на орошение пропановой колонны, количество измеряется расходомером поз.FR-48 и регулируется клапаном регулятором поз.TRC-18 в зависимости от температуры верха К-1.

Смесь бутан-бутиленовой и пентан-амиленовой фракций, перетекая по тарелкам, поступает в кубовую часть пропановой колонны К-1 и далее по переливной линии в межтрубное пространство рибойлера Т-2.

В трубное пространство рибойлера Т-2 подается теплоноситель (водяной пар). Количество подаваемого теплоносителя регулируется клапаном регулятором поз.TRC-19 и зависит от температуры продукта в кубовой части К-1.

Пары бутан-бутиленовой фракции поднимаются вверх по колонне и, пройдя через конденсаторы- холодильники Т-5,Т-5/1,Т-5/2 поступают в рефлюксную емкость Е-3.

Часть бутан-бутиленовой фракции из емкости Е-3 насосами Н-4(Н-5) подается на орошение бутановой колонны К-2, количество измеряется расходомером поз.FR-52 и регулируется клапаном регулятором поз.TRC-24 в зависимости от температуры верха К-2.

Пентан-амиленовая фракция, перетекая по тарелкам, поступает в кубовую часть бутановой колонны К-2 и далее по переливной линии в межтрубное пространство рибойлера Т-3.

В трубное пространство рибойлера Т-3 подается теплоноситель (водяной пар). Количество подаваемого теплоносителя регулируется клапаном регулятором поз.TRC-25 и зависит от температуры пентана в кубовой части К-2.

Источник

Газофракционирующие установки

Описание файла

Документ из архива «Газофракционирующие установки», который расположен в категории «рефераты, доклады и презентации». Всё это находится в предмете «химия» из третьего семестра, которые можно найти в файловом архиве РТУ МИРЭА. Не смотря на прямую связь этого архива с РТУ МИРЭА, его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе «рефераты, доклады и презентации», в предмете «химия» в общих файлах.

Онлайн просмотр документа «Газофракционирующие установки»

Текст из документа «Газофракционирующие установки»

Московский государственный университет

тонких химических технологий им. М.В. Ломоносова

Обоудование и математическое моделирование

Оглавление

Газофракционирующие установки 8

Аппаратурное оформление 13

АБСОРБЦИОННО-ДЕСОРБЦИОННАЯ КОЛОННА 14

ХОЛОДИЛЬНИК АБСОРБЕНТА УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ АБСОРБЦИИ 15

ПРОЦЕССЫ И АППАРАТЫ РАЗДЕЛЕНИЯ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ РЕКТИФИКАЦИЕЙ 16

ЭТАНОВАЯ КОЛОННА УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ РЕКТИФИКАЦИИ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ УГЛЕВОДОРОДОВ 17

ПРОПАНОВЫЙ ХОЛОДИЛЬНИК-КОНДЕНСАТОР ГАЗА УСТАНОВКЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ РЕКТИФИКАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА 18

БУТАНОВАЯ КОЛОННА-СТАБИЛИЗАТОР ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ 19

ИЗОПЕНТАНОВАЯ КОЛОННА ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ 19

КОНДЕНСАТОР-ХОЛОДИЛЬНИК ИЗОПЕНТАНОВОЙ КОЛОННЫ ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ 19

Список литературы 20

Введение

В зависимости от происхождения нефтяные газы делятся на природные, попутные и искусственные.

Природные газы добываются из самостоятельных месторождений, попутные — совместно с нефтью.

Искусственные газы образуются при переработке нефти каталитическими и термическими методами. Составы газов, получаемых при различных процессах, очень заметно отличаются. Газы термических процессов и каталитического крекинга в значительном количестве содержат непредельные углеводороды, а в газах каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга их вообще нет.

На многих современных технологических установках имеются блоки первичной обработки газа. На этих блоках проводится очи­стка газа от сероводорода, а также выделение из газа углеводо­родов С₃ и С₄ в виде жидкой углеводородной фракции.

Однако разделение газа на отдельные индивидуальные углеводороды и узкие углеводородные фракции осуществляется на специально сооружаемых газофракционирующих установках (ГФУ). На нефтеперерабатывающем заводе обычно имеется не менее двух ГФУ, одна из которых предназначена для переработки предельных углеводородов, другая — непредельных.

При переработке предельных углеводородов получаются следующие продукты, которые используются для различных целей:

1) этановая фракция — сырье пиролиза, хладагент на установках депарафинизации масел и др.;

2) пропановая фракция — сырье пиролиза, хладагент для многих технологических установок, бытовой сжиженный газ;

3) изобутановая фракция — сырье для производства синтетического каучука (изопренового и бутилкаучука), используется на установках алкилирования;.

4) бутановая фракция — сырье для получения бутадиена в производстве синтетического каучука, сырье пиролиза и компонент сжиженного бытового газа, добавка к автомобильному бензину для придания ему требуемого давления паров;’

5) изопентановая фракция — сырье для производства изопренового каучука, компонент в высокооктановых сортах бензинов;

6) пентановая фракция — сырье для процессов изомеризации и пиролиза, в производстве амилового спирта.

На ГФУ непредельных углеводородов из олефинсодержащих потоков выделяются следующие фракции:

1) пропан-пропиленовая — сырье для производства полимер-бензина, фенола и ацетона, синтетических моющих средств, бутиловых спиртов, может быть использована как сырье установок алкилирования;

2) бутан-бутиленовая — сырье установок алкилирования и полимеризации, присадки к маслам, в производстве синтетических каучуков.

Очистка и осушка газов предшествуют их фракционированию и дальнейшей переработке.

Очистка газов. Нефтезаводские газы, полученные при пере­работке сернистых нефтей, всегда содержат сероводород и некото­рые другие сернистые соединения. Особенно много сероводорода в газах установок, перерабатывающих тяжелое сырье: мазут, ва­куумные дистилляты, гудрон.

Сероводород ухудшает работу катализаторов тех каталитических процессов, которые используют в качестве сырья сжиженные газы, его присутствие совершенно недопустимо в бытовом сжиженном газе. Наличие активных сернистых соединений вредно влияет на оборудование газоперерабатывающих установок, вызывает активную коррозию аппаратов и трубопроводов.

Поэтому углеводородные газы, содержащие сероводород и такие активные сернистые соединения, как низшие меркаптаны, перед подачей на ГФУ подвергают очистке. В некоторых случаях газы нефтепереработки очищают также от окиси и двуокиси углерода.

При очистке газа от сероводорода чаще всего используется процесс абсорбции. Абсорбентами для избирательного извлечения сероводорода из газов служат растворы трикалийфосфата, фенолята натрия, этаноламинов.

Наиболее распространена на НПЗ очистка при помощи раствора моноэтаноламина (МЭА).

Осушка газа. Осушка необходима в тех случаях, когда газ направляется для каталитической переработки с использованием чувствительного к воде катализатора или когда фракционирование и дальнейшая переработка газа проводятся при низких температурах. Если неосушенный газ охлаждать до температур ниже 0°С, это может привести к забиванию льдом аппаратуры и трубопроводов.

При осушке газа применяют твердые и жидкие поглотители воды, которые должны отвечать следующим требованиям: высокая влагоемкость, хорошая регенерируемость, большой срок службы, невысокая стоимость и простота получения. Наилучшим сочетанием этих качеств из числа твердых поглотителей обладают активированная окись алюминия, силикагель, синтетические цеолиты (молекулярные сита), а из жидких — ди- и триэтиленгликоли.

Жидкостная осушка на НПЗ проводится, как правило, диэтиленгликолем (ДЭГ).

Способы разделения газовых смесей. Для разделения смеси газов на индивидуальные компоненты или пригодные для дальнейшей переработки технические фракции применяются следующие процессы: конденсация, компрессия, абсорбция, ректификация, адсорбция. На ГФУ эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.

Конденсация — первая стадия разделения газов. С помощью конденсации газ превращается в двухфазную систему жидкость — газ, которую затем механически разделяют на газ и жидкость. В качестве хладагента при конденсации прежде всего используют воду или воздух. В этом случае температура конденсации составляет 35-40°С. Чтобы увеличить число конденсирующихся компонентов, необходимо понизить температуру конденсации, используя в качестве хладагента испаряющийся аммиак, фреон или углеводородные газы — пропан и этан.

Компрессия применяется в схемах разделения газов со­вместно с конденсацией. При повышении давления газов созда­ются наиболее благоприятные условия конденсации углеводоро­дов.

Абсорбция — это процесс поглощения отдельных компонен­тов газа жидкостью (абсорбентом), вступающей с ним в контакт.

При повышении температуры растворимость газа в жидкости уменьшается, абсорбция замедляется и может совсем прекратить­ся. На технологических установках при извлечении из газа пропана и бутана, поддерживается температура не выше 35 °С. Выбор абсорбента зависит от свойств абсорбируемого газа. Углеводородные газы наилучшим образом извлекаются близкими им по строению и молекулярной массе жидкими углеводородами легкого бензина.

Обычно на абсорбционных установках применяют двухступенчатую абсорбцию: основным абсорбентом служит бензиновая фракция, а затем выходящий из абсорбера газ промывается жидкостью тяжелого фракционного состава, например керосиногазойлевой фракцией, для извлечения из газа унесенного бензина.

Поглощение газа жидкостью сопровождается выделением тепла. Чтобы при этом не ухудшались условия абсорбции, на технологических установках применяют ряд специальных приемов. Одним из эффективных способов повышения степени извлечения целевых компонентов является охлаждение абсорбента и газа перед подачей их в абсорбер до температуры ниже рабочей. Съем тепла абсорбции осуществляется в промежуточных выносных холодильниках. Насыщенный абсорбент, взятый с вышележащей тарелки, пропускается самотеком или прокачивается насосом через холодильники, а затем возвращается на нижележащую тарелку. Для охлаждения сырья и циркулирующего абсорбента применяют не только воду, но и искусственные хладагенты: пропан, аммиак.

Поглощенный при абсорбции газ отделяется от абсорбента в отпарной колонне-десорбере. Для десорбции необходимы условия, противоположные тем, при которых следует проводить абсорбцию, т. е. повышенная температура и низкое давление.

Ректификация является завершающей стадией разделения газовых смесей. Она применяется для получения индивидуальных углеводородов высокой чистоты. Поскольку разделение на компоненты смеси газов проводить затруднительно, при существующих схемах газоразделения на ректификацию подают жидкость, выделенную из газа конденсационно-компрессионным или абсорбционным методом. Особенность ректификации сжиженных газов по сравнению с ректификацией нефтяных фракций — необходимость разделения очень близких по температуре кипения продуктов и получения товарных продуктов высокой степени чистоты. Ректификация сжиженных газов отличается также повышенным давлением в колоннах, поскольку для создания орошения необходимо сконденсировать верхние продукты ректификационных колонн в обычных воздушных и водяных холодильниках, не прибегая к искусственному холоду.

Схема ректификационной установки и последовательность выделения отдельных компонентов зависят от состава исходной смеси, требуемой чистоты продуктов и количества получаемых фракций.

Газофракционирующие установки

В качестве примера приводится описание технологической схемы установки конденсационно-компрессионного типа для переработки предельных углеводородов (рис. 1) и установки абсорбционного типа для переработки газов каталитического крекинга (рис. 2).

Современные установки разделения газов работают по разным технологическим схемам: с нисходящим и восходящим режимом давления.

По схеме с нисходящим режимом давления первой по пути сырья является этановая колонна, с верха которой отбираются углеводороды С₁-С₂. Кубовый продукт этой колонны поступает в следующую колонну, с верха которой отбирается пропан, и так далее. Наивысшее давление поддерживается в первой колонне (3,0 МПа), затем оно постепенно снижается в последующих колоннах. Схема с нисходящим режимом давления требует меньшего числа насосов, так как кубовый продукт самотеком проходит из колонны в колонну. Если в поступающем на ГФУ сырье немного пропана и бутана, то экономические преимущества оказываются на стороне схемы с восходящим режимом давления. На рис. 1 приведена принципиальная технологическая схема газоразделения с нисходящим режимом давления.

Прямогонный газ через сепаратор С-1 подается на сжатие компрессором ЦК-1. При сжатии газ нагревается до 120 °С. Сжатый газ затем конденсируется в водяном конденсаторе-холодильнике ХК-1 и в конденсаторе-холодильнике ХК-2, охлаждаемом испаряющимся аммиаком. В ХК-1 охлаждение и конденсация заканчивается при 50 °С, а в ХК-2 — при 4 °С. После каждой ступени конденсации газожидкостная смесь разделяется на газ и жидкость в сепараторах С-2 и С-3. Газовые конденсаты из сепараторов С-1, С-2 и С-3 совместно с головками стабилизации установок первичной перегонки и риформинга подаются на блок ректификации.

Деэтанизированная фракция из колонны К-1 поступает в депропанизатор К-2, верхним продуктом которого является пропановая фракция, а нижним — депропанизированная фракция. Верхний продукт после конденсации в воздушном конденсаторе-холодильнике ХК-4 и охлаждения в концевом холодильнике выводится с установки, предварительно пройдя щелочную очистку. Нижний продукт из депропанизатора К-2 подается в дебутанизатор К-3.

Ректификатом колонны К-3 является смесь бутана и изобутана, а остатком — дебутанизированный легкий бензин. Ректификат конденсируется в конденсаторе-холодильнике ХК-5, а затем подается на разделение в бутановую колонну К-4. Остаток из колонны К-3 переходит в депентанизатор К-5.

Бутановая колонна служит для разделения смеси бутанов на нормальный бутан и изобутан, а колонна К-5 (депентанизатор) — для отделения от газового бензина пентанов, которые подаются на ректификацию в колонну К-6. Нижний продукт депентанизатора— фракция С₆ и выше выводится с установки.

Источник

Машины и аппараты нефтегазопереработки

Установки каталитического риформинга

1. UCR.htm

Установки каталитического риформинга (платформинга).

Установка каталитического риформинга (рис. 1) предназначена для получения высокоароматизированных бензиновых дистиллятов, которые используются в качестве высокооктанового компонента при компаундировании бензинов или для выделения из них бензола, толуола, ксилолов( в нефтехимии).

Сырьем прцесса служат бензиновые или лигроиновые фракции первичной перегонки натрия, бензины коксования и термокрекинга. Основная реакция каталитического риформинга – дегидрогенизация нафтенов – наиболее полно и при сравнительно мягком режиме (460- 510 0 C ) протекает в присутствие активного платинового катализатора.

Сырье под давлением 4,7 Мпа подается на смешение с циркулирующим газом риформинга. Газосырьевая смесь через теплообменник 12 и печь 5 с температурой 420 – 430 0 С поступает в реактор гидроочистки 1. В реакторе происходит превращение сернистых соединений в сероводород и углеводороды. После реактора парогазовая смесь проходит систему теплообменников и с температурой 35 0 С поступает в сепаратор 24, где разделяется на жидкий гидрогенизат и циркулирующий газ. Циркулирующий газ после очистки моноэтаноламинами возвращается компрессором 36 снова в процесс.

Гидрогенизат из сепаратора 24 через теплообменник 14 поступает в отпарную колонну 7. С верха колонны сероводород, углеводородные и водяные пары через сепаратор направляются в колонну 8 для очистки от сероводорода. Конденсат из сепаратора 25 возвращается в колонну 7. С верха колонны 8 пары направляются во фракционирующий абсорбер 10. Гидрогенизат из колонны 7 направляется через теплообменники 13, 14 насосом 30 в блок риформинга, где смешивается с циркулирующем газом. Смесь нагревается в продуктовом теплообменнике 15 до 420 – 460 0 С и проходит три ступени риформинга в реакторах 2, 3 и 4 с промежуточным подогревом в печи 5.

Газопродуктовая смесь после охлаждения до 35 0 С поступает в сепаратор высокого давления 26 (3,2-3,6 Мпа), где отделяется циркулирующий газ, возвращающийся компрессором 37 в процесс. Жидкая фаза далее поступает в сепаратор низкого давления 27 (1,9 Мпа), где выделяется углеводородный газ, который смешивается с газами гидроочистки и поступает во фракционирующий абсорбер 10. Сюда же подается и жидкая фаза.

Абсорбентом служит стабильный катализат колонны 11, идущий в верхнюю часть абсорбера 10. В абсорбере происходит деэтанизация нестабильного катализата.

Для поддержки температуры низа колонны часть продукта циркулирует через печь 6. С верха абсорбера 10 уходит сухой газ, а катализат с низа абсорбера насосом 32 подается через теплообменник 16 в стабилизационную колонну 11. С верха стабилизационной колонны через конденсатор – холодильник 22 головка стабилизации отводится в емкость 23, откуда насосом 35 часть ее возвращается в колонну в качестве орошения, а остаток отводится с установки. Стабильный бензин отводится с низа колонны 11, проходит через теплообменники 16, 17 и 20 и насосом 33 подается на орошение в абсорбер 10, а избыток стабильного бензина отводится с установки. Для поддержания температуры низа колонны 11 часть продукта циркулирует через печь 6.

Рисунок 1 Технологическая схема установки КР

Рисунок 2 Технологическая схема установки КР (без ГО)

Реактора установки платформинга.

Реактора с аксиальным вводом сырья.

Конструкция реактора с аксиальным вводом сырья и внутренней футеровкой приведена на рис. 3 а. В зависимости от гидродинамических условий движения газосырьевой смеси они могут быть с нисходящими или восходящими потоками.

Реактор включает общие для реакторов детали: корпус, днища, штуцеры для ввода и вывода сырья и продуктов реакции, распределитель, опорную решетку, слой катализатора и фарфоровых шариков, многозонные термопары, наружные термопары, футеровочный слой, опорное кольцо, люки для выгрузки катализатора и очистки.

Сырье подается в реактор через штуцер 7 и распределитель 5, который обеспечивает равномерное распределение газосырьевого потока в верхнем пустотелом пространстве реактора. Затем поток проходит через слой фарфоровых шариков диаметром 16—20 мм, предназначенных для более равномерного распределения потока по сечению аппарата и уменьшения уноса катализатора. Пройдя через слой катализатора реакционной зоны аппарата, продукты реакции выводятся из реактора по центральной трубе через штуцер 8. Температура процесса постоянно замеряется тремя многозональными термопарами, расположенными в слое катализатора.

Состояние изоляционного слоя и температура корпуса аппарата контролируются термопарами касания 10, размещенными на наружной поверхности реактора.

Во время регенерации катализатора кислородсодержащий газ подается через штуцер 7, продукты сгорания выводятся из аппарата эжекторным устройством через штуцер 13.

Опорное кольцо предназначено для крепления аппарата на строительных конструкциях и выполняется из углеродистых сталей.

Для риформирования сернистых бензиновых фракций, содержащих 0,04—0,06% мае. серы и выше, разработаны варианты реакторов (рис.3 б) с защитим стаканом 20 из стали 08X13 или 1Х18Н9Т, отбойным зонтом 21 и сепарирующим устройством для улавливания продуктов коррозии, образующихся в связи с недостаточной коррозионной стойкостью стали в высокотемпературных узлах реактора. Для ввода охлаждающего газа предусмотрены штуцеры 23.

Рис. 3 (а). Реактор установки каталитического риформинга с аксиальным вводомсырья.

Рис. 3 (б). Реактор установки каталитичекого риформинга с аксиальным вводом сырья с защитной облицовкой реактора.

Цилиндрические реакторы с радиальным вводом сырья

Реактор включает общие для этого типа аппаратов детали: корпус, днища, распределитель, штуцеры для ввода и вывода сырья и продуктов реакции, а также штуцеры для термопар, выгрузки катализатора, эжекции газов и отбора проб, футеровку и опорное кольцо.

Катализатор из реактора выгружают через штуцера; расположенные в нижнем днище. Осмотр и монтаж внутренних устройств аппарата выполняют через верхний штуцер ввода сырья.

Рис. 3 (в). Реактор каталитического риформинга с радиальным вводом сырья.

1 — корпус; 2 — днища; 3 — опорное кольцо; 4 — футеровка; 5 — распределитель; 6 — перфорированный стакан с сеткой; 7 — перфорированная труба Dy 400 мм с сеткой; 8 — вход продукта Dy 400 мм ; 9 — выход продукта Dy 400 мм ; 10 — штуцер для термопары; 11 — наружные термопары; 12 — шарики фарфоровые 20 мм ; 13 — катализатор; 14 — шарики фарфоровые 6, 13 и 20 мм ; 15 — люк Dy 500 мм для выгрузки катализатора; 16 — штуцер для эжекцин газов; 17 — заполнитель; 18 — легкий шамот.

Рис 3 (г). Реактор риформинга с радиальным вводом сырья.

1 — распределитель; 2 — штуцер для термопары; 3 — днище верхнее; 4 — кожух; 5 — корпус; 6 — тарелка; 7 — футеровка; 8 — желоб; 9 — катализатор; 10 — труба центральная; 11 — пояс опорный; 12 — опора; 13 — днище нижнее; 14 — шары фарфоровые

I — ввод сырья; II — вывод продукта; III — вывод катализатора.

Сферические реакторы с аксиальным вводом сырья

Предлагаемое конструктивное оформление реактора позволяет создавать в аппарате достаточно равномерное распределение газосырьевой смеси в нем, создает небольшое гидравлическое сопротивление потоку, значительно сокращает толщину стенок аппарата, что соот­ветственно уменьшает расход металла. Однако в связи со сложностью изготовления таких аппаратов, а также ограниченностью их размеров (диаметр аппарата лимитируется габаритами подвижного железнодо­рожного состава) реакторы подобного типа на отечественных установ­ках каталитического риформинга применения пока не нашли.

Рис. 3 (д). Сферический реактор каталитического риформинга.

1 — корпус; 2 — футеровка; 3 — опорное кольцо; 4 — распределитель; 5 — опорная решетка с сеткой для катализатора; б — фарфоровые шарики 0,6 мм ; 7 — фарфоровые шарики 13 мм ; 8 — фарфоровые шарики 20 мм ; 9 — катализатор; 10 — вход продукта; 11 — выход продукта; 12 — штуцер для многозонной термопары; 13 — люк для выгрузки катализатора.

Рис. 4. Принципиальная технологическая схема

установки риформинга с непрерывной регенерацией катализатора:

1 — бункер эакоксованного катализатора; 2 — бункер регенерированного катализатора; 3 — шлюз; 4 — дозатор; 5 —разгрузочное устройство;

I — гидроочищенное сырье; II — ВСГ; III — риформат на стабилизацию

Источник