Глубокая статья‖ Обзор установок для гидрогенизации нефтяного гудра и принципы их работы — стоит сохранить!

Thread Content

I. Общая характеристика установки
1. Краткое описание установки
Номинальная производительность установки составляет 1,7 млн тонн в год; годовой фонд рабочего времени — 8000 часов. В качестве сырья для установки используется смесь вакуумного гудрона, прямогонного тяжелого газойля и коксового газойля, получаемых из смеси сырой нефти с системы магистральных трубопроводов «Шэнли» и оманской нефти (соотношение 4:6). Источником водорода служит установка по производству водорода. В результате каталитического гидрирования удаляются примеси серы, азота, металлов, снижается содержание остаточного углерода. Полученное сырье поступает на установку каталитического крекинга тяжелых нефтепродуктов; кроме того, на данной установке производится часть дизельного топлива, а также в небольших количествах — нафта и сухой газ. Уровень гибкости управления устройством составляет 60 %–110 %. Это устройство в основном состоит из блока с сырьем, блока реакции (включающего компрессор нового водорода, компрессор циркулирующего водорода и устройство для десульфуризации циркулирующего водорода), блока дистилляции и блока общего оборудования. Установка расположена на северной стороне нового завода, занимая площадь 83×196=16268 квадратных метров; к востоку от нее находятся устройства для производства водорода. 2. Технические характеристики: Для предотвращения чрезмерного падения давления в реакторе из-за засорения твердыми частицами, содержащимися в сырье, что может повлиять на длительную работу установки, установлены автоматические фильтры для обратной промывки сырья и коксового воскового масла; они позволяют удалять твердые частицы размером более 25 микрометров. Для предотвращения контакта сырой нефти, раствора с низким содержанием аммиака и воды, используемой в процессе реакции, с воздухом, что может привести к окислению части сырья с образованием полимеров и гелей, вызывающих образование налета в системе и сказывающихся на работе катализатора, в системах сырой нефти, раствора с низким содержанием аммиака и воды для реакции применяется газовая изоляция с использованием сухого газа или азота. В сырую нефть добавляют ингибитор отложений, что замедляет процесс образования нагара и повышает эффективность теплообмена. Образование налета на сырой нефти в установках водородации приводит к резкому снижению коэффициента теплообмена в теплообменниках, что в свою очередь увеличивает нагрузку на устройства для охлаждения продуктов реакции и на печи для нагрева реакционной смеси. В серьезных случаях это может привести к сокращению срока эксплуатации оборудования. В то же время в период остановки для замены режима работы снижается объем работ по техническому обслуживанию теплообменников и другого оборудования. Реактор имеет однослойную конструкцию, что облегчает загрузку и выгрузку катализатора, особенно его выгрузку. Исходя из опыта промышленного производства аналогичных установок, демонтаж катализатора из реактора представляет собой сложную задачу; поэтому реактор в данной установке спроектирован с одним слоем катализатора. Для полного восстановления энергии между тепловым высоконапорным сепаратором и тепловым низконапорным сепаратором устанавливаются гидротурбины, которые используются для приведения в действие насосов для подачи водорода. Один из этих насосов приводится в движение совместно гидротурбиной и взрывозащищенным асинхронным двигателем, а другой — исключительно взрывозащищенным асинхронным двигателем. В реакционной части применяется процесс термической сепарации, что позволяет снизить энергопотребление и уменьшить площадь теплообменника. Для сырой нефти использована сеть теплообмена с обычными отходами, газом, полученным в результате высокотемпературной разгонки, и нефтью, полученной в результате реакции. Это позволяет повысить температуру входящей сырой нефти в котел для нагрева, снизить нагрузку на котел, повысить эффективность использования энергии и уменьшить энергопотребление установки. В части реакции применяется метод смешивания водорода непосредственно перед печью для повышения эффективности теплообмена и снижения степени образования кокса. Для обеспечения равномерного распределения температуры в реакторе и предотвращения его перегрева, что могло бы привести к повреждению катализатора, для регулирования температуры на входе в каждый реактор используется быстрое охлаждение водородом, что гарантирует длительную и стабильную работу установки. Для предотвращения образования H2S и NH3 в процессе гидрогенизации, а также кристаллов NH4HS при определенной температуре, которые могут оседать в трубах системы охлаждения и приводить к повышению давления в системе, перед поступлением продуктов реакции в устройство охлаждения вводится деоксигенированная вода. Установка башни для десульфуризации циркулирующего водорода способствует снижению коррозии оборудования и трубопроводов, а также повышает чистоту циркулирующего водорода. Для фракционирования используется двухколоночная схема: колонна для удаления сероводорода приводится в действие с помощью перегретого пара под давлением 3,5 МПа, а колонна для фракционирования продукта нагревается с помощью котла для нагрева сырья. В фракционировочной колонне устанавливается рефлюкс на средней высоте, что обеспечивает образование пара низкого давления, снижает нагрузку на охлаждение в верхней части колонны и повышает эффективность использования энергии. На верхней части ступени десульфидации установлено оборудование для введения ингибиторов коррозии, чтобы снизить воздействие сероводорода, содержащегося в продукте, выходящем с верхней части ступени, на саму ступень. Оптимизируется процесс теплообмена в устройстве, энергия используется поэтапно, а избыточная энергия продукта с осадком преобразуется в пар низкого давления. Для обеспечения безопасности катализатора, оборудования высокого давления и операторов на входном трубопроводе компрессора установлено устройство для аварийного сброса давления. II. Принципы технологии. Из-за ограниченности мировых запасов нефти, ухудшения качества сырой нефти, роста спроса на нефтепродукты среднего сорта, а также ужесточения экологических норм технологии облегчения состава гудрона постоянно совершенствуются. Гудрон, пройдший гидрореформинг, затем направляется в установки каталитического крахления для получения большого количества качественных легких нефтепродуктов. Дегазированный нефтяной грязь – это нефтепродукт, получаемый в результате переработки сырой нефти; он обладает наибольшей плотностью и самым высоким содержанием примесей. В его состав входят большие количества металлов, серы, азота, кокса и других веществ. Примеси в виде металлов и азота могут лишить катализаторы, используемые в последующих установках, их активности, что серьезно влияет на производственный процесс в этих установках ； Сульфиды разрушают оборудование и трубопроводы производственных установок ； Углеродистый остаток в процессе дальнейшей переработки на установках каталитического крекинга нижнего потока крайне нестабилен; он легко образует отложения, что негативно сказывается на длительной эксплуатации установок каталитического крекинга ； В сырье, используемое в установке, добавляют низкодавлекательное тяжелое парафиновое масло и коксовое парафиновое масло, что эффективно снижает вязкость и содержание примесей в сыром нефтяном фракте. Это способствует прохождению каталитической гидрогенизации и облегчает эксплуатацию установки при длительной работе. В этом устройстве используется процесс гидрогенизации с фиксированным слоем катализатора. При подходящих температуре, давлении, соотношении водорода и нефти, а также скорости потока газа сырая нефть реагирует с водородом под действием катализатора. В результате примеси, содержащиеся в нефти – сера, азот, оксиды – превращаются в H2S, NH3 и H2O, которые легко можно удалить. Тяжелые металлы вступают в реакцию с H2S, образуя сульфиды металлов, которые оседают на поверхности катализатора. Густосвязанные ароматические углеводороды и часть ненасыщенных углеводородов гидрогенизируются, что позволяет получать качественную сырую нефть для дальнейшей переработки. Кроме того, получается дополнительное количество дизельного топлива и нефтяного газа. В процессе гидрорафинирования нефтяного грязи происходит множество химических реакций, которые являются довольно сложными. Однако основными из них являются следующие: 1) реакция гидродесульфуризации; 2) реакция гидродеметаллизации; 3) реакция гидроденитрификации; 4) реакция удаления остаточного углерода; 5) реакция гидродезоксигенизации; 6) реакция насыщения ароматических углеводородов; 7) реакция насыщения алкенов; 8) реакция гидрокракинга; 9) реакция конденсации с образованием кокса. 1. Реакция гидродесульфуризации (HDS). Это самая важная химическая реакция в процессе гидрорафинирования нефтяного грязи. Под действием катализатора и водорода различные соединения, содержащие серу, превращаются в углеводороды, не содержащие серу, и H2S. Углеводороды остаются в продукте, в то время как H2S удаляется из реагентов. Большая часть серы в сырой нефти находится в фракции тары. В таре сера в основном присутствует в ароматических углеводах, гумусе и асфальтене; при этом подавляющая часть серы находится в виде тиофенов и их производных. Путем гидролитической реакции разрываются C–S связи в этих макромолекулах, в результате чего S превращается в H2S. В качестве примеров можно привести тиофен и бензотиофен. Уравнение реакции гидрогенизационной десульфурации выглядит следующим образом: сера, находящаяся в составе неасфальтеновых веществ, легко удаляется при гидрогенизации, что позволяет достичь высокого уровня преобразования. Однако сера, находящаяся в асфальтеновых веществах, из-за их сложной молекулярной структуры трудно удаляется. Поэтому степень десульфурации при гидрогенизации нефтяных отходов имеет определенные ограничения. Реакция десульфурации является сильно экзотермической реакцией; выделяемое при ней тепло составляет около 550 ккал/м³ потребляемого водорода. Поскольку среди всех гидрировочных реакций именно реакция десульфурации характеризуется наибольшей степенью превращения, она вносит наибольший вклад в общее количество выделяемого в реакторе тепла. 2. Реакция гидрогенизационной деметаллизации (HDM). Большая часть металлов, содержащихся в различных сортах сырой нефти, находится в фракции тары. Хотя содержание металлов в таре (в основном Ni, V и др.) очень низкое — всего в диапазоне миллионных долей процента — оно может привести к постоянной деградации катализаторов, используемых в процессах HDS, HDN и FCC. Поэтому необходимо удалять микроколичества металлических соединений из сырья на основе гудрона. Реакция гидродеметализации нефтяного фракта также является одной из важных химических реакций, происходящих в процессе гидрорафинирования нефтяного фракта. Под действием катализатора различные металлические соединения реагируют с H2S, в результате чего образуются сульфиды металлов. Эти сульфиды затем оседают на поверхности катализатора, что позволяет удалить их. В нефтяном гудроне металлы Ni и V в основном присутствуют в виде порфириновых соединений и асфальтенов (как показано на рисунке 2-1). Структура этих соединений довольно сложна; в таких больших молекулах помимо металлов также присутствуют примеси, такие как S и N. Соединения Ni и V в процессе гидрирования преимущественно подвергаются гидридации и гидролизу, в результате чего оседают на частицах катализатора в виде сульфидов металлов. Сульфиды металла Ni обладают высокой способностью проникать внутрь частиц катализатора; они оседают относительно равномерно как внутри, так и на внешней поверхности частиц. В свою очередь, сульфиды металла V имеют более слабую способность проникать внутрь частиц катализатора; они в основном оседают вблизи пор частиц и на их внешней поверхности. Когда сульфиды металлов оседают внутри частиц катализатора, это приводит к двум негативным последствиям: во-первых, происходит отравление активных центров катализатора, но степень этого отравления не такая серьезная, как мы предполагали ； Во-вторых, это приводит к закупорке отверстий микропор катализатора, ограничивая диффузию реагентов внутрь микропор, в результате чего снижается видимая реакционная активность. Когда сульфиды металлов оседают на внешней поверхности катализатора, с одной стороны это приводит к закупорке отверстий в микропорах катализатора, а с другой — к снижению пористости каталитического слоя. В итоге это приводит к увеличению давления в слое катализатора. Когда сульфиды металлов распределены неравномерно в пространстве слоя, скорость повышения давления в слое увеличивается. Рисунок 2-1. Схематическое изображение структуры асфальтенов, определенное с помощью метода рентгеноструктурного анализа.
3. Процесс гидрогенизации и денитрификации (HDN). Примерно 70–90% азота в сырой нефти находится в фракции тяжелого нефтяного масла. Из этого количества около 80% азота содержится в гели и асфальтенах. Большая часть азота имеет кольцевую структуру. Нитриды в тяжелом нефтяном масле делятся на щелочные и нейтральные. Типичными нейтральными нитрогенсодержащими соединениями являются пиррол, индол и карбазол. Типичными щелочными нитрогенсодержащими соединениями являются пиридин, хинолин, акрин и дифенилакрин. Их структурные формулы приведены ниже. В процессе гидрогенизации тяжелого нефтяного масла различные нитрогенсодержащие соединения под действием катализатора превращаются в аммиак и углеводороды. Аммиак удаляется из продуктов реакции, а углеводороды остаются в готовом продукте. Основные реакции процесса гидротермического удаления азота представлены ниже: для извлечения азота из его соединений необходимо разорвать связь C–N. Однако для разрыва этой связи требуется гораздо больше энергии, чем для разрыва связи C–S. Поэтому процесс гидротермического удаления азота из нефти с высоким содержанием смолистых веществ протекает сложнее; коэффициент удаления азота меньше, чем коэффициент удаления серы. В то же время от катализатора HDN требуется высокая кислотность, однако при чрезмерно высокой кислотности легко возникают интенсивные реакции образования кокса, что приводит к отравлению активных центров катализатора. Реакция гидродесазотирования нефтяного фракта также является сильно экзотермической реакцией; тепло, выделяющееся при ней, составляет примерно 650 ккал/м3 на потребляемый водород. Однако из-за низкой степени протекания этой реакции её вклад в общее количество выделяемого тепла меньше, чем у реакции десульфуризации. 4. Реакция гидродеасфальтизации (HDCR). Реакция гидродеасфальтизации также является важной реакцией в процессе гидрогенизации остаточного масла; степень преобразования остаточного углерода является важным показателем технологии гидрогенизации остаточного масла. В отличие от примесей таких как S, N и металлы, количество углерода в остатках нефти указывает на тенденцию к образованию кокса в процессе её переработки со стороны компонентов с высокой температурой кипения, таких как полициклические ароматические углеводороды, гумус и асфальтен. Этот показатель обычно обозначается как значение углерода в остатках. Согласно химическому анализу, конденсированные ароматические углеводороды с пятью и более кольцами являются предшественниками образования тара. У дегтярного масла самые высокие значения содержания золы, что соответствует тому, что в гумусе и асфальтене присутствует большое количество полициклических и гетероциклических ароматических углеводородов. В процессе гидрогенизации нефтяного гудра полициклические ароматические углеводороды, являющиеся предшественниками кокса, постепенно гидрогенизируются и насыщаются; степень полицикличности снижается, и некоторые из них превращаются в ароматические углеводороды с менее чем пятью кольцами, после чего они уже не являются предшественниками кокса. 5. Реакция гидродеоксигенации (HDO). Органические соединения, содержащие кислород, в нефтепродуктах делятся на две основные группы: фенолы (производные фенола и нафтола) и гетероциклические соединения с кислородным кольцом (производные фурана). Кроме того, имеется небольшое количество спиртов, карбоновых кислот и подобных им соединений. Алкоолы, карбоновые кислоты и подобные соединения легко подвергаются гидродеоксидации с образованием соответствующих углеводородов и воды; при условиях гидридации карбоновые кислоты теряют карбоксильную группу или превращают её в метильную группу. Гидродеоксигенизация фенолов может происходить как путем прямой гидродеоксигенизации, так и путем сначала гидрогенического насыщения кольца, а затем гидродеоксигенизации. Механизм гидродеоксигенации полициклических кислородсодержащих соединений дибензофуранового типа схож с механизмом гидродесульфурации полициклических серосодержащих соединений дибензотиофенового типа: деоксигенация может происходить как непосредственно путем гидрогенизации, так и после насыщения циклов водородом. 6. Реакция гидрогенизации ароматических углеводородов. При гидрогенизации ароматических углеводородов в нефтяном шламе происходит гидрогенизация полициклических ароматических углеводородов. Эта реакция является самой сложной среди всех реакций гидрогенизации в процессе обработки нефтяного шлама. Однокольцевые ароматические углеводороды также трудно поддаются гидрогенизации. В качестве примера можно привести реакции гидрогенизации нафталена и фенантина; уравнения этих реакций, а также константы химического равновесия при температурах 327°C и 427°C приведены здесь: http://mmbiz.qpic.cn/mmbiz/35JHtweQnntuvGKt9kw95ia9GCLhroeYZj06yh5YQk0sjO1wl3miblr6c32n5IZVGQW9922bMuB1GYlJMPsib59aw/0?wx_fmt=jpeg. Характеристиками реакции гидрогенизации полициклических ароматических углеводородов являются: (1) постепенная гидрогенизация по очереди каждого кольца, причем сложность гидрогенизации увеличивается с каждым кольцом ； (2) Реакция водородирования в каждом кольце является обратимой и находится в состоянии равновесия ； (3) Степень гидрогенизации полициклических ароматических углеводородов часто ограничивается химическим равновесием ； (4) Если на бензольном кольце присутствуют заместители, то гидрогенизация ароматических углеводородов становится более сложной; к тому же с увеличением количества заместителей сложность гидрогенизации только растет. При высоком давлении водорода и низкой температуре реакции химический баланс реакции гидрогенизации ароматических углеводородов смещается вправо, что способствует протеканию этой реакции. Напротив, при более низком давлении водорода и более высокой температуре реакции химический баланс насыщения ароматических углеводородов смещается влево, что способствует процессу дегидратационного конденсирования циклоалканов с образованием полициклических ароматических углеводородов. Эти последние затем конденсируются, образуя кок, который оседает на катализаторе, что приводит к снижению его активности. Поэтому в процессе гидрореформинга нефтяных фракций необходимо поддерживать высокое давление водорода; кроме того, температура катализатора HDN не должна быть слишком высокой, чтобы способствовать гидрогенизации ароматических соединений. 7. Реакция гидрогенизации алкенов. Среди всех реакций гидротермической обработки нефтяных фракций реакция гидрогенизации алкенов происходит довольно быстро; её скорость уступает только скорости реакции гидродеметализации. При температурах, характерных для реакции гидродесульфуризации, алкены практически полностью сатурируются в результате гидрогенизации. Типичная схема реакции гидрирования олефинов выглядит следующим образом: http://mmbiz.qpic.cn/mmbiz/35JHtweQnntuvGKt9kw95ia9GCLhroeYZceTVmQxrcm5PKDgCH9htKLC8wDIWqP0aZ1icKojTSROeCFl6lOawlXw/0?wx_fmt=jpeg Реакция гидрирования олефинов является сильно экзотермической; однако, поскольку содержание олефинов в мазуте невелико, то, несмотря на высокую скорость протекания реакции и большое количество выделяющегося тепла, её вклад в общее количество выделяющегося тепла незначителен. 8. Реакция гидрокрекинга. Гидрокрекинг представляет собой реакцию, в ходе которой под действием водорода и катализатора крупные молекулы углеводородов в сырье превращаются в более мелкие молекулы. В качестве примера можно привести алканы и олефины. Типичное уравнение реакции гидрокрекинга: CnH2n+2 + 2H2 → CmH2m+2 + Cn-mH2(n-m)+2. Степень протекания реакции гидрокрекинга определяется степенью конверсии. При обычных условиях работы коэффициент преобразования нефтяного грязевого фракта составляет 30–38%; в основном образуется VGO, затем дизельное топливо, а также небольшое количество нейтрального нефтяного газа и газов. Реакция гидрокрекинга является экзотермической реакцией; тепло, выделяющееся в ходе этой реакции, составляет примерно 450 ккал/м3 потребляемого водорода. Это тепло вносит значительный вклад в общее количество тепла, выделяющегося в процессе реакции. Коэффициент преобразования увеличивается с повышением температуры реакции, но в конце срока эксплуатации этот эффект повышения температуры ослабевает из-за сильной деактивации катализатора. Кроме того, гидрокракинг при высоких температурах усиливает процесс образования кокса на катализаторе и приводит к обратному развитию реакций насыщения ароматических веществ, что мешает процессам денитрификации и десульфуризации; поэтому диапазон температур ограничен. 9. Реакция конденсации и образования кокса. В процессе гидрогенизации нефтяного гудра, по мере протекания различных реакций, происходит также реакция конденсации и образования кокса. Кокс оседает на внешней и внутренней поверхностях частиц катализатора, что приводит к его отравлению и деактивации. Накопление углерода на катализаторе происходит в основном в течение 15 дней после завершения предварительной сульфировки катализатора и смены сырья на нефтяной грязь. В процессе дальнейшей эксплуатации накопление углерода на катализаторе будет идти более медленно. Поэтому при запуске установки гидроочистки мазута и смене сырья это необходимо делать медленно, чтобы в полной мере реализовать активность и стабильность катализатора. 10. Особенности процесса гидрогенизации мазута. Путем исследования и обобщения процесса гидрогенизации мазута в стационарном слое были выявлены следующие особенности: во-первых, существуют различия между разными реакционными слоями или между различными участками одного и того же слоя. 1) Реакция гидрообработки является экзотермической; в промышленных реакторах наблюдается повышение температуры в одном и том же слое, то есть температура реакции в нижней части слоя выше. 2) Вещества, легко вступающие в реакцию, сначала реагируют в верхней части слоя или в первом слое, а вещества, трудно вступающие в реакцию, — в нижней части слоя или в последующих слоях. 3) Концентрация реагентов в верхней части слоя выше, а в нижней части — ниже. То есть в верхней части слоя происходит более интенсивная реакция и превращение, нагрузка выше. 4) В процессе гидрореакции потребляется водород, в результате чего образуются сульфид водорода и аммиак; поэтому концентрации H2, H2S и NH3 в верхней и нижней частях слоя различаются. Во-вторых, гудрон содержит большое количество примесей и неидеальных компонентов; его средняя молекулярная масса велика, а вязкость высока. Это приводит к низкой реакционной способности и быстрой деградации катализатора. Поэтому условия хидрогенизации гудрона являются строгими: высокое давление и температура, а скорость потока газа — низкая. В-третьих, в процессе гидрорегенерации нефтяного фракта на фиксированном слое образуется большое количество твердых веществ, таких как кокс и сульфиды металлов. Накопление этих твердых веществ в слое приводит к увеличению давления в нем до предельных значений, из-за чего аппарат вынужден останавливаться. В-четвертых, в процессе гидроочистки мазута необходимо применять технологию комбинированной загрузки катализаторов. 11. Катализаторы для гидрогенизации нефтяных фракций: 1) Состав и принцип действия катализаторов; 2) Методы комплексной установки катализаторов (CCS); 3) Защита катализаторов; 4) Катализаторы для удаления металлов; 5) Катализаторы для десульфуризации; 6) Катализаторы для денитрификации; 7) Влияние изменений качества катализатора в процессе его использования на производство и способы корректировки; 8) Процедуры обработки новых катализаторов; 9) Инактивация катализаторов. 12. Основные факторы, влияющие на гидрогенизацию нефтяных фракций. Целью определения и корректировки технологических параметров является преобразование сырья в качественную продукцию. Изменение одного из технологических параметров часто приводит к корректировке нескольких других параметров, поэтому необходимо понимать взаимосвязь между различными технологическими параметрами и их влияние на свойства продукта. 1) Свойства сырой нефти 2) Давление в реакторе 3) Давление водорода 4) Количество поступающей сырой нефти 5) Циркулирующий водород 6) Температура реакции III. Краткое описание технологического процесса 1. Реакционная часть Смешанная сырая нефть под контролем уровня и расхода поступает в буферный резервуар V101. Сырая нефть выходит из накопительного резервуара сырой нефти V101 снизу; после повышения давления с помощью насоса P101 она поступает в разделение по фракциям, где происходит теплообмен с гидрогенизированным отходным маслом в теплообменниках E101A/B/C/D. Затем сырая нефть попадает в фильтр SR101, предназначенный для удаления примесей размером более 25 мкм из состава сырой нефти. Отфильтрованная сырая нефть поступает в резервуар V102 для хранения отфильтрованной сырой нефти. Из дна резервуара V102 сырая нефть подается под давлением с помощью насоса P102. После этого сырая нефть смешивается с гидрогеном, предварительно нагретым в устройстве E104. Затем смесь проходит через теплообменник E103 для предварительного нагрева, а также через теплообменник E102 между продуктами реакции и сырьем. После этого смесь поступает в котел F101, где нагревается до температуры, необходимой для проведения реакции. После этого смесь попадает в первый реактор R101. Температуру на входе в первый реактор можно регулировать путем изменения количества топлива, используемого в котле. Далее смесь поступает в остальные три реактора – R102, R103 и R104, где происходит каталитический гидрогенизационный процесс с удалением серы, азота, металлов и других примесей. Температура входа в каждый реактор контролируется путем регулирования количества холодного водорода, подаваемого по трубопроводам между реакторами. Продукты реакции, выходящие с R104, после теплообмена в теплообменнике реакционных отходов/реакционной сырья E102, поступают в тепловой высокодавленный сепаратор V103. Реакционный флуид в разделяющем устройстве высокого давления и температуры V103 подвергается разделению на газ и жидкость. Горячий газовый поток, выходящий сверху, сначала проходит через теплообменник горячего газового потока/смешанного сырья E103, затем — через теплообменник горячего газового потока/смешанного водорода E104. После этого он поступает в охлаждающее устройство горячего газового потока A101, где охлаждается. Затем газ поступает в разделяющее устройство низкого давления и температуры V105 для разделения на газ, нефть и воду. Горячая высокодавленная фаза, выходящая снизу из сепаратора, под контролем уровня жидкости проходит через гидротурбину HT101 для восстановления энергии, после чего поступает в сепаратор низкого давления V104 для разделения на газ и жидкость. Для предотвращения осаждения аммонийных солей при низких температурах, что может привести к засорению трубопроводов, перед тепловым раздельником A101 вводится деоксигенированная вода, подогнетенная насосом P103, для растворения аммонийных солей. Холодный газ с высоким давлением, выходящий из верхней части холодного высокодавленного сепаратора (циркулирующий водород), поступает в резервуар для разделения фаз V107 у входа в колонну для десульфуризации циркулирующего водорода. В этом резервуаре удаляются жидкие углеводороды, присутствующие в газе, что снижает склонность колонны к образованию пузырьков. В качестве растворителя для десульфуризации циклического водорода в башне T101 используется раствор метилдиэтаноламина (MDEA). Бедный раствор из буферного резервуара V113 подается под давлением с помощью насоса P104 в верхнюю часть башни. Богатый раствор, выходящий из нижней части башни, поступает в резервуар для дегазации V114, где происходит удаление газов, после чего он отправляется за пределы установки. Циклический водород после удаления H2S поступает в резервуар для разделения фаз V108 у входа в компрессор циклического водорода, где удаляются содержащиеся в нем капли жидкости. Циклический водород, выходящий из верхней части резервуара, поступает в компрессор C101 для повышения давления. После этого циклический водород делится на две части: одна из них смешивается с новым водородом, поступающим от компрессора C102, и затем возвращается обратно в реакторную часть ； Другая часть используется в качестве гидрогена для быстрого охлаждения с целью контроля температуры на входе в реактор (в конце работы необходимо сбрасывать часть избыточного водорода в устройство для десульфуризации при низком давлении). Циклический водородный компрессор — это центробежный компрессор, приводимый в действие турбиной с обратным давлением. Холодная высококомпрессионная фракция, поступающая с дна сепаратора V105, подвергается снижению давления под контролем уровня жидкости; затем она смешивается с охлажденной горячей низкокомпрессионной фракцией, поступающей из сепаратора V104. Полученная смесь направляется в сепаратор V109 для разделения на газ и жидкость. Холодная низкокомпрессионная жидкость под контролем уровня жидкости вытекает из нижней части резервуара и поступает в теплообменник горячей низкокомпрессионной фракции/холодной низкокомпрессионной жидкости E105, а также в теплообменники дизельного топлива/холодной низкокомпрессионной жидкости E201/ABC. После этого она поступает в стабилизационную колонну T201. Холодный низкокомпрессионный газ, выходящий с верхней части V109, под контролем давления смешивается с газом из резервуара для обратного потока на вершине ступени стимуляции V201, после чего поступает в блок десульфуризации газа на установке гидрорегенерации бензина и дизтоплива мощностью 2,4 млн тонн в год. Кислотная вода, содержащая H2S и NH3, поступает в дегазатор кислотной воды V115 для централизованной дегазации, после чего выводится из установки. Горячее низкокачественное масло под контролем уровня вытекает с дна резервуара V104 и направляется в раздельную установку. Нагретый газ низкого давления после теплообмена в теплообменнике E105 между нагретым газом низкого давления и охлажденным маслом низкого давления поступает в воздушный холодильник A102, где охлаждается, а затем — в холодильник-сепаратор V109 для разделения газа и жидкости. Для предотвращения выпадения солей аммония при низких температурах и последующего засорения трубопроводов перед воздушным холодильником нагретого газа низкого давления производится периодическая подача воды для растворения этих солей. Новый водород поступает в все целиком завода через сеть для подачи водорода; затем он проходит через компрессор C102, где подвергается трехэтапному сжатию с повышением давления. После этого смешанный водород смешивается с водородом, выходящим из компрессора циркуляционного водорода. Смешанный водород затем направляется обратно в соответствующие реакторные установки. Установлены два новых водородных компрессора: один работает, другой — в резерве. Каждый из компрессоров оснащен трьмя ступенями сжатия. У входа на первую ступень каждого компрессора расположен резервуар для разделения жидкости. Между ступенями установлены охладители и резервуары для разделения жидкости. 2. Часть для дистилляции. Часть для дистилляции включает три колонны и одну печь, а именно: колонну для удаления сероводорода, дистилляционную колонну, колонну для стимулирования процесса дистилляции дизельного топлива и печь для нагрева сырья, поступающего в дистилляционную колонну. Горячий низкокипящий фракт от реакционной части вместе с предварительно подогретым холодным низкокипящим фрактом поступает в колонну для десульфидации H2S T201. В нижней части башни используется стимуляция среднего давления с помощью водяного пара. Газовая фаза на вершине колонны после охлаждения в охладителе верхней части колонны A201 попадает в резервуар для обратного потока V201, где происходит разделение газа и жидкости. Газ из V201 направляется в устройство для десульфуризации газа на заводе по гидрогенизации бензина и дизельного топлива мощностью 2,4 миллиона тонн в год ； Жидкость, выходящая снизу из V201, под давлением, создаваемым насосом обратного потока P201, распределяется на две части: одна часть возвращается в верхнюю часть колонны в качестве обратного потока, а другая часть жидкости выходит из устройства под контролем уровня жидкости в резервуаре обратного потока. Для снижения коррозии в трубопроводах на вершине башни и в теплообменниках ингибитор коррозии подается под давлением с помощью насоса в трубопроводы на вершине стекательной башни. Нефть с дна ступени стабилизации нагревается в котле для подогрева сырья F201 до соответствующей температуры, после чего поступает в колонну дистилляции T202. В этой колонне имеется отвод для получения дизельного топлива, а также система обратного потока средней фракции. Газообразная фаза, образующаяся на верхнем уровне колонны, охлаждается в охладителе V202, после чего поступает в резервуар для обратного потока V202 для разделения газа и жидкости. Для герметизации резервуара используется газ топлива ； Жидкость, выходящая с дна резервуара обратного потока V202, под давлением, создаваемым насосом обратного потока P202, распределяется на две части. Одна из частей возвращается на верхнюю часть колонны в качестве обратного потока, а другая часть, под контролем уровня жидкости в резервуаре, охлаждается с помощью устройства E206 перед тем, как быть выведенной из установки. Нефтяное сточное водообразование, выходящее из нижнего бака для возврата жидкости, после повышения давления с помощью насоса для нефтяных сточных вод P203 поступает в бак для подачи воды V106 в качестве процессной воды. Дизельное топливо с боковой линии выходит из колонны дистилляции и поступает в колонну стимуляции дизельного топлива T203. В нижней части колонны стимуляции расположен ректификатор E203; в качестве источника тепла используется нефть из нижней части колонны дистилляции. Газы, образующиеся в верхней части колонны, возвращаются обратно в колонну дистилляции. Дизельное топливо отбирается с дна колонны, подается на насос P204 для повышения давления, затем охлаждается в теплообменнике дизельного/холодного низкокипящего масла E201, в водяном охладителе E208 и в воздушном охладителе дизельного топлива A203 до температуры 50°C, после чего выходит из установки. Нефть с среднего уровня откачивается из резервуара для сбора нефти в фракционировочной колонне с помощью насоса P206. После повышения давления она проходит через генератор пара нефти с среднего уровня E202, где получает тепло, после чего возвращается в фракционировочную колонну. Нефть с дна фракционной колонны (гидрогенизированный гудрон) выкачивается с помощью насоса P205, расположенного у дна колонны. После повышения давления она сначала проходит через ректификационный котел E203 для гидрогенизированного гудрона/дизельного топлива, затем — через теплообменник E101 между гидрогенизированным гудроном и сырой нефтью. Далее нефть поступает в генератор пара для гидрогенизированного гудрона E204, а затем охлаждается в водяном охладителе E209 до температуры 170°C перед отправкой в установку для каталитического крахления тяжелых нефтей. Также возможно дополнительное охлаждение в водяном охладителе E210 до температуры 90°C перед выходом нефти в резервуары. 3. Секция десульфуризации газа: поступающая снаружи установки жидкость с низким содержанием амина попадает в буферный резервуар V113; затем под действием насоса высокого давления P104 она подается в башню для десульфуризации циклического водорода T101 ； Газ с низким содержанием компонентов, выходящий из холодного низкодавлельного сепаратора V109, смешивается с газом, поступающим с верхней части столба для стимуляции разделения V201, с газом, образующимся на верхней части резервуара для флэш-вспенивания аммиачной смеси V114, а также с кислым газом, поступающим из резервуара для дегазации кислой воды V115. Полученная смесь направляется в устройство для десульфуризации сухого газа на заводе по гидрогенизации дизельного и бензинового топлива мощностью 2,4 миллиона тонн в год