Что касается нефтехимических установок, проблемы баланса водорода между процессами риформинга и гидрирования: какие у вас есть установки и меры? Как сделать резервную копию?
Thread Content
Удельный выход водорода на установках для ректификации составляет примерно 6–7%. Для топливных нефтеперерабатывающих заводов, где используется процесс мелкой ректификации в сочетании с процессом гидрогенизации, это вполне достаточно для обеспечения работоспособности установок в соответствии с стандартами «Го-4». Однако существуют проблемы, связанные с потреблением водорода летом при производстве дизельного топлива с высокой температурой затвердевания. Эти проблемы заключаются в следующем: 1) Если происходят отклонения в процессе ректификации, установки гидрогенизации останавливаются из-за недостатка водорода; это приводит к тому, что меньшие по размеру установки также останавливаются. 2) Даже при соблюдении стандартов «Го-4» невозможно обеспечить полную загрузку установок гидрогенизации зимой (для производства дизельного топлива с низкой температурой затвердевания). 3) При соблюдении стандартов «Го-5» также невозможно удовлетворить потребности установок гидрогенизации в водороде; зимой возникает большой дефицит водорода. Возможные решения и вопросы, которые нужно рассмотреть: 1) Необходимо установить новые установки для производства водорода, способные обеспечивать достаточное количество водорода как зимой, так и летом. Какие методы могут быть использованы? Например, PSA, производство водорода из сухого газа (паровая крекинг) + PSA, мембранная сепарация и т. д. Как вы сами организуете работу таких установок? Какой вариант лучше? 1. Высокий уровень производства водорода, простота эксплуатации и обслуживания, высокая гибкость в управлении, минимальное количество установок для решения проблем.2. При использовании источников водорода из соседних заводов необходимо определить такие показатели, как чистота водорода, содержание хлорид-ионов, CO и CO2.
3. Какой ущерб наносится катализаторам для водородации при превышении уровней CO и CO2? Каковы внутренние стандарты контроля? Группа обсуждения менеджеров
Водород, используемый в наших устройствах, — это произведенный водород и ректифицированный водород. Раньше я особо не задумывался над этим вопросом.
Это зависит от сырья для производства водорода у вас: природный газ, газовый конденсат, метанол, коксовый газ. Только тогда можно точно рассчитать эффективность и затраты.
Личное мнение: 1. Использование ректифицированного водорода для гидризации дизельного топлива нереалистично, поскольку сам процесс гидризации дизельного топлива требует довольно большого количества водорода. Не рекомендуется использовать только PSA — PSA предназначен для очистки, а не для увеличения источника водорода. Инвестиции в производство водорода из сухого газа с использованием технологии PSA довольно велики, однако источник водорода при этом стабилен. Но у вас же это завод по переработке топлива. Мембранная сепарация, как и PSA, предназначена для очистки, причем современные технологии мембранной сепарации не настолько мощны, как их рекламируют. 2. Если имеется внешний источник водорода, сначала следует рассмотреть его использование; для дизельного топлива требуемое содержание водорода невысоко — обычно 90% достаточно. 3. Уровень CO и CO2 должен оставаться ниже 20 ППм
Мы занимаемся регулированием поставок водорода для гидрогенизации дизельного топлива и бензина; кроме того, мы используем метанол для производства водорода с целью покрытия недостатка этого газа. При использовании метанола для производства водорода возможен более широкий диапазон регулировки, что облегчает контроль над количеством поставляемого водорода. К тому же операции запуска и остановки процесса также выполняются более легко