RU2105037C1 - Method of removing hydrogen sulfide from gasoline or diesel fuel - Google Patents
Method of removing hydrogen sulfide from gasoline or diesel fuel Download PDFInfo
- Publication number
- RU2105037C1 RU2105037C1 RU96102891A RU96102891A RU2105037C1 RU 2105037 C1 RU2105037 C1 RU 2105037C1 RU 96102891 A RU96102891 A RU 96102891A RU 96102891 A RU96102891 A RU 96102891A RU 2105037 C1 RU2105037 C1 RU 2105037C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- diesel fuel
- gasoline
- hydrogen sulfide
- stabilizer
- absorber
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к процессам переработки нефтяных дистиллятов и может найти применение в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. The present invention relates to the processing of petroleum distillates and may find application in the refining and petrochemical industries.
Известен способ очистки бензина и дизельного топлива от сероводорода путем подачи нагретого неочищенного бензина или дизельного топлива в колонну на тарелку питания и горячей струи вниз колонны (Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке Изд-во Химия, 1978, стр. 168 - 169, стр. 243 - 244). A known method of purification of gasoline and diesel fuel from hydrogen sulfide by supplying heated crude gasoline or diesel fuel to the column on a power plate and a hot jet down the column (Sukhanov V.P. Catalytic processes in oil refining Chemistry publishing house, 1978, p. 168 - 169, pg. 243 - 244).
Недостатком данного способа являются значительные энергетические затраты и присутствие сероводорода до 1 ppm. The disadvantage of this method is the significant energy costs and the presence of hydrogen sulfide up to 1 ppm.
Известен способ очистки дизельного топлива от сероводорода, заключающийся в том, что в отгонную часть под нижнюю тарелку стабилизатора вводят горячие струи углеводородосодержащего газа, при этом в середину отгонной части стабилизатора и ниже точки ввода бессернистого углеводородосодержащего газа под ее нижнюю тарелку вводят горячие струи стабильного дизельного топлива. (Авторское свидетельство N 1109420 МКИ C 10 G 7/00, опубликовано Б.И. N 31 23.08.84 г.). A known method of purification of diesel fuel from hydrogen sulfide is that hot jets of hydrocarbon-containing gas are introduced into the stripping portion under the lower plate of the stabilizer, while hot streams of stable diesel fuel are introduced into the middle of the stripping portion of the stabilizer and below the point of introduction of sulfur-free hydrocarbon-containing gas under its bottom plate. . (Copyright certificate N 1109420 MKI C 10 G 7/00, published by B.I. N 31 on 08.23.84).
Недостатком этого способа является продувание бензина или дизельного топлива углеводородным газом в стабилизаторе, что требует вторичной очистки подаваемых углеводородных газов и повышенные энергозатраты. The disadvantage of this method is the blowing of gasoline or diesel fuel with hydrocarbon gas in the stabilizer, which requires secondary purification of the supplied hydrocarbon gases and increased energy consumption.
Целью изобретения является получение экологически чистого продукта, не содержащего сероводород, предотвращение загрязнения окружающей среды и снижение энергозатрат на очистку. The aim of the invention is to obtain an environmentally friendly product that does not contain hydrogen sulfide, preventing environmental pollution and reducing energy consumption for cleaning.
Поставленная цель достигается тем, что продувание осуществляют перед подачей бензина или дизельного топлива в стабилизатор в абсорбере колонного типа под избыточным давлением до 1,6 МПа, температуре верха абсорбера 40 - 50oC и температуре низа абсорбера 50 - 130oC, а в качестве углеводородсодержащего газа используют жирный нефтезаводской углеводородный газ.This goal is achieved in that blowing is carried out before feeding gasoline or diesel fuel to the stabilizer in a column type absorber under an overpressure of up to 1.6 MPa, an absorber top temperature of 40 - 50 o C and an absorber bottom temperature of 50 - 130 o C, and as hydrocarbon-containing gas use a fatty refinery hydrocarbon gas.
Температурные пределы и предел давления зависят от состава продувочного углеводородного газа. Если изменить пределы температуры и давления, то не будет обеспечена необходимая степень очистки. The temperature and pressure limits are dependent on the composition of the purge hydrocarbon gas. If you change the temperature and pressure limits, then the necessary degree of purification will not be provided.
На чертеже приведена принципиальная технологическая схема осуществления предлагаемого способа. The drawing shows a flow chart of the implementation of the proposed method.
Линия I - продувочный углеводородный газ (жирный нефтезаводской газ). Line I - purge hydrocarbon gas (fatty refinery gas).
Линия II - бензин или дизельное топливо, содержащее сероводород. Line II - gasoline or diesel fuel containing hydrogen sulfide.
Линия III - сухой углеводородный газ, содержащий сероводород, на очистку. Line III - dry hydrocarbon gas containing hydrogen sulfide for purification.
Линия IV - рефлюкс на газофракционирование. Line IV - reflux to gas fractionation.
Линия V - сухой газ. Line V - dry gas.
Линия VI - очищенный от сероводорода бензин или дизельное топливо. Line VI - gasoline or diesel fuel purified from hydrogen sulfide.
Линия VII - нагретый бензин или дизельное топливо. Line VII - heated gasoline or diesel.
Линия VIII - горячая струя стабильного бензина или дизельного топлива. Line VIII - a hot stream of stable gasoline or diesel fuel.
Технологическая схема включает в себя: продувочную колонну (абсорбер) 1, теплообменник 2, стабилизатор 3, рефлюксную емкость 4, рефлюксный насос 5, конденсатор-холодильник 6, печной насос 7, печь 8, холодильник 9. The technological scheme includes: a purge column (absorber) 1, a heat exchanger 2, a stabilizer 3, a reflux tank 4, a reflux pump 5, a condenser-cooler 6, a furnace pump 7, a furnace 8, a refrigerator 9.
Согласно схеме бензин или дизельное топливо, содержащее сероводород, по линии II подают на верх абсорбера и продувают углеводородным газом, который подают вниз абсорбера 1 по линии I. С верха абсорбера 1 по линии III выводят основное количество сероводорода в смеси с сухим углеводородным газом на установку очистки и получения серы. С низа продувочной колонны 1 бензин или дизельное топливо, насыщенные тяжелыми углеводородами, по линии VII поступают в стабилизатор 3 через теплообменник 2. С верха колонны газ поступает в конденсатор-холодильник 6 и рефлюксную емкость 4. Из рефлюксной емкости 4 сухой газ с остаточным содержанием сероводорода по линии V выводят в заводскую сеть на очистку. According to the scheme, gasoline or diesel fuel containing hydrogen sulfide is fed through line II to the top of the absorber and blown with hydrocarbon gas, which is fed down to the absorber 1 through line I. From the top of the absorber 1, the main amount of hydrogen sulfide mixed with dry hydrocarbon gas is discharged to the unit purification and sulfur. From the bottom of the purge column 1, gasoline or diesel fuel, saturated with heavy hydrocarbons, through line VII enter the stabilizer 3 through the heat exchanger 2. From the top of the column, gas enters the condenser-cooler 6 and reflux tank 4. From the reflux tank 4, dry gas with a residual content of hydrogen sulfide line V leads to the factory network for cleaning.
Рефлюкс из емкости 4 насосом 5 подают на орошение в стабилизатор 3, а балансовый избыток по линии IV откачивают на газоразделение. The reflux from the tank 4 by the pump 5 is supplied for irrigation to the stabilizer 3, and the balance excess through line IV is pumped to the gas separation.
Очищенный от сероводорода стабильный бензин или дизельное топливо с низа стабилизатора 3 насосом 7 через печь 8 по линии VIII подают в стабилизатор 3 в качестве горячей струи, а балансовый избыток стабильного бензина или дизельного топлива, очищенного от сероводорода, через теплообменник 2, холодильник 9 по линии VI откачивают в резервуары готовой продукции. Stable gasoline or diesel fuel purified from hydrogen sulfide from the bottom of the stabilizer 3 is pumped through the furnace 8 through a line 8 through line VIII to the stabilizer 3 as a hot stream, and the balance excess of stable gasoline or diesel fuel purified from hydrogen sulfide through a heat exchanger 2, a refrigerator 9 in line VI is pumped into finished product tanks.
Жирными нефтезаводскими газами являются, например, газы процессов термического и каталитического крекингов. Fatty refinery gases are, for example, thermal and catalytic cracking gases.
Состав указанных газов приводится в таблице 1. The composition of these gases is given in table 1.
Указанный способ можно реализовать на нефтеперерабатывающих заводах для очистки от сероводорода бензинов термического и каталитического крекингов или дизельного топлива установки гидроочистки. The specified method can be implemented in oil refineries for the purification of hydrogen sulfide gasoline thermal and catalytic cracking or diesel fuel hydrotreatment.
Реализацию предлагаемого способа осуществляют на абсорбционной газофракционирующей установке (АГФУ) для очистки от сероводорода смеси нестабильных бензинов термического и каталитического крекингов, что позволяет сократить до минимума капитальные и энергетические затраты, исключить применение реагентов для очистки бензина или дизельного топлива от сероводорода и обеспечивается полное отсутствие сероводорода в готовом продукте, что подтверждается данными, приведенными в таблице 2. The implementation of the proposed method is carried out on an absorption gas fractionation unit (AGFU) for purification from hydrogen sulfide of a mixture of unstable gasolines of thermal and catalytic cracking, which reduces capital and energy costs to a minimum, eliminates the use of reagents for the purification of gasoline or diesel fuel from hydrogen sulfide and ensures the complete absence of hydrogen sulfide in finished product, which is confirmed by the data given in table 2.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96102891A RU2105037C1 (en) | 1996-02-14 | 1996-02-14 | Method of removing hydrogen sulfide from gasoline or diesel fuel |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96102891A RU2105037C1 (en) | 1996-02-14 | 1996-02-14 | Method of removing hydrogen sulfide from gasoline or diesel fuel |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2105037C1 true RU2105037C1 (en) | 1998-02-20 |
RU96102891A RU96102891A (en) | 1998-05-10 |
Family
ID=20176899
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96102891A RU2105037C1 (en) | 1996-02-14 | 1996-02-14 | Method of removing hydrogen sulfide from gasoline or diesel fuel |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2105037C1 (en) |
-
1996
- 1996-02-14 RU RU96102891A patent/RU2105037C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке. - М.: Химия, 1978, с. 168 - 169, 243 - 244. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2660136C (en) | Configurations and methods for removal of mercaptans from feed gases | |
JP7189892B2 (en) | Marine heavy fuel oil composition | |
US7674444B2 (en) | Configurations and methods for removal of mercaptans from feed gases | |
CN1754947B (en) | Process and installation for the treatment of DSO | |
US4347226A (en) | Method for treating sulfur-containing effluents resulting from petroleum processing | |
CN102786981B (en) | Catalytically cracked oil utilizes novel process | |
RU98117336A (en) | METHOD FOR REFINING OIL AND APPARATUS | |
US2697682A (en) | Catalytic desulfurization of petroleum hydrocarbons | |
RU2105037C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from gasoline or diesel fuel | |
CN110862837A (en) | System and method for grading, processing and utilizing full-fraction coal tar | |
WO2005007777A2 (en) | Desulfurization of a naphtha gasoline stream derived from a fluid catalytic cracking unit | |
US3197396A (en) | Method of preventing deposit formation | |
RU2556691C1 (en) | Hydrocarbon material processing plant in northern regions | |
RU2451713C2 (en) | Method to remove secondary hydrogen sulphide produced in heavy oil products during their manufacturing | |
RU2678995C2 (en) | Method of hydrocarbon petroleum deodoration | |
CN1061366C (en) | Extraction method for faulty wax oil solvent | |
NO166413B (en) | PROCEDURE FOR USING A DIRECT DISTILLATION PLANT IN COMBINATION WITH A HYDROSTRIPPING PROCESS. | |
RU2815U1 (en) | OIL REGENERATION INSTALLATION | |
US2130596A (en) | Method for treating a plurality of heavy hydrocarbon oils for subsequent cracking | |
RU2088635C1 (en) | Method of petroleum processing | |
CA2520046C (en) | Process for reducing the level of sulfur compounds from liquid hydrocarbon streams | |
US20210130705A1 (en) | Enhanced hydroprocessing process with ammonia and carbon dioxide recovery | |
RU2125077C1 (en) | Petroleum processing method | |
SU1664814A1 (en) | Method of cleaning oil stock from mercaptanes | |
RU2045569C1 (en) | Method of producing high-octane gasoline |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100215 |