RU2430012C1 - Pulse flow method for desulphuration of circulating hydrogen and device for realising said method - Google Patents
Pulse flow method for desulphuration of circulating hydrogen and device for realising said method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2430012C1 RU2430012C1 RU2010120884/05A RU2010120884A RU2430012C1 RU 2430012 C1 RU2430012 C1 RU 2430012C1 RU 2010120884/05 A RU2010120884/05 A RU 2010120884/05A RU 2010120884 A RU2010120884 A RU 2010120884A RU 2430012 C1 RU2430012 C1 RU 2430012C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- circulating hydrogen
- amine
- recovery unit
- amine solution
- phase
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
- C01B3/52—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with liquids; Regeneration of used liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к области обработки отходящего газа, в частности к способу удаления сульфидов из циркулирующей водородной смеси. Более конкретно, изобретение относится к способу импульсного потока для очистки циркулирующей водородной смеси, содержащей серу, в ходе гидрирования и к устройству для этого способа.The present invention relates to the field of off-gas treatment, in particular to a method for removing sulfides from a circulating hydrogen mixture. More specifically, the invention relates to a pulsed flow method for purifying a circulating hydrogen mixture containing sulfur during hydrogenation and to a device for this method.
Уровень техникиState of the art
В последние годы значительно возрастает количество сырой нефти, содержащей серу, импортируемой в Китай, которое в 2002 г. достигло 6,9×107 тонн. В связи с высоким содержанием серы в сырой нефти, добываемой в арабских странах Среднего востока, с каждым годом возрастает доля импортируемой сырой нефти, содержащей серу, которую следует перерабатывать. Увеличение содержания серы в циркулирующем водороде процесса гидрирования, зависящее от повышения содержания серы в сырой нефти, приводит к увеличению плотности циркулирующего водорода и энергии, потребляемой компрессором циркулирующего водорода, и к снижению чистоты водородсодержащего газа, а также срока эксплуатации и активности катализатора.In recent years, the amount of crude oil containing sulfur imported to China has significantly increased, which in 2002 reached 6.9 × 10 7 tons. Due to the high sulfur content of crude oil produced in the Arab countries of the Middle East, the share of imported crude oil containing sulfur, which should be processed, is increasing every year. An increase in the sulfur content in the circulating hydrogen of the hydrogenation process, which depends on an increase in the sulfur content of crude oil, leads to an increase in the density of the circulating hydrogen and the energy consumed by the circulating hydrogen compressor, and to a decrease in the purity of the hydrogen-containing gas, as well as the lifetime and activity of the catalyst.
Обычно в традиционных установках гидрирования существует проблема, состоящая в том, что циркулирующий водород, жидкие углеводороды, дизельное топливо, сточные воды, содержащие серу, и газ сепаратора низкого давления обычно увлекает такие частицы дисперсной фазы, как тяжелые углеводороды, амины, вода, катализатор и тому подобное, что не только приводит к увеличению потребления добавок и потере исходных материалов, но также приводит к серьезному повреждению расположенного ниже ключевого оборудования в условиях длительного цикла эксплуатации. Увеличение содержания тяжелых углеводородов циркулирующим водородом, жидкими углеводородами и газом сепаратора низкого давления может вызвать пенообразование циркулирующего водорода, жидких углеводородов и растворителя в аппарате обессеривания газа сепаратора низкого давления и привести к чрезмерным потерям аминного раствора. Количество потерь аминного раствора значительно изменяется от минимума 0,05 кг/тонн сухого газа или 0,1 кг/тонн сжиженного нефтяного газа до максимум 1,0 кг/тонн сухого газа или 10 кг/тонн сжиженного нефтяного газа, в зависимости от конкретного производственного устройства. Аномальные потери аминного раствора могут непосредственно усиливать нагрузку на установку удаления сточных вод за счет внесения вторичного загрязнения в систему отработанного масла. Кроме того, раствор и пыль, захваченные циркулирующим водородом, представляют собой серьезную угрозу для длительного эксплуатационного цикла компрессора. В настоящее время почти на всех существующих нефтеперерабатывающих заводах имеются различной степени затруднения, связанные с тем, что циркулирующий водород, жидкие углеводороды, дизельное топливо, сточные воды, содержащие серу, и газ сепаратора низкого давления захватывают раствор и пыль, которые могут сгущаться выпариванием, приводя к негомогенному разделению, причем имеется насущная необходимость устранения этой проблемы при проектировании и эксплуатации.Typically, in conventional hydrogenation plants, there is a problem in that circulating hydrogen, liquid hydrocarbons, diesel fuel, sulfur-containing wastewater, and a low-pressure separator gas typically entrain dispersed phase particles such as heavy hydrocarbons, amines, water, a catalyst, and the like, which not only leads to an increase in the consumption of additives and loss of starting materials, but also leads to serious damage to the key equipment located below in the conditions of a long cycle of operation nation. An increase in the content of heavy hydrocarbons by circulating hydrogen, liquid hydrocarbons and the gas of the low pressure separator can cause foaming of circulating hydrogen, liquid hydrocarbons and solvent in the gas desulfurization apparatus of the low pressure separator and lead to excessive loss of the amine solution. The amount of loss of amine solution varies significantly from a minimum of 0.05 kg / ton of dry gas or 0.1 kg / ton of liquefied petroleum gas to a maximum of 1.0 kg / ton of dry gas or 10 kg / ton of liquefied petroleum gas, depending on the particular production devices. Abnormal loss of amine solution can directly increase the load on the wastewater treatment plant by introducing secondary pollution into the waste oil system. In addition, the solution and dust entrained in the circulating hydrogen are a serious threat to the long life of the compressor. Currently, almost all existing refineries have varying degrees of difficulty due to the fact that circulating hydrogen, liquid hydrocarbons, diesel fuel, sulfur-containing wastewater, and low-pressure separator gas trap solution and dust, which can thicken by evaporation, leading to to inhomogeneous separation, and there is an urgent need to eliminate this problem in the design and operation.
В предшествующих процессах для разделения раствора и пыли, захваченной с циркулирующим водородом, жидкими углеводородами, дизельным топливом, сточными водами, содержащими серу, и газом сепаратора низкого давления, был выбран коагулятор. Однако в настоящее время мировые поставщики коагуляторов гарантируют длительность эксплуатационного цикла только один год, в рамках технических контрактов, что не может соответствовать требованиям фирмы SINOPEC, где предусмотрено проведение технического обслуживания раз в три года. Если гарантированная длительность эксплуатационного цикла составляет три года, диаметр коагулятора должен быть увеличен до диаметра реактора. Это означает повышенные затраты и занимаемые участки земли. Кроме того, коагулятор должен быть снабжен обводной системой, что не соответствует общей концепции проектирования систем высокого давления. Как выявлено при исследовании в филиале фирмы SINOPEC (г.Маоминг), коагулятор тяжелых углеводородов для циркулирующего водорода может эксплуатироваться без технического обслуживания только в течение 1 года, но не три года, что требуется по длительности эксплуатационного цикла.In previous processes, a coagulator was selected to separate the solution and dust entrained in circulating hydrogen, liquid hydrocarbons, diesel fuel, sulfur-containing wastewater, and a low-pressure separator gas. However, at present, the global suppliers of coagulators guarantee the duration of the operational cycle for only one year, under technical contracts, which cannot meet the requirements of SINOPEC, which provides for maintenance every three years. If the guaranteed duration of the operating cycle is three years, the diameter of the coagulator should be increased to the diameter of the reactor. This means increased costs and occupied plots of land. In addition, the coagulator must be equipped with a bypass system, which does not correspond to the general concept of designing high pressure systems. As revealed by a study in the SINOPEC branch of Maoming, a coagulator of heavy hydrocarbons for circulating hydrogen can be operated without maintenance for only 1 year, but not three years, which is required by the duration of the operating cycle.
Что касается увлечения аминного раствора с циркулирующим водородом, жидкими углеводородами и газом сепаратора низкого давления на выходе из аппарата обессеривания, для удаления этого раствора и пыли обычно предусмотрен отстойный резервуар. Однако способу обессеривания с помощью амина присуща сложная проблема, которая полностью еще не решена, то есть так называемое "пенообразование в растворителе" или быстрая потеря аминного раствора. Аминный раствор, как таковой, имеет тенденцию к пенообразованию, и в случаях, когда в системе увеличивается содержание тяжелых углеводородов, таких как C5, примесей, таких как H2S и железная окалина (например, из-за неполной предварительной обработки системы путем промывки щелочным раствором до ввода в эксплуатацию нового оборудования), пенообразование будет инициировано. Хотя может быть использован пеногаситель для временного сдерживания дальнейшего пенообразования аминного раствора, инициированного такими пенообразователями, происходит закупорка образовавшейся пеной, то есть возникает «глухая стена», при развитии пенообразования в определенной степени, и в результате нарушается режим работы компрессора.As for the entrainment of the amine solution with circulating hydrogen, liquid hydrocarbons and the gas of the low pressure separator at the outlet of the desulfurization apparatus, a settling tank is usually provided to remove this solution and dust. However, the amine desulfurization process has a complex problem that has not yet been completely solved, that is, the so-called “solvent foaming” or the rapid loss of the amine solution. The amine solution, as such, tends to foam, and in cases where the system increases the content of heavy hydrocarbons such as C5, impurities such as H 2 S and iron oxide (for example, due to incomplete pretreatment of the system with alkaline washing) solution before the commissioning of new equipment), foaming will be initiated. Although an antifoam can be used to temporarily inhibit further foaming of the amine solution initiated by such foaming agents, the resulting foam becomes clogged, that is, there is a “dull wall" when foaming develops to a certain extent, and as a result, the compressor's operating mode is violated.
Следовательно, дальнейшие усилия должны быть направлены на разработку системы разделения неоднородных частиц, которая может быть использована для обработки циркулирующего водорода, жидких углеводородов, дизельного топлива, сточных вод, содержащих серу, и газа из сепаратора низкого давления установки гидрокрекинга, обладающей высокой эффективностью, безопасностью, экологической совместимостью и длительностью эксплуатационного цикла.Therefore, further efforts should be directed to the development of a heterogeneous particle separation system that can be used to treat circulating hydrogen, liquid hydrocarbons, diesel fuel, sulfur-containing wastewater and gas from a low-pressure separator of a hydrocracking unit with high efficiency, safety, environmental compatibility and duration of the operational cycle.
В Вашингтонском государственном университете США (в School of Mechanical and Materials Engineering) были разработаны микроциклонные сепараторы размером 5 мм, 10 мм, 15 мм и 25 мм. В циклонном сепараторе размером 19 мм может быть достигнута эффективность разделения 95% для биоаэрозольных частиц размером 3 мкм и более 80% для биоаэрозольных частиц 2 мкм. Однако эта технология еще находится в стадии экспериментального исследования, где встречаются многие осложнения, которые следует преодолеть до ее применения в промышленности.At Washington State University, USA (School of Mechanical and Materials Engineering), microcyclone separators of 5 mm, 10 mm, 15 mm, and 25 mm sizes were developed. In a cyclone separator of 19 mm size, a separation efficiency of 95% for bioaerosol particles of 3 μm in size and more than 80% for bioaerosol particles of 2 μm can be achieved. However, this technology is still at the stage of experimental research, where there are many complications that must be overcome before its application in industry.
Среди существенных достижений китайских исследователей в промышленности вихревой сепарации отмечен патент CN 200995173Y, в котором описан газожидкостный вихревой сепаратор, и патент CN 2912804Y, в котором описан многоколонный конусный вихревой сепаратор для разделения жидкостей, основной элемент которого состоит из нескольких секций колонн и конусных секций, которые соединены поочередно с хвостовым отверстием, предусмотренным для этой цели. Хотя объем применения технологии вихревого разделения непрерывно увеличивается благодаря инновациям в конфигурации устройства вихревого сепаратора, процессы вихревой сепарации еще подвержены технологическим ограничениям, когда мала разность плотностей и требуется высокая четкость разделения.Among the significant achievements of Chinese researchers in the vortex separation industry, patent CN 200995173Y is described, which describes a gas-liquid vortex separator, and patent CN 2912804Y, which describes a multi-column conical vortex separator for separating liquids, the main element of which consists of several sections of columns and conical sections, which connected alternately with the tail hole provided for this purpose. Although the scope of the vortex separation technology is constantly increasing due to innovations in the configuration of the vortex separator device, the vortex separation processes are still subject to technological limitations when the density difference is small and high definition separation is required.
Во всяком случае вследствие указанных выше проблем в предшествующем уровне техники до сих пор не найден способ очистки циркулирующей водородной смеси, содержащей значительное количество серы, и, таким образом, ожидаемый результат чистого производства в секторе нефтехимической технологии далек от осуществления. Следовательно, в этой области техники существует насущная необходимость в дешевом и эффективном способе обработки циркулирующей водородной смеси, содержащей серу, и в устройстве для этого способа.In any case, due to the above problems, a method for purifying a circulating hydrogen mixture containing a significant amount of sulfur has not yet been found in the prior art, and thus the expected result of clean production in the petrochemical technology sector is far from being realized. Therefore, in this technical field there is an urgent need for a cheap and effective method of processing a circulating hydrogen mixture containing sulfur, and a device for this method.
Краткое изложение изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
В настоящем изобретении разработан новый способ импульсного потока для обессеривания циркулирующего водорода и устройство для этого способа, с использованием которых преодолены недостатки уровня техники.The present invention has developed a new pulsed flow method for the desulfurization of circulating hydrogen and a device for this method, which overcomes the disadvantages of the prior art.
В соответствии с одним замыслом в изобретении предложен способ импульсного потока для обессеривания циркулирующего водорода, который включает в себя:In accordance with one concept, the invention provides a pulsed flow method for desulfurizing circulating hydrogen, which includes:
(a) удаление углеводородов из циркулирующей водородной смеси таким образом, что жидкие капли тяжелых углеводородов в дисперсной фазе отделяются от циркулирующего водорода в непрерывной фазе с получением фазы тяжелых углеводородов и смешанной фазы циркулирующего водорода, содержащего серу;(a) removing hydrocarbons from the circulating hydrogen mixture in such a way that liquid droplets of heavy hydrocarbons in the dispersed phase are separated from the circulating hydrogen in the continuous phase to obtain a phase of heavy hydrocarbons and a mixed phase of circulating hydrogen containing sulfur;
(b) дальнейшее разделение полученной смешанной фазы с целью удаления из нее сульфидов, таким образом получается циркулирующий водород, не содержащий серы; и(b) further separating the resulting mixed phase in order to remove sulfides from it, thereby producing circulating hydrogen free of sulfur; and
(c) дальнейшее разделение полученного циркулирующего водорода, не содержащего серы с целью удаления из него аминного раствора, таким образом получается очищенный циркулирующий водород.(c) further separating the obtained sulfur-free circulating hydrogen in order to remove the amine solution from it, thereby obtaining purified circulating hydrogen.
В одном предпочтительном варианте осуществления концентрация сульфидов в смешанной фазе, полученной на указанной стадии (a), снижается до 10 ч./млн или меньше после десульфуризации на стадии (b).In one preferred embodiment, the concentration of sulfides in the mixed phase obtained in said step (a) is reduced to 10 ppm or less after desulfurization in step (b).
В другом предпочтительном варианте осуществления, когда содержание аминного раствора в смешанной фазе, полученной на указанной стадии (a), составляет не более чем 4000 мг/нм3, содержание свободного амина в очищенном циркулирующем водороде, полученном после удаления аминного раствора на указанной стадии (c), составляет не более чем 20 мг/нм3.In another preferred embodiment, when the content of the amine solution in the mixed phase obtained in the indicated step (a) is not more than 4000 mg / nm 3 , the content of the free amine in the purified circulating hydrogen obtained after removal of the amine solution in the specified step (c ), is not more than 20 mg / nm 3 .
В соответствии с другим замыслом в изобретении предложено устройство импульсного потока для обессеривания циркулирующего водорода, которое включает в себя:In accordance with another concept, the invention provides a pulse flow device for desulphurization of circulating hydrogen, which includes:
узел извлечения углеводородов для удаления углеводородов из циркулирующей водородной смеси таким образом, что жидкие капли тяжелых углеводородов в дисперсной фазе отделяются от циркулирующего водорода в непрерывной фазе с получением фазы тяжелых углеводородов и смешанной фазы циркулирующего водорода, содержащего серу; аппарат обессеривания, связанный с выходом газовой фазы из указанного узла извлечения углеводородов, для дальнейшего разделения полученной смешанной фазы с целью удаления из нее сульфидов, таким образом получается циркулирующий водород, не содержащий серы; и узел извлечения амина, расположенный в указанном аппарате обессеривания, для дальнейшего разделения полученного циркулирующего водорода, не содержащего серы, с целью извлечения из него аминного раствора, таким образом получается очищенный циркулирующий водород.a hydrocarbon recovery unit for removing hydrocarbons from the circulating hydrogen mixture so that liquid droplets of heavy hydrocarbons in the dispersed phase are separated from the circulating hydrogen in a continuous phase to obtain a heavy hydrocarbon phase and a mixed phase of circulating hydrogen containing sulfur; a desulphurization apparatus associated with the exit of the gas phase from the specified hydrocarbon recovery unit for further separation of the obtained mixed phase in order to remove sulfides from it, thus obtaining circulating hydrogen containing no sulfur; and an amine recovery unit located in said desulfurization apparatus for further separating the obtained sulfur-free circulating hydrogen in order to extract the amine solution from it, thereby obtaining purified circulating hydrogen.
В одном предпочтительном варианте осуществления указанный узел извлечения амина выбирают из отстойного резервуара, коагулятора и гидроциклона.In one preferred embodiment, said amine recovery unit is selected from a settling tank, coagulator and hydrocyclone.
В другом предпочтительном варианте осуществления для указанного узла извлечения амина, используемого для удаления аминного раствора, размер отсекаемых частиц составляет до 5 мкм, степень извлечения составляет более 90% для жидких капель крупнее чем 10 мкм, причем время удаления составляет 1-3 секунд.In another preferred embodiment, for said amine recovery unit used to remove the amine solution, the cut-off particle size is up to 5 μm, the recovery degree is more than 90% for liquid droplets larger than 10 μm, and the removal time is 1-3 seconds.
В другом предпочтительном варианте осуществления, когда углеводородные компоненты в указанном узле извлечения углеводородов представляют собой C5 и высшие углеводороды, расчетная четкость разделения для жидких капель составляет 3 мкм, причем степень удаления для жидких капель крупнее чем 5 мкм превышает 95%; четкость разделения для капель жидких углеводородов, дизельного топлива и сточных вод, содержащих серу, составляет 15 мкм, причем степень удаления для жидких капель крупнее чем 25 мкм превышает 95%; и перепад давления в указанном узле извлечения углеводородов составляет менее 0,15 МПа.In another preferred embodiment, when the hydrocarbon components in said hydrocarbon recovery unit are C5 and higher hydrocarbons, the calculated separation accuracy for liquid droplets is 3 μm, and the removal rate for liquid droplets larger than 5 μm exceeds 95%; the separation accuracy for droplets of liquid hydrocarbons, diesel fuel and sulfur-containing wastewater is 15 μm, and the degree of removal for liquid drops larger than 25 μm exceeds 95%; and the pressure drop in said hydrocarbon recovery unit is less than 0.15 MPa.
В другом предпочтительном варианте осуществления, когда содержание тяжелых углеводородов на входе в указанный узел извлечения углеводородов составляет не более чем 1350 мг/м3, на выходе из нижнего отверстия имеются следовые количества тяжелых углеводородов.In another preferred embodiment, when the content of heavy hydrocarbons at the inlet to said hydrocarbon recovery unit is not more than 1350 mg / m 3 , trace amounts of heavy hydrocarbons are present at the outlet from the bottom opening.
В другом предпочтительном варианте осуществления это устройство дополнительно содержит туманоуловитель из проволочной сетки, расположенный впереди указанного узла извлечения амина, для предварительного удаления части жидких капель и твердых частиц из газовой смеси, которая поступает в вихревой сепаратор, расположенный внутри верхней части указанного аппарата обессеривания.In another preferred embodiment, this device further comprises a wire mesh mist eliminator located in front of said amine recovery unit to preliminarily remove part of the liquid droplets and solid particles from the gas mixture that enters the vortex separator located inside the upper part of said desulfurization apparatus.
В другом предпочтительном варианте осуществления обогащенный аминный раствор в указанном аппарате обессеривания выбрасывается снизу из накопительной камеры раствора в колонну регенерации аминного раствора для рекуперации, причем тощий аминный раствор из колонны регенерации подмешивается в свежий аминный раствор и затем закачивается в аппарат обессеривания для рециркуляции, что снижает потребление амина на 60%.In another preferred embodiment, the enriched amine solution in said desulfurization apparatus is discharged from the bottom of the solution storage chamber into the regeneration column of the amine recovery solution, the lean amine solution from the regeneration column being mixed into a fresh amine solution and then pumped into the desulfurization apparatus for recycling, which reduces consumption amine by 60%.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг.1 приведен схематичный чертеж, иллюстрирующий способ импульсного потока для обессеривания циркулирующего водорода в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.1 is a schematic drawing illustrating a pulsed flow method for desulfurizing circulating hydrogen in accordance with one embodiment of the invention.
На фиг.2 приведен схематичный чертеж, иллюстрирующий способ обессеривания циркулирующего водорода в процессе гидрокрекинга, который включает в себя способ импульсного потока для обессеривания циркулирующего водорода в соответствии с изобретением.FIG. 2 is a schematic drawing illustrating a method for desulfurizing circulating hydrogen in a hydrocracking process, which includes a pulsed flow method for desulfurizing circulating hydrogen in accordance with the invention.
Подробное изложение изобретенияDetailed description of the invention
После всестороннего и интенсивного исследования авторы настоящего изобретения установили, что при использовании эффективной комбинации узла извлечения углеводородов, аппарата обессеривания и узла извлечения амина, расположенного в аппарате обессеривания, для обработки циркулирующего водорода путем обессеривания может быть получено устройство импульсного потока для обессеривания циркулирующего водорода с меньшими капиталовложениями в оборудование, с меньшим занимаемым участком земли, меньшим разрушением оборудования, лучшей эффективностью обработки циркулирующей водородной смеси, при решении таких проблем, как потери аминного раствора и пенообразование растворителя, с увеличением срока эксплуатации и повышенной активности катализатора и уменьшением потребления энергии. Настоящее изобретение выполнено на основе вышеупомянутых данных.After a comprehensive and intensive study, the authors of the present invention found that by using an effective combination of a hydrocarbon recovery unit, a desulfurization apparatus and an amine recovery unit located in a desulfurization apparatus for treating circulating hydrogen by desulfurization, a pulsed flow device for desulfurizing circulating hydrogen with less investment can be obtained. in equipment with less occupied land, less equipment destruction, better efficiency The efficiency of processing the circulating hydrogen mixture in solving problems such as loss of the amine solution and foaming of the solvent, with an increase in the operating life and increased activity of the catalyst and a decrease in energy consumption. The present invention is made based on the above data.
В соответствии с изобретением уменьшены размеры отстойного резервуара на входе циркулирующего водорода в аппарат обессеривания, изъят гравитационный отстойный резервуар на выходе циркулирующего водорода из аппарата обессеривания, причем сепаратор расположен внутри разделительного резервуара низкого давления вместо вихревого сепаратора для циркулирующего водорода на входе циркулирующего водорода в аппарат обессеривания. Таким образом, разработан новый способ с импульсным потоком для обессеривания циркулирующего водорода, в котором отсутствуют узлы разделения, расположенные до входа и после выхода из аппарата обессеривания.In accordance with the invention, the dimensions of the settling tank at the inlet of the circulating hydrogen in the desulfurization apparatus are reduced, the gravity settling tank at the outlet of the circulating hydrogen from the desulfurization apparatus is removed, the separator being located inside the low pressure separation tank instead of the vortex separator for circulating hydrogen at the inlet of the circulating hydrogen in the desulfurization apparatus. Thus, a new method with a pulsed flow for desulfurization of circulating hydrogen has been developed, in which there are no separation units located before the entrance and after leaving the desulfurization apparatus.
В соответствии с первым замыслом изобретения разработан способ обессеривания циркулирующего водорода, который включает:In accordance with the first concept of the invention, a method for desulfurization of circulating hydrogen, which includes:
(a) обеспечение пропускания циркулирующей водородной смеси через узел извлечения углеводородов таким образом, что жидкие капли тяжелых углеводородов в дисперсной фазе отделяются от циркулирующего водорода в непрерывной фазе с получением фазы тяжелых углеводородов и смешанной фазы циркулирующего водорода, содержащего серу;(a) allowing the circulating hydrogen mixture to pass through the hydrocarbon recovery unit so that liquid droplets of heavy hydrocarbons in the dispersed phase are separated from the circulating hydrogen in a continuous phase to obtain a heavy hydrocarbon phase and a mixed phase of circulating hydrogen containing sulfur;
(b) дальнейшее разделение полученной циркулирующей водородной смеси с целью удаления из нее сульфидов таким образом получается циркулирующий водород, не содержащий серы; и(b) further separating the resulting circulating hydrogen mixture in order to remove sulfides from it, thereby producing sulfur-free circulating hydrogen; and
(c) дальнейшее разделение полученной газовой фазы с целью извлечения из нее аминного раствора, так что получается очищенный циркулирующий водород.(c) further separating the obtained gas phase in order to extract an amine solution from it, so that purified circulating hydrogen is obtained.
Предпочтительно, когда содержание тяжелых углеводородов на входе указанного циркулирующего водорода в указанный узел извлечения углеводородов составляет не более чем 1350 мг/м3, на выходе из нижнего отверстия имеются следовые количества тяжелых углеводородов.Preferably, when the content of heavy hydrocarbons at the inlet of said circulating hydrogen to said hydrocarbon recovery unit is not more than 1350 mg / m 3 , trace amounts of heavy hydrocarbons are present at the outlet from the bottom opening.
Предпочтительно на стадии (a) углеводородные компоненты в указанном узле извлечения углеводородов из циркулирующего водорода представляют собой C5 и высшие углеводороды, причем расчетная четкость разделения для жидких капель составляет 3 мкм, и степень удаления для жидких капель крупнее чем 5 мкм превышает 95%; четкость разделения для капель жидких углеводородов, дизельного топлива и сточных вод, содержащих серу, составляет 15 мкм, причем степень удаления для жидких капель крупнее чем 25 мкм превышает 95%; и перепад давления в указанном узле извлечения углеводородов составляет менее 0,15 МПа.Preferably, in step (a), the hydrocarbon components in said hydrocarbon recovery unit from circulating hydrogen are C5 and higher hydrocarbons, the calculated separation accuracy for liquid droplets being 3 μm and the removal rate for liquid droplets larger than 5 μm greater than 95%; the separation accuracy for droplets of liquid hydrocarbons, diesel fuel and sulfur-containing wastewater is 15 μm, and the degree of removal for liquid drops larger than 25 μm exceeds 95%; and the pressure drop in said hydrocarbon recovery unit is less than 0.15 MPa.
Предпочтительно концентрация сульфидов в циркулирующей водородной смеси, полученной на указанной стадии (a), снижается до 10 ч./млн или меньше после десульфуризации на стадии (b) с помощью обессеривающего абсорбента на стадии (b).Preferably, the concentration of sulfides in the circulating hydrogen mixture obtained in said step (a) is reduced to 10 ppm or less after desulfurization in step (b) with a desulfurizing absorbent in step (b).
Предпочтительно, когда содержание аминного раствора на входе газовой смеси составляет не более чем 4000 мг/нм3, содержание свободного амина в очищенном газе после указанной стадии (c) составляет не более чем 20 мг/нм3.Preferably, when the content of the amine solution at the inlet of the gas mixture is not more than 4000 mg / nm 3 , the content of the free amine in the purified gas after said step (c) is not more than 20 mg / nm 3 .
Предпочтительно на стадии (c) в указанном узле извлечения амина, используемом для рекуперации аминного раствора, размер отсекаемых частиц составляет до 5 мкм, степень извлечения составляет более 90% для жидких капель крупнее чем 10 мкм и время удаления составляет 1-3 секунд. Содержание жидких капель на выходе из нижнего отверстия вихревого сепаратора составляет не более чем 20 мг/м3.Preferably, in step (c), in said amine recovery unit used to recover the amine solution, the cut-off particle size is up to 5 μm, the recovery degree is more than 90% for liquid droplets larger than 10 μm and the removal time is 1-3 seconds. The content of liquid droplets at the outlet of the lower opening of the vortex separator is not more than 20 mg / m 3 .
В соответствии со вторым замыслом изобретения разработано устройство для указанного выше способа, которое включает в себя:In accordance with the second concept of the invention, a device for the above method is developed, which includes:
узел извлечения углеводородов для выделения тяжелых углеводородов, аппарат обессеривания, связанный с выходом газовой фазы из указанного узла извлечения углеводородов, для абсорбции содержащихся в них сульфидов и узел извлечения амина для выделения аминного раствора, содержащегося в циркулирующем водороде после процесса обессеривания.a hydrocarbon recovery unit for separating heavy hydrocarbons, a desulfurization apparatus associated with the exit of the gas phase from said hydrocarbon recovery unit for absorbing sulfides contained therein, and an amine recovery unit for recovering an amine solution contained in the circulating hydrogen after the desulfurization process.
Предпочтительно указанный узел извлечения углеводородов выбирают из одного или нескольких из отстойного резервуара, коагулятора и гидроциклона, в зависимости от требуемой четкости обработки.Preferably, said hydrocarbon recovery unit is selected from one or more of a settling tank, a coagulator and a hydrocyclone, depending on the desired processing accuracy.
Предпочтительно указанный узел извлечения углеводородов соединяется с аппаратом обессеривания с помощью выходного патрубка газовой фазы, причем тяжелые углеводороды и сточные воды выбрасывают из нижнего отверстия узла извлечения углеводородов.Preferably, said hydrocarbon recovery unit is connected to the desulfurization apparatus via an outlet gas phase, wherein heavy hydrocarbons and wastewater are discharged from the lower opening of the hydrocarbon recovery unit.
Предпочтительно внутри аппарата обессеривания добавлен блок выделения амина, который выбирают из одного или нескольких из отстойного резервуара, коагулятора и гидроциклона. Этот узел используется для предварительного удаления части жидких капель и твердых частиц из газовой смеси, которая поступает в узел извлечения амина, расположенный в верхней части указанного аппарата обессеривания для того, чтобы повысить эффективность разделения газовой и жидкой фаз и увеличить срок службы газожидкостного вихревого сепаратора.Preferably, an amine recovery unit is added inside the desulfurization apparatus, which is selected from one or more of a settling tank, coagulator and hydrocyclone. This assembly is used to preliminarily remove part of the liquid droplets and solid particles from the gas mixture, which enters the amine recovery assembly located at the top of said desulfurization apparatus in order to increase the separation efficiency of the gas and liquid phases and increase the service life of the gas-liquid vortex separator.
Предпочтительно система обессеривания циркулирующего водорода согласно изобретению обеспечивает эффективный контроль пенообразования аминного раствора, предотвращая излишние потери аминного раствора и снижая потребление амина на 60%.Preferably, the circulating hydrogen desulphurization system according to the invention provides effective control of foaming of the amine solution, preventing excessive loss of the amine solution and reducing amine consumption by 60%.
Предпочтительно система обессеривания циркулирующего водорода согласно изобретению снижает плотность циркулирующего водорода за счет удаления из него тяжелых углеводородов и воды, и таким образом потребление энергии компрессором снижается приблизительно на 12%.Preferably, the circulating hydrogen desulfurization system according to the invention reduces the density of circulating hydrogen by removing heavy hydrocarbons and water from it, and thus the energy consumption of the compressor is reduced by about 12%.
Предпочтительно система обессеривания циркулирующего водорода согласно изобретению улучшает степень чистоты циркулирующего водорода приблизительно на 2,2%, что соответствует повышению парциального давления водорода на 2,2%. В соответствии с результатами исследования, проведенного для фракции Ближневосточной нефти с использованием процесса SSOT, срок службы катализатора может быть увеличен на 8,6%.Preferably, the circulating hydrogen desulfurization system according to the invention improves the purity of the circulating hydrogen by approximately 2.2%, which corresponds to an increase in the partial pressure of hydrogen of 2.2%. In accordance with the results of a study conducted for a Middle Eastern oil fraction using the SSOT process, the catalyst life can be increased by 8.6%.
Предпочтительно добавляют туманоуловитель из проволочной сетки до узла извлечения амина в аппарате обессеривания для того, чтобы предварительно удалить часть жидких капель и твердых частиц из газовой смеси, которая поступает в узел извлечения амина, расположенный внутри верхней части вихревого сепаратора для того, чтобы повысить эффективность разделения газожидкостных фаз и увеличить срок службы газожидкостного вихревого сепаратора.It is preferable to add a mist eliminator from the wire mesh to the amine recovery unit in the desulfurization apparatus in order to preliminarily remove a portion of the liquid droplets and solid particles from the gas mixture that enters the amine recovery unit located inside the upper part of the vortex separator in order to increase the gas-liquid separation efficiency phases and increase the service life of the gas-liquid vortex separator.
Предпочтительно обогащенный аминный раствор в указанном аппарате обессеривания выводится снизу из камеры накопления раствора, поступая в регенерационную колонну аминного раствора для рекуперации, а тощий аминный раствор из регенерационной колонны подмешивается в свежий аминный раствор и затем подается насосом в аппарат обессеривания для рециркуляции, в то время как сульфиды поступают в устройство последующей переработки.Preferably, the enriched amine solution in said desulfurization apparatus is discharged from the bottom of the solution accumulation chamber into the regeneration column of the amine solution for recovery, and the lean amine solution from the regeneration column is mixed into a fresh amine solution and then pumped to the desulfurization apparatus for recirculation, while sulfides enter the device for further processing.
Теперь способ рассматривается со ссылкой на чертежи.Now the method is described with reference to the drawings.
Фиг.1 представляет собой схематичный чертеж, иллюстрирующий способ импульсного потока для обессеривания циркулирующего водорода в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения. Как показано на фиг.1, циркулирующая водородная смесь, содержащая циркулирующий водород, сероводород и углеводороды, поступает в узел извлечения углеводородов 1 с целью удаления углеводородов таким образом, что жидкие капли тяжелых углеводородов в дисперсной фазе отделяются от циркулирующего водорода в непрерывной фазе с получением фазы тяжелых углеводородов и смешанной фазы циркулирующего водорода, содержащего серу; обеспечивают поступление смешанной фазы в аппарат обессеривания 2, в котором расположен узел извлечения амина 5, для дополнительного разделения после того, как смешанная фаза сбрасывается из выходного патрубка 3 для газовой фазы из узла извлечения углеводородов 1, таким образом получается циркулирующий водород, не содержащий серы; образовавшиеся тяжелые углеводороды и сточные воды сбрасываются из нижнего отверстия 4 аппарата обессеривания 2; полученный циркулирующий водород без серы дополнительно разделяется в узле извлечения амина 5 с целью удаления из него аминного раствора, и полученный очищенный циркулирующий водород выводится сверху аппарата обессеривания 2; и удаленные аминный раствор и сероводород сбрасываются внизу аппарата обессеривания 2 и поступают в регенерационную колонну аминного раствора для рекуперации (не показано), а тощий аминный раствор из регенерационной колонны подмешивается в свежий аминный раствор и затем подается насосом в аппарат обессеривания 2 для рециркуляции.1 is a schematic drawing illustrating a pulsed flow method for desulfurizing circulating hydrogen in accordance with one embodiment of the invention. As shown in FIG. 1, a circulating hydrogen mixture containing circulating hydrogen, hydrogen sulfide and hydrocarbons enters the hydrocarbon recovery unit 1 in order to remove hydrocarbons so that liquid droplets of heavy hydrocarbons in the dispersed phase are separated from the circulating hydrogen in a continuous phase to obtain a phase heavy hydrocarbons and a mixed phase of circulating hydrogen containing sulfur; provide the mixed phase to the
Фиг.2 представляет собой схематичный чертеж, иллюстрирующий способ обессеривания циркулирующего водорода в процессе гидрокрекинга, который включает в себя способ импульсного потока для обессеривания циркулирующего водорода в соответствии с изобретением. Как показано на фиг.2, неочищенный дистиллят, нагретый с помощью нагревающей печи 11, вводится в верхний патрубок реактора гидрирования 12 и затем поступает в реактор, в котором происходят процессы очистки от примесей; полученная высокотемпературная смесь, содержащая серу, поступает в теплообменник 13 через верхний патрубок для предварительного охлаждения, после чего смесь подается в аппарат воздушного охлаждения 14 для дополнительного охлаждения; циркулирующая водородная смесь, содержащая сероводород и тяжелые углеводороды, отделяется от очищенного дистиллята с использованием сепаратора 15 высокого давления, в котором очищенный дистиллят выводится снизу сепаратора 15 высокого давления в виде жидкой фазы, в то время как циркулирующая водородная смесь поступает в узел извлечения углеводородов 1 из верхнего патрубка сепаратора 15 высокого давления; узел извлечения углеводородов 1 используется для удаления тяжелых углеводородных компонентов, захваченных циркулирующей водородной смесью; отделенные тяжелые углеводородные компоненты выводятся из нижнего патрубка узла извлечения углеводородов 1 в виде жидкой фазы, а циркулирующий водород, содержащий серу, выводится из верхнего патрубка узла извлечения углеводородов 1 и затем поступает в аппарат обессеривания 2, в котором аминный раствор используется в качестве абсорбента для того, чтобы удалить сульфиды из циркулирующего водорода; образовавшийся тощий аминный раствор выводится снизу аппарата обессеривания 2, а обогащенный аминный раствор поступает в узел извлечения амина с целью удаления амина; компрессор 16 циркулирующего водорода используется для подачи очищенного циркулирующего водорода в теплообменник 13, в котором газ охлаждается; а неочищенный дистиллят и свежий водород могут подаваться непосредственно в теплообменник 13 с целью подогрева за счет большого количества тепла, выведенного из реактора гидрирования 12, до того как они поступают в нагревающую печь 11.Figure 2 is a schematic drawing illustrating a method for the desulfurization of circulating hydrogen in a hydrocracking process, which includes a pulse flow method for the desulfurization of circulating hydrogen in accordance with the invention. As shown in FIG. 2, the crude distillate heated by the heating furnace 11 is introduced into the upper nozzle of the hydrogenation reactor 12 and then enters the reactor in which impurities are cleaned; the resulting high-temperature mixture containing sulfur enters the heat exchanger 13 through the upper pipe for pre-cooling, after which the mixture is supplied to the air cooling apparatus 14 for additional cooling; the circulating hydrogen mixture containing hydrogen sulfide and heavy hydrocarbons is separated from the purified distillate using a high pressure separator 15, in which the purified distillate is discharged from the bottom of the high pressure separator 15 as a liquid phase, while the circulating hydrogen mixture enters the hydrocarbon recovery unit 1 from the upper pipe of the high pressure separator 15; a hydrocarbon recovery unit 1 is used to remove heavy hydrocarbon components entrained in a circulating hydrogen mixture; the separated heavy hydrocarbon components are discharged from the lower pipe of the hydrocarbon recovery unit 1 in the form of a liquid phase, and circulating hydrogen containing sulfur is discharged from the upper pipe of the hydrocarbon recovery unit 1 and then enters the desulfurization apparatus 2, in which the amine solution is used as an absorbent to to remove sulfides from circulating hydrogen; the resulting lean amine solution is discharged from below the desulfurization apparatus 2, and the enriched amine solution enters the amine recovery unit to remove the amine; a circulating hydrogen compressor 16 is used to supply purified circulating hydrogen to a heat exchanger 13 in which the gas is cooled; and the crude distillate and fresh hydrogen can be supplied directly to the heat exchanger 13 with the aim of heating due to the large amount of heat removed from the hydrogenation reactor 12 before they enter the heating furnace 11.
Основные преимущества способа и устройства в соответствии с изобретением приведены ниже.The main advantages of the method and device in accordance with the invention are given below.
В соответствии с изобретением достигаются: пониженные капиталовложения в оборудование, меньший занимаемый участок земли, меньшее разрушение оборудования, лучшая эффективность обработки циркулирующей водородной смеси, при решении таких проблем, как потери аминного раствора и пенообразование растворителя, при увеличении срока эксплуатации и повышенной активности катализатора и уменьшении потребления энергии.In accordance with the invention are achieved: reduced investment in equipment, less occupied land, less destruction of equipment, better processing efficiency of the circulating hydrogen mixture, while solving problems such as loss of amine solution and foaming of the solvent, with an increase in the operating life and increased activity of the catalyst and reducing energy consumption.
ПримерыExamples
Настоящее изобретение будет проиллюстрировано более подробно со ссылкой на следующие конкретные примеры. Однако следует признать, что эти примеры предназначены просто для иллюстрации изобретения, без какого-либо ограничения объема изобретения. В следующих примерах, если не указаны никакие условия для любого заданного метода испытаний, необходимо следовать или традиционным условиям, или условиям, которые рекомендованы фирмой-изготовителем. Все проценты и части даны в расчете на массу, если не указано другое.The present invention will be illustrated in more detail with reference to the following specific examples. However, it should be recognized that these examples are intended merely to illustrate the invention, without any limitation on the scope of the invention. In the following examples, if no conditions are specified for any given test method, either the traditional conditions or those recommended by the manufacturer must be followed. All percentages and parts are based on weight unless otherwise indicated.
Система обессеривания циркулирующего водорода на установке гидрокрекинга производительностью 1500000 тонн/год, цех очистки V, фирма Zhenhai Refining & Chemical Company, филиал фирмы SINOPEC:Circulating hydrogen desulphurization system at a hydrocracking plant with a capacity of 1,500,000 tons / year, purification workshop V, Zhenhai Refining & Chemical Company, a branch of SINOPEC:
1. Технологический процесс1. The technological process
Конкретный технологический процесс показан на фиг.2.A specific process is shown in FIG.
(1) Ключевое оборудование:(1) Key equipment:
Ключевое оборудование в технологическом процессе включает узел извлечения углеводородов 1 и аппарат обессеривания 2, в котором узел извлечения углеводородов имеет диаметр 2400 мм, высоту 9995 мм и технологическую производительность 280000 нм3/ч.Key equipment in the process includes a hydrocarbon recovery unit 1 and a
(2) Контролируемые параметры(2) Controlled parameters
Циркулирующий водород поступает в узел извлечения углеводородов со скоростью потока 282000 нм3/ч. Рабочее давление составляет 13,5 МПа (избыточное давление), и рабочая температура составляет 50°C.Circulating hydrogen enters the hydrocarbon recovery unit at a flow rate of 282,000 nm 3 / h. The operating pressure is 13.5 MPa (gauge pressure) and the operating temperature is 50 ° C.
(3) Эксплуатационная эффективность(3) operational efficiency
Узел извлечения углеводородов из циркулирующего водорода работает эффективно и стабильно со средней степенью удаления жидкости 1350 мг/м3 при рабочих условиях. По данным газохроматографического анализа, проведенного как для входящего, так и выходящего потока, среднее содержание С5 и высших углеводородов снижается от 38,42 г/нм3 до 11,02 г/нм, и среднее содержание воды снижается от 6,5 г/нм3 до 1,6 г/нм3. Более того, в буферную емкость, расположенную сзади аппарата обессеривания циркулирующего водорода, никогда не поступала какая-либо жидкость с момента пуска в эксплуатацию, это указывает на то, что циркулирующий водород практически не захватывает какие-либо капли жидкости после его выхода из аппарата обессеривания. Кроме того, наблюдается хорошая эффективность обессеривания, и не отмечается ни пенообразование аминного раствора, ни неисправность компрессора. В соответствии с практическими параметрами фактическая скорость потока тощего аминного раствора в аппарате обессеривания составляет около 35 тонн/ч в отличие от проектного значения 55 тонн/ч; среднее содержание H2S в циркулирующем водороде после обессеривания составляет 1700 мл/м3 (максимальное значение 5000 мл/м3 и минимальное 200 мл/м3), это указывает на то, что содержание H2S также хорошо контролируется, даже при низкой скорости потока тощего аминного раствора.The hydrocarbon extraction unit from circulating hydrogen works efficiently and stably with an average degree of liquid removal of 1350 mg / m 3 under operating conditions. According to gas chromatographic analysis carried out for both the inlet and the outlet stream, the average content of C5 and higher hydrocarbons decreases from 38.42 g / nm 3 to 11.02 g / nm, and the average water content decreases from 6.5 g / nm 3 to 1.6 g / nm 3 . Moreover, in the buffer tank located at the back of the circulating hydrogen desulfurization apparatus, no liquid has ever entered since commissioning, this indicates that circulating hydrogen practically does not trap any liquid droplets after it leaves the desulfurization apparatus. In addition, there is good desulfurization efficiency, and neither amine solution foaming nor compressor malfunction are noted. In accordance with practical parameters, the actual flow rate of a lean amine solution in a desulfurization apparatus is about 35 tons / h, in contrast to the design value of 55 tons / h; the average H 2 S content in circulating hydrogen after desulfurization is 1700 ml / m 3 (maximum value 5000 ml / m 3 and minimum 200 ml / m 3 ), which indicates that the H 2 S content is also well controlled, even at low lean amine solution flow rates.
2. Стандартизация работы устройства2. Standardization of device operation
Смотрите табл.1-2 ниже.See table 1-2 below.
10:00March 25
10 a.m.
10:0026 March
10 a.m.
10:00March 27th
10 a.m.
10:00March 31
10 a.m.
10:00April 1st
10 a.m.
Из приведенных выше данных можно понять, что средняя степень удаления жидкости вихревого сепаратора для газа низкого давления составляет 85,7%, причем содержание жидкости на выходе значительно меньше чем 100 мг/нм.From the above data, it can be understood that the average degree of liquid removal of the vortex separator for low pressure gas is 85.7%, and the liquid content at the outlet is much less than 100 mg / nm.
Из приведенных выше данных можно понять, что средняя степень удаления жидкости в сепараторе для выделения аминного раствора из сжиженного нефтяного газа составляет 73,0% и содержание жидкости на выходе меньше чем 100 ч./млн.From the above data it can be understood that the average degree of liquid removal in the separator for separating the amine solution from liquefied petroleum gas is 73.0% and the liquid content at the outlet is less than 100 ppm.
3. Эксплуатационная эффективность3. Operational Efficiency
(a) Потребление аминного раствора(a) Consumption of amine solution
После периода эксплуатации систему обессеривания в новом устройстве проанализировали и сопоставили с аналогом системы в старом устройстве (установка гидрокрекинга производительностью 1 миллион тонн/год, в которой отстойный резервуар для отделения жидкости расположен впереди аппарата обессеривания циркулирующего водорода, а остальные компоненты были такими же, как в новом устройстве). Годовое потребление свежего аминного раствора составляло 30 тонн для нового устройства и 55 т для старого устройства. Если старое устройство модифицировать до производительности 1,5 миллиона тонн/год, то потребление свежего аминного раствора было бы 83 тонн/год, что означает уменьшение потребления на 64% для нового устройства.After a period of operation, the desulfurization system in the new device was analyzed and compared with the analogue of the system in the old device (hydrocracker with a capacity of 1 million tons / year, in which a settling tank for separating liquid is located in front of the circulating hydrogen desulfurization apparatus, and the remaining components were the same as in new device). The annual consumption of fresh amine solution was 30 tons for the new device and 55 tons for the old device. If the old device was modified to a capacity of 1.5 million tons / year, then the consumption of fresh amine solution would be 83 tons / year, which means a 64% reduction in consumption for the new device.
(b) Эффект уменьшения выбросов(b) The effect of reducing emissions
В устройстве уровня техники осаждается довольно большое количество жидкости в буферной емкости после аппарата обессеривания. Поскольку в среднем уровень жидкости увеличивается от 0 до 20% за каждые 2-3 суток, жидкость необходимо сбрасывать в среднем каждые 2 суток. Приняв, что концентрация сбрасываемого аминного раствора равна 25%, можно рассчитать, что ежегодные потери свежего аминного раствора составляют приблизительно 16 тонн. Для нового устройства такой дополнительный расход отсутствует. Благодаря хорошей эффективности вихревого узла извлечения углеводородов внутри нового устройства при разделении жидкости, захваченной циркулирующим водородом, устраняется явление пенообразования аминного раствора, инициируемое маслом в сепараторе высокого давления, захваченным циркулирующим водородом, повышается эффективность обессеривания и снижаются потери аминного раствора.In the prior art device, a rather large amount of liquid is deposited in the buffer tank after the desulfurization apparatus. Since the average liquid level increases from 0 to 20% for every 2-3 days, the liquid must be dumped on average every 2 days. Assuming that the concentration of the discharged amine solution is 25%, it can be estimated that the annual loss of fresh amine solution is approximately 16 tons. There is no such additional expense for a new device. Due to the good efficiency of the vortex hydrocarbon recovery unit inside the new device during separation of the liquid trapped in the circulating hydrogen, the phenomenon of foaming of the amine solution initiated by the oil in the high pressure separator trapped in the circulating hydrogen is eliminated, the desulfurization efficiency is increased and the loss of the amine solution is reduced.
(c) Цикл длительного пробега устройства(c) Long run cycle of the device
Кроме пониженного потребления аминного раствора система обессеривания циркулирующего водорода работает в стабильном и безопасном режиме без каких-либо флуктуаций с момента его пуска. Система обессеривания циркулирующего водорода должна не только обеспечивать удаление H2S, но также поддерживать стабильный и безопасный режим работы компрессора, что является решающим фактором для стабильной работы устройства в длительном цикле. В противном случае жидкие капли, захваченные газом, могли бы привести к удару жидкости в компрессоре, в этом случае компрессор может подвергаться гидравлическому удару или даже повреждению и, таким образом, эксплуатацию устройства необходимо прекратить в связи с аварией. Со времени применения вихревого узла извлечения углеводородов из циркулирующего водорода проблема захвата жидкости циркулирующим водородом была полностью решена «в самом зародыше», причем изменен режим "обработки после загрязнения". Экономические преимущества устройства также благоприятствуют безопасной и стабильной работе устройства в длительном цикле.In addition to the reduced consumption of the amine solution, the circulating hydrogen desulfurization system operates in a stable and safe mode without any fluctuations from the moment it is started up. The circulating hydrogen desulphurization system must not only ensure the removal of H 2 S, but also maintain a stable and safe compressor operation, which is a decisive factor for the stable operation of the device in a long cycle. Otherwise, liquid droplets trapped in the gas could cause a shock to the liquid in the compressor, in which case the compressor may be subjected to water hammer or even damage, and thus the device must be stopped due to an accident. Since the application of the vortex unit for the extraction of hydrocarbons from circulating hydrogen, the problem of the capture of liquid by circulating hydrogen has been completely solved "in the bud", and the "treatment after pollution" mode has been changed. The economic advantages of the device also favor the safe and stable operation of the device over a long cycle.
(d) Эффект энергосбережения(d) The effect of energy saving
Согласно результатам стандартизации начальная плотность циркулирующего водорода на входе в компрессор составляет 181,4 г/м3. После разделения с помощью вихревого узла извлечения углеводородов плотность водорода снижается на 32,3 г/м3, то есть на 15,1% меньше начальной плотности, причем содержание С5 снижается на 27,4 г/м3, а содержание H2O снижается на 4,9 г/м3. Допуская, что потребление энергии в режиме холостого хода составляет 1/3 от общего потребления, общее потребление энергии может быть снижено на 10,1%.According to the results of standardization, the initial density of circulating hydrogen at the inlet to the compressor is 181.4 g / m 3 . After separation using a vortex hydrocarbon extraction unit, the hydrogen density decreases by 32.3 g / m 3 , i.e. 15.1% less than the initial density, while the C5 content decreases by 27.4 g / m 3 and the H 2 O content decreases 4.9 g / m 3 . Assuming that idle energy consumption is 1/3 of total consumption, total energy consumption can be reduced by 10.1%.
(e) Улучшение чистоты водорода(e) Improving the purity of hydrogen
Благодаря вихревому узлу извлечения углеводородов из циркулирующего водорода, который используется для отделения жидкости, объемное содержание С5 в циркулирующем водороде снижается от 1,00% до 0,33%, то есть меньше на 0,67%, а содержание H2O снижается от 0,815% до 0,20%, то есть меньше на 0,61%, причем общий процент снижения составляет 1,28%. Другими словами, увеличивается концентрация циркулирующего водорода. В данном случае, когда концентрация водорода на входе в компрессор составляет 85,75%, хотя она составляла 84,65% до обработки газа с целью снижения содержания жидкости, то есть концентрация увеличивается на 1,1%. Это способствует увеличению срока службы катализатора в реакторе гидрирования и обеспечивает работу устройства в длительном цикле.Due to the vortex unit for the extraction of hydrocarbons from circulating hydrogen, which is used to separate the liquid, the volumetric content of C5 in the circulating hydrogen decreases from 1.00% to 0.33%, i.e., less by 0.67%, and the content of H 2 O decreases from 0.815 % to 0.20%, that is, less by 0.61%, and the overall percentage reduction is 1.28%. In other words, the concentration of circulating hydrogen increases. In this case, when the hydrogen concentration at the inlet to the compressor is 85.75%, although it was 84.65% before gas treatment in order to reduce the liquid content, that is, the concentration increases by 1.1%. This helps to increase the life of the catalyst in the hydrogenation reactor and ensures the operation of the device in a long cycle.
С момента пуска в эксплуатацию системы обессеривания на установке гидрокрекинга производительностью 1,5 миллиона тонн/год (на фирме Zhenhai Refining & Chemical Company, филиал фирмы SINOPEC) вихревой узел извлечения углеводородов из циркулирующего водорода, который является стабильным в работе, удобным в обращении и легко регулируется, соответствует требованиям промышленного производства, а также экологической совместимости. Высокоэффективная технология вихревого разделения для циркулирующего водорода демонстрирует заметные преимущества в рамках экономии, а также срока службы, поскольку в ней решены проблемы пенообразования аминного раствора, из-за увлечения масла из сепаратора высокого давления снижены потери аминного раствора и обеспечивается безопасная работа компрессора в длительном цикле.Since the commissioning of the desulfurization system at a hydrocracking unit with a capacity of 1.5 million tons / year (at Zhenhai Refining & Chemical Company, a subsidiary of SINOPEC), a vortex unit for the extraction of hydrocarbons from circulating hydrogen, which is stable in operation, easy to handle and easy to handle regulated, meets the requirements of industrial production, as well as environmental compatibility. The highly efficient vortex separation technology for circulating hydrogen demonstrates significant advantages in terms of economy as well as service life, since it solves the problems of foaming of the amine solution, due to the entrainment of oil from the high-pressure separator, the losses of the amine solution are reduced and the compressor runs safely for a long cycle.
Все документы, упомянутые в этом описании, включены в изобретение как ссылки, каждая из которых независимо включена в описание. Кроме того, следует признать, что в этом изобретении могут быть выполнены различные изменения или модификации специалистами в этой области техники, которые изучили рекомендации, приведенные в настоящем изобретении. Предполагается, что эти эквиваленты входят в объем изобретения, определенный в прилагаемой формуле изобретения.All documents mentioned in this description are included in the invention as references, each of which is independently included in the description. In addition, it should be recognized that various changes or modifications may be made to this invention by those skilled in the art who have studied the recommendations of the present invention. These equivalents are intended to be included within the scope of the invention as defined in the appended claims.
Claims (10)
(a) удаление углеводородов из циркулирующей водородной смеси таким образом, что жидкие капли тяжелых углеводородов в дисперсной фазе отделяются от циркулирующего водорода в непрерывной фазе с получением фазы тяжелых углеводородов и смешанной фазы циркулирующего водорода, содержащего серу;
(b) разделение полученной смешанной фазы с целью удаления из нее сульфидов, таким образом получается циркулирующий водород, не содержащий серы; и
(c) разделение полученного циркулирующего водорода, не содержащего серы, с целью удаления из него аминного раствора, таким образом получается очищенный циркулирующий водород.1. The pulse flow method for the desulfurization of circulating hydrogen, which includes:
(a) removing hydrocarbons from the circulating hydrogen mixture in such a way that liquid droplets of heavy hydrocarbons in the dispersed phase are separated from the circulating hydrogen in the continuous phase to obtain a phase of heavy hydrocarbons and a mixed phase of circulating hydrogen containing sulfur;
(b) separating the resulting mixed phase in order to remove sulfides from it, thereby producing circulating hydrogen free of sulfur; and
(c) separating the obtained sulfur-free circulating hydrogen in order to remove the amine solution from it, thereby obtaining purified circulating hydrogen.
узел извлечения углеводородов для удаления углеводородов из циркулирующей водородной смеси таким образом, что жидкие капли тяжелых углеводородов в дисперсной фазе отделяются от циркулирующего водорода в непрерывной фазе, с получением фазы тяжелых углеводородов и смешанной фазы циркулирующего водорода, содержащего серу; аппарат обессеривания, связанный с выходом газовой фазы из указанного узла извлечения углеводородов, для дальнейшего разделения полученной смешанной фазы с целью удаления из нее сульфидов, таким образом получается циркулирующий водород, не содержащий серы; и узел извлечения амина, расположенный в указанном аппарате обессеривания, для дальнейшего разделения полученного циркулирующего водорода, не содержащего серы, с целью извлечения из него аминного раствора, таким образом получается очищенный циркулирующий водород.4. A pulse flow device for the desulfurization of circulating hydrogen, which includes:
a hydrocarbon recovery unit for removing hydrocarbons from the circulating hydrogen mixture in such a way that liquid droplets of heavy hydrocarbons in the dispersed phase are separated from the circulating hydrogen in a continuous phase to obtain a heavy hydrocarbon phase and a mixed phase of circulating hydrogen containing sulfur; a desulphurization apparatus associated with the exit of the gas phase from the specified hydrocarbon recovery unit for further separation of the obtained mixed phase in order to remove sulfides from it, thus obtaining circulating hydrogen containing no sulfur; and an amine recovery unit located in said desulfurization apparatus for further separating the obtained sulfur-free circulating hydrogen in order to extract the amine solution from it, thereby obtaining purified circulating hydrogen.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN200810201686.5 | 2008-10-24 | ||
| CN2008102016865A CN101434381B (en) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Short process flow recycle hydrogen desulfuration method and apparatus |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2430012C1 true RU2430012C1 (en) | 2011-09-27 |
Family
ID=40709042
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010120884/05A RU2430012C1 (en) | 2008-10-24 | 2008-12-19 | Pulse flow method for desulphuration of circulating hydrogen and device for realising said method |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN101434381B (en) |
| RU (1) | RU2430012C1 (en) |
| WO (1) | WO2010045769A1 (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101898079B (en) * | 2009-05-25 | 2012-05-30 | 中国石油化工股份有限公司 | Treatment method of storage tank-dissipating stinking sulfur-containing waste gas |
| CN102041041B (en) * | 2011-01-13 | 2013-11-27 | 华东理工大学 | Rotational-flow liquid removal method and device of liquid phase circulation hydrogenation system |
| CN103865567B (en) * | 2014-03-20 | 2016-04-06 | 长岭炼化岳阳工程设计有限公司 | Desulphurization of recycle hydrogen system and method |
| CN108753357A (en) * | 2018-05-31 | 2018-11-06 | 上海华畅环保设备发展有限公司 | Recycle hydrogen eddy flow liquid separation-cyclone desulfuration-eddy flow control alkali integrating device and its implementation in hydrogenation plant |
| CN108753358A (en) * | 2018-05-31 | 2018-11-06 | 上海华畅环保设备发展有限公司 | Dry gas eddy flow liquid separation-cyclone desulfuration-eddy flow control alkali integrating device and its implementation in hydrogenation plant |
| CN108774546A (en) * | 2018-05-31 | 2018-11-09 | 上海华畅环保设备发展有限公司 | Low point of cyclonic current liquid separation-cyclone desulfuration-eddy flow control alkali integrating device and its implementation in hydrogenation plant |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1049873C (en) * | 1996-10-21 | 2000-03-01 | 中国石化茂名石油化工公司 | Technology for preparing hydrogen by mixing dry gas and light oil of refinery |
| US20030057136A1 (en) * | 2001-08-22 | 2003-03-27 | Mcintush Kenneth E. | Process for recovering sulfur while sponging light hydrocarbons from hydrodesulfurization hydrogen recycle streams |
| US7541011B2 (en) * | 2006-04-07 | 2009-06-02 | Liang Hu | Phase transitional absorption method |
| CN100518892C (en) * | 2007-06-07 | 2009-07-29 | 华东理工大学 | Method and device for removing hydrogen sulphide from mixture gas containing low-concentration hydrogen sulphide |
| CN101274196B (en) * | 2007-12-11 | 2010-12-08 | 镇海石化工程有限责任公司 | Desulphurization method of amine liquid with high removal rate of hydrogen sulfide |
| CN101294104B (en) * | 2008-06-05 | 2012-02-01 | 华东理工大学 | Hydrocracking recycle hydrogen deoiling, dewatering separation method and apparatus |
-
2008
- 2008-10-24 CN CN2008102016865A patent/CN101434381B/en active Active
- 2008-12-19 RU RU2010120884/05A patent/RU2430012C1/en active
- 2008-12-19 WO PCT/CN2008/073594 patent/WO2010045769A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101434381A (en) | 2009-05-20 |
| CN101434381B (en) | 2011-07-13 |
| WO2010045769A1 (en) | 2010-04-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2430012C1 (en) | Pulse flow method for desulphuration of circulating hydrogen and device for realising said method | |
| KR20150110737A (en) | Contacting a gas stream with a liquid stream | |
| WO2022032267A1 (en) | Pitch destruction processes using thermal oxidation system | |
| CN206127222U (en) | A manufacturing equipment for following tar stock is produced through purified hydrocarbon | |
| US7569198B2 (en) | Wet gas scrubbing process | |
| CN101732968A (en) | Micro-cyclone de-solid method and device in catalytic cracking flue gas washing desulphurization process | |
| CN101721861A (en) | Method and device for desulphurization of recycle hydrogen | |
| CN102373083A (en) | Method for using process water as flushing water of reaction effluent in hydrocarbon hydrogenation process | |
| US9302910B2 (en) | Short-flow process for desulfurization of circulating hydrogen and device for the same | |
| EP3511310B1 (en) | Device and method for increasing the content of methane in a current of biogas by means of a low-pressure airlift system | |
| CN101239271A (en) | Cleaning treatment method of acid sewage storage tank discharging gas | |
| RU92421U1 (en) | PLANT FOR DESORPTION OF HYDROGEN SULFUR FROM HIGH-BOILING OIL PRODUCTS | |
| WO2019144229A1 (en) | Cost-effective gas purification methods and systems by means of ejectors | |
| RU2289608C2 (en) | Installation for purification of the liquid hydrocarbon raw from methanol (versions) | |
| CN101654626A (en) | Cyclone separation technology used for on-line separation of hydrocarbons and solid granules in desulfurized solvent | |
| CN109954289B (en) | Desulfurization amine-rich liquid cyclone reinforced dealkylation method and device | |
| CN101530693B (en) | Method and device for secondarily filtering desulfuration liquid by side stream | |
| RU2456053C2 (en) | Plant to clean oil from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| CN1245238C (en) | Dust removal technique in use for natural gas and implementing equipment combination | |
| RU2188224C2 (en) | Plant for oil product distillation | |
| CN215250194U (en) | Acidic water dealkylation device | |
| CN101108301A (en) | Flue gas desulfurizing method and apparatus | |
| EA032484B1 (en) | Hydrocarbon production apparatus and hydrocarbon production method | |
| CN102642969B (en) | Pre-treatment system for acid water of oil refinery | |
| CN103482570A (en) | Method for desulphurization and liquid removal of recycle hydrogen |