Downstream w przemyśle naftowo-gazowym

Destylator ropy naftowej

Rafinacja ropy naftowej rozpoczyna się w destylatorze, którego głównym zadaniem jest oddzielenie różnych komponentów.

Jak działają destylatory ropy naftowej

Ciężka ropa naftowa zawiera zwykle sole. Sole chlorkowe prowadzą nie tylko do zatkań w procesie końcowym rafinacji, lecz powodują też korozję sprzętu w postaci kwasu solnego (HCl) – powstającego w wyniku hydrolizy w wysokich temperaturach. Ropa naftowa o wysokiej zawartości soli musi przejść najpierw przez odsalacz, aby usunąć zanieczyszczenia. Podczas tej obróbki wstępnej ropa naftowa jest podgrzewana do wartości nieco poniżej temperatury wrzenia, a następnie mieszana ze świeżą wodą w celu rozpuszczenia soli. Następnie mieszanina jest kierowana do osadnika w celu separacji ropy naftowej i słonej wody. Pole elektrostatyczne przyspiesza proces oddzielania.

Po odsoleniu ropa naftowa jest podgrzewana do temperatury około 280 °C (540 °F). Te częściowe odparowane surowce są kierowane do dolnego obszaru destylatora ropy naftowej (CDU), nazywanego również destylatorem atmosferycznym, ponieważ przetwarzanie odbywa się blisko ciśnienia atmosferycznego: 1,2 do 1,5 atm (17,6 do 22 psi) w górnej części kolumny. Na dole kolumny znajduje się parownik, a na górze kondensator, dzięki czemu powstaje gradient temperatury. Frakcje o wyższej temperaturze wrzenia – cięższe, mniej lotne związki – pozostają na dnie, a frakcje o niższej temperaturze wrzenia – lżejsze, bardziej lotne związki – wznoszą się do góry. Perforowane tacki ułożone w stosy wzdłuż kolumny sprawiają, że lżejsze związki wznoszą się do góry, a cięższe związki opadają w dół. Oddzielone związki węglowodorowe lub frakcje są odciągane na różnych wysokościach kolumny destylacyjnej w zależności od temperatury wrzenia.

Olej resztkowy można dalej oddzielić, jednakże destylacja termiczna nie może odbywać się pod ciśnieniem atmosferycznym, ponieważ wymagane wysokie temperatury uszkodziłyby węglowodory.

W celu dodatkowej destylacji olej resztkowy dostaje się do destylatora podciśnieniowego (VDU). W ciśnieniach zaledwie 10 inH₂O (0,36 psi) temperatura wrzenia ciężkiej ropy naftowej jest na tyle niska, aby uniknąć rozkładu lub rozpadu termicznego. Piec próżniowy podgrzewa pozostały olej do około 400 °C (750 °F), gdzie odparowuje on w środowisku niskociśnieniowym i ulega frakcjonowaniu na różne składniki do dalszego przetwarzania i rafinacji:

• Lekki olej gazowy i ciężki olej gazowy (nazywany też próżniowym olejem gazowym) – przetwarzanie na materiały bazowe olejów smarowych lub surowiec do instalacji hydrokrakingu i instalacji fluidalnego krakingu katalitycznego (FCC).
• Resztki podciśnienia – jako surowiec do baterii koksowniczych, instalacji FCC, instalacji hydrokrakingu i hydrorafinatorów

Rozwiązania do pomiaru w destylatorach ropy naftowej

Istnieją trzy główne zastosowania elastyczne wielopunktowe zespoły temperaturowe w surowej jednostce:

• Monitorowanie wytwarzania koksu w obszarze płomieniowym. Atmosferyczne i podciśnieniowe kolumny destylacyjne posiadają obszary płomieniowe, w których część gorących surowców wyparowuje przy wejściu do kolumny. Poprzez promieniowy pomiar rozdziału temperatury hot spotów w obszarze płomieniowym operatorzy mogą wcześnie wykryć wytwarzanie koksu i dopasować ilość oleju płuczkowego, aby zminimalizować lub wyeliminować osady koksu.
• Monitorowanie temperatury w wierzchołku wieży i gradientu temperatury głowicy. Przy schładzaniu gazów głowicowych mogą krystalizować się różne sole – chlorek amonu lub sole powstałe w inhibitorach głowicowych – w różnych temperaturach powyżej systemu płuczącego głowicy. Wczesne osadzanie soli może prowadzić do osadów i korozji metali. Pomiar wielopunktowy umożliwia operatorowi lepszą kontrolę temperatur na głowicy wieży w celu minimalizacji lub wyeliminowania osadów soli.
• Pomiar temperatury na dnie Termopara wielopunktowa to prosta metoda wykonywania wielu pomiarów z jednego króćca.

Termopary przylgowe do pieców

WIKA oferuje innowacyjne termopary do nagrzewnicy paliwowych. Dzięki kompleksowemu testowaniu termopar w naszym nowoczesnym ośrodku badawczo-rozwojowym w pobliżu kanału Houston Ship Channel jesteśmy w stanie pomóc w prawidłowej konfiguracji i lokalizacji czujników temperatury w piecach.

Niezależnie od lokalizacji termopara wymaga prawidłowego okablowania i montażu. Na przykład użytkownik musi uwzględnić rozszerzalność cieplną rury piecowej, chroniąc czujnik przed bezpośrednim ciepłem z palników. W przypadku nieprawidłowej instalacji może dojść do skrócenia cyklu życia termopary, a nawet usterek w działaniu.

W ramach doskonalenia technologii termopar przylgowych WIKA poprawiła się nie tylko dokładność. Również łatwy montaż to kluczowa cecha naszych rozwiązań do pomiaru temperatury, ponieważ nasz lokalny personel serwisowy ciągle współpracuje z konstruktorami WIKA na rzecz optymalizacji procesów. Z formowanym ekranem termicznym czy bez montaż czujnika jest zawsze szybki i niezawodny.

Bateria koksownicza

Jednostki koksownicze wykorzystują wysoką temperaturę (< 900 °F / 480 °C) i wysokie ciśnienie do rozbijania większych cząsteczek węglowodorów w pozostałości próżniowej w celu wytworzenia lżejszych frakcji o wyższej wartości. Podczas krakowania termicznego w baterii koksowniczej powstaje też stały węgiel zwany koksem naftowym (zielonym koksem), wykorzystywanym jako źródło energii lub materiał wstępny w produkcji.

Jak działają baterie koksownicze

Bateria koksownicza o opóźnionym działaniu (DCU), najczęściej stosowane urządzenie, posiada dwa główne komponenty: nagrzewnicę paliwową i dwa lub więcej bębnów koksowniczych. W nagrzewnicy paliwowej rury pieca prowadzą surowiec przez sekcje promieniujące i konwekcyjne, w których uzyskiwana jest temperatura krakingu termicznego. Płyn dostaje się do bębna koksowniczego, w którym następuje krakowanie. (Stąd pochodzi nazwa “opóźniony,” ponieważ reakcja nie odbywa się w nagrzewnicy lub reaktorze. Opary węglowodoru wylatują na górze z bębna, podczas gdy koks osadza się na dnie. Po napełnieniu jednego bębna jest on wyjmowany z linii w celu odkoksowania, drugi odkoksowany bęben jest ponownie uruchamiany w linii. Wysokociśnieniowe noże odcinają ciała stałe od bębna koksowniczego.

Innym typem jest ciekła bateria koksownicza. Surowce są wtryskiwane do palnika jako upłynnione ciała stałe, a następnie ponownie spalane jako paliwo, jak i do dalszego rozkładu długich łańcuchów węglowodorowych. Lotna bateria koksownicza działa jak ciekła bateria koksownicza z dodatkową opcją częściowej lub całkowitej gazyfikacji koksu. Zaletą ciekłych i lotnych baterii koksowniczych jest wyższy uzysk płynnych węglowodorów wysokiej jakości.

Zalety dokładnego pomiaru temperatury w bateriach koksowniczych

Niezależnie od typu baterii koksowniczej urządzenia te pracują w trudnych warunkach: ekstremalnie wysokie temperatury, silne wibracje, korozyjne i lotne surowce. Bezpieczeństwo i optymalna wydajność wymagają niezawodnych przyrządów pomiarowych do ciągłego monitorowania i sterowania procesami. Szczególnie w nagrzewnicy baterii koksowniczej powinna panować zrównoważona temperatura zarówno po stronie procesowej, jak i po stronie palnikowej.

Dzięki dokładnym informacjom o temperaturze i przepływie procesu rury piecowe rafinerii mogą mieć trzykrotnie większą długość w porównaniu z konwencjonalnym ogrzewaniem. Priorytetowe znaczenie ma dokładny pomiar temperatury na powierzchni rury. Jeżeli termopara przylgowa (TSTC) wskazuje za wysokie wartości, operator skróci niepotrzebnie czas pracy, co prowadzi do obniżenia produkcji. Jeżeli wskazuje za niską wartość, operator nieświadomie wydłuży czas pracy, co zwiększa ryzyko pęknięcia rury i nieplanowanych przestojów.

WIKA posiada w swoim portfolio innowacyjne TSTC zaprojektowany w celu maksymalizacji produkcji i bezpieczeństwa zakładu. Oferujemy również serwis montażowy i nowoczesny program monitorowania pieca ze skanerami na podczerwień, kontrolą stanu urządzeń, analizą danych i usuwaniem usterek.

Instalacja fluidalnego krakingu katalitycznego (FCC)

Podobnie jak bateria koksownicza instalacja fluidalnego krakingu katalitycznego (FCC) przetwarza ciężki olej resztkowy na lżejsze produkty wysokiej wartości jak benzyna i lekkie olefiny (propylen i butylen). Jednakże w przeciwieństwie do baterii koksowniczej, w której długie łańcuchy węglowodorów są rozkładane jedynie wskutek oddziaływania wysokiej temperatury, fluidalny kraking katalityczny korzysta z katalizatora, aby zwiększyć wydajność tej procedury.

Jak działają instalacje FCC

W reaktorze olej resztkowy jest mieszany z krzemu/glinu, zeolitem glinowo-krzemowym lub innym katalizatorem. Ten kontakt fizyczny prowadzi przy odpowiedniej temperaturze i ciśnieniu do reakcji chemicznej, w której surowce rozkładają się na mniejsze cząstki, które są następnie oddzielane i odciągane w kolumnie frakcjonującej. Podczas tej reakcji katalizator nie jest zmieniany chemicznie, jednakże węgiel osadza się na proszku, kulkach lub granulacie. Zużyty katalizator dostaje się regeneratora, gdzie węgiel jest spalany, a następnie powraca do reaktora.

Monitorowanie temperatury w instalacjach FCC

Instalacje FCC, maszynka pieniędzy nowoczesnych rafinerii, mogą pracować w trybie ciągłym z wyjątkiem planowanego wyłączenia co pięć lat w celu przeprowadzenia okresowej konserwacji. W idealnym przypadku czas przestoju jest krótki, aby instalacja mogła szybko wznowić rafinację. Jeżeli jednak rozruch nie nastąpi prawidłowo, może dojść do kondensacji, nawilżenia i sklejenia katalizatora, wskutek czego konieczne jest ponowne odłączenie instalacji w celu wyczyszczenia. Aby uniknąć tych kosztownych ingerencji, ważne jest ciągłe monitorowanie temperatury rury pionowej podczas rozgrzewania instalacji. Innym ważnym obszarem monitorowania temperatury jest regenerator w celu zapewnienia wysokiej temperatury do spalania węgla i regeneracji katalizatora.

Jednostka alkilacyjna

Jednostka alkilacyjna wytwarza izoparafiny nazywane alkilatami. Ten wysokooktanowy komponent benzyny jest wytwarzany poprzez połączenie izobutanu (z zespołu izomeryzacji rafinerii) z propylenem lub butylenem (z instalacji FCC) w obecności katalizatora. Jednostka alkilacyjna jest ważnym częścią składową instalacji pozwalającą spełnić surowe normy dotyczące redukcji emisji.

Typy jednostek alkilacyjnych

Obecnie istnieją cztery rodzaje jednostek alkilacyjnych nazywanych w zależności od stosowanego katalizatora. Konwencjonalne jednostki alkilacyjne pracują na bazie kwasu fluorowodorowego (HFAU) i kwasu siarkowego (SAAU). Główne wyzwanie w przypadku tych urządzeń polega na tym, że ciekłe katalizatory kwasowe są korozyjne, toksyczne i potencjalnie szkodliwe dla środowiska. Szczególnie ważne jest dlatego zapobieganie emisjom i wyciekom. System monitorowania membrany WIKA posiada drugą membranę wewnętrzną, która zapewnia niezawodną separację procesu i środowiska w razie awarii pierwszej membrany. W takim przypadku wzrasta ciśnienie monitorowane w przestrzeni pośredniej i system ostrzega operatora o uszkodzeniu membrany. Aby uniknąć ryzyka związanego ze stosowaniem ciekłych kwasów, niektóre rafinerie stosują alkilację przy użyciu stałych kwasów i płynów jonowych. Obie technologie są wielce obiecujące, ponieważ katalizatory są mniej niebezpieczne w obróbce, regeneracji i utylizacji niż HF lub H₂SO₄.

Niezależnie od katalizatora i technologii alkilacja wymaga dokładnego pomiaru temperatury i ciśnienia zapewniającego optymalne reakcje chemiczne.

Reformator z ciągłą regeneracją katalizatora (CCR)

Reforming katalityczny to proces, w którym nafty są przetwarzane na wysokooktanowe mieszaniny benzynowe lub reformaty za pomocą katalizatora w warunkach wysokiej temperatury i podwyższonego ciśnienia. Ponieważ jedną z reakcji chemicznych jest dehydratacja, podczas reformingu katalitycznego powstają duże ilości wodoru, który stosuje się w instalacjach hydrokrakingu i innych urządzeniach rafinerii.

Jak działają reformatory CCR

W typowym reformatorze z ciągłą regeneracją katalizatora (CCR) proces rozpoczyna się od rozgrzania nafty do odpowiedniej temperatury. Stamtąd surowiec dostaje się do szeregu reaktorów, w których wolnobieżne substraty katalizatora, zazwyczaj na bazie platyny, przyspieszają reakcję chemiczną, aby wytworzyć rząd węglowodorów wyższej wartości. Powstające reformaty są oddzielane wraz z gazem reformującym i wodorem.

W trakcie procesów w reaktorze odkłada się koks na katalizatorze. Po wyjściu z ostatniego reaktora zużyty katalizator jest kierowany do regeneratora, gdzie jest odkoksowywany i odprowadzany z powrotem do reaktora.

Ciągła regeneracja katalizatora jest bardziej popularna i wydajna niż reforming półregeneracyjny, który wykorzystuje katalizator ze stałym substratem, regenerowany tylko podczas przestojów co kilka miesięcy. Reformator CCR może z kolei pracować nieprzerwanie z wyjątkiem krótkiego interwału serwisowego co trzy lata.

Gdzie należy monitorować temperaturę w reformatorze CCR

Temperatura odgrywa kluczową rolę w optymalizacji procesów chemicznych w reformatorze CCR, czujniki temperatury pracują w utrudnionych warunkach.

• Piec: dokładny i niezawodny pomiar temperatury na powierzchni rury jest ważny dla zapewnienia bezpiecznej eksploatacji i optymalnej przepustowości instalacji. Typowy reformator CCR posiada piece wielokomorowe – jeden dla każdej strefy/łoża katalizatora – z rurami umieszczonymi łukowo. Rura i głowica rury rozszerzają się pod wpływem wysokiej temperatury, dlatego przyrząd pomiarowy musi poradzić sobie z trójwymiarową rozszerzalnością różnicową.
• Reaktor: czujniki temperatury w ruchomych substratach katalizatora służą do monitorowania wydajności katalizatora i wykrywają nierównomierny rozkład przepływu. Przyrządy pomiarowe są jednak podatne na erozję wskutek częstego kontaktu z granulatem katalizatora. Grubościenny kabel chroni przed ruchami katalizatora i wysokimi temperaturami.
• Regenerator: zużyty katalizator jest tu poddawany utlenianiu, aby usunąć osady koksu, a następnie chlorowaniu, aby przywrócić jego kwasowość. A elastyczna termopara wielopunktowa monitoruje temperaturę gazu w każdej strefie, aby zapewnić maksymalną żywotność katalizatora. W tym korozyjnym wysokotemperaturowym otoczeniu zaleca się stosowanie przyrządów pomiarowych wykonanych z superstopu Inconel.

Instalacje CCR mogą się znacznie różnić w zależności od licencjodawcy, dlatego znajomość różnic jest kluczowa przy doborze odpowiednich przyrządów pomiarowych.

Instalacja hydrokrakingu

Instalacje hydrokrakingu umożliwiają uszlachetnianie szeregu mniej wartościowych surowców do średnich destylatów jak paliwo lotnicze, diesel, nafta i lekki olej gazowy.

Jak działają instalacje hydrokrakingu

Jak sama nazwa wskazuje, reaktory hydrokrakingu rozbijają cięższe oleje gazowe w atmosferze bogatej w wodór i robią to za pomocą katalizatora o stałym złożu (zwykle zeolitu), podwyższonej temperatury (750-1500 °F / 400-815 °C) i wysokiego ciśnienia (1000-2000 psi / 70-140 barów). Rozszczepiona mieszanina dostaje się do frakcjonatora, z którego destylaty o niższej temperaturze wrzenia są odciągane, podczas gdy pozostały olej o wyższej temperaturze wrzenia jest odprowadzany z powrotem do reaktora w celu ponownego przetworzenia.

Wodór ma dwie funkcje w tym procesie:

• Połączenie z rozszczepionym, nienasyconym węglowodorem w celu utworzenia nasyconych produktów wyższej wartości
• Sterowanie temperaturą w reaktorze (nasycenie wodorem jest egzotermiczne, tzn. dodanie większej ilości wodoru skutkuje większym ciepłem)

Ciężkie oleje gazowe zawierają zazwyczaj znaczną ilość siarki i azotu. W dwustopniowej instalacji hydrokrakingu pierwszym etapem jest hydrorafinacja: użycie katalizatora w celu usunięcia zanieczyszczeń z surowca oraz połączenie wodoru z siarką i azotem w celu wytworzenia gazowego siarkowodoru (H₂S) i amoniaku (NH₃). Woda piorąca rozpuszcza te gazy, a powstały wodorosiarczek amonu (NH₄HS) jest kierowany do odpędzania. W jednostopniowej instalacji hydrokrakingu surowce przechodzą najpierw przez hydrorafinator, aby usunąć niepożądane związki.

Znaczenie monitorowania temperatury w instalacjach hydrokrakingu

Kraking katalityczny to proces endotermiczny, w którym nasycenie wodorem wydziela ciepło. Bezpieczeństwo i wydajność hydrokrakingu zależy od utrzymania temperatury reaktora w określonym zakresie. Monitorowanie profilu temperatury pozwala operatorowi na lepsze zrozumienie i sterowanie pracą reaktora, szczególnie pod kątem zapobiegania awariom termicznym.

Ponieważ instalacje hydrokrakingu różnią się konstrukcją w zależności od licencjodawcy, ważne jest, aby współpracować ze specjalistami, którzy rozumieją branżę i mogą zaprojektować szeroką gamę systemów profilowania temperatury dla instalacji hydrokrakingu - a wszystko to uzupełnione przez ekspertów instalacje wielopunktowe i wsparcie klienta 24/7. WIKA dysponuje wieloletnim doświadczeniem w projektowaniu rozwiązań pomiarowych, które pomagają rafineriom w unikaniu nieplanowanych przestojów, wydłużeniu cyklów pracy i zwiększeniu rentowności.

Hydrorafinator

Hydrorafinatory, nazywane też urządzeniami do hydroodsiarczania (HDS), to urządzenia procesowe do usuwania siarki oraz azotu, tlenu, metali ciężkich i innych niepożądanych produktów z mieszanin lub surowców. Jest to jeden z najważniejszych kroków procesowych w nowoczesnych rafineriach, ponieważ:

• Rafinerie muszą spełniać coraz surowsze normy środowiskowe dotyczące niższych emisji w gazie ziemnym i paliwach transportowych.
• Hydrorafinacja wydłuża żywotność katalizatora, gdyż związki siarki i azotu mogą zatruć katalizatory metalowe.
• Zanieczyszczenia w surowcach mogą skazić instalacje; hydrorafinacja wydłuża czas pracy i pozwala uniknąć zbędnych wyłączeń sąsiednich urządzeń.

Jak działają hydro rafinatory

Podobnie jak w przypadku hydrokrakingu, hydrorafinator miesza surowiec z wodorem, podgrzewa mieszaninę do temperatury 260-400 °C (500-750 °F) w piecu, a następnie rozpyla ją w reaktorze. W obecności metalowych katalizatorów, w wysokich temperaturach (575-750 °F / 300-400 °C) i pod wysokim ciśnieniem (440-1910 psi / 30-130 barów), wodór reaguje z surowcem w celu usunięcia siarki poprzez wytworzenie gazowego siarkowodoru (H₂S) i azotu (poprzez wytworzenie amoniaku lub NH₃). Jednocześnie wodór nasyca olefiny i aromaty.

Dostępne są różne kategorie hydrorafinatorów w zależności od rodzaju przetwarzanego surowca – od resztek, ciężkiej nafty i nafty oczyszczone po diesel, podciśnieniowy olej gazowy i benzynę FCC.

Monitorowanie temperatury zapobiega problemom podczas hydrorafinacji

Czujniki temperatury w hydrorafinatorach odgrywają kluczową rolę w zapewnieniu bezpieczeństwa i produktywności. W różnych lokalizacjach, elastyczna termopara wielopunktowa jak Flex-R® sprawdzać hotspoty, monitorować wydajność katalizatora i szukać obszarów nieprawidłowej dystrybucji, zwłaszcza w punktach wylotowych. W punktach wlotowych czujniki temperatury monitorują moc wewnątrz reaktora.

Zespół izomeryzacji

Izomeryzacja poprawia jakość benzyny poprzez konwersję prostołańcuchowych węglowodorów o niskiej liczbie oktanowej na rozgałęzione węglowodory o wyższej liczbie oktanowej. W porównaniu z reformingiem katalitycznym izomeryzacja jest bardziej ekonomiczna i wytwarza mniej emisji CO₂ i niebezpiecznych produktów ubocznych.

Co to jest izomeryzacja?

Izomery to molekuły o tym samym wzorze cząsteczkowym, ale różnym układzie cząsteczkowym. Na przykład normalny butan (n-C4) jest molekułą prostołańcuchową z 4 atomami węgla i 10 atomami wodoru. Jego izomer, izobutan (i-C4), jest również C₄H₁₀, ale ma grupę CH₃ rozgałęziającą się od centralnego atomu węgla.

Ze względu na te różnice w budowie rozgałęzione węglowodory zachowują się inaczej niż ich prostołańcuchowi pobratymcy. Na przykład normalny pentan i heksan są niskooktanowe, około 66–70 RON (badawcza liczba oktanowa), podczas gdy izopentan i izoheksan wykazują około 82–87 RON.

Istnieją dwa typy zespołów izomeryzacji:

• Zespoły izomeryzacji C4 przekształcają butan (n-C4) w izobutan (i-C4) do stosowania w jednostkach alkilacyjnych.
• Zespoły izomeryzacji C5/C6 przekształcają pentan (n-C5) w izopentan (i-C5), heksan (n-C6) w izoheksan (i-C6) do stosowania jako mieszaniny.

Proces izomeryzacji C5/C6

Lekka nafta jest najpierw hydrorafinowana, aby usunąć siarkę, azot i inne niepożądane produkty. Uzdatniony surowiec jest następnie mieszany z różnymi ilościami wodoru (zależnie od stosowanego katalizatora) i wtryskiwany do reaktora, otoczenie z katalizatorem ze stałym substratem o umiarkowanej temperaturze (93–204 °C / 200–400 °F).

W procesach izomeryzacji stosuje się jeden z trzech typów katalizatorów.

Kolejne kroki zależą od rodzaju stosowanego katalizatora. Zazwyczaj wypływ z reaktora dostaje się do zbiorników, w których produkty są oddzielane:

• H₂ jest odzyskiwany i używany ponownie w reaktorze.
• Izomeraty są odprowadzane do późniejszego mieszania.
• Jeżeli wytwarzany jest HCl, jest on odprowadzany i uzdatniany.
• Rozszczepione gazy C₁ (metan), C₂ (etan), C₃ (propan) i C₄ (butan) są odzyskiwane i odprowadzane.
• Nieprzetworzony C₅ i C₆ są kierowane jako surowiec z powrotem do reaktora.

Monitorowanie temperatury katalizatorów

Aby zespoły izomeryzacji mogły nadal wytwarzać wysokooktanowe izomeraty, katalizator musi wykazywać się maksymalną wydajnością. Operatorzy mogą monitorować kanałowanie, nieprawidłową dystrybucję i ogólną aktywność katalizatora za pomocą termopara wielopunktowa w różnych punktach wzdłuż stałych łóżek. Kompletny profil temperaturowy może wydłużyć żywotność katalizatora, podnieść wydajność procesową i poprawić bezpieczeństwo instalacji.

Jednostka aminowa

Za pomocą związków zawierających azot, tzw. aminów, jednostki aminowe usuwają niepożądany siarkowodór i dwutlenek węgla z gazu ziemnego. Obróbka aminowa jest jedną z najlepszych metod usuwania kwaśnych gazów i uzdatniania produktów uzyskiwanych z ropy naftowej.

Podstawy obróbki aminowej

Jednostka aminowa obejmuje różne etapy czyszczenia kwaśnego gazu i utylizacji rozpuszczalnika aminowego.

• 1. Przed obróbką aminową zanieczyszczony proces jest kierowany do separatora kwaśnego gazu (KO), aby usunąć wodę i krople oleju.
• 2. Wstępnie uzdatniony gaz dostaje się do dolnej części kolumny aminowej nazywanej też absorberem lub kontaktorem.
• 3. Gdy kwaśny gaz podnosi się, styka się z nienasyconym roztworem aminowym (bez kwaśnych gazów), który skapuje z góry. Im większy kontakt, tym więcej H₂S i CO₂ jest absorbowane.
• 4. Na górze kontaktora odsiarczony gaz jest odprowadzany przez wylot czystego gazu.
• 5. Czysty proces dostaje się do bębna separującego KO odsiarczonego gazu, gdzie resztki aminu są zbierane i ponownie wykorzystywane do prowadzenia gazu ziemnego.
• 6. Roztwór aminowy, który jest teraz nasycony kwaśnymi gazami (amin nasycony), osiada na dnie kontaktora i jest prowadzony do kolumny separacyjnej
• 7. W separatorze para z podgrzewacza wtórnego oddziela kwaśne gazy od aminu nasyconego.
• 8. Kwaśne gazy są schładzane w kondensatorze i kierowane do przetwarzania w sekcjach odzysku.
• 9. Oddzielony amin jest dalej czyszczony w szeregu filtrów.
• 10. Ponownie nienasycony amin jest prowadzony do ponownego użycia do górnej części kontaktora.

Rozwiązania pomiarowe do optymalizacji obróbki aminowej

Monitorowanie temperatury i sterowanie odgrywają kluczową rolę w wydajnej pracy jednostek aminowych. Szczególnie gaz procesowy i roztwór aminowy funkcjonują najlepiej w wąskim zakresie temperatur.

• Jeżeli amin jest za zimny przy kontakcie z węglowodorami, zanieczyszczony gaz procesowy może ulec kondensacji i spienieniu, co prowadzi do gorszej jakości gazu. W idealnym przypadku temperatura nienasyconego aminu wynosi jedynie trochę więcej niż temperatura gazu na wylocie.
• Jeżeli jednak nienasycony amin jest za gorący, przepływa on za szybko i nie pochłania dostatecznie kwaśnego gazu.
• Jeżeli zanieczyszczony gaz procesowy jest za gorący przy wlocie go kolumny aminowej, podnosi się za szybko i styka się z nienasyconym aminem na wylocie gazu procesowego na górze kolumny. W takiej sytuacji może dojść do powstania piany, prowadząc do gorszej jakości gazu i straty aminu.
• Jeżeli nasycony amin jest gorący, kwaśne gazy wyodrębniają się z roztworu i atakują powierzchnie metalowe, prowadząc do korozji.
• Jeżeli temperatura systemu filtracyjnego jest za niska, zanieczyszczenia nie będą usuwane tak skutecznie z roztworu aminowego przed jego odpompowaniem do kontaktora, co prowadzi do gorszej absorpcji kwaśnych gazów.

Prędkość cyrkulacji aminu, przepustowość gazu, temperatura gazu na wlocie i stężenie aminu wpływają na wydajność obróbki aminowej. Dzięki wysokiej jakości oprzyrządowaniu, takiemu jak termopara wielopunktowa, w szczególności Miniaturowa termopara wielopunktowa TC96-M rafinerie mają precyzyjne informacje w czasie rzeczywistym, których potrzebują do podejmowania inteligentnych decyzji operacyjnych.

Generator wodoru

Wodór to krytyczny komponent w nowoczesnych rafineriach, wymagany do konwersji niskowartościowych węglowodorów na produkty wyższej wartości. Wodór wykorzystywany w instalacjach hydrokrakingu, hydrorafinacji i izomeryzacji może pochodzić z reformera CCR, który wytwarza_H2 jako produkt uboczny. Dodatkowe zapotrzebowanie może pokryć parowy reformator metanowy (SMR), który przekształca metan – zwykle z gazu ziemnego – i wodę w wodór.

1. W razie potrzeby gaz ziemny jest najpierw odsiarczany w hydrorafinatorze.

2. Reformator SMR stosuje podwyższone ciśnienie (3–25 bar / 44–360 psi), wysokie temperatury (700–1000 °C / 1290–1830 °F), katalizator ze stałym substratem i supergorącą parę do przekształcenia metanu w wodór i tlenek węgla.

CH₄ + H₂O → 3 H₂ + CO

3. Tlenek węgla to zanieczyszczenie, które jest trudno usunąć. Powstający gaz syntetyczny jest teraz poddawany reakcji przesunięcia gazu wodnego w celu konwersji tlenku węgla na dwutlenek węgla i dodatkowy wodór.

CO + H₂O → CO₂ + H₂

Proces ten również wymaga katalizatora, ale nieco niższych temperatur 200–480 °C (400–900 °F).

4. Istnieją dwie główne metody usuwania dwutlenku węgla z wodoru.

• Adsorpcja z przełączaniem ciśnienia (PSA) wykorzystuje wysokie ciśnienie i środki adsorpcyjne do przechwytywania niepożądanych gazów. Proces przełącza się następnie na niskie ciśnienie, wskutek czego substancje uwalniają swoje gazy i odzyskują swoje właściwości adsorpcyjne.
• Metanizacja CO₂ stosuje roztwór aminowy do oddzielenia węgla i jego przekształcenia w CH₄ przy użyciu katalizatora w odpowiednich warunkach temperaturowych i ciśnieniowych. Wytworzony metan jest następnie odprowadzany z powrotem do reformatora parowego.

Obie metody wytwarzają prawie czysty strumień wodoru dla rafinerii.

Rozwiązania pomiarowe do generatorów wodoru

Ponieważ reforming parowy jest procesem endotermicznym, konieczny jest regularny dopływ ciepła z pieca. Temperatury na powierzchniach rur pieca mogą osiągać nawet 815 °C (1500 °F). Rozwiązania do pomiaru temperatury obejmują termopary rurkowe elastyczny termopara wielopunktowa oraz termopary w osłony termometryczne i studnie rurowe. Czujniki temperatury umożliwiają operatorom podejmowanie decyzji w sprawie wymiany katalizatora na bazie zgromadzonych danych.

Monitorowanie i regulacja ciśnienia, poziomu i przepływu ma również decydujące znaczenie dla wydajnych procesów w parowym reformingu metanowym.

Instalacja do odzysku siarki

Siarka jest niepożądanym produktem w ropie naftowym i gazie ziemnym, ponieważ przy ich spalaniu powstają substancje szkodliwe dla środowiska. Po odsiarczeniu w hydrorafinatorze lub innym urządzeniu procesowym instalacja do odzysku siarki (SRU) wykorzystuje proces Clausa do przekształcenia powstającego siarkowodoru w siarkę, cenny produkt stosowany w przemyśle i do produkcji nawozów.

Czynności przy odzysku siarki w rafinerii

Proces Clausa obejmuje dwa stopnie odzyskiwania siarki:

1. Stopień termiczny

Siarkowodór spala się z tlenem w powietrzu i wytwarza siarkę elementarną.

2 H₂S + O₂ → 2 S + 2 H₂O

Temperatura utleniacza jest utrzymywana powyżej 1560 °F (~850 °C). Gorący wypływ dostaje się następnie do kondensatora, w którym para jest odprowadzana z siarki. Ponieważ siarkowodór jest tylko częściowo utleniany, ~70 % siarki jest oddzielane, a strumień nadal zawiera siarkowodór. Dodatkowe spalanie z powietrzem wytwarza dwutlenek siarki.

2 H₂S + 3 O₂ → 2 SO₂ + 2 H₂O

2. Etap katalizatora

Wypływ z kondensatora jest ponownie podgrzewany, ponieważ stężenie siarki zanieczyszcza katalizator. Gorąca mieszanina przepływa przez rząd reaktorów katalitycznych ze stałym substratem (reaktory Clausa), aby kontynuować separację siarki.

2 H₂S + SO₂ → 3 S + 2 H₂O

Etap katalizatora odbywa się w niższych temperaturach 600-625 °F (~315-330 °C), ale powyżej punktu rosy siarki.

Proces Clausa odzyskuje 95-97 % H₂S w strumieniu zasilającym, ale odsetek ten nie jest wystarczająco wysoki, aby spełnić dzisiejsze surowe przepisy dotyczące kontroli zanieczyszczenia powietrza. Ostatnim krokiem jest obróbka gazu końcowego w instalacji uzdatniania gazu końcowego (TGTU). Generalnie zawierający siarkę gaz końcowy jest podgrzewany i hydrorafinowany w celu wytworzenia siarkowodoru, który przepływa przez jednostkę aminową. Oddzielony siarkowodór powraca następnie do utleniacza, aby ponownie uruchomić proces Clausa.

Znaczenie pomiaru temperatury w odzyskiwaniu siarki

Dokładne sterowanie i monitorowanie temperatury odgrywa niezwykle ważną rolę na każdym etapie instalacji SRU, od utleniaczy i kondensatorów po podgrzewacze, reaktory i instalacje uzdatniania gazu końcowego (TGTU). Jeżeli na przykład temperatura reaktora Clausa jest za niska, katalizator nie reaguje optymalnie. Ponadto gaz zawierający siarkę ulega kondensacji i zanieczyszcza katalizator.

Stos flar

Zarówno ze względów ekonomicznych, jak i ekologicznych rafinerie poszukują metod odzysku i recyklingu prawie wszystkich produktów resztkowych powstających w procesach operacyjnych. Istnieją jednak określone gazy, których nie można ponownie wykorzystać i dlatego są one bezpiecznie spalane. W przypadku nadciśnienia lub innych niebezpiecznych sytuacji układy wyłączenia awaryjnego (ESD) gwarantują, że niebezpieczne opary są automatycznie odprowadzane z wrażliwych obszarów instalacji i kierowane przewodami do pochodni gazowej w celu spalenia.

Pochodnia gazowa steruje spalaniem tych niepożądanych gazów. W trakcie tego procesu powstają mniej szkodliwe gazy odprowadzane do atmosfery. Na przykład metan ma potencjał tworzenia efektu cieplarnianego (GWP) wynoszący 27–30, w porównaniu z dwutlenkiem węgla, którego GWP wynosi 1. Przy spalaniu nieodzyskanego metanu powstaje dwutlenek węgla i woda.

Różne linie prowadzące powietrze, parę i niepożądane gazy dochodzą do pochodni gazowej, na której wierzchołku następuje spalanie. Przyrządy do pomiaru prędkości przepływu pomagają w sterowaniu procesem, zwiększając bezpieczeństwo i wydajność spalania. Termopary doprowadzane do pochodni gazowej służą do monitorowania pilotów płomieniowych.

Elektryczna podstacja rozdzielcza

Duzi operatorzy sektora downstream są zazwyczaj współwłaścicielami rozdzielni energetycznej z lokalnym dostawcą energii. W rafinerii operatorzy muszą zmieniać poziomy napięcia i przekierowywać prąd elektryczny do różnych punktów zasilania.

Instalacje średniego i wysokiego napięcia stosują obecnie różne gazy do izolacji i gaszenia łuku elektrycznego. WIKA jest globalnym dostawcą rozwiązań do obsługi gazów dla przemysł przesyłu i dystrybucji energii i nasz portfolio produktów umożliwia przedsiębiorstwom z sektora downstream i dostawcom energii monitorowanie, analizę i obsługę wszelkiego typu gazów izolacyjnych w przerywaczach obwodu, transformatorach, rozdzielniach i innych urządzeniach.

Najczęściej spotykany gaz w instalacjach z izolacją gazową to heksafluorek siarki (SF₆). Wykazuje się on doskonałą wytrzymałością dielektryczną do niezawodnego gaszenia łuku elektrycznego. Jednocześnie jest to gaz cieplarniany o najwyższym znanym potencjale tworzenia efektu cieplarnianego (GWP). Zapobieganie wyciekom ma kluczowe znaczenie w przeciwdziałaniu zagrożeniom gazu SF₆.

Należąca w całości do WIKA spółka zależna WEgrid Solutions oferuje szeroką paletę produktów i usług do bezpiecznej obróbki gazu SF₆ oraz alternatywnych gazów. Monitorowanie gęstości gazu online z analizą trendów umożliwia bieżące serwisowanie i utrzymanie ruchu, pozwalając operatorom rozdzielni energetycznych na podwyższenie bezpieczeństwa, redukcję kosztów i ochronę środowiska.

Kalibracja i usługi

WIKA oferuje szeroki zakres usług na końcowym etapie produkcji (downstream) w branży naftowo-gazowej

Centrum Kalibracji: konsultacja, projektowanie i implementacja – wszystko z jednej ręki

Pozwól firmie WIKA skalibrować sprzęt referencyjny i testowy, zarówno w nasze laboratoria akredytowane zgodnie z normą ISO 17025 lub w swoim zakładzie. Oprócz szerokiej gamy przyrządów kalibracyjnych, oferujemy usługi kalibracji przyrządów do pomiaru ciśnienia, temperatury, siły, przepływu i pomiarów elektrycznych, a także przyrządów do pomiaru gęstości gazu SF₆.

Skalibrowane przyrządy dostarczają dokładne dane – warunek inteligentnego podejmowania decyzji zwiększających bezpieczeństwo eksploatacji i produktywność. Jednakże produkty kalibracyjny to tylko część równania.

Współpraca z WIKA zapewni Ci kompletne rozwiązanie dla operacji typu downstream.. Nasi specjaliści od branży naftowo-gazowej zaprojektują wysoce wydajny system kalibracji z naszej bogatej palety produktów.

• Możliwość adaptacji próbek
• Zasilanie ciśnieniem i podciśnieniem
• Komponenty do precyzyjnej regulacji ciśnienia
• Zasilanie napięciowe i multimetry do kalibracji próbek elektrycznych

Naszą mocną stroną jest też planowanie projektowe. Projektujemy, konstruujemy i wdrażamy dostosowane do indywidualnych wymagań systemy do kalibracji na miejscu – od ręcznych stanowisk roboczych po w pełni zautomatyzowane stacje testowe w liniach produkcyjnych.

Kompleksowy program monitorowania pieca (FCMP)

Paliwowe układy ogrzewania to serce rafinerii, a niska wydajność ma negatywny wpływ na bezpieczeństwo i produktywność. Aby instalacje pracowały jak najbliżej zadanych warunków eksploatacyjnych, oferujemy trzy stopnie monitorowania pieca, dostosowane do wymagań rafinerii.

• Podstawowy: skanowanie na podczerwień + gruntowny audyt do określenia problemów wyposażenia
• Zaawansowany: stopień podstawowy + regularne monitorowanie i ocena
• Kompleksowy: stopień zaawansowany + użyteczne informacje i szczegółowe zrozumienie problemów

Naprawa systemów separatorów membranowych

Nie wymieniaj, jeżeli możesz naprawić. Z WIKA usługi dla systemów separatorów membranowych (DS) klienci mogą uzyskać znaczne oszczędności w porównaniu z kosztem zakupu nowego urządzenia. Ponieważ cykl życia przetwornika procesowego jest dłuższy niż żywotność części zwilżanych. Dlatego w razie awarii systemu separatora membranowego bardzo rzadko konieczna jest wymiana całej jednostki.

Serwisujemy zarówno własne separatory membranowe, jak i systemy innych producentów. W naszej lokalizacji w pobliżu kanału Houston Shipping Channel oferujemy serwis szybkiej naprawy dla rafinerii. A natychmiastowa dostępność separatora membranowego w Twoim zakładzie bądź w naszej lokalizacji oznacza większą wygodę.

Centrum badawczo-rozwojowe

Położony w pobliżu kanału Houston Ship Channel centrum WIKAs R&D to lokalizacja światowej klasy, która powstała, aby pomóc rafineriom maksymalnie wykorzystać ich potencjał. Sercem tego kompleksu jest pełnogabarytowa instalacja procesowa zaprojektowana i zbudowana wg wytycznych ASME i API. Piec BTU 9.6M jest w stanie replikować szereg procesów zachodzących w większych nagrzewnicach i reaktorach oraz umożliwia testowanie i weryfikowanie wydajności naszych mierników temperatury w realnych warunkach eksploatacyjnych.

Jednakże to urządzenie skonstruowane wg najnowszego stanu techniki jest stosowane nie tylko przez WIKA. Również nasi klienci korzystają z szerokiej oferty usług:

• Replikowanie problemów rafinerii z pomiarem temperatury w zaprojektowanej do tego celu nagrzewnicy paliwowej.
• Wsparcie w spełnianiu wymagań dotyczących testowania czujników bez uszkodzenia sprzętu lub kosztownego wyłączenia rafinerii.
• Szkolenie praktyczne umożliwiające pełne wykorzystanie przyrządów pomiarowych i urządzeń procesowych, obejmujące informacje dotyczące optymalnego pozycjonowania i konfiguracji termopar przylgowych.

Wraz z fachowym doradztwem i naszym portfolio wysokiej jakości instrumentów dla przemysł naftowy i gazowy centrum badawczo-rozwojowe WIKA pomogło rafineriom na całym świecie poprawić wydajność procesów, skrócić czas realizacji oraz zwiększyć wydajność i marże.

Instalowanie

Nasi doświadczeni technicy i inżynierowie wspierają Cię na miejscu przy montażu i uruchamianiu przyrządów i systemów WIKA. Nasz asortyment usługi terenowe obejmuje nadzór, doradztwo, prace spawalnicze, analizę i rozwiązywanie problemów, inspekcję, konserwację i naprawy. Od nowych projektów po nadzorowanie planowanych lub nieplanowanych przestojów – nasz globalny zespół służy Ci zawsze pomocą.

Rozwój zawodowy

Nasi eksperci branżowi prowadzą warsztaty, seminaria i konsultacje obejmujące wszystkie linie produktów – na miejscu w Twoim zakładzie lub u nas. Skontaktuj się z nami, aby uzyskać więcej informacji o szkoleniach dla Twojego personelu.