Результаты расчётов динамической вязкости компонентов реакционной смеси представлены в таблице 4.21.

Таблица 4.21 ? Расчёт динамической вязкости

Компоненты		С	m	, Па·с	, Па·с	b	, Па·с
Н2	20,23	29,7381	2	1,09·10-6	1,60·10-5	1,41·10-12	1,60·10-5
СН4	111,51	163,9197	5	4,08·10-6	2,19·10-5	1,34·10-12	2,19·10-5
С2Н6	184,37	271,0239	8	5,64·10-6	2,12·10-5	1,09·10-12	2,12·10-5
С3Н8	230,93	339,4671	11	6,41·10-6	2,02·10-5	9,20·10-13	2,02·10-5
С4Н10	272,5	400,575	14	7,01·10-6	1,92·10-5	8,01·10-13	1,92·10-5
С5Н12	300,85	442,2495	17	7,33·10-6	1,85·10-5	7,16·10-13	1,85·10-5
	373	548,31	18	9,09·10-6	1,89·10-5	6,65·10-13	1,89·10-5
	403	592,41	24	8,83·10-6	1,71·10-5	5,65·10-13	1,71·10-5
	402	590,94	26	8,60·10-6	1,67·10-5	5,43·10-13	1,67·10-5

Расчёт кинематической вязкости смеси представлен в таблице 4.22.



Таблица 4.22 ? Расчёт кинематической вязкости

Компонент	Мольная доля	,10-6м2/с	, с/м2
Н2	0,7801	14,89	52389,42
СН4	0,0366	2,55	14345,06
С2Н6	0,0450	1,31	34329,26
С3Н8	0,0282	0,85	33162,90
С4Н10	0,0114	0,62	18396,14
С5Н12	0,0114	0,48	23761,68
	0,0340	0,32	106392,62
	0,0076	0,27	28275,82
	0,0457	0,26	175732,60
Сумма	1,0000	-	486785,51

Кинематическая вязкость газовой смеси, согласно формуле Манна и данным таблицы 4.22, равна

.

Подставив в формулу для расчета потери напора числовые значения величин, получим

, (4.71)

где - потери напора на 1 м высоты (толщины) слоя катализатора в реакторе, Па/м; - порозность слоя; - скорость фильтрования, м/с; - плотность газов, кг/м3; - кинематическая вязкость, м2/с; dэ? эквивалентный диаметр частиц катализатора, м.

Толщина слоя катализатора в стакане

м.

Потеря напора в слое катализатора

= 25878,21 • 0,69 = 17855,97 Па.

Полученная числовая величина = 17855,97 Па не превышает [] = 72500 Па.

Полная высота реактора равна

Нп1 = Нсл.1 + 0,2 + DРl+ 0,225 + DРl + 0,425; (4.72)

Нп1 =4,78 + 0,2 + 2,0 + 0,225 + 2,0 + 0,425= 9,63м.

4.2 Расчет теплообменника Е-201N

Теплообменник предназначен для охлаждения газопродуктовой смеси из реактора за счет газосырьевой смеси поступающей на установку.

Исходные данные:

? теплоноситель - газопродуктовая смесь (ГПС);

? хладоноситель - газосырьевая смесь (ГСС).

? начальная температура теплоносителя t1н = 540 оС.

? начальная температура хладоносителя t2н = 100 оС,

? конечная температура хладоносителяt2к = 300 оС.

? расход ГССG2 = 205146,01 кг/ч = 56,99 кг/с.

Определяем тепловую нагрузку Q по формуле

, (4.73)

где - изобарная теплоёмкость ГСС, ср2 = 2,0 кДж/(кг • град).

Дж/с.

Согласно теплового баланса

, (4.74)

Определим температуру охлаждения ГПС

(4.75)

где G1 - массовый расход ГПС,G1 = 205146,01 кг/ч = 56,99 кг/с;

ср1 ? изобарная теплоёмкость ГПС, ср1 = 1,8 кДж/(кг • град).

°С.

Температурная схема процесса:

t1н = 540 оС > t1к = 318оС,

t2к = 300 оС < t2н = 100 оС.

Определяем средне логарифмическую разность температур

, (4.76)

где - наибольшая разность температур (либо на входе, либо на выходе из холодильника). В рассматриваемом случае - на входе, ;

- наименьшая разность температур (либо на выходе, либо на входе в холодильник). В рассматриваемом случае - на выход, .

.

Принимаем ориентировочное значение коэффициента теплопередачи .

Находим ориентировочную площадь поверхности теплообмена

; (4.77)

м2.

По величине выбираем теплообменик с плавающей головкой по ТУ 3612-023-00220302-01 с диаметром кожуха D = 1200 мм, поверхностью теплообмена F = 872,7 м2 и трубами 2049000 мм.

4.3 Расчёт сепаратора В-201N

Сепаратор В-201N предназначен разделение ГПС на водородсодержащий газ (ВСГ) и жидкую фазу ? нестабильный платформат.

Исходные данные:

- количество газовой фазы, Gгф= 78131,03 кг/ч;

- температура в сепараторе Т = 311 К;

-давление в сепараторе Р = 1,07 МПа;

- количество жидкой фазы Gж.ф = 127014,98кг/ч.

Секундный объём газовой фазы в сепараторе:

; (4.78)

где Gгф - количество газовой фазы,кг/ч;

Т, Р - температура и давление в сепараторе;

М - молекулярная масса газовой фазы.

.

Секундный объём жидкой фазы в сепараторе:

; (4.79)

где Gж.ф - количество жидкой фазы, кг/ч;

?ж.ф - плотность жидкой фазы, кг/м3.

.

Общий объём смеси:

; (4.80)

.

Плотность газовой фазы:

; (4.81)

.

Допускаемая скорость газового потока:

; (4.82)

.

Свободное сечение:



; (4.83)

.

Диаметр сепаратора:

; (4.84)

.

Рабочую высоту сепаратора рассчитываем исходя из времени пребывания, необходимого для полного разделения смеси в аппарате. Из практических данных полное разделение смеси протекает в течение 10 - 15 минут. Принимаем 15 минут.

; (4.85)

где - скорость газоотделения, принимаем из практических данных в пределах 3 - 5 мм/с. .

Высота водяной подушки для устранения потерь отгона принимается Нв=0,4 - 0,6 м, принимаем Нв = 0,4 м.

Расстояние от днища аппарата до оси штуцера вывода Нм = 0,15 м, высота парового пространства аппарата Нп = 0,2 м.

Общая высота аппарата составит:

; (4.86)

.

Объем сепаратора:

; (4.87)

где t - время работы насоса, принимаем 1200 с.

.

По ТУ 3683-031-00220322-04 выбираем газосепаратор сетчатый ГС 2-1,6-2000-2 с номинальным объемом 16,0 м3, высотой 6240 мм.

4.4 Расчет и выбор насоса Р-208N

Исходные данные для расчета:

Количество бензиновой фракции, Gб = 136815,92 кг/ч;

Плотность дизельного топлива, = 753 кг/м3;

Температура перекачки, t = 100 ?С;

Производительность насоса находится по формуле:

; (4.88)

Плотность нефтепродукта находится по формуле:

; (4.89)

где а - температурная поправка, а=0,831.

кг/м3;

м3/ч.

Выбираем центробежный насос марки НК-200/120-70 поТУ 26-02-766-77.

5. Описание технологической схемы установки

Процесс каталитического риформинга протекает в реакторах R-202,R-203, R-204 при давлении 15,9 ? 13,9 кгс/см2 и температуре 485 - 530°С на неподвижном слое катализатора RG-482 и в реакторе R-205 в движущемся слое катализатора CR-201 и R-134 при температуре 510 ? 540 °С. Непрерывная регенерация катализатора CR-201 и R-134 из реактора R-205 осуществляется на блоке непрерывной регенерации катализатора. Поскольку реакции риформирования являются эндотермическими, то необходим подогрев смеси перед каждым следующим реактором риформинга.

Сырьем каталитического риформинга является гидроочищенная фракция 80 ? 180 °С. Сырье подается насосом Р-208N/А,В в сырьевой теплообменник E-201N. В теплообменнике E-201N сырье смешивается с водородсодержащим газом (ВСГ) циркулирующим по замкнутой системе реакторного блока.

В теплообменнике Е-201N происходит смешение бензинового сырья с водородсодержащим газом, и последующий нагрев газосырьевой смеси за счет охлаждения поступающей из реактора R-205 газопродуктовой смеси. Далее газосырьевая смесь поступает в I-ю секцию печи F-201.

Нагретая в печи F-201(I), газосырьевая смесь поступает в реактор R-202, где проходит слой катализатора и далее направляется в печь F-204. Змеевик печи F-204 расположен в общем газоходе комбинированной печи F-201, F-202,F-203.

После печи F-204, газопродуктовая смесь направляется в I-ю секцию печи F-202. Нагретая в печах F-204, F-202(I), газосырьевая смесь поступает в реактор R-203, где проходит слой катализатора и далее направляется в змеевики I-й секции печи F-203 и II-й секции печи F-202.

Нагретая в печах F-203(I), F-202(II) газопродуктовая смесь поступает в реактор R-204, где проходит слой катализатора и далее направляется в змеевики II-й секции печи F-203 и II-й секции печи F-201.

Нагретая в печах F-203(II), F-201(II), газосырьевая смесь поступает в реактор R-205, где проходит слой катализатора и далее направляется в сырьевой теплообменник Е-201N. Слой катализатора в реакторе R-205 является подвижным и с помощью газового лифта, порциями направляется на регенерацию, получая одновременно порцию регенерированного катализатора.

В сырьевом теплообменнике Е-201N, происходит охлаждение газопродуктовой смеси за счет нагрева поступающей газосырьевой смеси.

Часть газопродуктовой смеси перед Е-201N отбирается для нагрева ВСГ пневмотранспорта циркулирующего катализатора блоке непрерывной регенерации катализатора ? в теплообменник Е-504, после чего возвращается в линию выхода газопродуктовой смеси из Е-201N.

Далее газопродуктовая смесь охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения A-201N/А,В,C,D и в водяном холодильнике Е-204, после чего смесь поступает на разделение в сепаратор В-201N.

В сепараторе В-201N происходит разделение газопродуктовой смеси на водородсодержащий газ (ВСГ) и жидкую фазу ? нестабильный платформат.

Нестабильный платформат направляется на блок стабилизации, предназначеный для проведения процесса стабилизации нестабильного платформата путем отгонки низкокипящих продуктов и получения стабильного платформата.

Водородсодержащий газ отделяется от унесенного легкого бензина, осушается от присутствующей влаги, направляется в сеть производства и на выкид компрессора К-201, откуда направляется в теплообменник Е-201N.

6. Сводные показатели технологического режима

Таблица 6.1 - Сводные показатели технологического режима

Аппарат	Температура, °C	Давление, МПа	Диаметр, м	Высота, м
Реактор R-202	530	1,59	2,0	9,63
Сепаратор В-201N	38	1,07	2,0	6,24
Теплообменник Е-201N	Теплообменник с плавающей головкой по ТУ 3612-023-00220302-01: диаметром кожуха D = 1200 мм; поверхностью теплообмена F = 872,7 м2; трубами 2049000 мм; теплоноситель - газопродуктовая смесь (ГПС); хладоноситель - газосырьевая смесь (ГСС); начальная температура теплоносителя t1н = 540 оС; конечная температура теплоносителя t1к = 318оС; начальная температура хладоносителя t2н = 100 оС; конечная температура хладоносителя t2к = 300 оС.

7. Лабораторный контроль производства

Для качественного и эффективного проведения любого химико-технологического процесса необходимым фактором является контроль производства, включающий в себя лабораторные анализы. На каждом нефтеперерабатывающем заводе, обязательным, является нахождение лаборатории качества. Основной задачей лаборатории качества является контроль качества за продуктами прошедшими переработку. Полученные результаты лабораторных анализов должны соответствовать требованиям стандартов.

Данные о видах лабораторного контроля приведены в таблице 7.1

Таблица 7.1 -Лабораторный контроль производства

№ п/п	Наименование стадий процесса, анализируемый продукта	Место отбора пробы (установки анализатора)	Контролируемые показатели	Нормативные документы на методы измерений	Норма	Частота контроля	Кто контролирует
1	2	3	4	5	6	7	8
Блок каталитического риформинга
1	Бензинкаталитического риформинга	Трубопроводиз Е-407	1. Октановое число: - ОЧИМ, в пределах - ОЧММ, не менее 2. Фракционный состав, ?С: а) НК, не ниже - в летний период, - в зимний период б) КК, невыше	ГОСТ 8226 ГОСТ 511 ГОСТ 2177 ASTM D86	85 ? 100 77 35 ненормир. 205	2 раз в сутки	ОТК-ЦЗЛ
2	Углеводородныйгаз	Трубопроводиз D-402	1. Углеводородный состав, % об.: - С5+, не более	ГОСТ 14920	20	По заданию	ОТК-ЦЗЛ
3	Рефлюкс	С выкида насоса Р-410/А,В	1. Содержание - С5+, % масс., не более	ГОСТ 10679	10	По заданию	ОТК-ЦЗЛ
			2. Содержание сероводорода, % масс., не более	ГОСТ 22985	0,002
4	ВСГ блока риформинга	трубопроводиз B-212N	1. Содержание водорода, % об, не менее	ГОСТ 14920	65	По заданию	ОТК-ЦЗЛ
5	Катализатор риформинга RG-482 после регенерации	Из реакторов R-202, R-203,R-204.	1. Содержание кокса, % масс., не более	ASTM D3178	15	По заданию	ОТК-ЦЗЛ
6	Раствор щелочиNaOH	Трубопроводиз D-203N	1. Водородный показатель, единицы рН, в пределах	поуниверсальномуиндикатору	5 ? 10	При регенер.	оператор
7	Катализатор риформинга CR 201 до регенерации	Регенератор D-502	1.Содержание кокса, % масс.,в пределах	поточныйанализ	5 ? 6	постоянно	оператор
8	Отработанныйрастворщелочи	Трубопроводиз D-505	1.Концентрация щелочи, % масс., в пределах	МВИ 1-05766528	2 ? 3	По заданию	ОТК-ЦЗЛ
9	Газырегенерациипередосушкой	Трубопровод в V501D1, V501D2	1.Влажность, ррm, в пределах	переноснойанализатор	0 ? 5000	По заданию	оператор
10	Газырегенерациипослеосушки	Трубопроводиз 501F	1.Влажность, ррm, в пределах	переноснойанализатор	0 ? 100	По заданию	оператор

8. Безопасность жизнедеятельности и экология

8.1 Характеристика опасностей производства

Процесс каталитического риформинга является взрывоопасным и пожароопасным производством.

Продуктами, определяющими взрывоопасность производства, являются: водородсодержащий и углеводородный газ, пары бензина, которые с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии источника воспламенения.

Технологические процессы проводятся при высоких температурах ? до 550 °С и высоком давлении ? до 35 кгс/см2.

На установке применяются продукты, которые являются горючими веществами. Большинство из них имеет низкую температуру вспышки.

Наличие аппаратов, работающих при высоких давлениях и температурах и содержащих большое количество нефтепродуктов в газообразном состоянии, создает опасность загазованности территории, что может привести к объемному взрыву или отравлениям.

Процесс относится к вредным для здоровья обслуживающего персонала производствам, так как связан с переработкой и получением продуктов, являющихся токсичными веществами.

Наиболее опасные места на установке:

- помещения газовых компрессорных;

- блоки реакторов;

- блоки печей;

? открытые насосные;

? блок отпарной колонны;

? блок стабилизационной колонны;

? блок вторичной перегонки;

? блок непрерывной регенерации катализатора CR-201;

? места отбора проб для лабораторных анализов;

? все колодцы промканализации и оборотного водоснабжения, заглубленная дренажная емкость, где возможны скопления углеводородных газов и паров.

8.2 Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей

8.2.1. Методы и средства контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ в воздухе рабочей зоны

Методами и средствами защиты работающих от производственных опасностей являются:

? применение сигнализаторов образования довзрывных концентраций и предельно допустимых концентраций горючих и вредных газов и паров в производственных помещениях и на аппаратном дворе установки, что позволяет получить своевременную информацию о загазованности на установке;

? применение системы сигнализаций, блокировок и ПАЗ, обеспечивающей защиту работающего оборудования и своевременное отключение оборудования в аварийном состоянии;

? применение средств индивидуальной защиты работников, для исключения непосредственного контакта производственного персонала с опасными и вредными веществами;

? автоматизация ведения технологического процесса;

? ведение технологического процесса в герметично закрытом оборудовании;

? применение дистанционной остановки насосов из операторной;

? применение дистанционных клапанов-отсекателей для прекращения подачи топливного газа на печи;

? применение быстродействующих электрозадвижек, управляемых из операторной, на линиях паротушения печей;

? постоянная работа приточной и вытяжной вентиляции, автоматическое включение аварийной вентиляции при срабатывании сигнализаторов взрывоопасной концентрации (СВК);

? наличие телефонной связи, и радиосвязи из операторной с отдельными технологическими блоками (радиостанции).

8.2.2 Периодичность и порядок выполнения работ по уборке взрывоопасных пылей в производственных помещениях и вентиляционных системах

Обслуживающим персоналом, в течении рабочей смены производится периодический контроль за состоянием технологического оборудования, насосов, компрессоров, вентсистем, и за чистотой рабочей зоны.

С учетом места расположения и загруженности вентиляционных систем, производится периодическая очистка воздуховодов, защитных решеток и корпусов вентиляторов от пыли и грязи.

Каждая бригада перед сдачей вахты выполняет уборку производственных помещений компрессорной и операторной от посторонних предметов, пыли, грязи и нефтепродукта.

Один раз в сутки, обслуживающим персоналом производится влажная уборка в операторной и производственных помещениях установки.

8.3 Пожарная безопасность

Пожарная опасность установки обуславливается возможностью образования пожаро-, взрывоопасных, воздушно-газовых смесей как в аппаратах, так и в производственных помещениях в результате следующих причин:

? утечки горючих газов через не плотности газопроводов и технологической аппаратуры, через сальниковые уплотнения;

? заполнение трубопроводов, технологического оборудования горючими газами без предварительной продувки их инертным газом (или водяным паром);

? возможностью возникновения неполадок в работе технологического оборудования.

Пожарная опасность установки также определяется возможностью самовозгорания пирофорных отложений во время чистки аппаратов: самовоспламенения газа в условиях адиабатического истечения под давлением; наличием значительных количеств легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, сжиженных газов (горючих); большого числа емкостей и аппаратов, в которых находятся пожароопасные продукты под большим давлением и разветвлённой сети трубопроводов с многочисленной запорной и регулирующей аппаратурой.

Основные требования по соблюдению пожарной безопасности на технологическом объекте:

? территория установки должна содержаться в чистоте;

? не допускать розлива нефтепродуктов;

? не допускать загромождения дорог, выходов из зданий и подъездов к пожарному оборудованию, пожарным гидрантам, средствам пожарной связи и сигнализации;

? в местах расположения пожарного оборудования иметь указатели, выполненные согласно требований ГОСТов;

? для каждого пожарного объекта разрабатывается план локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС);

? во всех производственных помещениях на видных местах должны быть вывешены таблички с указанием номеров телефонов экстренного вызова пожарной охраны и т.д.

Для обнаружения пожара, вызова на место пожара ПЧ, передачи тревожных извещений о месте и времени введения в действие автоматических систем пожаротушения, предназначены системы пожарной сигнализации. Системы пожарной сигнализации бывают ручные и автоматические. Ручные включает человек нажатием кнопки, обеспечивая размыкание (замыкание) линий тревожной сигнализации. Автоматические ? срабатывают от воздействия проявлений начальной стадии пожара (температура, дыма, излучения пламени).

Для обеспечения противопожарной защиты установки используются следующие средства:

? вокруг и внутри установки проложена сеть противопожарного водопровода, закольцованного сетями завода. Пожарные гидранты установлены на расстоянии не более 80 м друг от друга (внутри установки 3 шт.);

? для защиты площадок и этажерок с оборудованием, содержащим горючие жидкости и газы, установлены лафетные стволы в количестве 9 штук, подсоединенные к сети противопожарного водопровода;

? для ликвидации местных очагов пожара имеется полустационарная система пожаротушения, состоящая из водопровода с вентилями для подсоединения шлангов (в помещениях компрессорных ? 7 пожарных кранов, сухотрубы пожарных водоводов на этажерке);

? в качестве первичных средств пожаротушения небольших очагов применяются: порошковые огнетушители, углекислотные огнетушители, кошма или асбестовые одеяла, пожарный песок;

? на установке размещено необходимое количество пожарных извещателей и ящиков с песком, а в операторной имеется оперативная телефонная связь с пожарной охраной;

? в помещениях компрессорных установлены сигнализаторы взрывоопасной концентрации на водород;

? колонны оборудованы кольцами орошения.

? все технологические печи на установке оборудованы системой дистанционного включения паровой завесы печи, предусмотрена также подача водяного пара в камеру сгорания печей для предотвращения образования пожаро- взрывоопасной среды;

? помещение операторной оснащено автоматической системой аэрозольного тушения подфальшпольного пространства.

Заключение

В данном курсовом проекте рассмотрены основные моменты проектирования установки каталитического риформинга бензиновой фракции с непрерывной регенерацией катализатора.

В разделе теоретические основы рассмотрена сущность процесса, приведен пример химизм и механизм основных реакций, протекающих при риформинге.

Выбрана принципиальная технологическая схема для переработки исходной бензиновой фракции, которая позволяет получать бензин с высоким октановым числом.

Произведены технологические расчеты основных аппаратов: реактора установки, сепаратора, сырьевого теплообменника и сырьевого насоса.

В разделе безопасность жизнедеятельности и экология рассмотрены основные методы защиты, применяемые на производстве.

Список используемой литературы

1 Кузьмина Р.И., Севостьянов В.П., Сидоров Г.М., Корякин В.А. Каталитический риформинг углеводородов / Под ред. проф.Р.И. Кузьминой. Саратов: Изд-во СЮИ МВД России, 2010. - 252 с.: ил.

2 Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред. С. А. Ахметова. ? CПб.: Недра, 2006. ? 868 с.; ил.

3 Технологический регламент установки каталитического риформинга и изомеризации бензина Л-35-11/1000 газокаталитического производства ОАО «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод».

4 Магарил Р. 3. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: Учебное пособие для вузов. ? Л.: Химия, 1985, 280 с.

5 Г. А. Ластовкина, Е. Д. Радченко и М. Г. Рудина. Справочник нефтепе-реработчика. - Л.: Химия, 1986. ? 648 с, ил.

6 Левинтер М.Е., Ахметов С. А. Глубокая переработка нефти: Учебное пособие для вузов. ? М.: Химия, 1992. ? 224 с.; ил.

7 Кондрашева, Н. К. Технологические расчеты и теория каталитического риформинга бензина: учеб.пособие / Н. К. Кондрашева, Д. О. Кондрашев, К. Г. Абдульминев; под ред. Н. К. Кондрашевой, ? Уфа: ООО «Монография», 2008,? 160 с.

8 Е. В. Смидович. Технология переработки нефти и газа. Часть 2. Деструктивная переработка нефти и газа. «Химия» М., 1968 г. ? 376 с.

9 Евдокимова Н.Г., Александрова К.В., Хасанов Р.Г., Грызина Е.В. Технологические расчеты химических реакторов переработки углеводородного сырья. Учебно-методическое пособие для студентов специальности 240403 «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов». Уфа 2011.

10 Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. ? Под ред. Б. И. Бондаренко. ? М.: Химия, 1983. ? 128 с., ил.

11Сарданашвили А. Г., Львова А. И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.-2-е изд. - М.: Химия, 1980. - 256 с.

12Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. - М.: ГРФМЛ, 1972. - 720 с.

Размещено на Allbest.ru

...