Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Каталитический риформинг, один из важнейших процессов современной нефтеперерабатывающей промышленности, предназначен для производства высокооктанового компонента моторных топлив, ароматических углеводородов, а также водорода.

Сырьём установки каталитического риформинга ЛГ-35/11-300 является бензиновая фракция с установок АВТ - 3,4,5 имеющая в своём составе органические соединения серы, кислорода и азота, которые являются ядами полиметаллического катализатора риформинга. Для удаления этих соединений на установке существует блок предварительной гидроочистки сырья.



1. Общая часть

материальный баланс реактор гидроочистка

1.1 Назначение установки и ее краткая характеристика

Установка ЛГ-35/11-300 предназначена для получения высокооктанового бензина путем каталитического риформинга прямогонных бензиновых фракций. В результате каталитического риформирования получается бензин, водородсодержащий газ (ВСГ, используется на установках гидроочистки), головка стабилизации (рефлюкс, направляется на ГФУ), сухой газ (направляется в топливную сеть завода).

Производительность установки по сырью составляет 375.4 тыс. т/год.

Максимальная загрузка по сырью составляет 62 м3/час, минимальная - 47 м3/час.

Установка состоит из следующих блоков:

1. Блок предварительной гидроочистки сырья с резервуарным парком

2. Блок стабилизации гидрогенизата

3. Блок каталитического риформинга с печью П-1

4. Блок стабилизации катализата

Блок предварительной гидроочистки сырья с резервуарным парком.

Предназначен для удаления из прямогонных бензиновых фракций органических соединений серы, кислорода и азота путем превращения их в углеводороды с выделением сероводорода, воды и аммиака в результате реакции гидрогенизации процесса гидроочистки на алюмокобальт-молибденовом катализаторе АRT CK 400, ART CK 500 и получения гидрогенизата с содержанием серы не более 0,00005% мас. Резервуарный парк предназначен для хранения сырьевых бензиновых фракций с установок АВТ - 3,4,5 и гидрокрекинга.

Блок стабилизации гидрогенизата.

Предназначен для отделения от нестабильного гидрогенизата углеводородного газа методом ректификации с получением в качестве продукта стабильного гидрогенизата (сырье риформинга). Полученный при этом газ (С1-С3-фракция) направляется на очистку от Н2S и далее используется в качестве топлива.

Блок каталитического риформинга с печью П-1.

Предназначен для получения из гидрогенизата нестабильного катализата путем проведения реакций каталитического риформирования на платиново-рениевом катализаторе R-56 фирмы UOP с преобразованием нафтеновых и парафиновых углеводородов нормального строения в ароматические и парафиновые углеводороды изостроения. Печь П-1 предназначена для подогрева газосырьевой смеси блока гидроочистки и для предварительного и межступенчатого подогрева газосырьевой смеси блока риформинга между реакторами.

Блок стабилизации катализата.

Предназначен для отделения от нестабильного катализата углеводородного газа методом ректификации с получением в качестве продукта технологического бензина (стабильного катализата) с октановым числом не менее 95 по исследовательскому методу. Полученный при этом рефлюкс (С3-С4-фракция) может быть использован как сырье для ГФУ, а сухой газ (С1-С3-фракция) используется в качестве топлива.

1.2 Химизм процесса

Реакции процесса гидроочистки.

Прямогонные бензиновые фракции, поступающие на установку, содержат органические соединения серы, кислорода и азота, которые являются ядами полиметаллического катализатора риформинга. В процессе гидроочистки в результате реакции гидрогенизации эти соединения превращаются в углеводороды с выделением сероводорода, воды и аммиака.

Одновременно с реакцией гидрогенизации протекают побочные реакции превращения углеводородов: гидрирование непредельных углеводородов, изомеризация, гидрокрекинг.

Восстановление соединений серы.

В зависимости от строения сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены) превращаются в парафиновые, нафтеновые или ароматические углеводороды с поглощением водорода и выделением сероводорода:

меркаптаны:

сульфиды:

циклические сульфиды:

дисульфиды:

тиофены:

Установлено, что из сернистых соединений легче гидрируются меркаптаны, сульфиды, труднее - тиофены. С увеличением температуры конца кипения бензиновой фракции уменьшается скорость гидрообессеривания, что вызвано изменением типа сернистых соединений.

Восстановление кислород- и азотсодержащих соединений.

Удаление азота в процессе гидроочистки сырья происходит значительно труднее, чем удаление серы. Под действием водорода азотсодержащие органические соединения превращаются в соответствующие углеводороды с выделением аммиака:

пиридин:

хинолин:

3,4 диметилпиррол:

Кислород в составе органических соединений, таких как фенолы, удаляется в процессе гидроочистки в результате гидрирования связи углерод-гидроксил с образованием воды и соответствующего углеводорода:

фенолы:

Гидрирование олефинов.

В большинстве видов прямогонного бензина олефины присутствуют лишь в следовых количествах. Реакция гидрирования олефинов происходит почти с той же скоростью, что и обессеривание.

Линейные олефины:

Циклические олефины:

Изомеризация углеводородов

Гидрокрекинг углеводородов



1.3 Качество сырья вспомогательных материалов и готовой продукции; ГОСТы и ТУ на сырье и продукта

Таблица 1 - Аналитический контроль технологического процесса постоянно работающего оборудования

Наименование стадии процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы (место установки средства измерения, номер позиции на схеме)	Контролируемые показатели	Нормативные документы на методы измерений (испытаний, контроля анализов)	Норма	Частота отбора
1	2	3	4	5	6
Бензиновые фракции с установок АВТ-3,4,5 и гидрокрекинга - сырье для установки	Пробоотборник на приеме ЦН_1а, 1б, 1в	1. Плотность, г/см3 2. Фракционный состав Температура начала перегонки, 0С не ниже 50% перегоняется при температуре, 0С, не ниже Температура конца перегонки, 0С , не выше 3.Содержание серы, % масс 4.Углеводородный состав	ГОСТ 3900 ГОСТ 2177 ГОСТ 19121 МВИ № 122-11-99	Не нормируется, определение обязательно 80 120 185	1р/2сут 1р/2сут 1р/2сут 1р/2сут 1р/10сут 1р/10сут
Циркулирующий ВСГ реакторного блока гидроочистки	Пробоотборник на С_1	1. Плотность 2. Компонентный состав 3. Содержание сероводорода 4. Содержание водорода	расчет ГОСТ 14920 Газоанализаторные трубки ГОСТ 14920	Не менее 70%	1 р./10сут. 1 р./10сут. 1 р./мес. 1р./10сут.
Гидрогенизат	Пробоотборник на приеме ЦН_1а,1б,1в	1. Фракционный состав 2. Испытание на медной пластинке 3. Цвет 4. Содержание воды и мех. примесей 5. Содержание серы, % масс., не более	ГОСТ 2177 СТП ЦЗЛ-40-03 Визуально Визуально ГОСТ 13380	выдерживает бесцветный отсутствие 0,00005	1 р./сут. 1 р./сут. 1 р./сут. 1 р./сут. 1 р./2 сут.

1.4 Описание технологической схемы

Смесь сырья и водородсодержащего газа направляется в межтрубное пространство трех последовательно включенных теплообменников Т-1/1 поз.19, Т-1/2 поз.20 и Т-1/3 поз.21, в которых нагревается за счет противотока выходящей из реактора Р-1поз.24газопродуктовой смеси и далее поступает в печь П-1 поз.22.

В печи газосырьевая смесь проходит последовательно двумя параллельными потоками конвекционную камеру (60 труб) и 16 труб первой радиантной камеры, откуда подается в реактор Р_1 поз.24.

Тепло выходящей из реактора газопродуктовой смеси используется сначала в подогревателе Т_3 поз.9 отпарной колонны К_1поз.2, а затем в трубных пучках теплообменников Т-1/3 поз.14, Т-1/2 поз.15, Т-1/1 поз.16 для подогрева газосырьевой смеси.

Далее газопродуктовая смесь охлаждается в воздушном холодильнике ВХ_1 поз.11, затем в водяных холодильниках Х_1/1 поз.12, Х-1/2 поз.13.

После охлаждения газопродуктовая смесь поступает в сепаратор С_1 поз.10, где от смеси отделяется водородсодержащий газ.

С верха сепаратора С-1 поз.10 водородсодержащий газ через каплеотбойную колонну К_2 поз.1и сепаратор С_2 поз.3 направляется на циркуляцию ВСГ. В каплеотбойной колонне К_2 поз.1 и сепараторе С_2 поз.3 происходит отделение жидкости от водородсодержащего газа.

Жидкая фаза из сепаратора С_2 поз.3 сбрасывается в факельную емкость

Жидкая фаза с частично растворенными в ней газами с низа сепаратора С_1 поз.14 проходит через трубное пространство теплообменника Т_2 поз.8, 9 и подаётся на 24 тарелку колонны К_1 поз.2.

В отпарной колонне К-1 поз.2, имеющей 30 тарелок, от гидрогенизата отпариваются пары воды, сероводород и аммиак.

Освобождённый от воды гидрогенизат с низа колонны К-1 поз.2 отводится двумя потоками: первый поток через подогреватель Т-3 поз.10 направляется в куб колонны для поддержания температурного баланса, а второй поток направляется в межтрубное пространство теплообменника Т-2 поз.8, 9, откуда после охлаждения поступает на блок риформинга.

1.5 Нормы технологического режима

Таблица 2 - Нормы технологического режима

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима	Номер позиции прибора на схеме	Единицы измерения	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности измерительных приборов ГОСТ 8.401-80
1	2	3	4	5
Концентрация водорода в водородсодержащем газе в С_2		об. %	не менее 70	4
Расход сырья в тройник смешения блока гидроочистки		м3/ч	не менее 47 не более 62	2,5
Расход ВСГ в тройник смешения гидроочистки		нм3/ч	не менее 11200	2,5
Температура газосырьевой смеси на входе в Р-1		оС	не более 420	2,5
Температура наружной стенки Р_1		оС	не более 300	2,5
Температура продукта на выходе из Х-1/1,1/2	ТТ-8	оС	не более 50	2,5
Температура подшипников насоса ЦН-1		оС	не более 70	2,5
Температура подшипников электродвигателя насосаЦН-1		оС	не более 80	2,5
Давление на входе в Р-1		кгс/см2	не более 32	1,5
Давление в сепараторе С-1	РТ-11,19	кгс/см2	не более 27	2,5
Уровень в сепараторе С-1	LТ-1,18	%	не менее 30 не более 70	1,5
Уровень в сепараторе С-2		%	не более 20	1,5
Уровень раздела фаз низа К-2		%	не более 20	1,5
Содержание серы в гидрогенизате после К-1		мас. %	не более 0,00005
Температура верха К-1	ТТ-21	оС	не более 140	2,5
Температура низа К-1	ТТ-5	оС	не более 270	2,5
Температура гидрогенизата на приеме ЦН-1а,1б,1в		оС	не более 165	2,5
Давление в К-1		кгс/см2	не более 10	1,5
Уровень в подогревателе Т-3		%	не менее 30 не более 70	1,5
Давление в сепараторе С-3		кгс/см2	не более 16	1,5
Уровень в сепараторе С-3		%	не менее 30 не более 70	1,5
Содержание углеводородов в циркулирующем газе в С_1, С_2 перед началом регенерации		об. %	не более 0,5	4
Содержание кислорода в газовом потоке на входе в Р-1		об. %	не менее 0,3 не более 5,0	4
Остаточное содержание кислорода в циркулирующем газев С_1, С_2 перед приемом ВСГ		об. %	не более 0,5	4
Скорость подъема температур на входе в Р-1		оС/ч	25-30	2,5
Разность температур на выходе и входе Р_1		оС	не более 50	2,5
Температура на выходе из Р_1		оС	не более 420	2,5
Уровень в емкости Е-1		%	не более 70	1,5
Давление пилотного газа к печи П-1		кгс/см2	не менее 0,35	1,5

1.6 Подбор оборудования и насосов

Таблица 3 - Характеристика насосов

Наименование оборудования	Индекс по схеме	Кол-во	Марка насоса	Производительность, м3/ч	Напор, кгс/см2	Марка электродвигателя	Мощность, кВт	Число оборотов в минуту	Исполнение	Материал корпуса
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Насос сырьевой	ЦН_1а	1	НПС 120/65-750 1вСДН	65	66,75	ВАО 2-450М-2У2	250	2950	IExdIIBT4	25Л
	ЦН_1б	1	НПС 120/65-750 1вСДН	65	66,75	ВАО 2-450М-2У2	250	2950	IExdIIBT4	25Л
	ЦН_1в	1	НПС 120/65-750 1вСДН	65	66,75	ВАО 4-450М-2У2	250	2950	IExdIIBT4	25Л



Таблица 4 - Характеристика реакторов, колонн и емкостного оборудования

Наименование оборудования	Номер позиции по схеме, индекс	Кол-во	Материал корпуса	Методы защиты оборудования от коррозии	Техническая характеристика
					Расчетные параметры	Диаметр внутр., мм	Длина, мм	Объем, м3	Толщина стенки, мм	Тип тарелок, количество
					температура, ?С	давление, кгс/см2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Реактора
Реактор гидроочистки	Р-1	1	13CrМо4.4	футеровка	Тст300 Т ср 420	50	2500	6910	28,7	50
Колонны
Отпарная колонна	К_1	1	Mb16/Az-B	Не требуется	140/270	16,3	2200	26000	90	25	S-образные, 30
Каплеотбойная колонна	К_2	1	St52-3/Az-A	Не требуется	35	39	1850	18440	45	25
Сепараторы
Сепаратор высокого давления	С_1	1	St52-3/Az-A	Не требуется	50	36	2000	7300	21	25
Сепаратор циркулирующего газа	С_2	1	St52-3/Az-A	Не требуется	35	39	2000	7300	20	25
Сепаратор низкого давления	С_3	1	St52-3/Az-A	Не требуется	35	18	2000	7130	21	14
Емкости
Дренажная емкость	Е_1	1	St38b-2Wz	Не требуется	200	3	2400	5312	22	12
Остальное оборудование
Фильтр сырьевой	А_1	1	St38b-2	Не требуется	35	1	530	1030	0,2	11



Таблица 5 - Характеристика теплообменной аппаратуры

Наименование оборудования	Номер позиции по схеме, индекс	Кол-во	Материал корпуса	Методы защиты оборудования от коррозии	Техническая характеристика
					Расчетные параметры	Диаметр внутр., мм	Длина, мм	Поверхность теплообмена, м2
					температура, ?С	давление, кгс/см2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Воздушный холодильник	ВХ-1	6секций	12Х18М9ТЛ	Не требуется	300	55		6400	5650
Теплообменник сырьевой	Т-1/1	1	13CrMo4.4	Не требуется	140/190	50/50	840	14025	350
	Т-1/2	1	13CrMo44	Не требуется	370/420	50/50	840	14292	350
	Т-1/3	1	10CrMo9.10	Не требуется	460/520	50/50	844	14403	350
Подогре-ватель загрузки колонны К_1	Т-2	2 пучка	Mb16	Не требуется	270/150	14/20	630	6920	200
Подогреватель куба колонны К_1	Т_3	2 пучка	Мb16/Az-B	Не требуется	270/400	14/49	2400	10000	260
Холодильник продуктов блока гидроочистки	Х-1/1	1	Mb19/Az-A	Не требуется	120/45	50/4,5	840	13265	350
	Х-1/2	1	09Г2С	Не требуется	120/60	40/10	800	5100	88х2

Таблица 6 - Характеристика печей

Наименование оборудования	Номер позиции по схеме, индекс	Количество, шт	Материал	Методы защиты оборудования от коррозии	Техническая характеристика
1	2	3	4	5	6
Печь	П-1	1	15Х5М-У	-	Тепловая мощность Q = 16,5 Гкал/час. Количество труб: - конвекционная камера: 60 шт. ?219 мм. - радиантная камера: 4х24 шт. ?219 мм. Температура сырья на выходе из змеевика: - гидроочистка: не более 420оС, - ступени риформинга: не более 520оС. Максимальное давление в змеевике: 32 кгс/см2.

1.7 Влияние факторов на выход и качество

Основными параметрами, определяющими процесс гидроочистки, являются температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа (ВСГ), активность катализатора.

Влияние температуры и качества сырья.

С увеличением температуры скорость реакций гидрообессеривания, гидрирования непредельных углеводородов, дегидрогенизации нафтеновых углеводородов увеличивается. Однако повышение температуры более 345?С оказывает небольшое влияние на дальнейшее ускорение реакций обессеривания.

При значительном увеличении температуры интенсивность реакций гидрообессеривания и особенно гидрирования непредельных углеводородов снижается. Это связано с возрастанием интенсивности реакций деструктивной гидрогенизации - гидрокрекинга. При этом снижается выход жидких продуктов, увеличивается отложение кокса на катализаторе, и, тем самым, сокращается срок его службы.

Подбор оптимальной температуры гидроочистки зависит и от качества сырья. Тяжелое, термически менее стойкое сырье очищают при более низкой температуре. При переработке сырья с повышенным содержанием кислород- и азотсодержащих соединений процесс гидроочистки требуется вести при более высокой температуре.

При гидроочистке бензиновых фракций (80 185С) оптимальный температурный диапазон проведения процесса - 315 345С.

Влияние давления.

Повышение общего давления в системе способствует увеличению глубины сероочистки и продлению срока службы катализатора. Это связано с ростом парциального давления водорода в системе, способствующего увеличению глубины гидроочистки и гидрированию образующегося кокса. Оптимальное давление процесса гидроочистки - 20 32 кгс/см2.

Влияние объемной скорости подачи сырья.

Объемная скорость подачи сырья - отношение объема перерабатываемого жидкого сырья в м3/ч к объему катализатора в м3.

С увеличением объемной скорости подачи сырья сокращается время пребывания сырья в реакторе, т.е. время контакта сырья с катализатором. При этом уменьшается глубина гидрообессеривания сырья. С уменьшением объемной скорости сырья увеличивается глубина его гидрообессеривания.

Для гидроочистки прямогонных бензиновых фракций оптимальная объемная скорость подачи сырья составляет 5 ч-1.

Влияние кратности циркуляции водородсодержащего газа.

Кратность циркуляции водородсодержащего газа (ВСГ) выражается отношением объема циркулирующего газа в нм3 к объему подаваемого жидкого сырья в м3.

Кратность циркуляции ВСГ, а также концентрация водорода в нем определяют мольное отношение водород : сырье. При молярном соотношении выше 5 : 1 глубина сероочистки возрастает незначительно, что объясняется уменьшением времени контакта паров сырья с катализатором за счет больших объемов парогазовой смеси, проходящей через реактор. Уменьшение молярного соотношения ниже 5 : 1 также ухудшает процесс сероочистки.

Практически необходимая скорость обессеривания сырья достигается при подаче 350 700 нм3 циркулирующего ВСГ на 1 м3сырья. Проектом принята кратность циркуляции не менее 200 нм3/м3. Концентрация водорода в ВСГ при этом должна быть не менее 70 об. %

Подпитка свежим водородсодержащим газом осуществляется с блока риформинга.

Влияние активности катализатора.

Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объемной скоростью подачи сырья можно проводить процесс, тем глубже обессеривание. Индекс активности катализатора (IA) рассчитывается по формуле:

,

где S0 - содержание серы в исходном сырье;

SЭ - содержание серы в гидрогенизате, очищенном на эталонном катализаторе;

SK - содержание серы в гидрогенизате, очищенном на испытываемом катализаторе.

Со временем активность катализатора падает ввиду отложения кокса на его поверхности. Особенно резко активность катализатора падает при снижении давления в системе, превышении температуры процесса и уменьшении кратности циркуляции ВСГ, т.к. в этих условиях происходит интенсивное коксообразование. Такое снижение активности катализатора обратимо и может быть восстановлено в процессе регенерации.

Необратимая потеря активности, требующая замены катализатора, связана с накоплением на его поверхности неорганических веществ (соединения мышьяка, свинца, кальция, натрия, кремния, фосфора), входящих в виде примесей в состав сырья.

1.8 Лабораторный контроль

Таблица 7 - Аналитический контроль, проводимый лабораториями Экоцентра

Наименование стадии процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы (место установки средства измерения, номер позиции на схеме)	Контролируемые показатели	Нормативные документы на методы измерений (испытаний, контроля анализов)	Норма	Частота отбора
1	2	3	4	5	6
Дымовые газы печи П-1	Газоход П-1	1. Углеводороды предельные,С1-С5 2. Углерода оксид, CO 3. Ангидрид сернистый, SO2 4. Азота оксид, NO 5. Азота диоксид, NO2	ПНД Ф 13.1:2.26-99 ПНД Ф 13.1:2:3.27-99 ПНД Ф 13.1.3-97М.61-1 М-18 М-18	Не нормируется. Определение обязательно	1 раз в квартал

1.9 Размещение производственного оборудования на установке

При проектировании во внимание принимаются следующие требования:

1.максимальный вынос оборудования на открытые площадки, что позволит улучшить условия труда и уменьшить капитальные затраты;

2.максимальный вынос негабаритного и тяжеловесного оборудования к границам установки с приближением к проездам и автодорогам;

3.компактность при размещении оборудования;

4.создание удобства обслуживания оборудования и трубопроводов;

5.расстояние от операторной до наружной установки не менее 10 м.

Обоснование места расположения установки

Географическим местом строительства установки ЛГ-35/11-300 является Ярославская область. Климат этой географической зоны - умеренно континентальный. Район характеризуется следующими климатическими условиями:

1.средняя температура воздуха наиболее холодного месяца -15°С, наиболее теплого месяца +25°С;

2.средняя относительная влажность воздуха в январе 84 %, в июне 78 %.

Здания и сооружения расположены на площадке со спокойным рельефом. Производственное и хозяйственное водоснабжение осуществляется по водосистеме завода. Источник электроэнергии - ТЭЦ. Пар вырабатывается на установке. Подъездными путями являются железнодорожные и автомобильные пути.

По характеру перерабатываемых и получаемых веществ, процесс относится к взрыво- и пожароопасным производствам.

По санитарным нормам проектирования предприятий данное производство относится к 1 классу.

Установка состоит из следующих основных зданий и сооружений: наружная установка; здание операторной и здание насосной.

Для обслуживания наружной установки проектом предусмотрены металлические эстакады и площадки.



1.10 Описание схемы контроля и автоматического регулирования

В проекте выполнена функциональная схема автоматизации в следующем объеме:

Расход сырьевой смеси в реактор контролируется (позиция 1-1,1-2). Температура смеси передается в теплообменном аппарате и после теплообменника контролируется (позиция 2-1,2-2,3-1,3-2). Температура смеси после теплообменников на входе в печь П-1 контролируется (позиция 4-1,4-2). Температура смеси на входе в радиантную камеру контролируется, температура смеси предварительно нагретой в печи П-1 контролируется и регулируется изменением подачи топливного газа в печь (позиция6-1…6-5). Температура смеси на входе в реактор Р-1 контролируется (позиция 7-1). Температура на выходе из Р-1 контролируется (позиция 8-1). Давление до реактора контролируется (позиция 10). Давление после реактора контролируется (позиция 11), перепад давления в реакторе контролируется (позиция 9-1,10-1,11-1). Превышение перепада давления сигнализируется (позиция 10-2). Температура наружных стенок реактора с двух сторон контролируется в связи с тяжелым температурным режимом работы реактора (позиция 15-1,15-2,16-1,16-2,17-1,17-2,12-1,12-2,13-1,13-2,14-1,14-2). Температура внутри реактора Р-1 контролируется с двух сторон многопозиционными термопарами, контролирующими температуру в трех зонах реактора Р-1 (позиция 18-1,18-2,19-2,20-2,21-1,21-2,22-2,23-2). Температура продуктов реакции на входе в теплообменник Т 1/1 контролируется (позиция24-1,24-2). Температура на входе в воздушный холодильник ВХ-101 контролируется (позиция 25-1,25-2), температура после ВХ-101 контролируется и регулируется частотным преобразователем (позиция 26-1,26-2,26-3), изменением частоты вращения двигателя вентилятора в зависимости от их температуры. Температура охлажденных продуктов реакции холодильника Х 2/2 контролируется и регулируется (позиция 27-1,27-2) отбором газа из сепаратора (позиция 28-1,28-2,28-3,28-4). Превышение давления в сепараторе сигнализируется (позиция 28-1,28-2). Уровень гидрогенизата в сепараторе контролируется и регулируется каскадно-связанным регулированием, стабилизируется расход гидрогенизата в колонны К-1 с коррекцией по уровню в сепараторе (позиция 29-1,29-2,30-2,30-3,30-4,3,-5), регулирующий клапан на трубопроводе гидрогенизата (позиция 30-5). Температура гидрогенизата на входе в теплообменник Т-2 контролируется (позиция 32-1, 32-2), температура после теплообменника Т-2 контролируется (позиция 30-1,30-2). В сепараторе установлен дублирующий уровнемер.

Так как установка взрывоопасная, все средства автоматизации установлены по месту, имеют взрывозащищенное исполнение, все входы и выходы контроллера защищены барьерами искрозащиты. Для преобразования выходного регулирующего электрического сигнала контроллера в пневматический, подаваемый на мембранный исполнительный механизм клапанов, установлены электро - пневматические преобразователи. Весь процесс управляется программируемыми логическими контроллерами и универсальным вычислительным контроллером системы управления Kitagawa, выполняющим функции контроля, сигнализации, регулирования, оперативного управления, блокировки оборудования.



2. Исходные данные для технологического расчета

2.1 Материальный баланс установки

Установка работает 340 дней в году, ее производительность по сырью 375,4 тыс.т/год.

Таблица 8 - Материальный баланс установки

	%масс	тыс.т/год	т/сут	кг/час
Поступило:
Сырье на установку	100	375,4	1104	46000
Итого:	100	375,4	1104	46000
Выходы:
Стабильный катализат	87,94	330,1	970,9	40454
Избыток ВСГ на сероочистку	0,23	0,9	2,6	108
Газ в сеть очищенного топливного газа	1,4	5,2	15,4	641
ВСГ на КР-600	7,48	28,1	82,5	3440
Газ сухой углев. очищ. кат. риф.	2,95	11,1	32,6	1357
Итого:	100,0	375,4	1104	46000

2.2 Расчёт теплообменника Т-2

Расчет теплообменника для подогрева газопродуктовой смеси (нестабильный гидрогенизат) кубовым продуктом (стабильный гидрогенизат) колонны К-1.

Принимаем следующие данные:

Холодный теплоноситель - газопродуктовая смесь;

Горячий теплоноситель - стабильный гидрогенизат;

Расход газопродуктовой смеси GСМ= 42454 кг/ч; 11,79 кг/с;

Начальная температура газопродуктовой смеси tначСМ= 1500 С;

Конечная температура газопродуктовой смеси tконСМ= 2700 С;

Начальная температура стабильного гидрогенизата tначСГ=4000С;

Конечная температура стабильного гидрогенизата tконСГ=2890С;

Расход стабильного гидрогенизатаGСГ= 41095 кг/ч; 11,415 кг/с;

1.Определение тепловой нагрузки на аппарат ведем по уравнению теплового баланса:

,кВт

Q - тепловая нагрузка на аппарат, кВт ;

G - массовый расход теплоносителя, кг/с;

С- удельная теплоемкость теплоносителя при средней температуре, кДж/кгК;

?t - разность между конечной и начальной температурами теплоносителя,0 С.

Тепловую нагрузку на аппарат рассчитываем по газопродуктовой смеси:

, кВт

По закону сохранения энергии:

QСМ=QСГ

Вт

Где - конечная температура газопродуктовой смеси;

- начальная температура газопродуктовой смеси;

Вт;

2.Ориентировочная площадь поверхности аппарата.

м2

Где ?tср - средний температурный напор,0С;

К - коэффициент теплопередачи, принимаем 300 Вт/м2•К

Определение среднего температурного напора:

стабильный гидрогенизат

4000С 2890С

газопродуктовая смесь

2700С 1500С

Рис.1.Схема движения - противоток.

?tм = 1300С ?tб = 1390С

, 0С

0С

Принимаем коэффициент теплопередачи К = 300 Вт /м2К и определяем ориентировочную поверхность теплообмена:

.

Принимаем по ГОСТ 14246 - 79 теплообменник кожухотрубный с плавающей головкой со следующими характеристиками:

поверхность теплообмена F = 131м 2;

диаметр корпуса D = 600 мм;

диаметр труб d = 20 х 2 мм;

длина труб L = 6000 мм;

число ходов по трубам Z = 2 х 2;

число труб n=370

площадь проходного сечения по трубам fтр= 34•10-3м 2;

площадь проходных сечений по межтрубному пр-ву fмтр= 42•10-3 м2;

3.Определение истинного коэффициента теплопередачи.

межтрубное пространство трубное пространство

(стабильный гидрогенизат) (газопродуктовая смесь)

q1=?мтр•(tсрСГ-tст1) q2=?тр•(tст2-tСМср)

q3=?ст/?•(tст1-tст2)

;

Определим частные коэффициенты теплопередачи в трубном и межтрубном пространствах, принимая температуру стенки tст1= 2680С

Межтрубное пространство.

Коэффициент теплопередачи от стабильного гидрогенизата к стенке.

Критерий Рейнольдса, характеризует соотношение сил инерции и трения в потоке:

где ?СГ- скорость движения стабильного гидрогенизата по межтрубному пространству, м/с;

dнар - наружный диаметр труб, м;

µСГ- коэффициент динамической вязкости стабильного гидрогенизата при tср;

Скорость стабильного гидрогенизата в межтрубном пространстве:

, м/с

где GСГ - массовый расход стабильного гидрогенизата, кг/с;

fмтр - площадь проходных сечений по межтрубному пространству, м2;

?СГ- плотность стабильного гидрогенизата при tср , кг/м3

м/с

т.кRе> 10000 для межтрубного пространства, режим движения - устойчивый турбулентный.

Коэффициент теплопередачи от стабильного гидрогенизата к стенке для устойчивого турбулентного режима в межтрубном пространстве:

, Вт/м2К

где ?ст - теплопроводность стабильного гидрогенизата при средней температуре, Вт/мК;

Е? - коэффициент, учитывающий угол атаки пучка труб, принимаем Е?=0,6;

Рr - критерий Прандтля для стабильного гидрогенизата, характеризующий отношение вязкостных и температуропроводных свойств теплоносителя при средней температуре.

Рrст1 - критерий Прандтля для стабильного гидрогенизата при tст1

Вт/м2К;

Удельная тепловая нагрузка по межтрубному пространству.

; Вт/м2

Вт/м2

Определяем температуру стенки tст2 исходя из равенства q1=q3

,0С



где ? - толщина стенки трубки теплообменника, м;

?ст- теплопроводность стали, Вт/м•К;

0С;

Трубное пространство.

Скорость газопродуктовой смеси в трубном пространстве:

, м/с

где GСМ - расход газосырьевой смеси, кг/с;

? НР - плотность газосырьевой смеси, кг/м3;

fтр - площадь проходного сечения по трубному пространству, м2;

м/с,

Критерий Рейнольдса, характеризует соотношение сил инерции и трения в потоке:

Где dвн - внутренний диаметр труб, м;

µсм- динамическая вязкость газопродуктовой смеси при средней температуре, Па•с

Режим движения - устойчивый турбулентный, т.к. Re> 10000.

Рассчитываем коэффициент теплопередачи от стенки к газопродуктовой смеси при устойчивом турбулентном движении:

, Вт/м2К

Вт/м2К;

Удельная тепловая нагрузка по трубному пространству.

,Вт/м2

Вт/м2

Полученное значение тепловой нагрузки q3большее рассчитанной ранее тепловой нагрузки q1 на:

, что находится в допустимых пределах (не более ±5%)

4. Рассчитываем истинный коэффициент теплопередачи.

Вт/м2К

где r1 и r2 - термические сопротивления загрязнений со стороны теплоносителей, r1 = r2 = 0,0003Вт/м2К

5. Определение истинной поверхности теплообмена.

Необходимая поверхность теплообмена:

,м2



По ГОСТ 14246-79 принимаем кожухотрубный теплообменник с плавающей головкой с ранее выбранными характеристиками, с поверхностью теплообмена F =200 м 2

Длина 6920 мм

Диаметр 630 мм

Запас поверхности составляет: (200-103) / 200•100% =48,5%

2.3 Расчёт реактора Р-1

Аппарат предназначен для проведения реакций гидроочистки

Для расчёта реактора гидроочистки необходимы следующие данные Таблица 9

Параметр	значение	источник информации
Производительность установки, т/год по сырью		на установке
Установка работает, дней в году		на установке
Количество дней на ремонт		на установке
Количество дней на регенерацию катализатора		на установке
Гидроочистка проводится: ? при давлении Р, МПа ? при кратности циркулирующего водородсодержащего газа ,нм3/м3 ? на алюмокобальтмолибденовом катализаторе марки		в операторной в операторной или в режимном листе на установке
Характеристика сырья: фракционный состав плотность при 20°С , кг/м3 Содержание серы в исходном сырье Sо, масс. дол., % в том числе: меркаптановой серы SМ, масс.дол.%; сульфидной серы SС, масс.дол.%; дисульфидной серы SД, масс.дол.%; тиофеновой серы SТ,масс.дол.%;		в ЦЗЛ или НТЦ в ЦЗЛ или НТЦ в ЦЗЛ или НТЦ в ЦЗЛ или НТЦ в ЦЗЛ или НТЦ в ЦЗЛ или НТЦ в ЦЗЛ или НТЦ
Остаточное содержание серы в очищенном дизельном топливе, масс.дол., %		0,0005
Содержание непредельных углеводородов СН, масс.дол.,% на сырьё		в ЦЗЛ или НТЦ
Температура сырья на входе в реактор, °С		в режимном листе
Состав ЦВСГ, объм. дол.%,		в ЦЗЛ или НТЦ
А также справочные данные: Диаметр реактора, м Высота реактора, м Тип реактора Количество реакторов, шт Чертёж реактора общего вида со спецификацией.		у механика установки у механика установки у механика установки из технологической схемы у механика установки

Исходные данные, полученные на производстве, представлены в таблице 10.

Таблица 10

Параметр	значение
Производительность установки, т/год по сырью	375,96
Установка работает, дней в году	340
Количество дней на ремонт	22
Количество дней на регенерацию катализатора	3
Гидроочистка проводится: ? при давлении Р, МПа ? при кратности циркулирующего водородсодержащего газа ,нм3/м3 ? на рений-платиновом катализаторе марки S12G	50 200
Характеристика сырья: фракционный состав плотность при 20°С , кг/м3 Содержание серы в исходном сырье Sо, масс. дол., %	420-423°С 840 0,9
Остаточное содержание серы в очищенном бензине, масс. дол., %	0,2
Содержание непредельных углеводородов СН, масс.дол.,% на сырьё	30,0
Температура сырья на входе в реактор, °С	420
Состав ЦВСГ, объм. дол.%,	смотри таблицу 4.

Материальный баланс установки гидроочистки.

Производительность установки 375,96 т/год по сырью.

Процентное соотношение компонентов (масс. дол.,%) берут на производстве либо на самой установке либо в цеху.

Таблица 11.

№	наименование	масс.дол., %.	т/год	т/сутки	кг/ч
1 2	Взято: Сырьё Водородсодержащий газ в том числе 100% водород	100,00 1,48 0,43	2 000 000,00 29 600,00 8 600,00	5882,35 87,06 25,29	245 098,00 3 627,00 1 053,00
	Итого:	101,48	2 029 600,00	5969,41	248 725,00
1 2 3 4	Получено: Дизельное топливо очищенное Сероводород Сухой газ Бензин	96,11 1,91 1,66 1,80	1 922 200,00 38 200,00 33 200,00 36 000,00	5653,53 112,35 97,65 105,88	235 564,00 4 681,00 4 068,00 4 412,00
	Итого:	101,48	2 029 600,00	5969,41	248 726,00

Состав цвсг (циркулирующего водородсодержащего газа).

На производстве состав циркулирующего водородсодержащего газа определяют в объёмных процентах. Содержание водорода в циркулирующем водородсодержащем газе (ЦВСГ) не должно быть ниже 70 - 75 объёмных процентов. Состав ЦВСГ в объемных процентах и долях приведён в таблице 12.

Таблица 12.

наименование	Н2	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10
молекулярная масса	2,00	16,00	30,00	44,00	58,00
объёмная доля	0,720	0,200	0,050	0,020	0,010
объёмная доля,%	72,0	20,0	5,0	2,0	1,0

Для расчётов необходимо знать состав ЦВСГ в мольных и массовых долях.

По формуле (8) переведём состав ЦВСГ в массовые доли:

где:массовая доля i-го компонента в смеси;

мольная доля i-го компонента в смеси;

молекулярная масса i-го компонента в смеси.

Данные пересчёта сводим в таблицу 13.

Таблица 13

наименование	Н2	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10
мольная доля у?	0,720	0,200	0,050	0,020	0,010
массовая доля у	0,190	0,421	0,197	0,116	0,076

Материальный баланс реактора

В реактор поступает сырьё, свежий водородсодержащий газ (ВСГ) и циркулирующий водородсодержащий газ (ЦВСГ).

Определяем среднюю молекулярную массу ЦВСГ по формуле:

где:средняя молекулярная масса ЦВСГ, кг/моль;

молекулярная масса i-го компонента, кг/моль (таблица 4);

мольная доля i-го компонента (таблица 5).

кг/моль

Расход ЦВСГ на 100 кг сырья GЦ можно найти по формуле (10):

где: расход ЦВСГ на 100 кг сырья, кг;

кратность циркуляции водородсодержащего газа, нм3/м3 (таблица 2);

средняя молекулярная масса ЦВСГ, кг/моль (определена по формуле 9);

плотность сырья, кг/м3 (таблица 2).

кг

Среднюю молекулярную массу сырья рассчитываем по эмпирической формуле Крэга:

где: М - средняя молекулярная масса сырья, кг/моль;

- плотность нефтепродукта при 15 ?С , определенная относительно плотности воды при при 15 ?С.

Абсолютной плотностью вещества называют количество массы, содержащейся в единице объёма. В системе СИ плотность выражается в кг/м3. Относительной плотностью вещества называется отношение его массы к массе чистой воды при 4°С, взятой в том же объеме. Численные значения абсолютной и относительной плотности совпадают, но относительная плотность -- величина безразмерная.

=

где: относительная плотность сырья.

плотность сырья, кг/м3 (из исходных данных таблица 2).

плотность воды , кг/м3.

=

5

где: - температурная поправка на 1°С (приложение А).

- плотность нефтепродукта при 15 ?С, определенная относительно плотности воды при при 15 ?С.

На основе данных материального баланса гидроочистки (таблица 3) составляем материальный баланс реактора. Материальный баланс реактора представлен в таблице 14

Таблица 14

№	наименование	масс. дол., %.	кг/ч
1 2 3	Взято: Сырьё Водородсодержащий газ Циркулирующий водородсодержащий газ	100,00 0,78 8,48	46000 358,8 3900,8
	Итого:	109,26	50259,6
1 2 3 4 5	Получено: Бензин Сероводород Сухой газ ПБФ Циркулирующий водородсодержащий газ	97,37 0,69 0,77 1,26 8,48	44790,2 317,4 354,2 579,6 3900,8
	Потери:	0,69	317,4
	Итого:	109,26	50259,6

Тепловой баланс реактора гидроочистки

Уравнение теплового баланса реактора гидроочистки можно записать так:

где:тепло, вносимое в реактор со свежим ВСГ, кДж;

тепло, вносимое в реактор с ЦВСГ, кДж;

тепло, вносимое в реактор с сырьем, кДж;

тепло, выделяемое при протекании реакций гидрогенолиза сернистых соединений, кДж;

тепло, выделяемое при протекании реакций гидрирования непредельных соединений, кДж;

тепло, отводимое из реактора реакционной смесью, кДж.

Средняя теплоёмкость реакционной смеси при гидроочистке незначительно изменяется в ходе процесса, поэтому тепловой баланс реактора можно записать в следующем виде:

где:суммарное количество реакционной смеси, масс.дол.,%;

средняя теплоёмкость реакционной смеси, кДж/(кг*К)

температура на входе в реактор, °С;

температура при удалении серы, °С;

количество серы удалённой из сырья, масс.дол.,%;

количество непредельных удалённых из сырья, масс.дол.,%;

тепловой эффект гидрирования сернистых соединений, кДж/кг;

тепловой эффект гидрирования непредельных соединений, кДж/кг.

Температуру, при которой удаляется сера определяем по формуле (16):

где:суммарное количество реакционной смеси, масс.дол.,%;

средняя теплоёмкость реакционной смеси, кДж/(кг*К)

температура на входе в реактор, °С;

температура при удалении серы, °С;

количество серы удалённой из сырья, масс.дол.,%;

количество непредельных удалённых из сырья, масс.дол.,%;

тепловой эффект гидрирования сернистых соединений, кДж/кг;

тепловой эффект гидрирования непредельных соединений, кДж/кг.

Суммарное количество реакционной смеси на входе в реактор составляет 117,44 кг (из таблицы 6).

Определяем количество серы, удалённой из сырья .

где:количество серы удалённой из сырья, масс.дол.,%;

начальное содержание серы в сырье, масс.дол.,%;

остаточное содержание серы в очищенном дизельном топливе, масс.дол.,%.

масс.дол.,%

Определяем глубину гидрообессеривания.

где: глубина гидрообессеривания, доли;

количество серы удалённой из сырья, масс.дол.,%;

начальное содержание серы в сырье, масс.дол.,%.

т.е. глубина гидрообессеривания должна быть 90%.

Глубину гидрирования непредельных углеводородов можно принять равной глубине обессеривания.

где:количество непредельных удалённых из сырья, масс.дол.,%;

СН - содержание непредельных углеводородов , масс.дол.,%;

степень (глубина) гидрообессеривания, доли.

масс. дол.,%.

Количество тепла, выделяемое при гидрогенолизе сернистых соединений (на 100 кг сырья) при заданной глуб...