- •Введение
- •1.2 Химизм процесса гидроочистки бензиновой фракции
- •1.2.1 Реакции сернистых соединений.
- •1.2.2 Реакции азотистых соединений.
- •1.2.3 Реакции кислородных соединений.
- •1.3.4 Активность катализатора.
- •1.4.1 Изомеризация.
- •1.4.4 Дегидроциклизация алканов и алкенов с образованием ароматических углеводородов.
- •2) Гидрогенолиз азоторганических соединений.
- •3.2 Определение поверхности нагрева и предварительный выбор типа теплообменного аппарата по каталогу
- •3.3 Уточненный расчет поверхности теплообменника и окончательный выбор типа теплообменного аппарата
- •3.4 Разработка эскиза теплообменного аппарата
- •3.5 Сводная таблица по результатам расчетов теплообменного аппарата
- •4.1.1 Выбор конструктивных параметров некоторых элементов теплообменных аппаратов.
- •4.1.2 Расчет толщины стенки корпуса и трубной решетки.
- •4.2 Подбор штуцера (вход продукта в кожух теплообменного аппарата)
- •4.2.1 Подбор и обоснование выбора типа фланцевого соединения.
- •4.3 Сводная таблица по результатам расчетов
- •Заключение
- •Список использованных источников
2) Гидрогенолиз азоторганических соединений.
Азот в нефтяном сырье находится преимущественно в гетероциклах в виде производных пиррола и пиридина. Гидрирование их протекает в общем аналогично гидрированию сульфидов:
а) пиррол НС СН
+ 2Н2 → С4Н10 + NН3
НС СН
NН
б) хинолин
СН СН СН
НС СН НС С-СН2-СН2-СН3
+ 3Н2 → + NН3
НС СН НС СН
СН N СН
3) Гидрогенолиз кислородсодержащих соединений
Кислород в основном представлен соединениями типа спиртов, эфиров, фенолов, и нафтеновых кислот. При гидрировании кислородных соединений образуются соответствующие углеводороды и вода:
R - - СООН → R - - СН3 + Н2О
1.7 Влияние основных условий на протекание процесса гидроочистки дизельной фракции
1.7.1 Температура.
С повышением температуры интенсивность реакции гидрообессеривания, гидрирования олефиновых углеводородов увеличивается. Однако, при температуре выше 425°С интенсивность реакций гидрообессеривания и особенно гидрирование олефинов снижается. Одновременно возрастает интенсивность реакций гидрокрекинга и коксообразования.
Подбор оптимальной температуры процесса ведется в зависимости от состава сырья. Тяжелое, термически менее стойкое сырье, очищают при более низкой температуре.
1.7.2 Давление и кратность циркуляции ВСГ.
Повышение давления в системе способствует увеличению глубины гидроочистки и снижению коксоотложения на поверхности катализатора, при этом растет парциальное давление водорода. Сырье, выкипающее выше 350°С, находится при гидрообессеривании в основном в жидкой фазе, и повышение давления увеличивает скорость реакции, ускоряя транспортирование водорода через пленку жидкости к поверхности катализатора. Однако из-за удорожания оборудования увеличение давления ограниченно.
На этот параметр влияет и кратность циркуляции ВСГ и концентрация в нем водорода. Чем выше концентрация водорода в ВСГ, тем ниже может быть кратность циркуляции. Величина этого параметра зависит от качества перерабатываемого сырья и водородсодержащего газа, циркулирующего в системе.
При переработке высокосернистого сырья, а также сырья с высоким содержанием олефинов и смолистых веществ (например дизельных фракций процесса коксования, вакуумного газойля) требуется более высокая кратность циркуляции ВСГ, чем при переработке прямогонного сырья.
Повышение кратности циркуляции ВСГ способствует уменьшению коксообразования и увеличению длительности работы установки без потери активности катализатора. Чрезмерное повышение кратности циркуляции нецелесообразно, т.к. при этом из-за увеличения объема газов, проходящих через реактор, уменьшается время контакта паров сырья и катализатора, что отрицательно сказывается на глубине гидрообессеривания сырья.
1.7.3 Объемная скорость.
С увеличением объемной скорости подачи сырья уменьшается время пребывания сырья в реакторе, т.е. время контакта сырья с катализатором. При этом уменьшается глубина гидрообессеривания сырья. Оптимальное значение объемной скорости подбирается в зависимости от химического и фракционного состава сырья и требуемой глубины гидроочистки.
1.8 Аппаратурное оформление установки
Основное технологическое оборудование установки «ЖЕКСА» представлено в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Основное оборудование установки
Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т. д.) |
Номер позиции по схеме, индекс |
Количество, шт. |
Реакторы |
||
Реактор предварительной гидроочистки |
R-101 |
1 |
Реактор риформинга I ст. |
R-201 |
1 |
Реактор риформинга II ст. |
R-202 |
1 |
Реактор риформинга III ст. |
R-203 |
1 |
Реактор гидроочистки |
R-301 |
1 |
Колонны |
||
Отпарная колонна |
С-101 |
1 |
Отпарная колонна |
С-301 |
1 |
Дезодоризатор |
С-302 |
1 |
Абсорбер высокого давления |
С-401 |
1 |
Абсорбер низкого давления |
В-450 |
1 |
Регенератор МЭА |
С-403 |
1 |
Стабилизационная колонна |
С-501 |
1 |
Колонна теплоснабжения |
С-502 |
1 |
Печи |
||
Подогрев сырья секции предварительной гидроочистки |
F-101 |
1 |
Подогрев низа колонны С-101 |
F-102 |
1 |
Печь риформинга, подогреватель газосырьевой смеси (первый по ходу) |
F-201 |
1 |
Печь риформинга, подогреватель газосырьевой смеси (второй по ходу) |
F-202 |
1 |
Печь риформинга, подогреватель газосырьевой смеси (третий по ходу) |
F-203 |
1 |
Подогрев сырья гидроочистки дизельной фракции |
F-301 |
1 |
Подогрев низа колонны С-501 |
F-501 |
1 |
Компрессоры |
||
Компрессор циркулирующего ВСГ блока риформинга |
К-201 |
1 |
Компрессор циркулирующего ВСГ блока гидроочистки дизельной фракции |
К-301 |
1 |
Компрессор подпиточного ВСГ |
К-302А К-302В |
1 |
Компрессор азота |
К-641 |
1 |
Паровая турбина |
КТ-201 |
1 |
Кроме того, блок каждой колонны или реактора представлен насосным (Н), теплообменным (Т), холодильным (Х и ХВ) оборудованием. В состав оборудования установки входят также сепараторы (С), емкости (Е), фильтры (Ф), резервуары промпарка.
2 Технологический раздел
2.1 Описание технологического процесса стабилизации бензина
Нестабильный риформат из секции риформинга, из сепаратора В-201 поступает в теплообменник Е-502(В,А) и затем в стабилизационную колонну С-501. С верха С-501 углеводородный газ через КВО А-503 (2 секции) и холодильник Е-510 поступает в емкость В-502.
С верха В-502 углеводородный газ через клапан-регулятор давления поз. РRСV-501 поступает в емкость В-501. С верха В-501 углеводородный газ через клапан-регулятор расхода поз. FRCV-511 поступает в линию на ОАО «Уфаоргсинтез», а чрез клапан-регулятор давления поз. PRCV-503 в топливную сеть (В-631).
Температура в В-502 регулируется изменением угла наклона лопастей КВО А-503, и воздействием на жалюзи.
Углеводородный конденсат с В-501 сбрасывается в линию стабильного платформата через клапан-регулятор поз LICV-506.
С низа емкости В-502 газовый конденсат забирается насосом Рм-502(А,В) и через клапан-регулятор расхода поз. FRCV-502 подается на орошение верха колонны С-501.
С низа С-501 часть стабильного бензина поступает на прием насоса Рм-505(А,В) и прокачивается через печь F-501 для поддержания температуры низа колонны С-501.
Температура нагрева в печи регулируется подачей топлива к форсункам печи клапаном-регулятором расхода поз. FRCV-516 с коррекцией по температуре продукта на выходе из печи поз. ТRC-501.
Температура перевала печи F-501 контролируется прибором поз. ТI-505 температура продукта на выходе из печи контролируется приборами поз. TI-507…TI-510, TI-533…TI-536.
Балансовое количество стабильного бензина с низа С-501, через теплообменник Е-502(А,В), КВО А-501 (1 секция), холодильник Е-509 и клапан-регулятор уровня поз. LICV-501 с температурой не выше 40°С выводится в товарный парк.
При проведении пуско-наладочных мероприятий существует схема вывода некондиционного бензина из колонны С-501 в товарный парк по линии некондиции.
Температура стабильного бензина на выходе с установки регулируется изменением угла наклона лопастей КВО А-501, и воздействием на жалюзи.
Для поддержания давления в колонне С-501 в период проведения пуско-наладочных мероприятий, существует схема подач ВСГ из сепаратора В-201 в емкость В-502.
3 Проектировочный расчет теплообменного аппарата
3.1 Обоснование и выбор исходных данных для расчета теплообменного аппарата
Для того чтобы рассчитать поверхность теплообмена, нам необходимы исходные данные, представленные в таблицах 3.1 и 3.2.
Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета ТО
Межтрубное пространство |
Трубное пространство |
||||||
tвх1, С |
tвых1, С |
G1, кг/с |
Среда, фазовое состояние |
tвх2, С |
tвых2, С |
G2, кг/с |
Среда, фазовое состояние |
145 |
100 |
18,5 |
Стабильный бензин |
40 |
90 |
9,54 |
Вода |
Таблица 3.2 – Физико-химические характеристики сред
Параметр |
Стабильный бензин |
Вода |
Плотность, ρ кг/м3 |
ρ1=666,02 |
ρ2=979,9 |
Вязкость динамическая, μ Па·с |
μ1=2,0·10-4 |
μ2=4,44·10-4 |
Вязкость кинематическая, ν м2/с |
ν1=0,3·10-6 |
ν2=0,453·10-6 |
Удельная теплоемкость, Ср Дж/(кг·К) |
Ср1=2521,17 |
Ср2=4182,23 |
Коэффициент теплопроводности, λ Вт/(м·К) |
λ1=0,09 |
λ2=0,277 |