Каталитический риформинг

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 19 Октября 2012 в 08:43, курсовая работа

Краткое описание

Процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензинов и получения индивидуальных ароматических углеводородов, главным образом бензола, толуола, ксилолов – сырья нефтехимии. Важное значение имеет получение в процессе дешевого водородосодержащего газа для использования в других гидрокаталитических процессах. Значение процессов каталитического риформинга в нефтепеработке существенно возросло в 1990-гг. в связи с необходимостью производства неэтилированного высокооктанового автобензина.

Содержание

Введение 4
1. Литературный обзор 5
1.1 Химизм и термодинамика процесса 5
а) Сырье 5
б) Основные реакций 6
в) Катализаторы риформинга 10
г) Основные технико-экономические показатели процесса риформинга 13
1.2. Промышленные установки каталитического риформинга 15
1.3. Оборудование нефтеперерабатывающих заводов 16
1.4. Экологические аспекты проблемы 17
2. Технологическая часть 23
2.1. Физико-химическая характеристика нефти Акжар Восточный 23
2.2.Описание технологической схемы 25
2.3. Материальный баланс установок, входящих в поточную схему 28
2.4. Расчёт основного аппарата. 33
Заключение 36
Список использованной литературы 38

Скачать в ZIP архиве (120.21 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Вложенные файлы: 1 файл

курсовая.docx

— 125.99 Кб (Скачать файл)

Технологическая часть

2.1 Физико-химические характеристики нефти Акжар Восточный

Месторождение Акжар Восточный. Месторождение расположенное в Байганинском районе, в 70 км от месторождения Кенкияк и в 60 км от месторождения Жанажол. Открыто в 1989г. Были получены промышленные притоки нефти с дебитом 650 м³/сут из интервала 5049-5075 (СКВ. №1). Коллекторами являются нижнепермские терригенные породы.

Элементный состав нефти из скважины №2 таков (%): С 85,2; Н 12,3; S 0,45; N 0,32.

Результаты анализов физико-химических свойств фракций нефти приведены в табл. 5, 6. Сереводород в нефти Акжара Восточного отсутствует.

Таблица 4. Групповой углеводородный состав бензиновых фракций

Темп-ра отбора. °С	Выход на нефть, %	ρ₄²⁰	n_D²⁰	Содержание углеводородов, %			Содер-жание Серы, %
Темп-ра отбора. °С	Выход на нефть, %	ρ₄²⁰	n_D²⁰	Аромати- ческих	Нафте- новых	Парафи- новых	Содер-жание Серы, %
Н.к.-62	0,36	0,7058	1,3940	-	42	58	0,042
62-95	2,14	0,7525	1,4060	5,8	33,9	60,3	0,045
95-122	2,62	0,7551	1,4195	6,0	45,1	47,9	0,054
122-50	3,18	0,7789	1,4310	10,1	46,8	43,1	0,064
150-200	6,70	0,8116	1,4465	15,0	59,0	26,0	0,071
Н.к.-200	15,00	0,7858	1,4347	10,7	50,2	39,1	0,061

Таблица 5. Физико-химическая характеристика нефти

Показатели	Скважина №1	Скважина №2
Интервал, м	5049-5078	5220-5200
ρ₄²⁰	0,8290	0,8398
Вязкость, мм²/с, при:
20 °С	6,05	13,3
50 °С	3,27	4,45
Температура застывания, °С	-22	-12
Содержание парафина, %	7,66	3,72
Температура его плавления, °С	51	60
Содержание, %
Серы	0,10	0,15
Асфальтенов	0,28	0,71
Силикагелевых смол	3,47	8,0
Коксуемость, %	1,32	1,74
Выход фракций, %
До 200 °С	32,0	25
До 350 °С	56,0	52,8

2. 2. Описание технологической схемы

Технологический режим:

Режим установок каталитического риформинга зависит от типа катализатора, назначения установки, типа сырья.

катализатор АП-56

Температура,⁰С 480-520

Давление в последнем по ходу сырья реакторе, кгс/см² 35

Объемная скорость подачи сырья, ч^-1 1,5

Мольное соотношение водород/сырье 8-9

Кратность циркуляции водородсодержащего газа, м³/м³ 1500

Соотношение загрузки катализатора по реакторам 1:2:4

Технологическая схема.

Установки каталитического риформинга подразделяются по способу осуществления окислительной регенерации катализатора: а) установки со стационарным слоем, где регенерация проводится 1-2 раза в год и связана с остановкой производства; б) установки с короткими межрегенерационными циклами, где регенерация катализатора проводится попеременно в каждом реакторе без остановки процесса; в) установки с движущимся слоем катализатора, где регенерация катализатора проводится в специальном аппарате. Большинство отечественных установок относится к первой группе. Для обеспечения подготовки сырья в состав установок каталитического риформинга включается блок гидроочистки.

Сырье смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом гидроочистки и избыточным газом риформинга. Полученная смесь после нагрева в теплообменнике Т-1 и печи П-1 поступает в реактор гидроочистки Р-1. Смесь газа и гидроочищенного бензина, выходящая из Р-1, отдает свое тепло в кипятильнике Т-3, теплообменнике Т-1 и холодильнике Х-1, а затем переходит в сепаратор С-1, где из гидрогенизата выделяется газ, поступающий на очистку от сероводорода. Очищенный газ делится на два потока, один из которых циркуляционным компрессором ПК-1 подается на смешение с сырьем, а другой выводится с установки. Жидкая фаза, выходящая из С-1, представляет собой гидроочищенный бензин, содержащий растворенные сероводород, углеводородные газы и воду. Для отпарки сероводорода, воды и газов предназначается колонна К-1. Стабильный гидрогенизат с низа К-1 через теплообменник Т-2 направляется на смешение с циркулирующим водородом блока платформинга. В блоке платформинга смесь водорода и гидрогенизата сначала нагревается в теплообменниках Т-4 и в первой секции печи П-2, затем последовательно проходит реактор Р-2, вторую секцию печи П-2, реактор Р-3, третью секцию печи П-2, реактор Р-4. Из реактора Р-4 газопродуктовая смесь направляется в теплообменники Т-4 и холодильник Х-2, а затем в сепаратор высокого давления С-3, где отделяется водородсодержащий газ. Большая часть водородсодержащего газа поступает на смешение с гидрогенизатом, а избыток подается в блок гидроочистки. Жидкий продукт из сепаратора С-3 переходит в сепаратор низкого давления С-4, в котором из катализата выделяется углеводородный газ. Затем платформат поступает в блок стабилизации бензина, состоящий из фракционирующего абсорбера К-2 и стабилизатора К-3. С верха колонны К-2 уходит сухой газ с верха стабилизатора К-3 - головка стабилизации. Остатком колонны К-3 является стабильный бензин.

Принципиальная технологическая схема установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора :

I-сырье ; II-газ ; III-головка стабилизации ; IV-катализат риформинга ; V-водородсодержащий газ ;VI-сероводород .

2.3. Материальный баланс установок, входящих в поточную схему

Таблица 1. Материальный баланс ЭЛОУ

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Нефть	100,2	3500000	10294,1	428921,5
Вода	5	174650	513,6	21403,1
Итого	105,2	3674650,69	10807,7	450324,6
Получено
Обессоленная нефть	99,8	3486027,93	10253,02	427209,29
Соляной раствор	5,4	188622,75	554,77	23123,62
Итого	105,2	3674650,69	10807,79	450332,91

Таблица 2. Материальный баланс АВТ

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Нефть обессоленная	100	3486027,93	10253,02	427209,29
Итого	100	3486027,93	10253,02	427209,29
Получено
Фракция н.к – 101	6,24	217528,14	639,78	26657,84
Фракция 101 – 186	23,78	828977,44	2438,16	101590,37
Фракция 186 – 242	10,68	372307,78	1095,02	45625,95
Фракция 242 – 314	11,04	384857,48	1131,93	47163,90
Фракция 314 – 450	20,71	721956,38	2123,40	88475,04
Фракция выше 450	27,55	960400,69	2824,70	117696,16
Итого	100	3486027,93	10252,99	427209,26

Таблица 3. Материальный баланс КР (Экстракция)

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Сырье фракция н.к – 101	100	217528,14	639,78	26657,84
Всего	100	217528,14	639,78	26657,84
Получено
Ароматический углеводород	100	217528,14	639,78	26657,86
Всего	100	217528,14	639,78	26657,86

Таблица 4. Материальный баланс КР

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Фракция 101 – 186	100	828977,44	2438,16	101590,37
Всего	100	828977,44	2438,16	101590,37
Получено
Углеводородный газ	10	82897,7	243,81	10159,03
Головка стабилизация	4,5	37303,98	109,71	4571,56
Катализат	83,7	693854,11	2040,73	8503,11
ВСГ в том числе водород	1,8	14921,59	43,88	1828,62
Всего	100	828977,44	2438,13	25062,32

Таблица 5. Материальный баланс КК

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Фракция 314 – 450	100	721956,38	2123,40	88475,04
Всего	100	721956,38	2123,40	88475,04
Получено
Углеводородный газ и головка стабилизации	17,3	124898,45	367,34	15306,18
Бензин	43,2	311885,15	917,30	38221,2
Л. Газойль	12,6	90966,50	267,54	11147,85
Сырье для производства тех. углерода	10	72195,63	212,34	8847,50
Т.Газойль	11,6	83746,94	246,31	10262,99
Кокс выжигаемый	5,3	38263,68	112,54	4689,17
Всего	100	721956,38	2123,40	88475,04

Таблица 6. Материальный баланс ТК

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Фракция выше 450	75	960400,69	2824,70	117696,16
Т. Газойль	25	83746,94	246,31	10262,99
Всего	100	104414,6	307,10	12795,90
Получено
Углеводородный газ	2,5	26103,6	76,77	3198,97
Головка стабилизации	3,4	35501,01	104,41	4350,61
Крекинг-бензин	14,2	148268,95	436,08	18170,21
Керосино-газойлевая фракция	3,9	40721,75	119,76	4990,41
Крекинг-остаток	76	793552,17	2333,97	97249,03
Всего	100	1044147,6	3070,99	127959,26

Таблица 7. Материальный баланс ГФУ непредельных

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Газ и ГС с ТК	33,03	61604,61	181,19	7549,58
Газ и ГС с КК	66,97	124898,45	367,34	15306,18
Всего	100	186503,06	548,53	22855,76
Получено
Сухой газ	30,5	56883,43	167,30	6971,00
ППФ	25,5	47558,28	139,87	5828,22
ББФ	37,5	69938,64	205,70	8570,91
С₅ и выше	6,5	12122,69	35,65	1485,62
Всего	100	186503,06	548,53	22855,76

Таблица 8. Материальный баланс Алкилирование

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
ББФ	100	69938,64	205,70	8570,91
Всего	100	69938,64	205,70	8570,91
Получено
Л. Алкилат	79,1	55321,46	162,71	6779,59
Т. Алкилат	3,4	2377,91	6,99	291,41
Пропан	2,1	1468,71	4,31	179,98
Отработанная бутан-бутиленовая фракция	15,4	10770,55	31,67	1319,92
Всего	100	69938,64	205,70	8570,91

Таблица 9. Материальный баланс Полимеризация

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
ППФ	100	47558,28	139,87	5828,22
Всего	100	47558,28	139,87	5828,22
Получено
Полимер-бензин	32,4	15408,88	45,32	1888,34
Остаток выше 205^оС	3,6	1712,09	5,03	209,81
Отработанная пропан-пропиленовая фракция	64	30437,29	89,52	3730,06
Всего	100	47558,28	139,87	5828,22

Информация о работе Каталитический риформинг