Проект установки легкого гидрокрекинга для условий ОАО «КНПЗ»

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 18 Июня 2014 в 08:38, курсовая работа

Краткое описание

В связи с устойчивой тенденцией опережающего роста потребности в дизельном топливе по сравнению с автобензином за рубежом с 1980 г. была начата промышленная реализация установок легкого гидрокрекинга (ЛГК) вакуумных дистиллятов, позволяющих получать одновременно с малосернистым сырьем для каталитического крекинга значительные количества дизельного топлива. Внедрение процессов ЛГК вначале осуществлялось реконструкцией эксплуатируемых ранее установок гидрообессеривания сырья каталитического крекинга, затем строительством специально запроектированных новых установок. Отечественная технология процесса ЛГК была разработана во ВНИИ НП еще в начале 1970-х гг., однако до сих пор не получила промышленного внедрения.

Содержание

Введение…………………………………………………………………………….
1. Характеристика сырья, получаемых продуктов, катализаторов, СВСГ, ЦВСГ и реагентов……………………………………………………………….
2. Выбор и обоснование схемы установки и условий процесса………………………………………………………….
3. Технологическая схема установки и её краткое описание…………………
4. Характеристика основного оборудования и условия его эксплуатации…..
5. Технологический расчет………………………………………………………..
5.1Материальные балансы установки и реактора……………………………….
5.3Технологическийрасчетреактора………………………………………………
5.2.1 Определение агрегатного состояния сырья на входе в реактор
5.2.2Определение энтальпии паров сырья, бензина, легкого и тяжелого газойля. СВСГ,ЦВСГ, газов реакции ……..……………………………………..
5.2.3Определение тепловогоэфекта реакции…………………………………..
5.2.4Определение размеров реактора……………………………………………
5.2.5Расчет потерь тепла в окружающую среду…………………………………
5.2.6Тепловой баланс реактора……………..……………………………………
5.2.7Гидравлический расчет реактора…………………………………………..
5.3 Расчет сепарации ГПС…………………………………………………………
5.3.1Расчет горячего сепаратора ГПС……………………………………………
5.4Технологический расчет теплообменников «ГСС-ГПС»…………………..
5.5 Расчет печи……………………………………………………………...………
5.6 Расчет холодильников ГПС(АВО и водяных)…………………….………….
5.7 Лабораторный контроль процесса…………………………………………….
Список использованных источников…………………………...…………………

Скачать в ZIP архиве (620.72 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Вложенные файлы: 1 файл

Kursach_Roma.docx

— 773.69 Кб (Скачать файл)

t1 = 2500С	Парожидкостная смесь	t2 = 60 0С

t3 = 600C	Воздух	t4 = 35 0С

Так как средний температурный напор находим по формуле [23]:

Определим количество тепла, которое отводится в аппарате воздушного охлаждения. Состав газопаровой смеси принимаем из расчета сепаратора С-1 [табл. 5.27]. Составляем материальный баланс однократного испарения смеси на входе в аппарат — при температуре 250 0С.

Количество теплоты газожидкостной смеси при 250 0С и при 60 0С соответственно на входе и на выходе в ВХК-1 представлено в табл. 5.37, 5.38.

Таблица 5.37

Расчет количества теплоты парожидкостной смеси на входе в ВХК-1 при 250 0С и давлении 4,9 Мпа

Компонент	Энтальпия, кДж/кг		Расход, кг/ч		Количество теплоты, млн кДж/ч
Компонент	пары	жидкость	пары	жидкость	Количество теплоты, млн кДж/ч
1. Водород	3642,5	-	5931	-	21,6
2. Метан	1025,1	-	2501	-	2,6
3. Этан	878,8	-	2311	-	2,0
4. Пропан	850,9	-	1472	-	1,3
5. И-Бутан	837	-	706	-	0,6
6. Н-Бутан	848,7	-	644	-	0,5
7. И-Пентан	786,5	-	864	-	0,7
8. Сероводород	277,5	-	2264	-	0,6
9. Бензин - отгон	872,0	-	1433	-	1,2
10. Дизельная фракция	832,0	-	1965	-	1,6
11. Гидрогенизат	815,0	-	1813	-	1,5
Итого			21903	-	34,3

Количество теплоты, которое отводится, определяем по формуле:

Определим необходимую поверхность аппарата:

где К— коэффициент теплопередачи, принимаем по литературным данным [6] 150 кДж/(м2 ч 0С);

- средний температурный напор в аппарате, 0С.

Подставив в формулу, получим:

Выбираем аппарат воздушного охлаждения 2АВГ производства ОАО «Борхиммаш» со следующими параметрами: длинна труб – 4000 мм; число теплообменных секций — 2; число рядов труб в секции — 4; поверхность теплообмена - 2500 м2.

Таблица 5.38

Расчет количества теплоты парожидкостной смеси на выходе из ВХК-1 при 60 0С и давлении 5 Мпа

Компонент	Энтальпия, кДж/кг		Расход, кг/ч		Количество теплоты, млн кДж/ч
Компонент	пары	жидкость	пары	жидкость	Количество теплоты, млн кДж/ч
1. Водород	841	-	5931	-	5,0
2. Метан	523,8	-	2501	-	1,3
3. Этан	498,6	-	2311	-	1,2
4. Пропан	490,2	-	1472	-	0,7
5. И-Бутан	448,3	-	706	-	0,3
6. Н-Бутан	473,5	-	644	-	0,3
7. И-Пентан	460,9	-	864	-	0,4
8. Сероводород	82,2	-	2264	-	0,2
9. Бензин - отгон	475	126	940	493	0,5
10. Дизельная фракция	832,0	117	-	1965	0,2
11. Гидрогенизат	815,0	114	-	1813	0,2
Итого	-	-	17632	4270	10,3

5.6.2 Расчет водяного холодильника

Водяной холодильник предназначен для доохлаждениягазопродуктовой смеси после теплообменников перед подачей в сепаратор.

Целью расчета водяного холодильника является определение поверхности теплообмена и числа типовых водяных холодильников.

Схема теплообмена:

t1 = 600С	Парожидкостная смесь	t2 = 38 0С

t3 = 500C	Вода	t4 = 30 0С

Так как средний температурный напор находим по формуле

Определим количество тепла, которое отводится в аппарате воздушного охлаждения.

Количество теплоты газожидкостной смеси при 60 0С и при 330С соответственно на входе и на выходе в Х-1 представлено в табл. 5.38, 5.39.

Таблица 5.39

Расчет количества теплоты парожидкостной смеси на выходе из Х-1 при 330С и давлении 4,7 МПа

Компонент	Энтальпия, кДж/кг		Расход, кг/ч		Количество теплоты, млн кДж/ч
Компонент	пары	жидкость	пары	жидкость	Количество теплоты, млн кДж/ч
1. Водород	458	-	5931	-	2,7
2. Метан	419	-	2501	-	1,0
3. Этан	411	-	2311	-	0,9
4. Пропан	410,6	-	1472	-	0,6
5. И-Бутан	398	-	706	-	0,3
6. Н-Бутан	427	-	644	-	0,3
7. И-Пентан	419	-	864	-	0,4
8. Сероводород	54,8	-	2264	-	0,1
9. Бензин - отгон	-	67	-	1433	0,1
10. Дизельная фракция	-	63	-	1965	0,1
11. Гидрогенизат	-	61	-	1813	0,1
Итого	-	-	16692	5211	6,7

Количество теплоты, которое отводится, определяем по формуле:

Определим необходимую поверхность аппарата:

где К— коэффициент теплопередачи, принимаем по литературным данным [1] 630 кДж/(м2 ч 0С);

- средний температурный напор в аппарате, 0С.

Согласно ГОСТ 15120–79 выбираем теплообменник с неподвижной труб-ной решеткой со следующими параметрами: диаметр кожуха (внутренний) – 1200 мм; диаметр труб – 20 мм; длинна труб – 7000 мм; число ходов по трубам – 2; в решётке трубы расположены по вершинам треугольников; поверхность теплообмена составляет 800 м2.

2.4.9 ЛАБОРАТОРНЫЙ КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Аналитический контроль технологического процесса

Таблица 3

Наименование стадий процесса, анализируемый продукт		Место отбора пробы (место установки анализатора)	Контролируемые показатели	Методы контроля (методика анализа, ГОСТ или ОСТ)	Норма	Частота контроля	Кто контро- лирует
1		2	3	4	5	6	7
1.	Сырье - легкий вакуумный газойль	Сырьевые резервуары (748-749)	1.Фракционный состав: - температура начала кипения, 0С, не ниже – температура 98%-го отгона, 0С, не выше 2.Плотность при 20 0С, кг/м3, не более 3.Массовая доля серы,%, не более 4.Коксуемость, % масс., не более 5.Содержание азота, ppm, не более	ГОСТ 2177-99 ГОСТ 3900-85 ГОСТ 1437-75 ГОСТ 19932-74 по Кьельдалю	340 480 890 не нормируется определение обязательно 0,11 500	по заполнении резервуара по заданию	Контрольный отдел ЦЗЛ

			6. Содержание тяжёлых металлов (Ni+V), ррm	атомноабсорб-ционный спектрофотометр	2¸3	по заданию

			7. Групповой углеводородный состав	Методика ВНИИ НП	не нормируется	по заданию

			8. Содержание мех.примесей	визуально	отсутствие
1		2	3	4	5	6	7
2. Сырье - легкий вакуумный газойль		Трубопровод после фильтров Ф-101, Ф-102	1. Содержание мехпримесей, % мас. (мк), не более	ГОСТ 6370-80	0,08 (100)	1 раз в смену	То же

3.	Свежий водородсодержащий газ	Трубопровод на выходе с установки риформинга	Содержание водорода, % об., не менее Плотность, кг/м3 Содержание сероводорода, % об., не более	ГОСТ 14920-79 ГОСТ 22667-82 ГОСТ 11382-76 или 22387.2-83	75 не нормируется 0,1	1 раз в смену при необходимости при необходимости	Газовый отдел ЦЗЛ

4.	Неочищенный циркуляционный газ	Трубопровод на выходе из С-1	Содержание водорода, % об. Содержание сероводорода, % об. Углеводородный состав, % об.	ГОСТ 14920-79 ГОСТ 11382-76 или 22387.2-83 ГОСТ 10679-76	не нормируется не нормируется не нормируется	при необходимости 1 раз в сутки при необходимости	То же
1		2	3	4	5	6	7
5.	Циркуляционный газ на смешение со свежим	Трубопровод перед С-8	Содержание водорода, % об., не менее 2.Содержание сероводорода, % об.не более 3. Плотность, кг/м3	ГОСТ 14920-79 ГОСТ 11382-76 или 22387.2-83 ГОСТ 22667-82	70 0,1 не нормируется	1 раз в смену -//- при необходимости	Газовый отдел ЦЗЛ
6.	Нестабильный гидрогенизат	Трубопровод из С-1 в С-4	1. Содержание серы, % масс, не более	ГОСТ 19121-73	0,15	при необходимости	Контрольный отдел ЦЗЛ

7.	Углеводородный газ	Трубопровод из С-4	Углеводородный состав, % Содержание сероводорода	ГОСТ 10679-76 ГОСТ 22387.2-83	не нормируется не нормируется	при необходимости при необходимости	Газовый отдел ЦЗЛ

8.	Углеводородный газ	Трубопровод из С-109	Углеводородный состав, % об. 2. Содержание сероводорода	ГОСТ 10679-76 ГОСТ 22387.2-83	не нормируется не нормируется	при необходимости при необходимости	То же
1			4	5	6	7	8
9.	Насыщенный раствор моноламина	Трубопровод из К-104	1. Массовая доля сульфидов, % масс.	СТП 3003-95	не нормируется	1 раз в сутки	Газовый отдел ЦЗЛ

10.	Сероводородный конденсат	Трубопровод из С-109	Содержание сульфидной и меркаптановой серы, мг/л 2. Содержание азота аммонийного, мг/л	Методическое руководство по анализу сточных вод -//-	не нормируется не нормируется	1 раз в смену 1 раз в смену	Лаборатотия ЗАО «АИР»

11.	Фракция 180- 360 0С	Трубопровод на выходе с установки	Фракционный состав: - температура начала кипения температура 50%- го отгона, 0С, не выше температура 96%-го отгона, 0С, не выше 2. Содержание серы, % масс.не более	ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82 ГОСТ 19121-73	по заданию 280 360 0,05	1 раз в смену	Контрольный отдел ЦЗЛ

12.	Фракция 180-360 0С	из резервуара	Плотность, кг/м3, не более Фракционный состав: температура начала кипения температура 50%-го отгона, 0С, не выше температура 96%-го отгона, 0С, не выше 3. Температура застывания, 0С 4. Цетановое число, не ниже	ГОСТ 3900-85 ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82 ГОСТ 20287-91 ГОСТ 3122-81	908 по заданию 280 360 не нормируется определение обязательно 37	по заполнении резервуара	То же
1		2	3	4	5	6	7
			5. Температура вспышки, 0С, не ниже	ГОСТ 6356-75	61

			6. Содержание серы, % масс., не более	ГОСТ 19121-73	0,05
13.	Бензин-отгон	Трубопровод на выходе с установки	Фракционный состав: конец кипения, 0С, не выше Содержание серы, % масс. Октановое число	ГОСТ 2177-82 ГОСТ 19121-73 ГОСТ 8226-82	215 не нормируется -//-	1 раз в смену 1 раз в сутки при необходимости	Контрольный отдел ЦЗЛ

14.	Остаток – фракция > 360 0С	Трубопровод на выходе с установки	Плотность, кг/м3 2. Содержание серы, % масс, не более	ГОСТ 3900-85 ГОСТ 19121-73	не нормируется 0,15	1 раз в смену 1 раз в смену	То же

15.	Остаток - фракция > 360 0С	из резервуара	Плотность, кг/м3 Содержание серы, % масс., не более Коксуемость, % масс., не более Содержание тяжелых металлов, ppm, не более	ГОСТ 3900-85 ГОСТ 19121-73 ГОСТ 19932-74 Атомно-абсорбционный спектрофотометр	не нормируется 0,15 0,3 0,5	по заполнении резервуара по заданию	Контрольный отдел ЦЗЛ

16.	Газы стабилизации после очистки	КУ-1	1. Объемная доля сероводорода, %, не более	ГОСТ 22387 . 2-83	0,2	В соответствии с графиком лабораторного контроля	Газовый отдел ЦЗЛ

1		2	3	4	5	6	7
17.	Газ сероводородсодержащий	С-11	1. Объемная доля углеводородов, %, не более 2. Объемная доля кислых газов, % , не менее	ГОСТ 5439-76 ГОСТ 5439-76	3,0 97,0	В соответствии с графиком лабораторного контроля	Газовый отдел ЦЗЛ
17.	Газ сероводородсодержащий					В соответствии с графиком лабораторного контроля

18.	Раствор МЭА после регенерации	Е-13	1. Массовая доля сульфидов, %, не более	СТП 3003-95 СТП 3004-95	0,7 12-15	То же	То же
18.	Раствор МЭА после регенерации	Е-13	2. Массовая доля МЭА, %	СТП 3003-95 СТП 3004-95	0,7 12-15	То же	То же

19.	Циркулирующий раствор щелочи	Трубопровод из емкости Е-4	1. Содержание NаОН, % масс.	ГОСТ 84-86	2-4
20.	Масло индустриальное марки И-50А	ПК-1,2 ВК-1,2,3	1. Температура вспышки, 0С, не ниже	ГОСТ 4333-87	215		Контрольный отдел ЦЗЛ
	Масло индустриальное марки И-50А		2. Вязкость кинематическая при 40 0С, мм2/с	ГОСТ 33-82	75-110
			3. Содержание механических примесей	ГОСТ 6370-83	Отсутствие

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Власов В.Г. Гидроочистка, гидрообессеривание и гидрокрекинг нефтяного сырья: учеб.-метод. пособие. - Самара: СамГТУ, 2010. - 139 с.
Власов В.Г., Агафонов И.А. Стабилизация нефтей, газоконденсатов и нефтепродуктов: учеб.-метод. пособие. - Самара: СамГТУ, 2010. - 174 с.
Томина Н.Н., Агафонов И.А., Пимерзин А.А. Методы очистки топлив и месел: учеб.пособие. - Самара: СамГТУ, 2004. - 178 с.
Томина Н.Н., Агафонов И.А., Пимерзин А.А. Методы очистки топлив и месел: учеб.пособие. - Самара: СамГТУ, 2004. - 178 с.
Сарданашвили А.Г. Примеры и задачи по технологии переработки нефти. - М.: Химия, 1980. - 256 с.

Информация о работе Проект установки легкого гидрокрекинга для условий ОАО «КНПЗ»