Назначение установки Л-24/7 и её краткая характеристика

Показатели

Значения показателей

Температура, 0С

Температура, К

Энтальпия, кДж/кг

Введение

Нефть- одно из важнейших достояний нашей страны, так как именно от «черного золота» напрямую зависит не только финансовое положение государства, но и его энергетическая безопасность.

Нефтеперерабатывающая промышленность России - крупная отрасль российской топливной промышленности. По общему объёму переработки нефти Россия входит в пятёрку мировых лидеров. В 2013 году объём производ-ства в нефтепереработке России составил 6, 32 трлн рублей. Доля отрасли в объёме выпуска в обрабатывающей промышленности - 23 %. Переработка нефти в России ведётся на 28 крупных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), а также более чем на 200 мини-НПЗ. Суммарная мощность перерабатывающих мощностей на территории России - в 2014 году выросли на 5, 5% по сравнению с аналогичным показателем 2013 года и составили 284, 615 млн. тонн.

Одним из столпов отечественной нефтеперерабатывающей промышленности является Сызранский НПЗ. Сызранский НПЗ расположен в Самарской области и входит в состав Самарской группы нефте-перерабатывающих заводов, приобретенной НК «Роснефть» в мае 2007 г.

Мощность НПЗ составляет 8, 9 млн т. (65, 1 млн барр.) нефти в год. Вторичные перерабатывающие мощности завода включают установки катали-тического риформинга, гидроочистки топлив, каталитического и термического крекинга, изомеризации, битумную и газофракционную установки. Завод выпускает широкую номенклатуру нефтепродуктов, включая высококачественное моторное топливо, авиакеросин, битум.

Строительство Сызранского НПЗ началось до Великой Отечественной войны, марте 1939 года, и уже в апреле 1939 года нача-лись подготовительные работы, а первая партия нефтепродуктов была произве-дена в 1942 г. В начале 1970-х гг. мощности завода были расширены и модер-низированы: мощность по первичной переработке нефти выросла на 40%, мощ-ности по гидроочистке и производству битума увеличились более чем на 70%. На предприятии продолжилась реализация мероприятий по снижению безвоз-вратных потерь. В результате безвозвратные потери удалось снизить до 0, 66% от суммарных объемов переработки.

В 2011 г. Сызранский НПЗ переработал 6, 56 млн т. нефти и произвел 6, 2 млн т. товарной продукции. Глубина переработки составила 65%. Введены в эксплуатацию установка низкотемпературной изомеризации ПГИ-ДИГ-280 и блок выделения бензолсодержащей фракции на установке каталитического риформинга ЛЧ-35/11-600, что позволило начать выпуск бензинов класса «Евро-3».

В 2012 г. на Сызранском НПЗ было переработано 6, 67 млн т. нефти, что на 1, 7% больше, чем в 2011 г., и произведено 6, 3 млн т. товарной продукции. Глубина переработки составила 68, 9%, что на 4 процентных пункта больше показателя 2011 г. Начато строительство комплекса каталитического крекинга (FCC), пуск которого позволит предприятию полностью перейти на производство топлив по стандарту «Евро-5».

В 2013 г. на Сызранском НПЗ было переработано 6, 88 млн т. нефти, что на 3% больше, чем в 2012 г., и произведено 6, 55 млн т. товарной продукции. Глубина переработки составила 67, 23%. Освоен выпуск бензина и дизельного топлива класса «Евро-5».

После того как произошло вхождение в состав ОАО НК " Роснефть", началась эра полной модернизации, подобной которой завод еще не видел. В частности, основной упор был сделан на соответствие выпускаемого топлива самым жестким мировым экологическим стандартам. Кроме того, поставлена задача к 2015 году довести уровень переработки нефти до 85%. Если цель будет достигнута, то предприятие может по праву считаться не только лучшим отечественным НПЗ, но и одним из самых результативных заводов нефтепереработки в мировом масштабе.

ТЕОРИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Назначение установки Л-24/7 и её краткая характеристика

Типовая установка гидроочистки Л-24/7 предназначена удаления сернистых соединений из прямогонных дизельных фракций, выкипающих в пределах 180-350 oС с содержанием серы до 2, 4 % мас., смесей прямогонных дизельных фракций с дизельными фракциями вторичных происхождений в отношении не более, чем 1: 1 с содержанием серы до 1, 5 % мас..

Возможен вариант удаления сернистых соединений из керосиновых фракций с содержанием серы до 1, 0 % < один поток>.

На установке предусмотрена возможность одновременной переработки двух видов сырья. При этом все места соприкосновения блоков должны быть отглушены заглушками согласно" Журналу учета, постановки заглушек".

Проект установки разработан институтом " Ленгипронефтехим". Привязка установки к действующему заводу выполнена Ростовским филиалом " ВНИПИнефть".

Число рабочих дней в году по проекту - 327.

Проектная мощность установки по сырью - 1, 2 млн. т/год, фактическая мощность после реконструкции в 1980 году - 2, 0 млн. т/год.

Установка принята в эксплуатацию в январе 1969 года.

В мае 2002 года на первом потоке замена реакторов Р-1, Р-2 на биметалические.

В ноябре 2002 года была произведена замена внутренних контактных устройств в верхней части стабилизаторов К-1, К-2 - существующие S-образные тарелки заменили на массообменную регулярную насадку АВР (проект ЦНО «Нефть и Газ»). В феврале 2006 года на первый поток загружен катализатор алюмокобальтмолибденовый НКЮ-232 (ООО «НЗК»), в марте 2008 года на второй поток загружен алюмоникельмолибденовый катализатор НКЮ-220 (ООО «НЗК») и алюмокобальтмолибденовый НК-232.

Катализаторы НКЮ-232, НКЮ-220 предназначены для использования в процессе гидроочистки дизельных фракций.

На установке получают следующие продукты:

Гидроочищенное дизельное топливо;

Бензин;

Углеводородный газ;

Сероводород.

Теоретические основы процесса. Влияние параметров на теоретический режим

Цель гидроочистки - улучшение качества продукта или фракции за счет удаления нежелательных примесей, таких, как сера, азот, кислород, смолистые соединения, непредельные углеводороды.

Удаление примесей из нефтепродуктов происходит в результате взаимодействия сернистых соединений с водородом в присутствии катализатора гидроочистки. При гидроочистке происходит частичная деструкция в основном сераорганических и частично кислородных и азотистых соединений. Продукты разложения насыщаются водородом с образованием сероводорода, воды, аммиака и предельных или ароматических углеводородов.

Кроме реакций взаимодействия сернистых, азотистых и кислородных соединений в процессе гидроочистки протекают также реакции гидрокрекинга, насыщения олефинов, дегидрирования нафтеновых углеводородов, циклизации парафиновых углеводородов в нафтеновые (в области повышенных температур), гидрирования ароматических углеводородов при низких температурах и высоких давлениях.

Замена внутренних контактных устройств (S-образные тарелки) в верхней части колонн-стабилизаторов К-1, К-2 на массообменную регулярную насадку АВР позволила:

- за счет более четкой ректификации увеличить отбор гидроочищенного дизельного топлива;

- получить бензин-отгон с КК не более 180 оС;

- вовлекать бензин-отгон в сырье риформингов.

Катализаторы гидроочистки

Катализаторы НКЮ-232, НКЮ-220, НК-232 предназначены для использования в процессах глубокой гидроочистки дизельных фракций нефтяного происхождения. Характеризуется высокой активностью в реакциях гидрогенолиза серо-, азотсодержащих углеводородов, входящих в состав сырья, обладает повышенными деметализирующими свойствами.

К преимуществам данных катализаторов относится - низкая начальная температура процесса.

В верхней части реакторов вместо фарфоровых шаров используется, в качестве верхнего удерживающего и распределительного слоя, катализатор защитного слоя НКЮ-500, сформированный в виде колец Рашига. Применение данного катализатора увеличивает межрегенерационный цикл, так как снижает коркообразование, а так же увеличивает общий срок службы основного катализатора гидроочистки, улучшает распределение газосырьевой смеси по сечению реактора.

Свойства сырья

В процессе гидроочистки изменяются следующие показатели фракций:

· содержание общей и меркаптановой серы,

· термическая стабильность,

· йодное число (содержание непредельных углеводородов),

· содержание фактических смол.

Скорость гидрогенизационного обессеривания уменьшается с увеличением молекулярного веса очищаемой фракции. Объясняется это увеличением вязкости фракции и увеличением содержания тиофеновой серы, трудно удаляемой в процессе гидроочистки.

При переработке фракций вторичного происхождения характер гидрирования изменяется - концентрация водорода в водородсодержащем газе должна быть выше. Во избежании поликонденсации непредельных и кислородных соединений, содержащихся в сырье, необходимо исключить его контакт с кислородом воздуха. Контакт с кислородом воздуха может привести к образованию отложений в системе реакторного блока (теплообменники, компрессоры, реакторы).

В сырье, поступающем на установку гидроочистки, содержание влаги не должно превышать 0, 02-0, 03 %мас.. Повышенное содержание влаги влияет на прочность катализатора, усиливает интенсивность коррозии, нарушает нормальный режим стабилизационной колонны.

Сырье не должно содержать механических примесей, так как, попадая в реактор, они скапливаются на катализаторе, снижая тем самым эффективность его работы. В осадке, скапливающемся на катализаторе, содержатся все металлы, найденные в сырье.

Активность катализатора

Алюмоникельмолибденовый катализатор менее активен в реакциях насыщения непредельных соединений, зато более активен в отношении насыщения ароматических углеводородов и гидрирования азотистых соединений.

Чем выше активность катализатора, тем быстрее протекает реакция обессеривания и больше ее глубина. С увеличением времени работы катализатора происходит снижение его активности.

Активность снижается из-за отложения кокса на поверхности катализатора и адсорбции атомов тяжелых металлов на активных центрах катализатора при разложении металлоорганических соединений.

Снижение активности может произойти за счет попадания влаги на катализатор. При этом происходит усадка катализатора в объеме, вследствие чего снижается активная поверхность катализатора.

Температура

Правильно выбранный интервал рабочих температур обеспечивает как требуемое качество, так и длительность безрегенерационного пробега и общего срока службы катализатора. Для всех видов сырья сохраняется закономерность - степень обессеривания возрастает с повышением температуры при том же уровне активности катализатора. Наиболее благоприятным для загруженных катализаторов является интервал рабочих температур 320 - 425 ^оС.

Рост степени обессеривания пропорционален повышению температуры до определенных пределов. Каждый вид сырья имеет свой максимум температур, после которого увеличивается скорость реакций разложения и насыщения непредельных углеводородов по сравнению со скоростью реакций гидрирования сернистых соединений, в связи, с чем уменьшается избирательность действия катализатора по отношению к сере и рост степени обессеривания замедляется, возрастает выход газа, легких продуктов и кокса.

Увеличивается расход водорода и количество образовавшегося на катализаторе кокса.

Слишком занижать температуру также не следует, так как при этом значительно замедляется скорость реакций обессеривания.

Давление

Повышение давления при неизменных прочих параметрах процесса вызывает изменение степени превращения в результате увеличения парциального давления водорода и углеводородного сырья и содержания жидкого компонента в системах, находящихся при давлениях и температурах соответственно выше и ниже условий начала конденсации.

Первый фактор способствует увеличению степени превращения, второй - замедляет протекание реакции. С ростом общего давления в процессе, при прочих равных условиях, растет парциальное давление водорода. Поскольку водород является одним из основных химических реагентов, то повышение его парциального давления ускоряет реакции гидрирования и способствует уменьшению возможности отложения кокса на катализаторе, что увеличивает его срок службы.

Суммарное влияние парциального давления водорода слагается из раздельных влияний:

- общего давления;

- концентрации водорода в циркуляционном газе

Требование к содержанию водорода в циркулирующем газе определяется качеством сырья:

-прямогонные фракции очищаются при меньшей концентрации,

-крекинговые - при большей концентрации водорода.

С понижением концентрации водорода в циркуляционном газе несколько уменьшается безрегенерационный цикл работы катализатора.

Кратность циркуляции

В промышленной практике объемное отношение " водород: сырье" (или кратность циркуляции) выражается отношением объема водорода при нормальных условиях к объему сырья. С точки зрения экономичности процесса заданное отношение целесообразно поддерживать циркуляцией водородсодержащего газа. В этом случае большое влияние приобретает концентрация водорода в циркуляционном газе:

Концентрация водорода, % об.
Отношение " Н: С"

Увеличение отношения " циркуляционный газ: сырье" в значительной степени определяет энергетические затраты. Заметное возрастание скорости реакций при увеличении кратности циркуляции происходит только до определенного предела.

Увеличение давления в системе до уровня выше давление начала конденсации, при неизменной температуре реакции способствует образованию жидкой фазы, что приводит к замедлению основных реакций процесса. Сильное увеличение давления ухудшает сепарацию водородсодержащего газа и увеличивает потерю его с сухим газом.

Быстрое понижение давления может привести к повреждению катализатора.

Понижение давления без предшествующего понижения температуры может вызвать образование отложений кокса.

Реакторное отделение

Исходное сырье из резервуарного парка:

- дизельное топливо - резервуары №№ 374-375; 21-25;

- реактивное топливо - резервуары №№ 319-322

поступает на прием насосов Н-1, 1а (2, 3) и под давлением до 70 кгс/см² подается в узел смешения сырья и циркуляционного водородсодержащего газа. Постоянство расхода сырья в тройник смешения поддерживается автоматически регулятором расхода поз. FRKCS 41 (FRKCS 40), клапан которого расположен на линии выкида насосов Н-1, 1а (2, 3).

Газо-сырьевая смесь из узла смешения направляется в межтрубное пространство теплообменников Т-1а, 1, 2 (3а, 3, 4), в которых нагревается до температуры 280 - 350 оС за счет тепла газо-продуктовой смеси, выходящей из реакторов и регистрируется поз. ТЕ86 (ТЕ76).

После теплообменников газо-сырьевая смесь двумя потоками проходит конвекционную и радиантную части печи П-1 (П-2), где дополнительно подогревается до температуры не выше 420 оС и регистрируется поз. ТЕ172, ТЕ173 (ТЕ174, ТЕ175).

Температура сырья на выходе из печи П-1 (П-2) поддерживается автоматически регуляторами температуры поз. TRKC 169, TRKC 170 (TRKC 115, TRKC 135), клапаны которых установлены на линиях подачи топливного газа на форсунки печей.

Далее газо-сырьевая смесь в газожидкостной фазе поступает в два последовательно работающих реактора Р-1, Р-2 (Р-3, Р-4).

Температура в зонах реакции контролируется по показаниям двух десятизонных термопар поз. ТЕ-42, ТЕ-40, ТЕ-71, ТЕ-70 (ТЕ-8, ТЕ-14, ТЕ-26, ТЕ-6). Температура стенок реакторов Р-3, 4 контролируется по показаниям регистрирующих приборов поз. ТЕ-7/1-20, ТЕ-25/1-10.

Перепад давления в системе реакторного блока регистрируется приборами поз. 7, 12, 55.

Газо-продуктовая смесь из последнего реактора Р-2 (Р-4) направляется в трубное пространство теплообменников Т-2, 1, 1а (4, 3, 3а), где охлаждается до температуры не выше 190 оС и регистрируется поз. ТЕ064 (ТЕ129). Далее газо-продуктовая смесь поступает в холодильники типа АВЗ - Х-14, Х-1 (Х-15, 2), охлаждается до температуры не выше 50 оС и направляется в сепаратор высокого давления С-1 (С-2) и регистрируется поз. ТЕ027 (ТЕ043).

В сепараторе С-1 (С-2) при давлении не выше 45 кгс/см2 происходит разделение гидрогенизата и водородсодержащего газа.

Жидкий гидрогенизат выводится с низа сепаратора С-1 (С-2) и поступает в сепаратор низкого давления С-3 (С-4), где происходит отделение углеводородных газов за счет снижения давления до 7 кгс/см².

Постоянство уровня в сепараторе С-1 (С-2) поддерживается автоматически регулятором уровня поз. LRKC 106 ( LRKC 105), клапан которого расположен на линии выхода гидрогенизата из С-1 (С-2).

Реакция гидроочистки протекает в атмосфере избыточного водородсодержащего газа, который постоянно циркулирует в системе.

Отделение стабилизации

С низа сепаратора низкого давления С-3 (С-4) нестабильное дизельное топливо проходит межтрубное пространство теплообменников Т-9, 10, 11, 12, 12а (Т-16а, Т-13, 14, 15, 16), где нагревается до 250 ^оС за счет тепла стабильного диз. топлива и поступает на 8, 12 тарелки колонны стабилизации К-1 (К-2). Температура входа в К-1 (К-2) регистрируется поз. ТЕ2 (ТЕ1б).

Уровень в С-3 (С-4) поддерживается автоматически регулятором уровня поз. LRKC 136 (LRKC 16), клапан которого расположен на линии выхода нестабильного гидрогенизата из С-3 (С-4) в Т-9, 10, 11, 12, 12а (Т-16а, Т-13, 14, 15, 16). Температура на выходе нестабильного гидрогенизата из С-3 (С-4) регистрируется поз. ТЕ016 (ТЕ011).

Давление в сепараторе С-3 (С-4) поддерживается постоянным регулятором давления поз. PRKC 117 (PRKC 107), клапан которого расположен на линии выхода углеводородного газа из С-3 (С-4) в абсорбер К-5.

С низа К-1 (К-2) стабильный гидрогенизат с температурой не выше 280 ^оС поступает на прием насосов Н-4, 5 (6, 6а), регистрируется поз. ТЕ139 (ТЕ109), прокачивается через змеевик П-3 (П-4) и в качестве теплоносителя с температурой не выше 340 ^оС, регистрируется поз. ТЕ98 (ТЕ108), возвращается в колонну стабилизации. Балансовый избыток с выкида Н-4, 5 (6, 6а) проходит через трубное пространство теплообменников Т-12а, 12, 11, 10, 9 (Т-16, 15, 14, 13, 16а), где отдает свое тепло нестабильному гидрогенизату, захолаживается в холодильнике Х-7 (Х-8) и с температурой не выше 60 ^оС поступает в парк. Температура регистрируется поз. ТЕ133 (ТЕ134).

Количество теплоносителя, подаваемого через печь П-3 (П-4) поддерживается постоянным регулятором расхода поз. FRKC 73 (FRKC 71), клапан которого расположен на линии подачи рециркулята в П-3 (П-4).

Температура дымовых газов над перевалами печи П-3 (П-4) поддерживается автоматически регулятором температуры поз. TRKC 146 (TRKC 176), клапан которого расположен на линии подачи топливного газа к форсункам печей, регистрируется поз. ТЕ90, ТЕ89 (ТЕ91, ТЕ92).

Постоянство уровня в колонне К-1 (К-2) поддерживается автоматически регулятором уровня поз. LRKC 137 (LRKC 39), клапан которого расположен на линии откачки стабильного гидрогенизата.

С верха К-1 (К-2) газ и пары бензина с температурой до 150 ^оС поступают в конденсатор-холодильник ХК-1 (ХК-2), где конденсируются, охлаждаются до температуры не выше 40 ^оС и поступают в сепаратор С-7 (С-8)., регистрируется поз. ТЕ77 (ТЕ69).

Газ из С-7 (С-8) поступает в сепаратор С-8а, где улавливается бензин, уносимый из сепаратора С-7 (С-8). Углеводородный газ с верха сепаратора С-8а, направляется на очистку от сероводорода в абсорбер К-6.

Бензин с низа сепаратора С-7 (С-8) насосами Н-7, 8 (9) подается частично на орошение верха колонны К-1 (К-2), а балансовый избыток через клапан регулятора уровня в сепараторе С-7 (С-8) поз. LRKC 138 (LRKC 140) поступает в отстойник Е-3 (С-13) для удаления воды из отгона.

Температура верха стабилизационной колонны К-1 (К-2) поддерживается постоянной с помощью регулятора температуры поз. TRKC 126 (TRKC 116), клапан которого расположен на линии подачи орошения в К-1 (К-2).

Сверху Е-3 отгон поступает на отдув сероводорода из бензина по линии 6 дюймов через С-13 на верх К-8. На входе в Е-3 в линию отгона подается отгон с установок Л-24/6, Л-35/5, ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/11-600, Л-24/8 С.

В нижнюю часть К-8 через маточник подается очищенный от сероводорода углеводородный газ из К-5. Давление в К-8 поддерживается автоматически клапаном поз. PRKC 25, расположенным на линии выхода газа из К-8 в С-8а, расход регистрируется поз. FE17.

Бензин с низа К-8 поступает на прием насосов Н-17, 18, 9а и подается на защелачивание. Уровень бензина в К-8 поддерживается автоматически клапаном регулятора поз. LRKC 148, расположенным на выкидном трубопроводе Н-17, 18, 9а.

Насыщенный сероводородом углеводородный газ из К-8 поступает в С-8а и совместно с газом стабилизации низкого давления поступает на очистку в К-6. Расход газа из К-8 регистрируется поз. FE16.

Из К-6 очищенный углеводородный газ поступает в отстойник Е-23, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. С верха Е-23 газ поступает в теплообменник Т-22, где нагревается до температуры 100 ^оС и поступает в топливную сеть установки на печи П-1, П-2, П-3, П-4. Избыток газа через клапан регулятора давления (поз. PRKC 152), который установлен на линии топливного газа с К-6 в Е-23, сбрасывается в факельную линию.

Расход очищенного углеводородного газа контролируется поз. FE10.

С верха К-5, очищенный от сероводорода, углеводородный газ под давлением не выше 5 кгс/см² выводится в К-8 на отдув сероводорода из бензина или выводится в топливную сеть завода.

Давление в К-5 поддерживается автоматически регулятором давления поз. PRKC 119, клапан которого установлен на линии сброса газа из К-5 в К-8.

Температура

При повышении температуры в реакторе увеличивается глубина гидрирования сернистых и непредельных соединений. Однако при температуре выше 400 С интенсивность реакции гидрообессеривания и, особенно, гидрирования непредельных углеводородов существенно не увеличивается. Это связано с возрастанием интенсивности реакции деструктивной гидрогенизации - гидрокрекинга и увеличивается отложение кокса на катализаторе. Так же увеличиваются реакции деструкции бициклических нафтенов, и расход водорода на гидроочистку понижается.

Давление

Повышение общего давления в системе способствует увеличению глубины обессеривания, увеличению межрегенерационного цикла катализатора, но в определенных, пределах рост глубины обессеривания от повышения давления незначителен.

При возрастании общего давления в системе растет парциальное давление водорода, способствующее увеличению глубины гидроочистки. Парциальное давление также зависит от соотношения количества сырья и ВСГ на входе в реактор, от концентрации водорода в водородсодержащем газе.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Полный расчёт реактора Р-3

Исходные данные для расчёта

Годовая производительность установки по сырью с учетом увеличения производительности на 11% Gг= 2 220 000 т/год;

производительность одного потока G= 1 110 000 т/год

плотность сырья ρ с=870 кг/м3;

продолжительность сырьевого цикла τ р=327 суток;

продолжительность регенерации и планово-предупредительного ремонта tрег.=5;

продолжительность капитального ремонта tрем.=30;

продолжительность смены катализатора tсм.=2

кратность циркуляции водородсодержащего газа Кц= 243 нм3/м3.

Давление 4, 5 МПа

Температура в реакторе 363-383оС

Объёмная скорость подачи сырья 1, 67 ч-1

В качестве свежего водородсодержащего газа будет использоваться водород с концентрацией 99, 99% об, поступающий с блока КЦА-2 после очистки от примесей.

Состав СВСГ представлен в таблице 2.2.1

Таблица 2.2.1

Состав СВСГ

Компонент	% об.	% мас	% моль
Водород	99, 99	99, 92	99, 99
Метан	0, 01	0, 08	0, 01
Итого	100, 00		100, 00

Качество циркулирующего водородсодержащего газа представлено в таблице 2.2.2

Таблица 2.2.2

Качество ЦВСГ

ЦВСГ	%об.	% мас.	% моль
Водород		33, 09
Метан	3, 17	9, 32	3, 17
Этан	2, 69	14, 84	2, 69
Пропан	1, 92	15, 53	1, 92
Изо-бутан	0, 54	5, 76	0, 54
Н-бутан	0, 54	5, 76	0, 54
Изо-пентан	0, 36	4, 76	0, 36
н-пентан	0, 54	7, 15	0, 54
н-гексан	0, 24	3, 79	0, 24
Итого

Определение количества циркулирующего водородсодержащего газа (ЦВСГ)

Общий расход водорода на промышленных установках складывается из расхода на реакцию, отдув, циркуляцию ВСГ для поддержания необходимой концентрации и расхода на растворение.

Количество свежего водородосодержащего газа определяется по формуле: (2.2.4) [8c30]

Gсвсг = ,

где Gн2 - расход водорода, кг/ч;

Yн - массовая концентрация водорода в СВСГ, (см. табл.2.2.1);

Расход водорода рассчитываем из уравнения: (2.2.5) [8c31]

Gн = ,

где Сн - выход водорода, принимается Сн = 0, 5 % мас.

Gс – расход сырья, кг/ч.

Gн = = 707, 17 кг/ч.

Определяем количество СВСГ

Gсвсг = = 707, 74 кг/ч.

Объемный расход ЦВСГ рассчитывается по уравнению:

Vцвсг = Wc × Kц, (2.2.6) [8c32]

где Wc – объемная часовая производительность установки, м3/ч;

Кц - кратность циркуляции ВСГ, нм /м ;

Vцвсг = 162, 57 × 243 = 39504, 51нм /ч.

Массовое количество циркулирующего ВСГ находим по формуле:

Gцвсг = , (2.2.7) [8c33]

где Мцвсг – молекулярная масса циркулирующего газа.

Таблица 2.2.3

Расчёт молекулярной массы ЦВСГ

Компоненты	% мас.	% об.	yi	Mi	yi*Mi
Водород	33, 09		0, 900		1, 80
Метан	9, 32	3, 17	0, 032		0, 51
Этан	14, 84	2, 69	0, 027		0, 81
Пропан	15, 53	1, 92	0, 019		0, 84
Изо-бутан	5, 76	0, 54	0, 005		0, 31
Н-бутан	5, 76	0, 54	0, 005		0, 31
Изо-пентан	4, 76	0, 36	0, 004		0, 26
н-пентан	7, 15	0, 54	0, 005		0, 39
н-гексан	3, 79	0, 24	0, 002		0, 21
Итого	100, 0	100, 0	1, 000		5, 44

Gцвсг = кг/ч

Тепловой баланс реактора

Реакции, протекающие в процессе гидроочистки, гидрообессеривания и гидрокрекинга, идут с выделением тепла. Поэтому тепловой баланс реакторного блока составляют для определения подъема температуры на выходе из реактора по сравнению с температурой на входе в реактор и для определения количества холодного циркулирующего газа, смеси сырья и циркулирующего газа или гидрогенизата, которые необходимо ввести в реакторы для снятия избыточного тепла.

Расчет парциального давления ГСС на входе и ГПС на выходе из реактора.

Таблица 2.2.6

Парциальное давление компонентов газо-сырьевой смеси на входе в реактор.

Р = 4, 5 МПа

Компоненты	Расход, кг/ч	Молекулярная масса Мi.кг/моль	Количество молей Ni	Мольная доля Yi	Парциальное давление Pi=P´ Yi, МПа
Сырьё		240, 83	294, 65	0, 22	0, 99
Водород		2, 00	970, 5	0, 72	3, 24
Метан		16, 00	27, 93	0, 02	0, 09
Этан		30, 00	23, 73	0, 02	0, 09
Пропан		44, 00	16, 93	0, 01	0, 04
Изо-бутан		58, 00	4, 75	0, 00	0, 02
Н-бутан		58, 00	4, 75	0, 00	0, 01
Изо-пентан		72, 00	2, 52	0, 00	0, 01
н-пентан		72, 00	4, 76	0, 00	0, 01
Итого:			1350, 52	1, 00	4, 50

Таблица 2.2.7

Парциальное давление компонентов газо-продуктовой смеси на выходе из реактора Р = 4, 3 МПа

Компоненты	Расход, кг/ч	Молекулярная масса Мi.кг/моль	Количество молей Ni	Мольная доля Yi	Парциальное давление Pi=P´ Yi, МПа
Гидрогенизат		209, 15	326, 76	0, 25	1, 12
Бензин-отгон		106, 77	16, 81	0, 01	0, 04
УВГ		7, 998	33, 63	0, 03	0, 03
Сероводород		34, 00	21, 41	0, 02	0, 09
ЦВСГ		5, 44	881, 80	0, 69	3, 10
Итого:			1280, 41	1, 00	4, 3

Расчет энтальпий паров сырья, гидрогенизата, газов реакции, СВСГ и ЦВСГ

Определение энтальпии сырья

Исходные данные:

= 0, 867

tср = (tн.к. + tк.к.)/2

tср = (176 + 356)/2 = 266 0С

Характеризующий фактор данного нефтепродукта

К= , (2.2.12) [9c32]

где Тср мол – средняя молекулярная температура кипения нефтепродукта, К

- плотность нефтепродукта,

Тср мол = tср + 273 = 266 + 273 = 539 К

= + 5α = 0, 867 + 5 х 0, 000673 = 0, 870

К= =11

Молекулярная масса нефтепродукта

М = (7К – 21, 5) + (0, 76 – 0, 04К)tср. мол. + (0, 0003К – 0, 00245)tср. мол.2

Мс =(7 х 12 – 21, 5) +(0, 76 – 0, 04 х 12) х 270+ (0, 0003 х 12–0, 00245)х2702= 240

В зависимости от К и Мс находим псевдокритические параметры

Тпс.кр = 515 0С = 788 К

Рпс.кр = 17, 5 х 105 Па = 1, 75 МПа

Приведенная температура.

Тг=Т/Тпс.кр,

где Т – абсолютная температура, при которой находят энтальпию, К;

Т150 = 423/788 = 0, 54

Т200 = 473/788 = 0, 60

Т300 = 573/788 = 0, 73

Т360 = 633/788 = 0, 80

Т390 = 663/788 = 0, 84

Т420 = 693/788 = 0, 88

Приведенное давление

Рг = Рн.п./Рпс.кр

где Рн.п –парциальное давление нефтепродукта

Рг = 0, 58./1, 75 = 0, 34

Расчет энтальпии сырья при нормальных условиях

Нtн = а × (4 - ) – 308, 99, (2.2.13) [9c33]

где а – коэффициент, зависящий от температуры.

Н150н = 289, 78(4 – 0, 846) – 308, 99 = 605 кДж/кг

Н200н = 315, 79(4 – 0, 846) – 308, 99 = 687 кДж/кг

Н300н = 401, 39(4 – 0, 846) – 308, 99 = 957 кДж/кг

Н360н = 450, 76(4 – 0, 846) – 308, 99 = 1113 кДж/кг

Н390н = 447, 66(4 – 0, 846) – 308, 99 = 1197 кДж/кг

Н420н = 505, 60(4 – 0, 846) – 308, 99 = 1286 кДж/кг

Расчет энтальпии сырья при повышенном давлении

Нtп = Нtн – Δ Н, (2.2.14) [9c34]

где Δ Н – поправка на давление, кДж/кг

Тг = 0, 54

= 43 Δ Н = 43Ткр/М = 43 х 788/222 = 153 кДж/кг

Тг = 0, 60

= 24 Δ Н = 24Ткр/М = 24 х 788/222 = 85, 2 кДж/кг

Тг = 0, 73

= 15 Δ Н = 15Ткр/М = 8 х 788/222 = 53, 2 кДж/кг

Тг = 0, 80

= 8 Δ Н = 8Ткр/М = 8 х 788/222 = 28, 4 кДж/кг

Тг = 0, 84

= 7 Δ Н = 7 х 788/222 = 24, 8 кДж/кг

Тг = 0, 88

= 5 Δ Н = 5 х 788/222 = 17, 8 кДж/кг

Н150п = 605 – 153 = 452 кДж/кг

Н200п = 687 – 85, 2 = 601, 8 кДж/кг

Н300п = 957 – 53, 2 = 903, 8 кДж/кг

Н360п = 1113 – 28, 4 = 1084, 6 кДж/кг

Н390п = 1197 – 24 = 1172, 2 кДж/кг

Н420п = 1286 – 17, 8 = 1268, 2 кДж/кг

Расчеты сведем в табл.

Таблица 2.2.8

Определение энтальпии сырья при 4, 5 МПа

Показатели	Значение показателей
Температура, 0С
Температура, К
Приведенная температура	0, 54	0, 60	0, 73	0, 80	0, 84	0, 88
Приведенное давление	0, 34	0, 34	0, 34	0, 34	0, 34	0, 34
Поправка на давление , кДж/(моль·К)
Поправка на давление Δ Н, кДж/кг		85, 2	53, 2	28, 4	24, 8	17, 8
Энтальпия при нормальном давлении, кДж/кг						1286, 2
Энтальпия при повышенном давлении, кДж/кг		601, 8	903, 8	1084, 6	1172, 2

Дальнейший расчет ведем аналогично

Определение энтальпии гидрогенизата.

Исходные данные:

= 0, 847

tср = 275 0С

= 0, 847 + 5 х 0, 000699 = 0, 850

Характеризующий фактор

К= =12

Молекулярная масса

Мг/г =(7 х 12 – 21, 5)+ (0, 76 – 0, 04 х 12)х275+ (0, 0003 х 12-0, 00245)х2752= 209

Псевдокритические параметры

Тпс.кр = 446 0С = 719 К

Рпс.кр = 18 х 105 Па = 1, 8 МПа

Приведенная температура.

Т150 = 423/719 = 0, 59

Т200 = 473/719 = 0, 66

Т300 = 573/719 = 0, 80

Т360 = 633/719 = 0, 88

Т390 = 663/719 = 0, 92

Т420 = 693/719 = 0, 96

Приведенное давление

Рг = 0, 59./1, 8 = 0, 33

Дальнейший расчет сведем в табл.

Таблица 2.2.9

Определение энтальпии гидрогенизата при 4, 5 МПа

Показатели	Значения показателей
Температура, 0С
Температура, К
Приведенная температура	0, 59	0, 66	0, 80	0, 88	0, 92	0, 96
Приведенное давление	0, 33	0, 33	0, 33	0, 33	0, 33	0, 33
Поправка на давление , кДж/(моль × К)
Поправка на давление Δ Н, кДж/кг	178, 9		72, 2
Энтальпия при нормальном давлении, кДж/кг
Энтальпия при повышенном давлении, кДж/кг	454, 1		907, 8

Определение энтальпии бензина-отгона.

Исходные данные

= 0, 724 кг/м3

tср = 124 0С

= 0, 724 + 5 х 0, 000870 = 0, 728 т/м3

Характеризующий фактор

К= =12

Молекулярная масса

Мс=(7х 12- 21, 5) + (0, 76 - 0, 04 х 12) х 124 + (0, 0003 х 12 - 0, 00245)х1242 = 106

Так как парциальное давление бензина-отгона равно 0, 4 МПа, то поправкой на давление можно пренебречь. Находим энтальпию паров бензина-отгона.

Таблица 2.2.10

Определение энтальпии бензина при атмосферном давлении

Расчёт фонда оплаты труда

Существуют следующие тарифные ставки при 12-часовой смене:

6 разряд 105, 62 руб.

5 разряд -91 ру

12 3 4 5 6 7 8 9 Следующая ⇒