Проект установки гидрооочистки/депарафинизации. Расчет реактора депарафинизации - Курсовая работа

Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива предназначена для очистки керосин/дизельного топлива от серо-, азот-и кислородосодержащих углеводородов на специальном катализаторе в присутствии водорода, а также для разложения парафиновых соединений в дизельном топливе с целью снижения температуры помутнения и застывания для зимнего периода времени года. Для пересчета состава питания воспользуемся формулой: (4) где - средняя молекулярная масса сырья; - молекулярная масса i-го компонента в сырье; - массовая доля i-го компонента в сырье; - мольная доля i-го компонента в сырье. По правилу аддитивности рассчитаем среднюю молекулярную массу сырья: Для расчета состава продуктов реакции, покидающих реактор, необходимо знать константы химических реакций, т.к. значение констант неизвестно, то воспользуемся групповым балансом углеводородов (таблица 5). Величину можно рассчитать по формуле: где - количество газовой смеси в реакторе; - средняя температура в реакторе; - коэффициент сжимаемости газа, значительно разбавленного водородом; - средняя молекулярная масса газовой смеси; - среднее давление в реакторе. Средняя температура в реакторе равна: Среднее давление в реакторе примем равным: Тогда можно рассчитать : Приняв диаметр реактора Dpeak=4 м, диаметр сетки Dc=0,35 м рассчитаем площадь поперечного сечения реактора, через которую проходит газ: Высота слоя катализатора в реакторе равна: где - объем катализатора в реакторе, F-площадь поперечного сечения аппарата.В данном курсовом проекте был рассчитан реактор установки гидроочистки/депарафинизации, а именно блока депарафинизации. Парафины, содержащиеся в дизельном топливе, способны осаждаться и образовывать кристаллы, ограничивающие текучесть дизельного топлива по мере снижения температуры. Депарафинизация осуществляется за счет расщепления этих парафиновых соединений на меньшие молекулы нефтепродуктов с сильно сниженными способностями к парафинообразованию.

Важнейшими задачами развития нефтеперерабатывающей промышленности на современном этапе являются: · увеличение глубины переработки нефти с вовлечением все более «тяжелого» сырья с повышенным содержанием высококипящих фракций и остатков, серы, смол и металлов;

· ужесточение экологических требований к качеству топлив;

· обеспечение растущего спроса на высококачественные моторные топлива.

Климатические условия Казахстана обуславливают большую потребность в высококачественных низкозастывающих дизельных топливах, которая на сегодняшний день обеспечивается менее чем наполовину. Учитывая особые требования в северных регионах Казахстана к низкотемпературным характеристикам моторных топлив, задача производства низкозастывающих дизельных топлив, удовлетворяющих современным и перспективным экологическим требованиям, особенно актуальна.

Важными низкотемпературными характеристиками ДТ являются: температура помутнения, температура начала кристаллизации, температура застывания, предельная температура фильтруемости.

К настоящему времени низкотемпературное ДТ получают тремя способами: 1. Добавлением легких фракций в ДТ. Этот способ не является рациональным, так как снижается выработка топлива и уменьшается температура вспышки.

2. Добавлением депрессорных присадок. Эти присадки способны снизить температуру застывания, но не температуру помутнения.

3. Температуру застывания, помутнения и фильтруемостиснижаютизменяя углеводородныйсостав ДТ. Особенно эффективным способом понижения низкотемпературных свойств дизельных топлив является депарафинизация.

Из выше сказанного, видно, что, несмотря на широкий выбор и разнообразие методов по улучшению низкотемпературных свойств дизельный топлив, данная проблема остается не решенной.

Целью депарафинизации является снижение температуры помутнения и застывания дизельного топлива в зимний период времени года. Парафины, содержащиеся в дизельном топливе, способны осаждаться и образовывать кристаллы, ограничивающие текучесть дизельного топлива по мере снижения температуры.

Депарафинизация осуществляется за счет расщепления этих парафиновых соединений на меньшие молекулы нефтепродуктов с сильно сниженными способностями к парафинообразованию. Взаимодействие парафинов на катализаторе начинается с образования олефинов в металлических центрах и образования карбониевых ионов из этих олефинов в кислотных центрах.

Основные процессы при депарафинизации на катализаторе можно изобразить общей реакцией: CNH2N 2 H2 > CAH2A 2 CBH2B 2

Механизм протекания реакций начинается с образования олефина на металлическом центре катализатора. Этот олефин затем быстро адсорбируется на кислотный центр для образования карбониевого иона. Этот карбониевый ион может изомеризоваться и образовать более устойчивый карбониевый ион или расщепиться и образовать другой карбониевый ион и олефин. Карбониевые ионы могут вступать в реакцию с олефинами. В конце концов, реакция завершается гидрогенизацией олефина.

Гидрокрекинг алкилированных ароматических нефтепродуктов включает в себя множество сложных реакций, таких как изомеризация, деалкилирование, образования кольца и т.д.. К основным реакциям относятся деалкилирование и перенос алкильной группы.

Повышенный интерес к развитию процессов гидроочистки/депарафинизации средних дистиллятов в последние годы связан с увеличением объема переработки сернистых, высокосернистых, парафиновых нефтей и широкой дизелезацией транспортных средств. В настоящее время гидроочистки/депарафинизации подвергают более 80% дизельных фракций.5

В последнее время большую популярность приобретают автомобили с дизельными двигателями, а также индивидуальные импортные и дорогостоящие отопительные системы, работающие преимущественно на жидком топливе (дизельное и печное). Для их эффективной эксплуатации необходимо высококачественное топливо, отвечающее мировым стандартам.

1.

Основная часть

1.1 Процесс гидроочистки/депарафинизации

Проект, поставка оборудования и строительство установки гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива выполнено корпорацией JGC Corporation (Япония) по технологии фирмы UOP (США).

Генеральный проектировщик предприятия - ОАО «Нижегородниинефтепроект».Год ввода установки в эксплуатацию - 2006 г.

Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива включает в себя следующие блоки: - блок расходной емкости сырья;

- блок реакторов;

- блок отпарной колонны;

- блок колонны фракционирования продуктов;

- блок компрессоров подпиточного газа;

- блок аминового абсорбера отходящего газа;

- блок скруббера СНГ.

Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива предназначена для очистки керосин/дизельного топлива от серо-, азот- и кислородосодержащих углеводородов на специальном катализаторе в присутствии водорода, а также для разложения парафиновых соединений в дизельном топливе с целью снижения температуры помутнения и застывания для зимнего периода времени года. Сырьем является прямогонное дизельное топливо и легкий газойль коксования.

Блок аминового абсорбера предназначен для очистки от сернистых соединений отходящего газа из: - секции гидроочистки бензина;

- сети завода после существующей гидроочистки нафты, установки ЛГ;

- емкости одноразового испарения и ресивера отпарной колонны настоящей установки.

Блок скруббера сжиженного нефтяного газа (СНГ) предназначен также для очистки от сернистых соединений СНГ, поступающего из секции гидроочистки бензина.

Кроме вышеперечисленных блоков на установке предусмотрен узел факельных сбросов, предназначенный для отделения из газов, сбрасываемых на факел, капельных, жидких углеводородов и колодец для приготовления раствора соды, предназначенный для нейтрализации оборудования перед их вскрытием для ремонта.

Продукция: нестабильный бензин, стабильный бензин, керосин, дизельное топливо с пониженным содержанием серы, низкозастывающее дизельное топливо.

1.2 Реакторное оборудование для нефтепереработки

Реакторное оборудование для нефтепереработки: реакторы гидрокрекинга, гидроочистки, гидроконверсии, риформинга, гидродепарафинизации.

Реакторы гидрокрекинга, гидроочистки, гидродепарафинизации, гидроконверсии, риформинга предназначены для глубокой переработки нефти и получения бензина стандарта Евро-5, высококачественного дизельного топлива, бензола и т.д.

Изготовление реакторного оборудования осуществляется по проектам ведущих мировых лицензиаров - CHEVRONLUMMUSGLOBAL, EXXONMOBIL, AXENS, HALDOR TOPSOE A/S и др.

Производимое ОАО "Ижорские заводы" оборудование для переработки и хранения нефти и газа: реакторы (гидрокрекинга, гидроочистки, риформинга и др.), колонные аппараты, теплообменные аппараты, емкости - диаметром до 6,0 метров, длиной до 50 метров и массой до 1450 тонн.

Таблица-1 Реакторы, изготовленные по коду ASME в 2010-2012 гг.

Наименование Марка материала Габаритные размеры, мм Толщина стенки, мм Масса, т Заказчик Лицензиар

Реакторы гидроочистки R-0101 и R-0102 SA-336 А22 H=35700 oвн =4600 255 1161 ТАНЕКО Chevron Texaco

Реактор гидроочистки R-1001 SA387 Н=16500 oвн=1700 40 37 НАФТАН HALDOR TOPSOE A/S

Реактор гидроочистки бензина R-1002 SA387 Н=38700 oвн=3500 40 80 НАФТАН HALDOR TOPSOE A/S

Реактор гидроочистки дизельного топлива Р-201 SA387 SA240 Н=39000 oвн=3200 75 230 НАФТАН HALDOR TOPSOE A/S

Реактор гидрокрекинга R-3101/R-3201 SA-336 F22V 347SS H=42310 oвн=4700 240 1300 ОАО «Роснефть» ООО «РН-Туапсинский НПЗ» Chevron Lummus Global

Реактор гидрокрекинга R-3102/R-3202 SA-336 F22V 347SS H=29800 oвн =3850 205 530

2. Технологическая часть

2.1 Материальный баланс реактора

Таблица 2 - Исходные данные

Параметры Значения на входе

Давление, МПА 8,2

Температура, ОС 405

Расход ВСГ, м3/ч 109920

Расход сырья, м3/ч 240

Насыпная плотность катализатора, кг/м3 650

Диаметр зерна, мм 2

Объемная скорость подачи сырья, ч-1 1,9

Состав ВСГ, %

Н2 84,13

СН4 7,67

С2Н6 3,27

С3Н8 2,46 н-С4Н10 0,76 изо-С4Н10 0,86 н-С5Н12 0,19 изо-С5Н12 0,36

С6Н14 0,29

Состав сырьевой фракции, кг/ч н-парафины 35957 изо-парафины нафтены 108938

Ароматика 57468

Олефины 8027,6

Состав продуктов по фракциям, кг/ч н-парафины 29485,8 изо-парафины нафтены 138779,8

Ароматика 31993,1

Олефины 4262

Сделаем допущение, что в реакторе реализуется гидродинамический режим идеального вытеснения. Принимается поршневое течение без перемешивания вдоль потока при равномерном распределении субстанций в направлении, перпендикулярном движению. Время пребывания в системе всех частиц одинаково и равно отношению объема системы к объемному расходу жидкости. Уравнение, описывающее модель: Таблица 3-Материальный баланс установки ГО/ДПДИЗЕЛЬНОГО топлива

Наименование потоков % тыс. т/год т/сут т/ч

1 2 3 4 5

Взято: Сырье, В том числе: Фр. 140-240 ОС с АВТ Фр. 180-350 ОС с АВТ Фр. 180-350 ОС с АТ Легкий газойль УЗК 100,0 12,0 19,9 52,5 15,6 1250,0 150,0 249,0 656,0 195,0 3676,5 441,2 732,4 1929,4 573,5 153,2 18,4 30,5 80,4 23,9

ВСГ (Н2) 0,6 7,5 22,0 0,9

Итого: 100,6 1257,5 3698,5 154,1

Получено: Н2S Бензин гидроочищенный Бензин нестабильный 1,8 4,1 3,3 22,5 51,25 41,25 66,2 2135,4 121,3 2,8 89,0 5,2

Керосин РТ Дизельное топливо летнее Дизельное топливо зимнее 27,1 35,1 29,2 338,75 438,75 365,0 996,3 1290,4 1073,5 41,5 53,8 44,8

Итого: 100,6 1257,5 3698,5 154,1 (1) где - линейная скорость потока, м/с.

Модель реактора идеального вытеснения можно построить на основании типовой модели идеального вытеснения с учетом скорости химической реакции уравнение, описывающее гидродинамическую модель для выбранного вещества, дополняется такой величиной, как скорость реакций по данному веществу:

(2)

Исследование реактора будем проводить, считая, что он работает в стационарном режиме: (3)

Кроме того, - время контакта, с.

Поскольку состав сырья задан в массовых долях, а в кинетической модели процесса для расчета используются мольные доли, необходим пересчет из массовых долей в мольные.

Для пересчета состава питания воспользуемся формулой: (4) где - средняя молекулярная масса сырья; - молекулярная масса i-го компонента в сырье; - массовая доля i-го компонента в сырье; - мольная доля i-го компонента в сырье.

На основе данных хроматографического анализа было определено, что в составе сырья находятся компоненты со следующим количеством атомов углерода.

Таблица 4- Количество атомов углерода в компонентах сырья

Компонент Количество атомов углерода Формула для расчета молекулярной массы н-Парафиновые углеводороды 5-22 M=14N 2

? изо-парафиновых и нафтеновых углеводороды 6-11 M=14N

Углеводородный газ 1-5 M=14N 2

Ароматические углеводороды 6-14 M=14n-6

Олефиновые углеводороды 1-5 M=14N

Рассчитаем среднюю молекулярную массу компонента по формуле: (5)

По правилу аддитивности рассчитаем среднюю молекулярную массу сырья: Для расчета состава продуктов реакции, покидающих реактор, необходимо знать константы химических реакций, т.к. значение констант неизвестно, то воспользуемся групповым балансом углеводородов (таблица 5).

Таблица 5 - Групповой состав сырья и продуктов реакций

Группа компонентов Сырье Продукты расход, кг/ч

Парафины 35957 29485,8

И-парафины нафтены 108938 138779,8

Ароматика 57468 31993,1

Олефины 8027,6 4262

Таблица 6 - Баланс по ВСГ

Расход, кг/ч Концентрация Н2, % масс

Поступило 18750,1 0,9

Убыло 27772 0,77

2.2 Тепловой расчет реактора

Уравнение теплового баланса для реактора гидродепарафинизации будет иметь вид: Q1=Q2 Q3 Q4 (6)

Q1 -приход тепла с сырьем и циркулирующим газом, Q2 -расход тепла на реакции, Q3 - расход тепла с продуктами реакции и циркулирующим газом, Q4-потери в окружающую среду.

Рассчитаем энтальпию газового потока на входе в аппарат. Энтальпию подогретого углеводородного сырья можно рассчитать, используя модель Уэйра и Итона : (7)

Энтальпии водорода и углеводородных компонентов ВСГ можно рассчитать с помощью энтропийно-информационной модели : (8)

где ; - энтропия газа при температуре T (кал/моль•К);

Энтропию газа можно рассчитать по уравнению : (9) где - средняя теплоемкость газа на интервале температур от 298К до Т.

Среднюю теплоемкость циркулирующего ВСГ найдем по формуле : Ср=4184*(а BT CT2) или Ср=4184*(а BT CT2 DT3) (10)

Значения коэффициентов и рассчитанная теплоемкость представлены в таблице 7.

Таблица 7 - Значения коэффициентов

Компонент a 10-3b 10-5c Ср, КДЖ/(кг*К) yi, мол. доля yi*Ср

Метан 3,422 17,845 -4,165 2,312 0,077 0,177

Этан 1,375 41,852 -13,827 21,564 0,033 0,705

Пропан 0,41 64,71 -22,582 37,964 0,025 0,934

Бутан 4,357 72,552 -22,145 30,774 0,016 0,499

Пентан 3,14 100,532 -35,56 58,782 0,006 0,323

Гексан 7,313 104,906 -32,397 44,955 0,003 0,130

Водород 6,95 -0,2 0,48 5,754 0,841 4,840

Сумма - - - - 1 7,609

Средняя теплоемкость ВСГ составит 7,609 КДЖ/(кг*К).

Таблица 8 - Расчет энтальпии питающей смеси

Компонент M, кг/кмоль Колво, кмоль/ч yi, мол доли М*у у qt, КДЖ/кг qt у КДЖ/кг

ВСГ 6,56 2857,51 0,64 4,208607845 0,0818 530,7 43,42

Сырье 131,78 1596,52 0,36 47,23574058 0,9182 1293,2 1187,40

Сумма 4454,03 1,00 51,444 1 1230,82

(11)

Величину Q2 найдем следующим образом: (12) где - количество сырья, кг/ч; - теплоемкость газа, поступающего в реактор, КДЖ/(кг*К); - перепад температуры потока в реакторе, К

Количество сырья:

Теплоемкость газа, поступающего в реактор: (13) где - теплоемкость сырья, КДЖ/(кг*К); - теплоемкость циркулирующего газа, приведенная к теплоемкости сырья, КДЖ/(кг*К).

Теплоемкость сырья: (14)

где - теплоемкость сырья в зависимости от его температуры (рисунок 1) КДЖ/(кг*К); - поправка на теплоемкость в зависимости от относительной плотности и характеристического фактора k сырья реактора.

Используя формулу Крэга рассчитаем относительную плотность сырья при температуре 288 К, решив ее относительно плотности : (15)

Зная, что средняя молекулярная масса сырья М=131,78, тогда:

Зная, что относительная плотность сырья а средняя молекулярная масса М=131,78 кг/кмоль, тогда k?11,6

К - фактор, характеризующий содержание парафиновых углеводородов в топливах, обычно принимает значения от 10 до 13.

Для парафиновых углеводородов К=13-12,5, нафтеновых и ароматических углеводородов К=11-10.При температуре Т=621,5 К по рисунку 1 получаем: Таким образом, Перепад температуры по всему сечению реактора составляет 7 К.

Количество тепла, которое выделяется при гидрокрекинге парафиновых углеводородов: Примем потери в окружающую среду в размере 1 %, тогда: Величина теплопотерь:

Таблица 9 - Тепловой баланс реактора

Потоки Температура, ОК Количество, кг/ч Энтальпия, КДЖ/кг Количество тепла, КВТ

Приход

Твх=678 217408

Сумма - 217408 -

Расход

- - 75,87 4,434

Твых=683 217430

- - - 0,3015

Сумма - 217430 -

Величина энтальпии продуктов реакции при температуре Твых равна: Тепловой эффект процесса составит:

2.3 Основные размеры реактора

Диаметр реактора рассчитываем так, чтобы перепад давления в слое катализатора не превышал допустимого значения .

Величину для реактора примем по справочным данным:

(16) где ? - доля гидравлического сопротивления слоя в общем гидравлическом сопротивлении реактора; np- количество реакторов в установке.

Подставив значения ?=0,5 и , получим: (17)

Для расчета величины воспользуемся формулой: (18) где - потери напора на 1 м высоты слоя катализатора в реакторе, - порозность слоя, - скорость фильтрования, - плотность газовой смеси, - кинематическая вязкость, - эквивалентный диаметр частиц катализатора.

Порозность слоя катализатора при допущении упорядоченного расположения частиц катализатора равна: (19)

где - объем шара, эквивалентный объему частицы катализатора цилиндрической формы, - объем куба, описанного вокруг шара.

В качестве катализатора депарафинизации используют катализатор Hydrex-G, т.к. основные параметры зерна катализатора неизвестны, то зададимся ими диаметр d=0,002 м и высоту равную H=0,004 м, то

Сторона куба, описанного вокруг шара, равна эквивалентному диаметру этого шара:

Числовое значение порозности при : Скорость радиального фильтрования газовой смеси в наиболее узком сечении у сетки трубы: (20) где - объем газов, проходящих через свободное сечение реактора; - площадь сетки у трубы.

Величину можно рассчитать по формуле:

где - количество газовой смеси в реакторе; - средняя температура в реакторе; - коэффициент сжимаемости газа, значительно разбавленного водородом; - средняя молекулярная масса газовой смеси; - среднее давление в реакторе.

Средняя температура в реакторе равна:

Среднее давление в реакторе примем равным: Тогда можно рассчитать : Приняв диаметр реактора Dpeak=4 м, диаметр сетки Dc=0,35 м рассчитаем площадь поперечного сечения реактора, через которую проходит газ:

Высота слоя катализатора в реакторе равна:

где - объем катализатора в реакторе, F- площадь поперечного сечения аппарата.

Таким образом, можно рассчитать скорость фильтрации: Плотность газовой смеси на выходе из реактора: (21) где ?i - плотность компонентов газовой смеси, кг/м3; у’i - содержание компонентов в газовой смеси, мол.доли.

Плотность компонентов газовой смеси при средней температуре можно оценить по уравнению Клапейрона-Менделеева: (22)

Таблица 10 - Расчет плотности газовой смеси на выходе из реактора

Компонент yi, мол. доли Мі, кг/кмоль ?i., кг/м3 ?i*yi

Парафины 0,0392 187 269,20 10,54 изо-парафины нафтены 0,1843 119 171,31 31,57

Ароматика 0,0425 134 192,90 8,19

Олефины 0,0057 42 60,46 0,34

Водород 0,5609 2 2,88 1,12 у/в газ 0,1675 6,5582 9,44 1,58

Сумма 1,0000 - - 53,34

Плотность газовой смеси на выходе из реактора составит 53,34 кг/м3.

Кинематическую вязкость газовой смеси можно рассчитать по формуле Манна:

(23)

Кинематическая вязкость водорода, метана, этана, пропана, бутана была найдена по справочнику [6].

Кинематическая вязкость ароматических, парафиновых и нафтеновых углеводородов при температуре Т=Тср рассчитывается по формуле: (24) где - динамическая вязкость, - плотность углеводородов.

Динамическая вязкость углеводородов при средней температуре в реакторе можно рассчитать из соотношения: (25)

С=1,22*Ткип, где - температура кипения углеводорода, К;

Динамическую вязкость по известной величине молекулярной массы углеводорода можно определить из диаграммы (рисунок 1).

Рисунок 1 - Зависимость динамической вязкости углеводородов паров углеводородов от молекулярной массы при Т = 273 K

Температуру кипения углеводородов определим из диаграммы (рисунок 1)

Расчет динамической и кинематической вязкости углеводородов, а также вязкости смеси газов в реакторе представлен в таблице 11.

Таблица 11- Расчет кинематической вязкости

Компонент yi, мол. доли ?273, Па*с, 10-6 Ткип С ?621,5, Па*с,10-5 ?i., кг/м3 ?621,5, 10-6 yi/?621,5 106

Парафины 0,0392 5,04 483 589,2 1,19 269 0,0440 0,889 изо-парафины нафтены 0,1843 5,83 396 483,1 1,02 171 0,0594 3,101

Ароматика 0,0425 5,24 465 567,3 1,16 193 0,0603 0,704

Олефины 0,0057 7,75 313 381,8 0,951 60 0,1573 0,036 водород 0,5609 3 500 0,0011 у/в газ 0,1675 9 11,24 0,015

Сумма 1,00 - - - - - - 4,75

Подставив рассчитанные значения вязкости компонентов в формулу Манна, найдем кинематическую вязкость газовой смеси: Подставив в формулу для расчета потери напора числовые значения всех найденных величин, получим:

(условие выполняется).

2.4 Высота реактора

Полная высота реактора равна:

В результате конструкторских соображений высота реактора была уменьшена и принята 20 м

2.5 Расчет количества катализатора

Количество катализатора, необходимое для проведения процесса составит:

где ?о - объемна скорость подачи сырья ч-1, ?с - плотность сырья кг/м3, Gc - расход сырья кг/ч.

Найдем требуемое количество катализатора: (26) где - объем катализатора, м3, - насыпная плотность катализатора, кг/м3 .

Для проведения процесса понадобиться 97500 кг катализатора.

2.6 Механическая часть

2.6.1 Расчет толщины стенки обечайки

Чтобы выбрать формулу для расчета номинальной толщины стенки обечайки, необходимо предварительно найти величину , где - допускаемое напряжение для выбранной стали, - максимальное давление в аппарате, - коэффициент, учитывающий ослабление обечайки в продольном направлении.

Материал хромомолибденовая сталь 12ХМ, теплоустойчива до температуры 560ОС [8].

Значение допускаемого напряжения на растяжение можно рассчитать используя формулу:

где . [8]

Расчетное допустимое напряжение с учетом поправочного коэффициента составит:

Принимая значение ?=1, получаем , следовательно, номинальную толщину обечайки рассчитаем по формуле:

Примем толщину обечайки 100 мм. Добавим прибавку на коррозию 5 мм. Общая толщина обечайки составит 105 мм.

2.6.2 Выбор крышки и днища

Для данного аппарата подобрать стандартную крышку и днище не возможно, в связи с этим данные детали будем изготавливать из штампованных секторов и центрального эллиптического диска с последующей сваркой их между собой.

Рисунок 2 - Конструкция сферического днища

Толщину днищ выбираем в соответствии с толщиной обечайки.

Таблица 12 - Конструктивные параметры крышки и днища аппарата

Внутренний базовый диаметр Толщина днища Высота днища

Единица измерения Мм мм мм

Днище 4000 105 2000

Крышка 4000х105 - 2000 - 12ХМ

Для чистки и обслуживания аппарата необходимо либо съемное днище, либо крышка, т.к. аппарат имеет относительно большие размеры, то чистку аппарата лучше производить сверху. Таким образом, для нашего аппарата делаем съемную крышку и приварное днище.

2.6.3 Расчет центральной трубы

Номинальное допускаемое напряжение для стали марки 12ХМ при расчетной температуре 408°С составляет 167,2 МПА.

Допускаемое напряжение определяется по формуле: , где ? - коэффициент, равный 0,9.

Т.к. отношение то минимальную толщину стенки трубы, нагруженной внутренним избыточным давлением, рассчитываем по формуле [9]:

где Р - внутреннее избыточное давление (P = 7,34 МПА);dнар - наружный диаметр трубы (D =0,35 м);? = 1 - коэффициент прочности сварного шва;

Принимаем толщину трубы s = 10 мм.

2.6.4 Расчет и подбор штуцеров

Диаметр входного патрубка рассчитываем по следующей формуле:

(27) где - объемный расход газа, м3/с; - средняя скорость потока, принимаем за 15 м/с.

Принимаем диаметр штуцера под термопару dшт,4 = 50 мм.

Таблица 13 - Конструктивные параметры штуцера

Dy dн Н l s h m

Единицы измерения мм Мм Мм мм мм мм кг

Штуцер ввода/вывода 400 426 200 280 12 24 47,5

Штуцер для термопары 65 76 150 170 4 20 5,4

Штуцеры изготавливаются из двухслойной стали с приваренными фланцами

Штуцер: тип 1, материал сталь 12ХМ

2.6.5 Расчет укреплений

Наибольший допустимый диаметр одиночного отверстия в стенке, не требующий дополнительного укрепления, определяется по формуле: (28) где s = 0,105 м - толщина стенки;

s? - номинальная расчетная толщина стенки крышки без прибавок и при ?ш = 1 в м (см); ск = 0,005 м - прибавка на коррозию, м (см).

Наибольший допустимый диаметр равен: Поскольку внутренние диаметры обоих штуцеров (0,4м) меньше dд, то отверстия для них в крышке укреплять не надо.

2.6.6 Выбор опоры

Найдем приблизительную массу реактора: (29)

Масса обечайки

Массы днища и крышки (суммарно): G=34816,32 кг

Масса катализатора: 97500 кг;

Масса заполненного реактора:

Общая масса: 553578 кг.

Общий вес: Р=5 425 066Н или 5,425МН.

Выбираем опору типа II ИСПОЛНЕНИЯБ на нагрузку

25,0 МН на одну шт.: Опора-ЛАПАОВ-II-Б-100000 ОН 26-01-69-68.

Таблица 14 - Параметры опоры

G·102, МН L, мм L1, мм L2, мм B, мм B1, мм В2, мм b, мм b1, мм H, мм h, мм a, мм a1, мм a2, мм d, мм dб, мм m, кг

25,0 410 460 380 800 360 360 60 225 940 50 100 220 435 42 М48 278 гидроочистка депарафинизация дизельный топливо

Параметры подкладного листа:s1 =28 мм; L3 = 600 мм; Н1 = 1230 мм.

Общее количество опор составит 22 шт. с нагрузкой на одну опору 24,6МН. При использовании подкладного листа с шириной в 600 мм расстояние между опорами составит 81 мм, по конструктивным соображениям будет использован цельный металлический подкладной лист по всей длине реактора.

2.6.7 Расчет толщины тепловой изоляции

Для расчета толщены тепловой изоляции воспользуемся формулой для теплопереноса через цилиндрическую стенку: ,(30) где l - высота аппарата, тв - температура в аппарате, тн - температура наружной стенки изоляции, - теплопроводность изоляции, R1 - внутренний радиус изоляции, R2 - наружный радиус изоляции.

Толщина изоляции равна: (31)

Тогда формула теплопроводности имеет вид: (32)

Тепловые потери можно рассчитать по формуле: , (33) где - суммарный коэффициент конвекции и излучения, рассчитываемый по формуле: ,(34) где тос - температура окружающей среды.

Приравнивая формулы для расчета теплопотерь: (35)

Данное соотношение решаем графически путем нахождения точки пересечения графиков описываемых следующими функциями:

(36)

Примем за изоляционный материал асбест с коэффициентом теплопроводности равном

Рассчитаем теплоизоляцию для верха колонны: Примем температуру окружающей среды равной тос = 0°С и температуру наружной стенки равной тн = 40°C. Тогда коэффициент теплоотдачи равен: Внутренний радиус изоляции примем равным радиусу реактора:

Построим графики зависимости (рисунок 5):

Рисунок 3 - К определению толщины тепловой изоляции для реактора

По данным рисунка 7 примем толщину изоляции примерно равной 0,016 м

Примем общую толщину изоляции с запасом равную 0,02 м.

2.6.8 Расчет на ветровую нагрузку

Справочный норматив: (определяется программистом)

Подъем основания над уровнем земли: 0,0000м

Увеличение фактического наружного диаметра на: 1,0000 м

Коэффициент силы ветра Cf: 1,3400 м

Характеристики: Высота,Н: 20 м

Частота основания, n1: Рабочий, корродированный: 4, 7123Гц

Порожний, корродированный: 8,1554 Гц

Гидростат. Испытание, новый: 4,7787 Гц

Коэффициент демпфирующей силы, ?

Рабочий, корродированный: 0,0243

Порожний, корродированный: 0,0210

Гидростат. Испытание, новый: 0,0210

Таблица давлений ветра (WP)

Коэффициент силы ветра Cf: 1.3400

Расчетное давление ветра

До высоты (м) Давление ветра (кг/см2) Поправочный коэффициент Cf (кг/см2)

10,00 0,0039 0,0052

20,00 0,0048 0,0065

Расчетная сила ветра определяется по формуле: F=Af (37),

где F-давление,Af-выступающий участок.

Проверка ветровой нагрузки определяется по ГОСТУ Р 51273-99

Ветровое давление: q10=380 H/м2

Ветровая зона:III

Поправ. коэфф. Высоты:f=1,25 высота 20 м

Коэфф. значимости:I=1

Ветровой коэффициент:Cf=0,7

Расчетная скорость ветра:v=5,8 м/сек

Ветровая нагрузка, воздействующая в нормальном направлении на стенку, рассчитывается по формуле: (38), где Ае= = 97,70502 м2 подверженная площадьср=1,5 коэффициент увеличения подверженной(fлестница/платформа/трубопровод); D= 4 м,Н= 20 м q=q10 f=475,00 Н/м2 ветровое давление вплоть до 20 м1)Условия порожний и рабочий : Fw=30492N=3108 КГMW=Fw H/2=238142 Нм2)Условия гидростатического испытания. Условие сдвига: Fwh=15246N=1554 кг. Опрокидывающий момент: Mwh=119071 Hm.

В данном курсовом проекте был рассчитан реактор установки гидроочистки/депарафинизации, а именно блока депарафинизации.

Целью депарафинизации является снижение температуры помутнения и застывания дизельного топлива в зимний период времени года. Парафины, содержащиеся в дизельном топливе, способны осаждаться и образовывать кристаллы, ограничивающие текучесть дизельного топлива по мере снижения температуры.

Депарафинизация осуществляется за счет расщепления этих парафиновых соединений на меньшие молекулы нефтепродуктов с сильно сниженными способностями к парафинообразованию. Взаимодействие парафинов на катализаторе начинается с образования олефинов в металлических центрах и образования карбониевых ионов из этих олефинов в кислотных центрах.

Реакторы гидрокрекинга, гидроочистки, гидродепарафинизации, гидроконверсии, риформинга предназначены для глубокой переработки нефти и получения бензина стандарта Евро-5, высококачественного дизельного топлива, бензола и т.д.

Изготовление реакторного оборудования осуществляется по проектам ведущих мировых лицензиаров - Chevron Lummus Global, EXXONMOBIL, AXENS, HALDOR TOPSOE A/S и др.

Для данного расчета были взяты материальный баланс установки, исходные данные из источников АНПЗ. Так же был сделан технологический и механический расчет. В технологическом расчете, мы выявили, что диаметр установки 4 м, высота была принята 20м, в соответствии с этим была рассчитан параметр на ветровую нагрузку.

С учетом данных приведенных в курсовом проекте, можно сказать, что если учесть все параметры, то данный реактор строить целесообразно.

1. Сериков Т.П, З.Ф. Серикова, Б.Б Оразбаев, Уразбаев К.К, Козырев Д.В Новые установки Атырауского НПЗ: Установка гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива. - Алматы:«Эверо», 2008 - 164 с.

2. Краткий справочник по химии под ред. Куриленко. - Киев: «Наукова думка», 1974 - 991 с.

3. Средин В. В. Химия и технология топлив и масел, 1967, №1, с. 4-7.

4. Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. - Л: «Химия», 1974. - 344 с.

5. Дубовкин Н. Ф. Справочник по углеводородным топливам и их продуктам сгорания. М.: Госэнергоиздат, 1962 - 228 с.

6. Павлов К.Ф., Романков П.Т., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. - Л.: Химия,1987

7. Лащинский А.А. Основы конструирования и расчета химической аппаратуры : справочник / А. А. Лащинский, А. Р. Толчинский. - 3-е изд., стер. - М. : Альянс, 2008. - 752 с.

8. Основные процессы и аппараты химической технологии: пособие по проектированию: учебное пособие / Под ред. Ю. И. Дытнерского. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Химия, 1991. - 496 с.

9. М.А.Танатаров, М.Н Ахметшина, Р.А. Фасхутдинов, Н.Д. Волошин, П.А Золотарев. Технологические расчеты установок переработки нефти. Издательство «Химия» 1987г.

10. Н. Г.Дигуров, А.Г. Китайнер, А.Ю Налетов, В.В. Скудин. Проектирование и расчет аппаратов технологии горючих ископаемых. Учебное пособие для вузов, под редакцией Н.Г. Дигурова.- М.: Химия, 1993. 288 с.: ил.

11. Н.И Черножуков Технология переработки нефти и газа. Часть 3.

Размещено на