Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки - Курсовая работа

.3 Характеристика бензиновых фракций и их применение4.1 Исходные данные для расчета5.1 Определение температуры на выходе из теплообмееника6.1 Материальный баланс реактора гидроочистки7.1 Расчет горячего сепаратора С-18.1 Расчет доли отгона на входе в колонну 8.2 Расчет доли отгона в емкости орошения колонны11.1 Расчет материального баланса установки АВТ 11.2 Расчет материального баланса установки изомеризации 11.3 Расчет материального баланса битумной установки 11.4 Расчет материального баланса установки каталитического риформинга 11.8 Расчет материального баланса установки АГФУДанные о Зейской нефти взяты в справочной литературе [2]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2. Таблица 1.1 - Потенциальное содержание фракций в Зейской нефти Номер компанента Компаненты, фракции Массовая доля компонента в смеси, xi Согласно ГОСТ Р 51858-2002 [3] по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.Газы С1-С2, получаемые на установке АВТ отправляем в топливную сеть завода, газы С3-С4 используем в качестве сырья установки пиролиза. В таблице 1.3 представлена характеристика газов. В таблице 1.4 представлена характеристика бензиновой фракции. Фракцию 70-180°С необходимо отправить на каталитический риформинг для повышения ОЧ и для получения ароматики. Фракцию н.к.-70°С можно использовать как сырье для процесса изомеризации.Выбор поточной схемы переработки нефти заключается в том, чтобы подобрать минимальное количество технологических установок, обеспечивающих показатели работы топливно-химического блока: выработку светлых не менее 78% масс., сырья для нефтехимии не менее 6,0% масс., глубину переработки нефти не менее 87%. При помощи этой установки получают газы С1-С2, С3-С4, нефтяные фракции н.к.-70 С, 70-180 С, 180-360 С, 360-570 С и гудрон(>570 С). На ГФУ поступают газы С1-С4 с установок изомеризации, гидроочистки ДТ, гидроконверсии ВГ, каталитического риформинга. На данной установке получаем изомеризат - высокооктановый компонент бензина, также получаем газы С1-С4, которые отправляем на ГФУ. Неиспользованный на установках изомеризации и ГО ДТ ВСГ отправляем на установку производства и концентрирования водорода для дальнейшего использования на установке гидрирования легкого бензина каталитического крекинга и фракции н.к.-70°С с установи ART.Данная технологическая установка гидроочистки дизельного топлива предназначена для получения экологически чистого топлива с содержанием серы не более 50ppm или 0,005% масс. Установка, предназначеная для гидроочистки ДТ включает следующие блоки: реакторный блок, состоящий из печи и одного реактора, сепарации газо-продуктовой смеси с выделением ВСГ, очистки ВСГ от сероводорода, компрессорную, стабилизации гидрогенизата. Газо-продуктовая смесь направляется в трубчатую печь П-1, где нагревается до температуры реакции и поступает в реактор Р-1. После реактора газо-продуктовая смесь частично охлаждается в сырьевых теплообменниках (до температуры 210-230°С) и поступает в секцию горячей сепарации ВСГ, состоящей из сепараторов С-1 и С-2. Гидрогенизаты горячего и холодного сепараторов смешиваются и направляются на стабилизационную колонну К-1, где из продукта удаляются углеводородные газы и отгон (бензин).Характеристика сырья: сырьем является прямогонная дизельная фракция 180-360 С с установки АВТ, содержание серы в которой 1,31% масс.(см. таблицу 1.5), а также фракция 180-360°С с установки ART, содержание серы 1,176% масс.(см. пункт 11.7). Целевым продуктом установки является экологически чистое дизельное топливо с содержанием серы 0,005%масс. или 50ppm. Гидроочистка проводится на алюмокобальтмолибденовом катализаторе, кратность циркуляции водородсодержащего газа к сырью ?=200 нм3/м3. Водородсодержащий газ на установку гидроочистки подается с установки каталитического риформинга. Расчет проводим при помощи программы «Гидроочистка», составленной по заданию на курсовую работу по предмету «Применение ЭВМ в химической технологии», которая разработана на основе методики изложенной в [6].В теплообменнике она охлаждается до температуры 200°С. Сырье поступает в теплообменник с температурой 30°С. Энтальпию сырья при температуре 30°С (на входе в теплообменник) рассчитываем по формуле: =(0,0017•Т2 0,762•Т-334,25)/ ; Энтальпию газо-продуктовой смеси на выходе из реактора рассчитываем по формуле: = , на выходе из теплообменника: = , где х - массовые доли компонентов. Находим энтальпию газо-продуктовой смеси на входе в теплообменник: =464,59•0,0125 1491,7•0,0199 1260,66•0,0118 2127,83•0,0728 1193,38••0,883=1259,03 КДЖ/кг, на выходе из теплообменника: =215,37•0,0125 901,7•0,0199 760,69•0,0118 1094•0,0728 714,84•0,883==740,46 КДЖ/кг.В реактор поступает сырье, свежий водородсодержащий газ и циркулирующий водородсодержащий газ (ЦВСГ). На основе данных материального баланса гидроочистки (таблица 4.1) составляем материальный баланс реактора (таблица 6.2). Уравнение теплового баланса реактора ги

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ, ФРАКЦИЙ И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ

1.1 Характристика нефти

ВВЕДЕНИЕ переработка нефть гидроочистка

Нефть и получаемые на ее основе разнообразные продукты играют заметную роль в топливно-энергетическом балансе любого государства и в жизнедеятельности человека в целом.

Развитие человеческого сообщества определяется техническим прогрессом науки и техники. В свою очередь, разработка и создание новых видов машин и механизмов, новых материалов и продуктов требуют значительного улучшения качества топлив и масел, а также сырья для химической и нефтехимической промышленности. Это накладывает определенный отпечаток на нефтепереработку, развитие которой, начиная с последних десятилетий минувшего столетия, осуществлялось весьма бурными темпами. Появление новых процессов, катализаторов, оборудования, приборов контроля и автоматизации сделало возможным выпускать на нефтеперерабатывающих заводах высококачественную продукцию, удовлетворяющую современным требованиям человеческого общества.

Особенностью современной нефтеперерабатывающей промышленности является тенденция к углублению переработки нефти, что объясняется ограниченностью ее запасов, а также ужесточением экологических требований к нефтепродуктам. Увеличение глубины переработки нефти, т.е. получение дополнительного количества светлых фракций по сравнению с потенциалом, можно достичь только при широком использовании термокаталитических процессов [1].