Главная Коллекция "Otherreferats" Химия Процесс гидроочистки дизельного топлива

Процесс гидроочистки дизельного топлива

Изучение теоретических основ и проведения технико-технологических расчетов процесса гидроочистки дизельного топлива от нефтяных фракций и сераорганических соединений каталитическим, биодесульфуризационним, экстракционным и окислительным методами.

Рубрика Химия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.10.2009
Размер файла 1,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

По полученным данным строим график в координатах 1/г--S (рис, 2.4). Графическим интегрированием находим площадь под полученной кривой в пределах содержания серы от 0,6 до 0,05% (масс.). Эта площадь численно равна интегралу

?dS/r = 0,2235 м3•ч/м3

Рис. 4.1. Зависимость обратной скорости реакции 1/г от "статочного содержания серы S в гидроочищенной дизельной фракции

0 0,1 0,2 0,4 0,6

S, %(масс)

Требуемый объем катализатора в реакторе VK вычисляемпо формуле:

VK = G'?dS/r = 204,25•0,2235 = 45,65 м3

Значение G' находим из соотношения:

G' = G/с =171569/840 = 204,25 м/ч.

Обычно дли характеристики процесса применяют показатель -- объемную скорость подачи сырья, т. е. отношение объема жидкого сырья, подаваемого на объем катализатора в час (щ, ч-1 )

щ = G'/VK = 204,25/45,65 = 4,47 ч-1.

По найденному значению VK вычисляем геометрические размеры реактора гидроочистки.

Принимаем цилиндрическую форму реактора и соотношение высоты к диаметру равным 2:1 или Н = 2D. Тогда

VK = рD2H = рD22D = 2рD3

Диаметр реактора равен

D = [VK/(2р)]1/3 = [45,65/(2р)]1/3 = 2 м.

Высота слоя катализатора составляет H=2D=4м.

Приемлемость принятой формы реактора дополнительно проверяется гидравлическим расчетом реактора. Потери напора в слое катализатора не должны превышать 0,2--0,3 МПа.

4.1.8 Расчет потери напора в слое катализатор

Потерю напора в слое катализатора вычисляют по формуле

?P/H = [(150(1 - е)20,1мu)/(е3d2)] + [(1,75(1 - е)сu2)/( е3dg)]

где: е -- порозность слоя;

u --линейная скорость движения потока, фильтрующегося через слой катализатора, м/с;

м--динамическая вязкость. Па-с;

d -- средний диаметр частиц, м;

с --плотность газа, кг/м3;

g -- ускорение силы тяжести, кг/с2.

Порозность слоя вычисляют по формуле:

е = 1 - гH/гK

где: гH -- насыпная плотность катализатора, равная 640 кг/м3;

гK -- кажущаяся плотность катализатора, равная 1210 кг/м3.

Таким образом е = 1--640/12810 = 0,48.

Линейная скорость потока равна u = 4V/рD2,

где: V -- объем реакционной смеси, включающий объем сырья VC, и объем циркулирующего водородсодержащего газа VЦ., т. е,

V = VC + VЦ

Объем сырья рассчитывают по формуле

VC = [GC22,4zC(tCP + 273)]/(MCP273)

где: Gc -- расход сырья в реактор, кг/ч;

zc-- коэффициент сжимаемости (при TПР=0,845 и РПР=0,98 коэффициент сжимаемости равен 0,25);

tСР -- средняя температура в реакторе, ?С.

Величина tСР может быть найдена как средняя арифметическая между температурой ввода сырья t0=350°С и температурой на выходе из реактора, равной 386,65°С:

tСР = 0,5(350 + 371,7) = 360,85 ?С.

Тогда VC = [171569•22,4•0,1•0,25•(360,85 +273)] / [209•4•273] = 267 м3/ч

Объем циркулирующего газа составит

VЦ =[GЦ•22,4zЦ(tCP + 273)] / [MЦP•273]

VЦ = [12250•22,4•0,1•1•(360,85 + 273)] / [7,6•4•273] = 2095,7 м3/ч

V=VC+ VЦ = 267 + 2095,7 = 2363 м3/ч

u = (4•2363)/(р•4•3600) = 0,21м/c

Динамическую вязкость смеси определяют по ее средней молекулярной массе, равной

МСР = (GC + GЦ) / (GC/MC + GЦ/МЦ) = (171569 + 1225)/(171569/209 + 12250/7,6) =75,55

По уравнению Фроста находят динамическую вязкость смеси:

м = 1,87?10-6 кг•с/м2

Средний диаметр частиц катализатора d = 4•10-3м. Плотность реакционной смеси в условиях процесса равна

г = (GC + GЦ)/(VC + VЦ) = (171569 + 12250)/(267 + 2095,7) = 77,8 кг/м3

Таким образом,

?P/H = 150•[(1 - 0,48)2•1,8710-6•0,21] / [0,483•(4•10-3)2] + 1,75•[(1 - 0,48)•39,7•0,212] / [0,483•4•10-3•9,81] = 376,7 кг/(м2•м)

?P = H•376,7 = 4•376,7 = 1506,8 кг/м2

Таким образом, потеря напора катализатора не превышает предельно допустимых значений 0,2--0,3 МПа. Поэтому к проектированию принимают реактор цилиндрической формы с высотой и диаметром реакционной зоны 4 и 2 м соответственно.

4.2.Расчет вертикальной цилиндрической трубчатой печи для установки гидроочистки дизельного топлива

Рассчитаем вертикальную цилиндрическую трубчатую печь для нагрева и частичного испарения дизельной фракции, получаемой на установке АВТ при следующих данных: количество дизельной фракции Gc=4148,12 т/сут; относительная плотность дизельной фракции с277293=0,840; молекулярная масса дизельной фракции М2=209; температура дизельной фракции на входе впечь Т1=543 К, на выходе из печи Т2=643 К; давление продукта на выходе из змеевика печи рв=4 МПа.

Топливо-- газ следующего состава (объемн. %): СН4 -- 95,86; С2Н6 -- 0,67; С3Н8 -- 1,0; н-С4Н10 -- 1,83; СО2 -- 0,64. Плотность газа при нормальных условиях сг = 0,760 кг/м3.

Последовательность расчета цилиндрической печи.

1.- Рассчитывают процесс горения.

2.- Определяют к. п. д. печи, ее полезную тепловую нагрузку и расход топлива.

Расчету количества тепла, сообщаемому сырью (дизельной фракции), предшествует определение доли отгона на выходе из печи.

3.- Рассчитывают камеру радиации. Цель расчета -- определение поверхности нагрева радианных труб и основных размеров камеры радиации, т.е. цилиндрической (основной) части печи. Расчет ведется по схеме:

а) определяют температуру дымовых газов на выходе из топки;

б) принимают теплонапряженность радиантных труб и определяют их поверхность нагрева и число;

в) рассчитывают внутренний диаметр печи;

г) определяют площадь поверхностей, ограничивающих топку,

4.- Рассчитывают линейную скорость сырья на входе в змеевик печи.

5.- Проводят расчет лучистого теплообмена в топке с целью подтверждения правильности выбора теплонапряженности радиантных труб при ранее найденной температуре газов в конце топки.

4.2.1 Расчет процесса горения

Молекулярная масса топливного газа Мг= 17,32, Состав топливного газа (в масс. %): СН4 --88,51; С2Н6-- 1,18; C3H8--2,54; н-С4Н10 --6,14; СО2--1,63.

Элементарный состав топливного газа (в масс.%): С -- 74,9; Н --23,92; О--1,18.

Низшая объемная теплота сгорания QPH' =37976 кДж/м3.

Низшая массовая теплота сгорания:

QPH=QPH'/сг=37976/0,760=49970 кДж/кг

Теоретическое количество воздуха, необходимого для сжигания 1 кг топлива

L0 = (2,67•0,749 + 8•0.2392 - 1•0.0118) / 0,23 = 17кг/кг

Принимаем коэффициент избытка воздуха при сжигании газа б = 1,1 Тогда действительное количество воздуха, требующегося для сжигания 1 кг топлива, будет равно:

LД = L0б = 17?1,1 = 18,7 кг/кг

Количество продуктов сгорания на 1 кг топлива:

mCO2 = 3,67•0,749 = 2,75 кг/кг

mH2O = 9•0,2392 = 2, 15 кг/кг

m02 = 0,23•17(1,1 -- 1) = 0,39 кг/кг

mN2 = 0,77•17•1,1 = 14,4 кг/кг

Суммарное количество продуктов сгорания на 1 кг топлива:

?mi ? 19,7 кг/кг

Таблица 4.2.1.

Температура, К

273

500

700

900

1100

1500

1900

Энтальпия дымовых газов, кДж/кг топлива

0

6286

9576

14426

19480

30190

41390

Объемные количества продуктов сгорания (при нормальных условиях) на 1 кг топлива:

хCO2 = 2,75•22,4 / 44 = 1,4 м3/кг

хН2О = 2,15•22,4 / 18 = 2,68 м3/кг

хО2 = 0,39•22,4 / 32 = 0,27 м3/кг

хN2 = 14,4•22,4 / 28 = 11,6 м3/кг

Суммарный объем продуктов сгорания (при нормальных условиях) на 1 кг топлива:

?хi = 15,95 м3/кг

Плотность продуктов сгорания при б = 1,1 и нормальных условиях:

с0 = ?mi / ?хi = 19,7 / 15,95 =1,24 кг/м3

Молекулярная масса продуктов сгорания:

M0 = с0•22,4 = 1,24•22,4 = 27,8

Построим график q-Т (энтальпия продуктов сгорания 1 кг топлива - температура). Результаты расчетов приведены в табл. 4.2.1.

4.2.2 Кпд. и полезное тепло печи. Расход топлива

К. п. д. печи вычисляется по формуле:

з = 1 - (q1/QHP + q2/QHP)

где q1 - потери тепла печью в окружающую среду, кДж на 1 кг топлива;

q2 - потери тепла с уходящими из печи дымовыми газами, кДж на 1 кг топлива.

Потери тепла печью в окружающую среду q1 примем равными 4% от низшей теплоты сгорания топлива:

q1 = 0,04QHP = 0,04•49970 = 2000 кДж на 1 кг топлива

Принимая температуру уходящих из печи дымовых газов ТУХ = 673К, получим:

q2 = 9500 кДж/кг

Тогда

з = 1 - (2000/49970 + 9500/49970) = 0,77

Полезное тепло печи:

Qполезн = Qc

где Qc - количество тапла, передаваемого сырью, кДж/ч

Количество тепла, сообщаемого сырью в печи найдем поформуле:

Qc = G[eqпТ2 + (1- e)x qжТ2 - cqжТ1]

где G - количество сырья, кг/ч;

e - массовая доля отгона;

qпТ2 - энтальпия пара при Т2 = 643 К, кДж/кг;

qжТ2, qжТ1 - энтальпии жидкости соответственно при Т2 = 643 К и Т1 = 543 К, кДж/кг;

c - состав исходного экстрактного раствора, масс. Доли.

На основании расчетов массовая доля отгона e = 0,729.

Следовательно:

qпТ2 = qп643 = 1135,17 кДж/кг

qжТ2 = qж643 = 928,97 кДж/кг
qжТ1 = qжT1 = 628,23 кДж/кг
Тогда
Qc = 171569[0,729•1135,17 +(1 - 0,729)0,93•928,97 - 0,93•628,23]=40,2•106 кДж/ч=10050 кВт
Следовательно
Qполезн = 40,2•106 кДж/ч = 10050 кВт
Часовой расход топлива найдем по формуле:
B = Qполезн / QHPз = 40,2?106/ (49970•0,77) = 1044,78 кг/ч
4.2.3 Расчет камеры радиации
Поверхность нагрева радиантных труб
Hp = Qp/qp
где Qp - количество тепла, передаваемого сырью в радиантных трубах, кВт;
qp - теплонапряженность радиантных труб, кВт/м2.
Сырье нагревается и частично испаряется только в экранных трубах печи. Конвекционный змеевик печи служит пароперегревателем. Поэтому тепло, сообщаемое в печи сырью, будет равно прямой отдаче топки:
Qp = Qc= 40,2•106 кДж/ч = 10050 кВт

Тогда из уравнения теплового баланса топки

Qp = B(Qнрзт - qTп)

определим энтальпию дымовых газов, покидающих топки

qТп = Qнрзт - Qp/B

где зт - к. п. д. топки, без ущерба для точности расчета определяемый по формуле:

зт ? 1 - q1/Qнр = 1 - 0,04 ? 0.96

Тогда в расчете на 1 кг топлива:

qТп = 49970•0,96 - 8,40•106/236 =12600 кДж/ч

Этой энтальпии соответствует температура газов на выходе из топки Тп = 820 К.

Примем среднюю теплонапряженность поверхности экранных труб qр = 14 кВт/м2. При этом, максимальная теплонапряженность поверхности определенного участка труб будет равна qмакс = 1,8 qp = 1,8•I4 = 25,2 кВт/м2. Следовательно, принимать более высокие значения средней теплонапряженности поверхности экранных труб печи нецелесообразно.

Поверхность экранных труб:

Hp = 10050/14 = 718 м2

Принимаем для проектируемой печи трубы из углеродистой стали, диаметром dн = 160Х6 мм с полезной длинной lтр = 12 м. С учетом особенностей крепления труб в цилиндрических печах полная длина трубы принимается равной 13 м.

Тогда число труб будет равно:

Np = Hp/рdнlтр = 718 / 3,14•0,16•9 =120

Найдем диаметр печи по осям труб, принимая шаг труб S = 203 мм:

D0 = NPS/р = 120•0,203/3,14 = 7,76 м

Принимая расстояние от оси трубы до стенки печи а = 1,5dн= 1,5•0,16 = 0,24м, определим внутренний диаметр печи:

Dп = Do + 2a = 7,76 + 2•0,24 = 8,24м

Рассчитаем площадь поверхностей, ограничивающих топку.

Площадь пода печи:

Fп = 0,785D2п = 0,785•8,24 = 53 м2

Площадь боковой (цилиндрической ) поверхности печи:

Fб = рDпlтр = 3,14•8,24•12 = 310 м2

Общая внутренняя поверхность камеры радиации:

?Fi = Fп+Fб = 53+310 = 363 м2

4.2.4 Проверка скорости сырья на входе в змеевик

Допустимое значение скорости движения сырья на входе в змеевик печи с учетом достаточного теплообмена и минимальных энергетических затрат на прокачивание сырья находится в пределах 1,1 - 3,5м/с.

Линейная скорость сырья:

щ = 4Vсек/рd2в

где Vсек -- секундный объем сырья, м3/с;

dв = 0,15м -- внутренний диаметр трубы.

Секундный объем сырья при температуре входа в змеевик печи Т1 = 543К:

Vсек = G•1000 / 24•3600•с

где G = 4148,12 т/сут--количество сырья;

с = 840 кг/м3 -- плотность сырья;

Получим:

Vсек = 4148,12•1000 / 24•3600•840 = 0,057 м3/с

Тогда линейная скорость сырья на входе в змеевик печи будет равна:

щ = 4?0,057 / 3,14?0,15 = 3,2 м/с

Как видно, скорость сырья на входе в змеевик печи находится в допустимых пределах.

4.2.5 Расчет лучистого теплообмена в топке

Целью этого расчета является подтверждение правильности выбора теплонапряженности радиантных труб при ранее найденной температуре дымовых газов в конце топки.

Расчет проводим по методу Белоконя. Определим эффективную лучевоспринимающую поверхность экрана:

Нл = кНпл

где к - фактор формы, равный 0,88 для однорядного экрана одностороннего облучения при S/dн = 2;

Нпл - цилиндрическая поверхность, на которой расположены трубы

Нпл = р(D0 + dн)lтр = 3,14(7,76 + 0,15)12 = 298 м2

Тогда

Нл = 0,88•298 = 262,24 м2

Найдем площадь неэкранированной поверхности камеры радиации:

F = ?Fi - Hл = 363 - 262,24 = 100,76 м2

Определим эквивалентную абсолютно черную поверхность:

Hs = (еV / ц(T))•(еHHл + геFF)

Здесь еV - степень черноты поглощающей среды (факел, продукты сгорания);

ц(T) - функция распределения температур в топке;

еH - степень черноты поверхности экрана (принимается равной 0,9);

еF - степень черноты обмуровки камеры радиации (принимается равной 0,9);

г - коэффициент, определяемый по формуле:

г = 1/[1+ (еV/(1 - еV))•(1/еHс)]

в которой

с = Hл / ?Fi = 262,24 / 363 = 0,72

Степень черноты поглощающей среды находим по формуле:

еV ? 2 / (1 + 2,15б) = 2 / 1 + 2,15•1,1 ? 0,59

где б = 1,1 --коэффициент избытка воздуха.

Тогда

г = 1/[1+ (0,59/(1 - 0,59))•(1/0,9•0,72)] = 0,31

Так как значения еH и еF одинаковы, то можем записать:

Hs = (еV еH / ц(T))•(Hл + гF)

По Белокню

еV еH / ц(T) = 0,22 + 0,33/б = 0,22 + 0,33/1,1 = 0,52

следовательно, получим:

Hs = 0,52(262,24 + 0,31•100,76) = 153 м2

Определим коэффициент теплоотдачи свободной конвекцией от газов к трубам экрана:

бк = 2,1 4v Тп - и

где и -- температура наружной поверхности экранных труб. Без большой погрешности примем ее на 35 К выше средней температуры сырья в трубах, т. е.

и = ((Т1 + Т2)/2) + 35 = ((543 + 643)/2) + 35 = 628

Тогда

бк = 2,1 4v 820 - 628 = 7,812 Вт/(м2•К)

Проверим температуру дымовых газов, покидающих топку. Находим температурную поправку к теплопередаче в топке по формуле Белоконя:

?T = [бкНр(Тмакс- и)-10-8иНscs] / [B?vcp+ бкНр]

Здесь Tмакс - максимальная температура горения (в нашем случае Tмакс = 2053 К;

сs - постоянная излучения абсолютно черного тела, равная 5,77 Вт/(м2•К);

?mcp - суммарная теплоемкость дымовых газов при Тп = 820 К, определяемая по формуле:

?mcp = qТп/(Тп - 273) = 12600/(820 - 273) = 23 кДж/(кг•К)

Получим

?T = [7,812•718(2053 - 628) - 10-8•6284•153•5,77]/ [(1044,78•23/3,6+(7,812•718))] = 640 K

Находим величину аргумента излучения по формуле Белокня:

X = [10csHs/ (B?mcp+бкHp)]•[ (Tмакс - ?T)/1000]3 = [10•5,77•153/(1044,78•23/3,6+(7,812•718))]•[(2053 - 640)/1000]3 = 2,03

Отсюда характеристика излучения: вs = 0,628.

Определяем температуру дымовых газов на выходе из камеры радиации по формуле Белокня:

Тп = вs(Тмакс - ?Т) = 0,628(2053 - 640) = 887 К

Полученная температура несколько выше ранее найденной; расхождение не большое, поэтому перерасчета не делаем, а выбранное значение qp считаем правильным.

4.3 Расчет сепаратора высокого давления

Определить диаметр и высоту вертикального комбинированного газосепаратора, в который из реактора гидроочистки поступает газопродуктовая смесь - нестабильный гидрогенизат gнг = 49,08 кг/с, водородсодержащий газ gвсг = 2,27 кг/с и вода.

Давление в сепараторе р = 3,55 МПа, температура t = 40°С. Средняя молекулярная масса газа М = 40. При t = 40 °С плотность гидрогенизата сг = 807, ВСГ с = 6,9 кг/м3.

Решение.

1. Определение диаметра корпуса аппарата. Вычислим сначала объемные расходы жидкости Vж и газа Vг в условиях сепаратора:

Vж = gж/сж = 49,08/807 = 0,06 м3/с

Vг = 22,4 (gг/Mг)(Т/273)(101,3/p) = 22,4•(2,27/40)•(313/273)•(101,3/3550) = 0,042 м3/с

Расслоение смеси нестабильного гидрогенизата и ВСГ в состоянии покоя начинается сразу, но практически полное разделение происходит через 15--20 мин.

Принимаем среднюю скорость щ1 потока в зоне отстоя, считая по расходу смеси, равной 0,03--0,08 м/с, а время пребывания смеси в этой зоне ф1 составит 15--30 мин

В данном расчете примем щ1 = 0,05 м/с и ф1 = 20 мин = 1200 с. Необходимое свободное сечение зоны отстоя жидкости составит:

S1 = Vж/щ1= 0,06/0,05 = 1,2 м2.

С другой стороны, свободное сечение (S1, м2) зоны отстоя в наиболее узком месте соответствует разности полного поперечного сечения корпуса сепаратора S = рR2 и площади S2 сегмента, образованного вертикальной перегородкой:

S1 = S -- S2 = рR2 - S2

где R -- радиус корпуса сепаратора, м.

Вертикальная перегородка обеспечивает плавный вход жидкости в зону разделения. Площадь сегмента S2 = 0,61418R2.

В этом случае уравнение примет вид:

S1 = S -- S2 = (р - 0,61418)R2

Откуда, учитывая, что диаметр корпуса сепаратора D = 2R, получим формулу для определения диаметра сепаратора при расчете его на процесс разделения газопродуктовой смеси:

D = v 4S1/(р - 0,61418)

Подставив найденное выше значение S1 = 1,2 м2, находим:

D = v4•1,2/(3,14 - 0,61418) = 1,38 м

Так как рассматривается комбинированный газосепаратор, необходимо проверить сечение аппарата и по газовой фазе. Для предотвращения уноса капелек гидрогенизата вычислим допустимую скорость щ2 газового потока в сепараторе, например, по формуле Обрядчикова и Хохрякова:

щ2 = 0,0334v сж/сг

где щ2 -- допустимая скорость газового потока, м/с; сж и сг -- плотности жидкости и газа соответственно, кг/м3.

Рассчитаем плотность газа в условиях сепаратора:

сг = gг/Vг = 2,27/0,042 = 54,05 кг/м3

Находим:

щ2 = 0,0334v807/54,05 = 0,129 м/с

Необходимое значение диаметра корпуса сепаратора при расчете по газовому потоку составит:

D' = v4Vг/рщ2 = v4•0,042/3,14•0,129 = 0,644м

Для того чтобы предотвратить унос капелек гидрогенизата газовым потоком и в то же время обеспечить разделение газопродуктовой смеси, выбираем большее из двух вычисленных значений (D = 1,38 и D' = 0,644 м) и, округлив до ближайшего по стандарту, принимаем D = 1,4 м.

2. Определение высоты аппарата. Сначала определим необходимую высоту зоны отстоя смеси Нсм. Для этого зададимся расстоянием h1 от нижнего среза вертикальной перегородки до уровня жидкости. Можно принять h1?0,7 Hсм.

Полное сечение корпуса при D= 1,6 м составляет:

S = 0,785•1,42 = 1,54 м2.

При этом свободное сечение S1 зоны отстоя в наиболее узком месте будет равно

S1 = S -- 0,61418R2 = 1,54 -- 0,61418•0,72 = 1,239 м2.

При принятом расчетном времени отстоя газопродуктовой смеси ( ф1 = 1200 с) для этой зоны можем написать следующее соотношение:

0,7HCMS + 0,3HCMS1 = ф1VCM,

откуда

HCM = ф1VCM/0,7S + 0,3S1

тогда

HCM = 1200•21,6/(0,7•1,54 + 0,3•1,293) = 3,2м

h1 = 0,7Hсм = 0,7•3,2 = 2,24м

Выпуск жидкости из аппарата независимо от того, работает ли он под повышенным или атмосферным давлением, следует производить при помощи автоматического регулятора уровня жидкости. В этом случае достаточно иметь высоту слоя жидкости Нж ?0,5--0,6 м. В данном расчете принимаем Нж = 0,5 м.

В сепараторе необходимо иметь слой чистого гидрогенизата Нб ?0,5 м. Таким образом, условием для выбора Нб может служить выражение

0,5? Hб ?gжф2/сжS1

где Hб -- высота слоя жидкости, м; ф2 -- время, с.

Зададимся ф2 = 30 мин и подставим это значение в выражение :

0,5? Hб ?49,08•30•60/807•1,2 = 2,5м

Выполняя это условие, примем Hб = 3 м.

Высота между вводом и выводом нестабильного гидрогенизата будет равна

h2 = gиф3/сбS1 = 1м

Высоту h3 слоя гидрогенизата над штуцером вывода можно принять равной 0,8 м.

Общая высота цилиндрической части аппарата:

H = Hж + Hсм + Hб + ?hi = 0,5 + 3,2 + 3 + 2,24 + 1 + 0,8 = 10,74м

Таблица 3. Аналитический контроль технологического процесса.

№

п/п

Наименование стадий процесса, анализируемый продукт

Место отбора

Пробы (место

Установки средств

Измерения)

Контролируемые показатели

Методы контроля (методика анализ- за, государственный или отраслевой стандарт)

Частота

контроля

1

2

3

4

5

7

1

Сырье - смесь дизельных фракций

Трубопровод от насосов Н-1/1,2

1. Плотность при 20С, кг/м3, не более

ГОСТ 3900-85* или ASTMD4052

1 раз в смену

2. Фракционный состав:

-начало кипения

ГОСТ 2177-82* или ASTMD86

1 раз в смену

-50% перегоняется при температуре, С, не выше

-96% перегоняется при температуре, С не выше

3. Содержание серы,

% масс, (ppm), не более

4. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, С, не ниже

5. Температура застывания, С, не выше

6.Содержание азота, ppm, не более

7. Внешний вид

ГОСТ19121-73* или ГОСТР50442-92 или ASTMD4294

ГОСТ6356-75* или ASTMD93

ГОСТ 20287-91

(без подогрева до 50 С)

Методика завода

Визуально

1 раз в смену

1 раз в

Смену

1 раз в

смену

По требованию

По требованию

Примечание: 1. Допускается выработка смеси дизельной фракции с "Температурой застывания не выше 0С при минимальной температуре воздуха не ниже 5С.

2. Показатель по п.4 "Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле" не является браковочным показателем.

2

Гидроочищенный компонент дизельного топлива, гидроочищенный компонент дизельного топлива экологически чистого марок ДЛЭЧ(летнее) ДЗЭЧ(зимнее)

Трубопровод после ректор 1, после ХВ-3/1,2

1. Плотность при 20С, кг/м3, не более

ГОСТ 3900-85* или ASTMD4052

1 раз в

смену

2. Фракционный состав:

-начало кипения

ГОСТ 2177-82* или ASTMD86

1 раз в

смену

-50% перегоняется при температуре, С, не выше

-96% перегоняется при температуре, С, не выше

3. Содержание серы,

% масс,(ppm), не более

ГОСТ19121-73* или ГОСТР50442-92 или ASTMD4294

1 раз в

смену

4. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, С, не ниже

ГОСТ6356-75* или ASTMD93

1 раз в

смену

5. Температура застывания, С, не выше

ГОСТ 20287-91 (без подогрева до 50 С)

1 раз в

смену

6. Температура помутнения, С, не выше

7. Предельная температура фильтруемости, С, не выше

8. Коэффициент фильтруемости, С, не более

ГОСТ 5066-91

(второй метод)

ГОСТ 22254-92

или ЕN 116

ГОСТ 19006-73*

1 раз в

смену

1 раз в

смену

1 раз в

смену

3

Бензиновая фракция (бензин-отгон)

Трубопровод на выходе из Е-102;

1. Фракционный состав:

- температура начала кипения,

ГОСТ 2177-82* или ASTMD86

1 раз в

сутки

- 10% перегоняется при температуре, С,

-50% перегоняются при температуре, С,

-90% перегоняются при температуре, С,

- конец кипения, С, не выше

2. Содержание серы,

% масс, (ppm), не более

ГОСТ 19121-73* или ГОСТ Р50442-92 или ASTMD4294

-"-

4

5

Водородсодержащий газ (отдув)

Очищенный циркуляционный водородсодержащий газ

Трубопровод из К-2

Трубопровод из сепаратора

С-3

3. Содержание сероводорода, % масс.,0.75 не более

1. Плотность при 20С, кг/м3

2. Содержание, % об.

водорода, не менее

сероводорода, не более

1. Содержание:

- водорода, % об, не менее

- углеводородов, % об.

- сероводорода, % об., не более

2. Плотность при 20С, кг/м3

ГОСТ 17323-71*

Методика предприятия

ТУ-38.301-29-59-99

ГОСТ 14920-79*

ГОСТ 22387.2-97* или

ГОСТ 11382-76*

Методика предприятия

-"-

1 раз в сутки

-"-

-"-

1 раз в сутки

-"-

-"-

-"-

6

Свежий водород- содержащий газ

Трубопровод 24/1 перед ХВ-101/1,2

1. Плотность, кг/нм3

2. Содержание, % об.:

- водорода, не менее;

- сероводорода, не более;

Методика предприятия

ТУ-38.301-29-59-99

ГОСТ 22387.2-97* или

ГОСТ 11382-76*

1 раз в сутки

-"-

-"-

- углеводородов

ГОСТ 14920-79*

-"-

3.Содержание влаги,

ppm об, не более

Газоанализаторные трубки Kitagawa или Drager

1 раз в сутки

7

Неочищенный циркуляционный водородсодержащий газ

Трубопровод 8/1 из сепаратора

С-101

1. Плотность при 20С, кг/м3

2. Содержание, % об.:

- водорода, не менее

- сероводорода

- углеводородов

Методика предприятия

ТУ-38.301-29-59-99

ГОСТ 22387.2-97* или

ГОСТ 11382-76*

ГОСТ 14920-79*

1 раз в сутки

-"-

-"-

-"-

8

Неочищенный углеводородный газ

Трубопровод из сепаратора

С-2

Плотность при 20С, кг/м3

2. Содержание, % об.:

- водорода, не более

- сероводорода

- углеводородов

Методика предприятия

ТУ-38.301-29-59-99

ГОСТ 22387.2-97* или

ГОСТ 11382-76*

ГОСТ 14920-79*

1 раз в сутки

-"-

-"-

-"-

9

Неочищенный углеводородный газ

Трубопровод после емкости орошения Е-102

1. Плотность при 20С, кг/м3

2. Содержание, % об.:

- водорода, не более

- сероводорода

- углеводородов

Методика предприятия

ТУ-38.301-29-59-99

ГОСТ 22387.2-97*

ГОСТ 11382-76*

ГОСТ 14920-79*

1 раз в сутки

-"-

-"-

-"-

10

Регенерированный раствор МЭА

Трубопровод к колоне К-2

1. Содержание моноэтаноламина, % вес., в пределах.

2. Содержание сероводорода, %, вес, не более.

Методика

предприятия.

Методика

предприятия.

По требованию

-"-

11

Топливный газ

Трубопровод 12/6 у клапана FV-351,

трубопровод 12/7 у клапана FV-352

1. Содержание углеводородов, % об.

2. Плотность при 20С, кг/м3.

3. Теплота сгорания, Qн, ккал/кг

ГОСТ 14920-79*

Методикапредприятия

ГОСТ 22667-82*

При пуске по требованию

Таблица 4. Перечень блокировок и сигнализации

№

п/п

Наименование параметра

Наименование оборудование

Критический параметр

Величина устанавливаемого предела

Блокировка

Сигнализация

Операции по отключению, включению, переключению и другому

min

max

min

max

min

max

воздействию

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Повышение температуры по слою катализатора поз.

TRAH-16

P-1(по слою катализатора)

Режим реакции:

Режим регенерации

-

-

345-352С

360-413С

388С

426С

388 С

420 С

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

2

Повышение температуры по слою катализатора поз.

TRAH-17

P-1(по слою катализатора)

режим реакции:

режим регенерации

-

-

345 -352С

360 -413С

388С

426С

388 С

420 С

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

3

Повышение температуры по слою катализатора поз.

TRAH -18

P-1 (по слою катализатора)

режим реакции

режим регенерации

-

-

345 -352С

360-413С

388С

426С

388 С

420 С

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

4

Повышении температуры газо -сырьевой смеси или газов регенерации

поз. TRAH- 21

P-1 (выход)

режим реакции

режим регенерации

-

-

352-357С

360-413С

388С

426С

388 С

426 С

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

5

Повышение температуры стабильного идрогенизата поз. TRСAH-41

К-1

(нижняя тарелка)

-

280С

310С

310 С

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

6

Повышение перепада

давления

поз. PdRAH-19.

Р-1

-

2 кгс/см2

2

кгс/см2

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

7

Повышение давления паров углеводородов

поз. PSH-45

К-1 (верх)

-

0,8 кгс/см2

1,4

кгс/см2

3,5 кгс/см2

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Автоматически открывается клапан-отсекатель поз. 45-2

Дистанционно:

прекращается подача топлива к основным горелкам печи П-102

8

Повышение и понижение давления паров углеводородов

(разгерметизация)

поз. PIASHL- 45

К-1 (верх)

-

0,8 кгс/см2

1,4 кгс/см2

0.2

кгс/см2

0.4

кгс/см2

1,6

кгс/см2

3,0

кгс/см2

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

9

Понижение давления углеводородного газа

(разгерметизация)

поз. PRCASL-51

Е-2

-

0,55 кгс/см2

1,1 кгс/см2

0,2 кгс/см2

0,4

кгс/см2

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Далее смотри Примечание 2.

10

Понижение давления газопродуктовой смеси (разгерметизация) поз.PRCASL-20

Трубопровод из Р-1

-

35,.5

кгс/см2

38,5 кгс/см2

23

кгс/см2

28

кгс/см2

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

11

Понижение давления водородсодержащего газа (разгерметизация) поз. PRCASL-30

C-1

-

31 кгс/см2

35,5 кгс/см2

20

кгс/см2

1,5

кгс/см2

25

кгс/см2

2,5

кгс/см2

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Далее смотри Примечание 1.

12

Понижение расхода сырья поз. FSL-6

Трубопровод нагнетания

Н-1/1,2

-

128 м3/ч

230 м3/ч

107

м3/ч

Звуковая и световая световая сигнализация на экране монитора.

1.Автоматически:

Закрываются клапаны-отсекатели поз. 6-4 на линии нагнетания Н-1/1,2 и 6-3 на линии подачи сырья в Е-1.

Прекращаетс подача топлива в

П-101.

2.Дистанционно останавливаются насосы Н-101/1,2.

13

Понижение расхода водородсодержащего газа

поз. FRCAL-13

Трубопровод на установку

-

1900 м3/ч

4000

м3/ч

1850

м3/ч

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

14

Понижение расхода регенерированного раствора МЭА

поз. FRCAL-39

Трубопровод в

К-2

-

10,8 м3/ч

20

м3/ч

10,8

м3/ч

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

15

Понижение расхода регенерированного раствора

МЭА поз. FSL-38

Трубопровод в

К-2

-

10,8 м3/ч

20

м3/ч

9

м3/ч

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

1.Автоматически закрывается клапан-отсекатель поз. 39-3 на линии нагнетания .

2. Дистанционно:

Закрывается клапан-отсекатель поз.36-2;

Останавливаются насосы.

16

Понижение расхода водородсодержащего газа

Поз. FRAL-7

Трубопровод от

ПК-1/1,2

-

22320 нм3/ч

40920 нм3/ч

22320

нм3/ч

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

17

Понижение расхода водородсодержащего газа

поз. FSL-8

Трубопровод от

ПК-1/1,2

-
15000

нм3/ч
Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.
Автоматически:

Закрываются клапаны-отсекатели поз.6-4 на линии нагнетания

Н-1/1,2 и 6-3 на линии подачи сырья в Е-1.

Закрывается клапан-отсекатель на линии подачи топливного газа в П-101.

Останавливаются насосы Н-1/1,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Уровень

18

LRCAHL-4

Е-1

-

12%

80%

12%

80%

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

19

Повышение и понижение уровня сырья

поз. LASHL-3

Е-101

-

12%

80%
8%

52%

88%

12%

80%
Звуковая и световая сигнализация на экране
монитора .

Звуковая и световая сигнализация на экране

монитора .

Останавливаются насосы

Н-1/1,2.

Звуковая и световая сигнализация на экране

монитора .

Закрывается клапан-отсе-катель поз. 6-3 на линии подачи сырья в Е-1.

Звуковая и световая сигнализация на экране

монитора .

Открывается клапан-отсекатель поз. BS-6-3.

20

Повышение и понижение уровня нестабильного гидрогенизата поз.LRCAHL-28

С-1

-

20%

80%

20%

80%

Звуковая и световая сигнализация на

экране монитора .

21

Повышение и понижение уровня нестабильного гидрогенизата поз. LASHL-29

С-1

-

20%

80%

10%

20%

80%

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Звуковая и световая сигнализация на экране

монитора.

Закрывается клапан-отсекатель поз. 29-2 на линии вывода нестабильного гидрогенизата из С-1(в режиме реакции).

22

Повышение и понижение уровня раздела фаз

поз. LRASHL-28

С-1

-

28%

78%

14%

90%

28%

78%

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Звуковая и световая сигнализация

на экране монитора.

Автоматически закрывается клапан-отсекатель поз. BS-105.

Звуковая и световая сигнализация

на экране монитора.

Дистанционно открывается клапан-отсекатель поз. BS-105.

23

Повышение и понижение уровня насыщенного раствора МЭА поз.LRCAHL-37

К-2

-

19%

81%

19%

81%

Звуковая и световая сигнализация

на экране монитора.

24

Повышение и понижение уровня насыщенного раствора МЭА поз. LASHL-29

С-3

-

42%

79%

40%

80%

90%

20%

80%

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Автоматически открывается клапан-отсекатель поз. 26-2. Дистанционно останавливаются насосы Н-1/1,2.

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Закрывается клапан-отсекатель поз. 26-2 на линии сброса жидкости из

С-3.

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Останавливается компрессор ПК-1/1,2.
Закрывается клапан-отсекатель поз.6-3 на линии подачи сырья в Е-1 и клапан-отсекатель поз. 6-4 на нагнетании

Н-1/1,2.Прекращается подача топлива в печь П-1.

26

Повышение и понижение уровня стабильного гидрогенизата поз. LRCAHL-49

К-101

-

17%

86%

17%

86%

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

97

Повышение и понижение уровня бензина поз.

LRCAHL-49

E-102

-

20%

80%

20%

80%

Звуковая и световая сигнализация на экране монитора.

Литература

1- Рубинштейн И.А., Соболев Е.П., Клейменова З.А. ''Химия сера- и азотсодержащих соединений в нефтях и нефтепродуктах.'' Издательство Баш..ФАН СССР Уфа. 1960 г.

2- Козлов И.Т. Осипов Л.Н. Зенченков А.И. ''Каталитические процессы глубокой переработки нефти''. М., ЦНИИТЭнефтихим. 1980 г.

3- Агафонов А.В. Козлов И.Т. Ботников А.Я. Чаговец А.Н.''Нефть, процессы и продукты ее глубокой переработки''. М. ЦНИИТЭнефтихим. 1983 г

4- Чаговец А.Н. Осипов Л.Н. Ботников А.Я. Лебедев Б.Л. ''Каталитические процессы глубокой переработки нефти ''. М. ЦНИИТЭнефтихим. 1980 г.

5- Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке. 3-изд., перераб. И доп.- М.: Химия, 1979 г. 344 с.

6- Калечиц И.В. ''Химия гидрогенизационных процессов в переработке топлив.'' М., Химия, 1973 г.

7- Аспель Н.Б., Демкина Г.Г. ''Гидроочистка моторных топлив.'' М. Химия, 1977 г.

8- Химия и переработка нефти и газа. Экспресс-информация ВИНИТИ, 1974 г. № 40. 29 с.

9- ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ. ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" цех № 2. Установка гидроочистки дизельного топлива П-24-1400/1. Санкт-Петербург 2001 г.

10- Общая пояснительная записка ПМП-(038/96,052/97)-(710)-ТП.ОПЗ ''Установка гидроочистки дизельного топлива мощностью 1400 тыс.т/год. П-24-1400/1 ''. Санкт- Петербург. 2000 г.

11- Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. ''Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности.'' Ленинград. Химия. 1974 г.

12- Касаткин А.Г. ''Основные процессы и аппараты химической технологии.'' М. Химия. 1973 г.

13- Скобло А.И., Трегубова И.А., Егоров Н.Н. ''Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.'' М. Гистоптехиздат. 1962 г.

14- Эмирджанов Р.Т. ''Примеры расчетов нефтезаводских процессов и аппаратов.'' Баку. Азнефтеиздат. 1957 г.

15- Григорьев В.А., Колач Т.А., Соколовский В.С. ''Краткий справочник по теплообменным аппаратам.'' Ленинград. Госэнергоиздат. 1962 г.

Страница:


Подобные документы

  • Установка гидроочистки дизельного топлива, включая реакторный блок, регенерацию катализатора и сепаратор высокого давления

    Назначение процесса гидроочистки. Целевые и побочные продукты процесса. Факторы процесса, их влияние на качество. Механизм и химизм реакций, катализаторы гидроочистки. Технологический расчет реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива.

    курсовая работа [393,6 K], добавлен 18.10.2015

  • Гидроочистка дизельных топлив

    Современные технологии гидроочистки (гидрокрекинг и др.) дизельного топлива и использование противоизносных, цетаноповышающих, депрессорно-диспергирующих, антидымных, антиокислительных, моющих и других присадок. Химизм и механизм гидроочистки ДТ.

    курсовая работа [362,5 K], добавлен 30.03.2008

  • Очистка дизельного топлива

    Основные характеристики дизельного топлива. Требования к качеству дизтоплива в Европе и США, России. Понижение содержания серы в дизельном топливе с помощью специальных присадок. Изменение фракционного состава топлива. Описание основных методов очистки.

    курсовая работа [896,4 K], добавлен 26.03.2013

  • Приоритеты в качестве дизельного топлива

    Преимущества и недостатки дизельного топлива. Влияние воспламеняемости, вязкости и плотности, фракционного состава, содержания серы и воды на работу дизеля. Сравнение биодизеля с дизтопливом по физико-химическим и эксплуатационным характеристикам.

    реферат [29,7 K], добавлен 23.09.2013

  • Проектирование установки гидроочистки гача применительно к предприятию ООО "Лукойл-ВНП"

    Основные химические превращения в процессах гидроочистки. Теоретические и инженерные основы гидроочистки гача. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов и гидрогенизата. Технологическая схема процесса гидроочистки гача.

    дипломная работа [2,5 M], добавлен 11.05.2012

  • Установка гидроочистки и лёгкого гидрокрекинга нефтяных, газоконденсатных дистиллятов на алюмоникельмолибденовом или алюмокобальтмолибденовом катализаторе

    Сырье процесса, его состав, структура. Вспомогательные вещества и катализаторы, их экологическая оценка. Целевые продукты, побочные продукты, отходы (свойства, состав, структура), их экологическая опасность. Технологическая схема установки гидроочистки.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 31.05.2014

  • Гидроочистка компонента топлива РТ

    Характеристики сырья, химизм процесса гидроочистки. Характеристики получаемых продуктов, их выход при нефтепереработке. Технологическая схема установки, аппаратов и оборудования. Материальный баланс установки. Расчет основных аппаратов установки.

    курсовая работа [843,0 K], добавлен 12.04.2015

  • Сульфидные катализаторы гидроочистки

    Современные методы исследования наноструктурированных катализаторов. Электронная микроскопия, рентгеновская спектроскопия и дифракция. Строение активных центров Со(Ni)MoS2 катализатора. Анализ генезиса катализаторов гидроочистки, их сульфидирование.

    контрольная работа [4,7 M], добавлен 01.03.2015

  • ФХМА дизельного топлива

    Определение содержания непредельных углеводородов в дизельном топливе по йодному числу. Нахождение минеральных примесей, плотности и вязкости, коэффициента поверхностного натяжения нефтепродуктов. Использование методов Вестфаля-мора и Ребиндера-вейлера.

    курсовая работа [2,0 M], добавлен 27.11.2014

  • Кавитационный крекинг средней фракции нефти

    Характеристики дизельного топлива. Крекинг в нефтяной промышленности. Физико-химические процессы кавитационного воздействия в жидких средах. Кавитационные технологий, используемые в процессах переработки нефти. Виды кавитаторов и их предназначение.

    диссертация [2,0 M], добавлен 05.05.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены