Проект комбинированной установки ЛК-6у переработки Губкинской нефти. Блок каталитического риформинга

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное общеобразовательное учреждение высшего профессионального образования

"Тюменский государственный нефтегазовый университет"

Технологический институт

Кафедра ПНГ

Пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине: "Спецпрактикум"

на тему: "Проект комбинированной установки ЛК-6у переработки Губкинской нефти. Блок каталитического риформинга"

Тюмень - 2014

Содержание

1. Теоретическая часть

2. Материальные балансы комбинированной установки ЛК-6у и блоков, входящих в ее состав

3. Разгонка (ИТК) Губкинской нефти в аппарате АРН-2

4. Кривая ИТК Губкинской нефти

1. Теоретическая часть

Комбинирование технологических процессов стало важным направлением технологии переработки нефти, особенно при решении проблемы углубления ее переработки.

Под комбинированием технологических процессов производства нефтяных топлив понимают обычно сочетание на одной площадке нескольких технологий, когда продукты (дистилляты) одной из них являются исходным сырьем для другой (или других) без промежуточных (накопительных) парков. Это дает значительные преимущества, среди которых основными являются:

· сокращение резервуарных парков для промежуточных продуктов;

· ликвидация перекачек промежуточных продуктов в парки и обратно и сокращение за счет этого числа насосов, длины трубопроводных трасс и расхода энергии;

· сокращение в 2-3 раза площади застройки технологическими установками;

· значительная экономия тепловой энергии за счет того, что продукты от одного технологического процесса поступают к другому горячими, и нет необходимости их охлаждать перед направлением в парк и нагревать при взятии из парка (если процессы не комбинированы);

· возможность рационально расположить однотипное оборудование блоками (колонны, печи реакторы, теплообменники и др.) и упростить за счет этого обслуживание;

· сокращение штата обслуживающего персонала и соответственно рост производительности труда,

Наиболее распространенной в нашей стране является комбинированная установка ЛК-6у. В этой установке объединены по жесткой схеме 6 технологических блоков - блок двухступенчатого обессоливания сырой нефти в горизонтальных электродегидраторах; блок двухколонной атмосферной перегонки нефти и стабилизации и фракционирования бензина; блок каталитического риформинга бензина с предварительной гидроочисткой сырья; секции гидроочистки керосина и дизельного топлива; блок газофракционирования. Блочная схема ЛК-6у представлена в приложении 1.

В блоке газофракционирования предусмотрена единая централизованная деэтанизация головных фракций, поступающих после стабилизации продуктов из всех секций установки. В этом блоке вырабатываются сухой газ, пропановая, изобутановая и н - бутановая фракции, а также фракция С₅ и выше. Принципиальная технологическая схема блока газофракционирования представлена в приложении 2.

На установке ЛК-6у вырабатывают продукты высокого качества: компонент автобензина с октановым числом 90-95 (исследовательский метод), гидроочищенный керосин, малосернистое дизельное топливо с содержанием серы менее 0,2 % (масс.), мазут.

Аппараты и оборудование комбинированных установок объединяются в укрупненные блоки секции, взаимное расположение которых определяется технологической схемой, предусматривающей жесткие связи между ними. Застраиваемая территория используется, таким образом, с большей эффективностью.

Основная цель компоновки аппаратуры и оборудования - это технологическая целесообразность и компактность. Так, на установках ЛК-6у все компрессоры для сжатия циркуляционных водородсодержащих газов секций риформинга и гидроочистки расположены в одном здании - компрессорной. Электрооборудование находится в двух электрораспределительных помещениях. При размещении аппаратуры и оборудования внутри секции и при расположении последних на площадке кроме технологических особенностей учитывают возможность проведения строительных и монтажных работ и возможность подъезда во время ремонта и замены оборудования кранов и механизмов.

Группа трубчатых печей обслуживается общей дымовой трубой, что позволяет создать мощный блок утилизации избыточного тепла отходящих газов и обеспечить большую степень их рассеивания.

В результате комбинирования процессов на установках ЛК-6у удельные капитальные вложения снижаются на 11-12 %, стоимость переработки нефти на 9-10 %, прибыль возрастает на 6 %, а производительность труда на 45-50 %, территория установки сокращается более чем в два раза. технологический риформинг нефтяное производство

Вместе с тем более сложная эксплуатация технологических блоков предъявляет и более жесткие требования к надежной и бесперебойной работе аппаратов и оборудования, часть которого монтируется без резерва.

В состав установки ЛК-6у входит блок атмосферной перегонки нефти, который по сути представляет собой комбинированную установку, состоящую из следующих блоков - блок атмосферной перегонки нефти с получением светлых дистиллятов и мазута; блок стабилизации бензина, блок вторичной перегонки бензина на узкие фракции.

Сырьем блока атмосферной перегонки является обезвоженная и обессоленная нефть.

Узкие бензиновые фракции (НК-62) °С, (62-140) °С и (140-180) °С, полученные на установке вторичной перегонки бензина, используются как сырье в таких процессах, как каталитический риформинг и газофракционирование.

Принципиальная технологическая схема блока каталитического риформинга представлена в приложении 3.

2. Материальные балансы комбинированной установки ЛК-6у и блоков, входящих в ее состав

Установка работает 350 дней в году. Производительность по сырью 6 млн. тонн в год.

Таблица. Материальный баланс установки ЛК-6у

Таблица. Материальный баланс блока атмосферной перегонки

Таблица. Материальный баланс блока каталитического рифоминга

Таблица. Материальный баланс блока газофракционирования (ГФУ)

Губкинская нефть (смесь) относится к классу малосернистых нефтей, т.к. в ней содержится 0,13 %масс. серы на нефть.

Массовая доля фракций, выкипающих до 350°С составляет 69,0 %, что указывает на принадлежность Губкинской нефти смесь к нефтям 1 типа.

Губкинская нефть относится к нефтям 1 группы 2 подгруппы, т.к. в ней содержится 28,6 % базовых масел с индексом вязкости 90-92.

Губкинская нефть (смесь) содержит 2,30 % масс. парафинов и относится к нефтям второго вида.

Таким образом, в соответствии с ГОСТ 38 01197-80 технологический индекс Губкинской нефти (смесь): 1.1.2.1.2.

3. Разгонка (ИТК) Губкинской нефти в аппарате АРН-2

4. Кривая ИТК Губкинской нефти

Технологический расчёт блока риформинга. Процесс каталитического риформинга проводят преимущественно на неподвижном слое катализатора в токе циркулирующего водородосодержащего газа при температуре 470-540 °С и давлении 1,4-3,5 МПа.

Кратность циркуляции водородосодержащего газа составляет от 700 до 1500 м³ на 1 м³ сырья.

Удельный тепловой эффект процесса зависит от углеводородного состава сырья. Для нефтяного сырья он находится в пределах от 410 до 585 кДж/кг.

В ректор поступает 46,63 кг/с бензновой фракции (62-180) С. Плотность фракции - 740,3 кг/м ³, Т_кр=593 К, Р_кр=2,7МПа. М = 119 кг/к моль. Глубина превращения сырья 0,62. Температура при входе в реактор 520 ?С, давление 2,9 МПа. Массовое содержание продуктов реакции: сухого газа - 12,0 %; пропан-бутановой фракции (Ткр ==400 К, скр = 3,9 МПа) - 6,8 %; катализата (с = 0,756; М = 108 кг/к моль; Т_кр = 570 К; с_кр = 3,3 МПа) - 78,5 %. Массовое содержание сухого газа: Н2 - 6,8 %; СН4 - 62,3 %; С2Н6 - 18,7 %; С3Н8 - 12,2 %; циркулирующего газа: Н2 - 43,4 %; СН4 - 27,8 %; С2Н6 - 19,3 %; С3Н6 - 9,5 %. Кратность циркуляции водородосодержащего газа 755 м ³ на 1 м ³ сырья. Тепловой эффект процесса 430 кДж/кг сырья.

Примем температуру на выходе из реактора 480°С, и для этой температуры решим уравнение теплового баланса:

G_cI ^п_t1 + G_Ц.Г. с_В.Г. (t₁ -t₂) = (1-г) G_c I_t2^п +гG_c? х_iI/_i^п +гG_c? q^?_p,

где G_c - массовый расход сырья, кг/с;

I^п_t1, I_t2^п - энтальпия паров сырья при температурах на входе (t₁) и вы ходе (t₂) из реактора, Дж/кг;

G_Ц..Г. - массовый расход циркулирующего водородосодержащего газа, кг/с;

с_В.Г. - средняя теплоемкость водородосодержащего газ, Дж/(кг*К);

г - глубина превращения сырья в реакторе, массовые доли;

x_i, I_i^п - массовые доли и энтальпии отдельных компонентов продук тов реакции;

q^?_p - тепловой эффект реакции, Дж/кг.

Энтальпию паров сырья на входе и выходе из реактора определим по формуле, поправку к энтальпии по графику через приведенную температуру и давление.

Для сырья на выходе в реактор:

Тпр = = 1,5; с_пр = = 1,07;

= 7; = = 35,6 кДж/кг;

= 1788,6-35,6 = 1735 кДж/кг.

Для сырья на выходе из реактора:

Тпр = = 1,269; с_пр = 1,07;

= 7,9; = = 39 кДж/кг;

= 1500-39 = 1461 кДж/кг.

Аналогично определим энтальпию катализата:

Тпр = = 1,3; спр = = 0,88;

= 6; = = 32 кДж/кг;

= 1481-32 = 1449 кДж/кг.

Энтальпию всего газа подсчитаем как произведение средней теплоемкости на температуру. Теплоемкость водорода примем 14,8 КДж/(кг*К), теплоемкости остальных компонентов найдем по графику. Получим следующие значения теплоемкостей в килоджоулях на килограмм-кельвин: метан - 3,90; этан - 3,45; пропан - 3,38. Средняя теплоемкость сухого газа с учетом массовых долей компонентов:

С_{С. Г}.= 0,068*14,8+0,623*3,9+0,187*3,45+0,122*3,38 = 4,49кДж/(кг*К).

Энтальпия сухого газа:

= 4,49*480 = 2155,2 кДж/кг.

Для упрощения расчета среднюю теплоемкость водородосодержащего газа определим, используя найденные теплоемкости компонентов:

С_В.Г. =0,434*14,8+0,278*3,9+0,193*3,45+0,095*3,38 = 8,49 кДж/(кг*К).

Найдем среднюю молярную массу водородосодержащего газа:

Мср = = 3,9.

и его плотность:

с_Г = = 0,174 кг/м³.

Тогда массовый расход водородосодержащего газа будет равен:

G_Ц.Г. = = 6,34 кг/с.

Подставляя заданные и найденные величины в уравнение получим:

Ф_ВХ = 46,63*1664*10³+6,34*8,49 (520-480)10³ = 221 765,592 Вт;

Ф_ВЫХ = 0,39*46,63*1461*10³ + 0,61*46,63(0,06*2155,2 + 0,714*1449+ +0,098*1780)10³ + 0,61*46,63*420*10³= 222 125, 063 Вт.;

Разность между тепловыми потоками в приходной (ФВХ) и расходной (ФВЫХ) частях баланса незначительна, поэтому можно считать, что температура на выходе из реактора соответствует принятой.

Определение геометрических размеров реактора риформинга. На установку каталитического риформинга поступает 167893 кг/ч фракции 62-180⁰ С (р ₄²⁰ = 0,7403; М = 119 кг/кмоль; Т_кр = 593 К; р_кр = 2,7 МПа). Объемная скорость подачи сырья 2,0 ч^-1. Расчетная температура в реакторном блоке 480 ⁰С, давление 2,9 МПа. Кратность циркуляции водородсодержащего газа 755 м ³ на 1 м ³ сырья. Линейная скорость газосырьевой смеси 0,40 м/с. Определить диаметр и высоту третьего реактора, учитывая, что в него засыпано 55 % катализатора.

Вначале найдем объемный расход паров с учетом коэффициента сжимаемости, который определим по графикам [6] по приведенным температуре и давлению:

Т_пр = = 1,27; р_пр == 1,1

Коэффициент сжимаемости z = 0,9.

Объемный расход паров сырья:

G'_П = = 0,789 м³/c.

Коэффициент сжимаемости водорода равен 1, таким его можно принять и для водородсодержащего газа. Объемный расход водородсодержащего газа определится:

G'_ц.г. = =1,409 м³/c.

Суммарно:

G'_см = 0,789 + 1,409 = 2,198 м³/c.

Общий объем катализатора в реакторном блоке определим по формуле:

V_к.р. = = 230,18 м³

Площадь сечения реактора:

S = = 3,495 м²

Его диаметр:

D = 1,128 = 2,108 м ? 2,5 м.

Общая высота катализаторного слоя:

h_k =230,198/3,495 = 30,7 м.

Высота слоя катализатора в третьем реакторе:

h'k = 0,55*30,7 = 16,89 м.

Полная высота третьего реактора:

H = 1,5 * 16,89 +2,5 = 26,5 м.

Приложение 1

Приложение 2

Рис. Принципиальная схема каталитического риформинга. Блочная схема комбинированной установки ЛК-6у: I - гидроочищенное сырье; II - ВСГ (водородсодержащий газ); III - стабильный катализат; IV сухой газ; V головная фракция

Список использованной литературы

1. Трушкова Л.В. Расчеты по химии и технологии переработки нефти и газа: Учебное пособие. -2-е издание, дополненное и исправленное. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - 108 с.

2. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. 2-е изд. -М.: Химия, 2001. - 568 с.

3. Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. Методы расчета и основы конструирования. -3-е изд. М.: Химия, 1987. - 280 с.

4. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. - 672 с.

5. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа под ред. Б.И. Бондаренко.

Размещено на Allbest.ru