Производство дизельного топлива

Автор: Пользователь скрыл имя, 28 Февраля 2013 в 00:03, курсовая работа

Описание работы

Дизельные топлива относятся к углеводородным системам, оказывающим масштабное загрязняющее действие на окружающую среду. Повышение экологического качества дизельного топлива актуально уже потому, что по существующим прогнозам потребность в этом виде топлива будет расти быстрыми темпами и к 2013 г. мировой объем производства увеличится до 34% от объема перерабатываемой нефти. Наиболее опасными компонентами дизельного топлива являются сернистые соединения, которые сгорают в двигателях в основном до диоксида серы.

Содержание

Введение 3
1. Теоретические основы процесса 4
1.1 Назначение процесса, характеристики сырья и получаемых продуктов 4
1.2 Физико-химические основы процесса 15
1.3 Применяемые катализаторы 21
1.3.1 Использование водорода в процессах гидроочистки 22
1.4 Влияние факторов на процесс 26
2. Аппаратурное оформление процесса 30
2.1 Описание технологической схемы процесса 30
2.2 Описание конструкций основных аппаратов 33
3. Расчетная часть 40
3.1 Расчет реактора гидроочистки дизельной фракции 40
Список использованных источников 61

Работа содержит 1 файл

Овчаров.doc

— 1.05 Мб (Скачать)

2.2.1.1 Принципиальная  технологическая схема.

Принципиальная  технологическая схема установки  Г–24/1 представлена на рисунке 2.

Исходное сырье  – прямогонное дизельное топливо  из резервуаров сырьевого парка  забирается насосом Н–1 (Н–4) и подается в тройник смешения потока, где смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ), поступающего с выкида циркуляционных компрессоров В – 1(В–2). Расход сырья в тройник смешения регулируется клапаном, установленном на линии подачи сырья от насоса Н–1 (Н–4) в тройник смешения. При понижении расхода сырья до 2,5 м3/ч закрывается клапан-отсекатель 173-1, установленный на сырьевой линии до тройников смешения. Для предотвращения попадания сырья обратным ходом в линию водородсодержащего газа при аварийных остановках компрессоров, циркулирующий ВСГ входит в тройник смешения через обратный клапан (Рис. 1).

Газосырьевая смесь из тройника смешения поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-1/1, где  нагревается до температуры 120÷140 °С за счет тепла гидроочищенного топлива, откачиваемого с установки. Из теплообменника Т-1/1 газосырьевая смесь поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-2/1, где нагревается до температуры 200-230°С за счет тепла продуктов реакции из реактора Р-1, которые проходят через трубное пространство Т-2/1. Температура нагрева регистрируется.

Окончательный нагрев газосырьевой смеси  до температуры реакции 280-4000С осуществляется в трубчатой печи П-1 с горелками  беспламенного горения.

Газосырьевая  смесь проходит вначале через конвекционную часть печи (18 труб), затем нагревается в радиантной части (20 труб).

Температура газосырьевой смеси на выходе из печи П-1 регулируется, клапаном установленным на линии  подачи топливного газа к форсункам  печи. ПАЗ печи предусматривает отсечение подачи топливного газа клапаном – отсекателем.

Нагретая газосырьевая смесь из печи П-1 поступает в верхнюю  часть реактора Р-1, заполненного катализатором. В реакторе под давлением 2,5-4,5 МПа  и температуре 280¸4000С на поверхности катализатора происходит гидрирование серо-, азото-, кислородосодержащих органических соединений и непредельных углеводородов. Так как эти реакции протекают с выделением тепла, то температура в реакторах может повышаться. Температура и давление по высоте слоя катализатора, на входе и выходе из реактора регистрируется. По изменению перепада давления в реакторе определяют степень закоксованности катализатора. Допускается перепад давления в реакторе не более 6 кгс/см². Увеличение перепада давления по слою катализатора с одновременным увеличением содержания серы в гидроочищенном топливе указывает на снижение активности катализатора.

Горячая смесь  продуктов реакции и водородсодержащего газа (гидрогенизат) выходит снизу  реактора Р-1, проходит через трубное  пространство теплообменника Т-2/1, где отдает часть тепла газосырьевой смеси и с температурой не более 300 0С поступает в высокотемпературный сепаратор высокого давления Е-1/1.

Температура ввода  гидрогенизата из теплообменника Т-2/1 в сепаратор Е-1/1 регулируется клапаном, который установлен на линии подачи гидрогенизата из реактора Р-1 в сепаратор минуя теплообменник Т-2/1 (на байпасных линиях теплообменников).

В сепараторе Е-1/1 происходит отделение водородсодержащего газа от жидкой фазы (гидрогенизата).

Выделившийся газ из высокотемпературного сепаратора высокого давления Е-1/1 выходит сверху и после охлаждения оборотной водой в межтрубном пространстве холодильника Т-3/1 до температуры не более 50 0С поступает в сепаратор высокого давления Е-2/1, где происходит отделение водородсодержащего газа от жидкой углеводородной фазы, образовавшейся после охлаждения в холодильнике Т-3/1.

Водородсодержащий газ сверху из сепаратора Е-2/1 поступает  в низ абсорбера К-3 для очистки  раствором моноэтаноламина от сероводорода. После очистки в абсорбере К-3 ВСГ через сепаратор Е-3 поступает на всас компрессора В-1(В-2) и далее в тройник смешения.

Гидрогенизат  с низа сепаратора Е-1/1 самотеком  поступает в отпарную колонну  К-1/1.

Уровень жидкости в сепараторе Е-1/1 регулируется клапаном, который установлен на линии гидрогенизата из Е-1/1 в К-1/1.

Накопившийся  в низу сепаратора Е-2/1 конденсат  выводится в сепаратор С-3 или  на 13 тарелку колонны К-1/1. Уровень  жидкости в сепараторе Е-2/1 поддерживается клапаном, который установлен на линии гидрогенизата из Е-2/1.

В отпарной колонне  К-1/1 происходит отгон легких углеводородов, растворенных углеводородных газов  и сероводорода за счет подачи перегретого  водяного пара и снижения давления. В колонне К-1/1 имеются 13 тарелок S-образного типа. Подача сырья предусмотрена на 13, 10 и 7 тарелки.

В низ колонны  К – 1/1 подается перегретый водяной  пар. Схема получения перегретого  водяного пара имеет следующий вид: от паровой гребенки печи П-1 острый водяной пар с давлением до 12 кгс/см² поступает в змеевики пароперегревателей в печи П-1, где нагревается до температуры 240 0С. Далее перегретый пар через маточник подаётся под нижнюю тарелку колонны К-1/1. Расход перегретого пара в колонны регулируется клапаном, установленном на линии подачи пара в К-1/1.

 Отогнанные  в отпарной колонне К-1/1 легкие  фракции, уходящие вместе с  водяным паром сверху колонны  с температурой до 180 0С поступают  в межтрубное пространство холодильников  Т-5/1, Т-5/2, где происходит конденсация  и охлаждение. Далее сконденсированный продукт и углеводородный газ с температурой до 50 0С поступают в сепаратор С-3.

С низа отпарной колонны К-1/1 гидроочищенное топливо, содержащее следы воды самотеком  поступает в колонну вакуумной  сушки К-2/1. Так же возможен вывод  продукта помимо колонны К-2/1 напрямую в товарный парк. Уровень в К-1/1 регулируется клапаном, который установлен на перетоке гидрогенизата из К-1/1 в К-2/1.

В колонне К-2/1 происходит испарение воды под вакуумом. Вакуум создается с помощью двухступенчатого эжектора Э-1. На эжектор подается острый пар.

Оборотная вода подается в холодильник эжектора для охлаждения и конденсации  паров из К-2/1 и стекает по барометрической  трубе, опущенной под слой воды, в  ящик барометрической трубы Е-31/1 для обеспечения гидрозатвора.

Готовое гидроочищенное топливо с низа колонны вакуумной осушки К-2/1 поступает на прием насоса Н-5 (Н–8) и прокачивается насосом через трубное пространство теплообменника Т-1/1, где охлаждается, нагревая газосырьевую смесь, проходящую через межтрубное пространство Т-1/1.

После теплообменника Т-1/1 гидроочищенное топливо охлаждается  в межтрубном пространстве холодильника Т-8/1 до температуры не более 60 0С.

Далее гидроочищенное дизельное топливо  выводится в резервуары товарного  парка. 

Рисунок 2 Технологическая схема установки Г-24/1 

3. Расчетная часть

3.1 Расчет реактора гидроочистки дизельной фракции

3.1.1 Условные обозначения

В – ширина, м; выход продукта, % (масс)

С – содержание вещества, % (масс), % (об.), кг/м3, г/м3

ср – средняя удельная теплоемкость при постоянном давлении, кДж/(кг*К)

D, d – диаметр, м

d420 – плотность относительная

Е – энергия  активации, Дж/моль, кДж/моль; напряженность, В/м

е – массовая доля отгона; основание натурального логарифма

е’ – мольная доля отгона

f – коэффициент трения; летучесть, МПа

G – расход, производительность, кг/ч, % (масс); энергия Гиббса, кДж/моль

G’ – объёмный расход, объёмная производительность, м3

DG – изменение энергии Гиббса, кДж/моль

g – ускорение силы тяжести, м/с2; удельный расход, кг/(м2*ч)

H, h – геометрическая высота, м

I – энтальпия, кДж/кг

К – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 К); характеризующий фактор

Кр – константа фазового равновесия

L, l – длина, м; расстояние, м

М – молекулярная масса

N – число тарелок, секций, аппаратов, ступеней; число единиц переноса

n – частота вращения, с-1

nр20 – коэффициент преломления

Р – давление в системе, аппарате, Па

Рпр- приведенное давление МПа

Ркр- критическое давление МПа

рi – давление насыщенных паров компонента, Па

р – парциальное давление

DР – перепад давления, гидравлическое сопротивление, Па

Q – количество тепла, кДж/ч

q – тепловой эффект реакции, кДж/моль, кДж/кг; тепловой поток, Дж/ч

R – универсальная газовая постоянная, кДж/(моль К); радиус, м

S – поверхность, площадь, м2; энтропия, Дж/К

Т – температура, К

Тпр - приведенная температура о К

Ткр – критическая температура К

t – температура, оС

Dt – разность температур, оС

u – линейная скорость, м/с, м/ч

V – объём аппарата, м3

Vм – мольный объём, м3/моль, см3/моль

хi – массовая доля компонента i в жидкости

хi’ – мольная доля компонента i в жидкости

хFi – массовая доля компонента i в сырье

yi – массовая доля компонента i в парах

yi’ – мольная доля компонента i в парах

z – коэффициент сжимаемости

Z – расход пара, кг, кмоль

ИНДЕКСЫ

в.п. – водяной пар

кр – критическое значение

н.к. – начало кипения

к.к. – конец кипения

ср – среднее значение

ст - стенка

о – окружающая среда

3.1.2 Исходные данные

1. Производительность установки  по сырью G = 2 млн.т/год.

2. Характеристики сырья: фракционный состав 180 – 350 оС: плотность Р0=850кг/м2: содержание серы Sо = 1,4 % (масс), в том числе меркаптановой Sм = 0,07 % (масс), сульфидной Sс = 0,7 % (масс), дисульфидной Sу = 0,14 % (масс) тиофеновой Sт = 0,49 % (масс), содержание непредельных углеводородов 8 % (масс) на сырье.

3. Остаточное содержание серы  в очищенном дизельном топливе  Sк < 0,2 % (масс), т.е. степень, или глубина гидрообессеривания должна быть 86 %.

4. Гидроочистка проводится на  алюмокобольтомолибденовом катализаторе  при давлении Р = 4 Мпа, кратности циркуляции водородосодержащего газа к сырью Х = 200 нм33.

5. Кинетическая константа процесса: Ко = 4,62 * 10, Е = 67040 кДж/моль, n =2

3.1.3 Выход гидроочищенного топлива

Выход % (масс) на исходное сырьё равен:

 

Вд.т. = 100 – Вб – Вr – DS, [1.1]

где Вб - выход бензина % (масс)

Вr - выход газа % (масс)

D S – количество удаленной из сырья серы

D S 1 = 1,4 - 0,2 = 1,2 %(масс) ;

Если принять равномерное распределение  атомарной серы по длине углеводородной цепи, то при гидрогенолизе сероорганических соединений

Вб = D S = 1,2 % (масс)

Вг = 0,3 * D S = 0,36 % (масс)

Вд.т.=100 - 1,2 - 0,0,36 - 1,2 = 97,24 % (масс)

3.1.4 Расход водорода на гидроочистку

Водород процесса гидроочистки расходуется  на :

1) гидрогенолиз,

2) гидрирование непредельных углеводородов,

3) потери водорода с отходящими потоками (отдувом и жидким гидрогенизатом).

Расход водорода на гидрогенолиз сероорганических соединений можно найти по формуле

G1 = m * S, [1.2]

Значение (m) для свободной серы равно 0,0625; для меркаптанов – 0,062; для циклических и алифатических сульфидов – 0,125; дисульфидов – 0,0938; тиофенов – 0,250; бензотиофенов – 0,187.

Наиболее стабильно при гидроочистке тиофеновых соединений, поэтому при  расчете принимаем, что вся остаточная сера (0,1% масс на сырье) в гидрогенизате  – тиофеновая, а остальные сероорганические разлагаются полностью.

G1 = 0,07 * 0,062 + 0,7 * 0,125 + 0,14 * 0,0938 + (0,49-0,2) * 0,25 = 0,177

где, G1 – расход 100 процентного водорода % (масс) на сырьё.

∆S – количество серы удаляемое при гидроочистке, % (масс) на сырьё.

m – коэффициент, зависящий от характера сернистых соединений.

Расход водорода на гидрирование непредельных углеводородов равен:

G2 = 2СН/М, [1.3]

где G2 – расход 10 процентного водорода, % (масс) на сырье,

СН – разность содержания непредельных углеводородов в сырье и в гидрогенизате % (масс) на сырье, считая на моноолефины,

М – средняя молекулярная масса  – сырья.

Среднюю молекулярную массу рассчитываем по формуле:

М = 44,29 d1515 / (1,03 - d1515 ) [1.4]

М = 44,29 * 0,85 / (1,03 - 0,85) = 209,15

Примем, что степень гидрирования непредельных углеводородов и гидрогенолиза сернистых соединений одинакова.

Непредельных соединений содержится 8 % (масс).

Степень гидрообсеривания составляет 86 %

G2 = 2 * 8 * 0,86 / 209,14 = 0,07 % (масс)

Потери  водорода от растворения в гидрогенизате составляют

G3 = Х’Н2 * МН2 * 100/Х’Н2 * МН2 + 1- ХН2) * М (1.5)

Мольную долю водорода найдем по формуле:

Х’Н2 = У’Н2 / Кр (1.6)

Где У’Н2 – мольная доля водорода в паровой фазе

Х’Н2 - мольная доля водорода в жидкой фазе

У’Н2 – равняется мольной или объемной концентрации водорода в циркулирующем газе

Кр - константа фазового равновесия

Для условий газосепаратора высокого давления при 400С и при 4 Мпа Кр =30

Х’Н2 = 0,8 / 30 = 0,027

G3 = 0,027 * 2 * 100 / 0,027 * 2 + (1 - 0,027) * 209,15 = 0,027 % (масс)

Механические потери

G4 = Х * 0,01 * МН2 * 100 / (Р * 22,4) (1,7).

Где Х- кратность циркуляции водородсодержащего газа, нм32

Р0 – плотность сырья, Кг/м3

G4 = 400 * 0,01 * 2 * 100 / (850 * 22,4) = 0,042 (масс)

3.1.5 Потери водорода с отдувом

На установку гидроочистки обычно подается водородсодержащий газ (ВСГ) с установок каталитического  риформинга, в котором концентрация водорода колеблется от 70 до 80 процентов(об). ВСГ, поступающий с риформинга обычно имеет следующий состав.

Информация о работе Производство дизельного топлива