Проект установки гидроочистки вакуумного газойля для переработки Майорской нефти

Объемный расход определяем по формуле:где Nгф– число кмолей газов и паров ГПС, кмоль/ч;z– коэффициент сжимаемости;Р – давление, МПа.Для определения коэффициента сжимаемости предварительно определяем критические, псевдокритические и приведенные параметры компонентов ГПС по формулам.Расчет псевдокритических температур и давлений компонентов ГПС приведен в табл. 2.33.Таблица 5.33Расчет псевдокритических температур и давлений газопаровой фазыКомпонентуКритич параметрыТкр∙уРкр∙утемпература, Кдавление, МпаВодород0,8100331,8226,91,47Метан0,08141914,6815,50,38Этан0,04993054,9215,20,25Пропан0,02153704,288,00,09Изобутан0,00554073,762,20,02Бутан0,00544263,672,30,02Сероводород0,00563738,892,10,05Дизельная фракция0,004154627,952,20,11Вакуумный газойль0,016671518,9911,90,31Итого1,000086,32,70По формулам приведенные параметры равны:Коэффициент сжимаемости принимаем по литературным данным [16]:Объемный расход по формуле :Допустимую линейную скорость газового потока определяем по формуле:где– плотность жидкой фазы при температуре в сепараторе, кг/м3;- плотность газовой фазы в сепараторе, кг/м3.Плотность жидкой фазы рассчитываем по формуле:где Gi– массовый расход компонента жидкой фазы, кг/ч;- плотность компонента жидкой фазы, кг/м3.Плотность жидкой фазы при температуре свыше 50 0С определяем по формуле [7]:Для гидроочищенного вакуумного газойля:Для дизельная фракцияа:Подставляем данные в формулу и получаем:Плотность газовой (паровой) фазы находим из соотношения:где Gгф– массовый расход газовой (паровой) фазы, кг/ч.Тогда допустимая линейная скорость газового потока по формуле :Рассчитываем сечение горизонтального газосепаратора :Рассчитываем диаметр горизонтального газосепаратора по формуле:Диаметр типового сепаратора (dтип) выбираем по нормали [7]; dтип =4600 мм.Диаметр типового сепаратора принят больше расчетного (d), поэтому не рассчитываем фактическую линейную скорость паров. Сечение сепаратора =16,61 м.Длину горизонтального газосепаратора рассчитываем по формуле:где- время пребывания жидкой фазы в газосепараторе, принимаем 10 минут;Wжф– линейная скорость движения жидкой фазы в газосепараторе, м/мин.Объемный расход жидкой фазы в газосепараторе определяем из соотношения:где gжф – массовый расход жидкой фазы, кг/ч;- плотность жидкой фазы, кг/м3.Тогда линейная скорость движения жидкой фазы определяем по формуле:По формуле определяем длину горизонтального сепаратора:Эскиз горячего горизонтальнго газосепаратора представлен на рис. 2.75.4.2 Расчет холодного сепаратора высокого давленияСостав и расход газопродуктовой смеси на входе в газосепаратор С-2 представлен в табл. 2.34.Таблица 5.34Состав и расход ГПС на входе в газосепаратор С-2КомпонентМол. массаРасход, кг/чМас. доляРасход, кмоль/чМольн. доляВодород2154890,160977450,8100Метан16124460,12937780,0814Этан30143220,14884770,0499Пропан4490540,09412060,0215Изобутан5830550,0317530,0055Бутан5830190,0314520,0054Сероводород3418080,0188530,0056Дизельная фракция10742140,0438390,0041Вакуумный газойль207328400,34121590,0166Итого962471,000095611,00005.6.5 Расчет материального балансаВ газосепараторе осуществляется процесс однократного испарения. Основные уравнения процесса однократного испарения:для жидкой фазы: для паровой фазы:где xi– мольная концентрация компонента жидкой фазы;yi– мольная концентрация компонента паровой фазы; – мольная концентрация компонента исходной смеси;e– мольная доля отгона;Ki– константа фазового равновесия компонента.Константу фазового уравнения для углеводородов, сероводорода определяем с помощью диаграмм [6]. Длябензин – отгона и гидроочищенного вакуумного газойля по формуле:где Рi– давление насыщенных паров компонента, МПа;Р – общее давление в системе, МПа.Результат расчета состава фаз на выходе из газосепаратора представлен в табл. 2.36.Таблица 5.36Состав газовой и жидкой фаз на выходе из С-2 при температуре 50 0С и давлении 5,5 МПа (доля отгона 0,9772)компонентМол. доляК iyixiВодород0,810080,000,82860,0104Метан0,08149,000,08300,0092Этан0,04991,800,05040,0280Пропан0,02150,580,02120,0365Изобутан0,00550,270,00520,0192Бутан0,00540,210,00500,0239Сероводород0,00561,700,00560,0033Дизельная фракция0,00410,00620,00090,1422Вакуумный газойль0,01660,0000140,000010,7273Итого1,00001,00001,0000Материальный баланс однократного испарения ГПС в холодном сепараторе высокого давления представлен в табл. 2.37.Таблица 5.37Материальный баланс однократного испарения ГСС на выходе сепаратора С-2 при 50 0С и 5,5 МПакомпонентприход газопарожидкостная смесьрасход aiжидкаягазопароваяxiуiВодород154890,160977450,810050,000120,0104154850,26263977420,8286Метан124460,12937780,0814320,000920,0092124130,21057760,0830Этан143220,14884770,04991830,004960,0280141390,23984710,0504Пропан90540,09412060,02153500,009480,036587040,14761980,0212Изобутан30550,0317530,00552430,006540,019228120,0477480,0052Бутан30190,0314520,00543020,008150,023927170,0461470,0050Сероводород18080,0188530,0056240,000710,003317840,0303520,0056Дизельная фракция42140,0438390,004133290,0893310,14228850,015080,0009Вакуумный газойль328400,34121590,0166328210,88021580,7273200,00030,10,00001Итого962471,000095611,0000372881,00002181,0000589591,000093441,00005.2.2 Определение размеров вертикального газосепаратораРассчитываем сечение вертикального газосепаратора по формуле:где Vп– объемный расход газовой (паровой) фазы, м3/с;- коэффициент заполнения вертикального газоспаратора, принимаем равным 1 [7];Wдоп- допустимая линейная скорость газовой фазы в газосепараторе, м/с.Объемный расход определяем по формуле:где Nгф– число кмолей газов и паров ГПС, кмоль/ч;z– коэффициент сжимаемости;Р – давление, МПа.Для определения коэффициента сжимаемости предварительно определяем критические, псевдокритические и приведенные параметры компонентов ГПС по формулам.Расчет псевдокритических температур и давлений компонентов ГПС приведен в табл. 2.38.Таблица 5.38Расчет псевдокритических температур и давлений газопаровой фазыКомпонентуКритич параметрыТкр∙уРкр∙утемпература, Кдавление, МПаВодород0,8286331,8227,510931,50813Метан0,08301914,6815,818140,38860Этан0,05043054,9215,394920,24817Пропан0,02123704,287,829330,09062Изобутан0,00524073,762,111880,01951Бутан0,00504263,672,136310,01840Сероводород0,00563738,892,096400,04991Дизельная фракция0,000954627,950,481420,02464Вакуумный газойль0,0000171518,990,007280,00019Итого1,000073,42,35По формулам приведенные параметры равны:Коэффициент сжимаемости принимаем по литературным данным [16]:Объемный расход по формуле:Допустимую линейную скорость газового потока определяем по формуле:где– плотность жидкой фазы при температуре в сепараторе, кг/м3;- плотность газовой фазы в сепараторе, кг/м3.Плотность жидкой фазы рассчитываем по формуле:где Gi– массовый расход компонента жидкой фазы, кг/ч;- плотность компонента жидкой фазы, кг/м3.Плотность жидкой фазы при температуре свыше 50 0С определяем по формуле:Для гидроочищенного вакуумного газойля:Для дизельная фракцияа:Подставляем данные в формулу и получаем:Плотность газовой (паровой) фазы находим из соотношения:где Gгф– массовый расход газовой (паровой) фазы, кг/ч.Тогда допустимая линейная скорость газового потока по формуле :Рассчитываем сечение вертикального газосепаратора :Рассчитываем диаметр вертикального газосепаратора по формуле:Диаметр типового сепаратора (dтип) выбираем по нормали [7]; dтип = 2800 мм.Диаметр типового сепаратора принят больше расчетного (d), поэтому не рассчитываем фактическую линейную скорость паров.Высоту слоя жидкости в цилиндрической части аппарата находим, исходя из ее расхода и времени пребывания в газосепараторе с учетом объема полусферы по формуле:где Hж– высота слоя жидкости в сепараторе, м;- время пребывания жидкости в сепараторе, принимаем 10 мин;Vж– объемный расход жидкости, м3/мин;Vп.сф– объем полусферы, м3;S – сечение газосепаратора, м2.Объем полусферы рассчитываем по формуле:где d – диаметр сепаратора, м.По формуле определяем объемный расход жидкой фазы в газосепараторе:где gжф – массовый расход жидкой фазы, кг/ч;- плотность жидкой фазы, кг/м3.Получаем, высоту слоя жидкости по формуле:5.5 Материальный баланс колонны стабилизацииТаблицаСтатьи баланса%мас.кг/чВзято: Нестабильный гидрогенизат100,0112106Итого100,0112106Получено: Вакуумный газойль Бензин – отгон Сероводород Газ97,8 1,1 0,1 1,0109597 1248 86 1175Итого100,01121065.6 Расчет сырьевых теплообменников «ГСС – ГПС»Расчет теплообменников, служащих для нагрева газосырьевой смеси (ГСС) за счет тепла газопродуктовой смеси (ГПС), выходящей из реактора, сводится к определению температуры нагрева ГСС, поверхности теплообмена и количества типовых теплообменников.Схема теплообмена:t1 = 3590Сt2 = 250 0Сt3 = tx0Ct4 = 100 0СТепловой баланс теплообменника:Qприх =Qрасх.где Qприх –количество теплоты, поступающее в теплообменник с ГПС, кДж/ч;Qрасх-количество теплоты, выносимое из теплообменника с ГСС, кДж/ч;- количество теплоты, содержащееся в ГПС при температуре 359°С, кДж/ч;- количество теплоты, выносимое из теплообменника с ГПС при температуре 250 °С, кДж/ч;- количество теплоты, выносимое из теплообменника с при температуре 200 °С, кДж/ч;- количество теплоты, поступающее в теплообменник с ГСС при температуре 100 °С, кДж/ч.Для определения количества тепла вносимое ГПС в теплообменник, рассчитываем материальный баланс однократного испарения этой смеси на входе в теплоообменник при температуре 359 0С и давлении 5,9 МПа. Аналогичным образом рассчитываем процесс однократного испарения для ГПС на выходе из теплообменника при 250 0С и давлении 5,9 МПа .Определяем количество теплоты, вносимое с компонентами ГПС при температуре 359 0С и давлении 5,9 МПа:с дизельной фракцией:с бензином:с углеводородным газом:с сероводородом:с ЦВСГ:где - расход компонента ГПС в паровой фазе при 0С , кг/ч;- энтальпия компонента ГПС в паровой фазе при 0С, кДж/кг;- расход компонента ГПС в жидкой фазе при 0С, кг/ч;- энтальпия компонента ГПС жидкой фазе при 0С, кДж/кг.Количество теплоты, содержащееся в ГПС при 0С:Аналогичным образом подсчитываем какое количество теплоты, содержится в ГПС при 250 0С.По формуле определяем количество теплоты, уходящее с компонентами ГПС при температуре 250 0С и давлении 5,9 МПа:с дизельной фракцией:с бензином:с углеводородным газом:с сероводородом:с ЦВСГ:,35где - расход компонента ГПС в паровой фазе при 250 0С, кг/ч;- энтальпия компонента ГПС в паровой фазе при 250 0С , кДж/кг;- расход компонента ГПС в жидкой фазе при 250 0С , кг/ч;- энтальпия компонента ГПС жидкой фазе при 250 0С , кДж/кг.Количество теплоты, содержащееся в ГПС при 250 0С по формуле:,Определяем количество теплоты приходящее с ГПС:где– коэффициент использования теплоты, принимаем 0,95 по литературным данным [7] .Находим количество теплоты, приходящее в теплообменник с ГСС с температурой 100 0С:где – количество теплоты каждого компонента ГСС при 100 0С, кДж/ч.Определяем количество теплоты каждого компонента по формуле:Количество теплоты ГСС при температуре 100 0С по формуле:Для нахождения температуры ГСС на выходе из теплообменника задаемся двумя температурами: 250 и 200 0С. Определив какое количество сырья находится в паровой фазе при каждой температуре, находим количество теплоты которое выносится из теплообменника ГСС (Qрасх):при температуре 250 0С:количество теплоты каждого компонента по формуле:количество теплоты ГСС при температуре 250 0С по формуле:по формуле находим количество теплоты которое выносится из теплообменника ГСС :при температуре 200 0С:количество теплоты каждого компонента по формуле:количество теплоты ГСС при температуре 1300С по формуле:по формуле находим количество теплоты которое выносится из теплообменника ГСС :Строим зависимость Qрасх– от температуры, которая представлена на графике (рис. 2.9).По графику определяем температуру ГСС из теплообменника зная количество теплоты снимаемое потоком ГСС (Qприх = 57,56 кДж/ч), tx= 230 0С.Рассчитываем средний температурный напор в теплообменнике, с учетом противотока ГСС и ГПС. Схема теплообмена:359 0С250 0С230 0С100 0СТак как средний температурный напор находим по формуле [23]:Принимаем коэффициент теплопередачи по литературным данным [17] (для жидкостных теплообменников трубчатого типа) К = 680 кДж/(м2 ч 0С).Рассчитываем поверхность теплообмена по формуле:В соответствиис ГОСТ 14246 – 79 выбираем типовой теплообменник с плавающей головкой в качестве сырьевого теплообменника «ГСС – ГПС». Характеристика теплообменника приведена в табл. 2.39.Таблица 5.39Характеристика теплообменника с плавающей головкой (ГОСТ 14246 – 89)Диаметр кожуха, мм1400Площадь сечения одного хода по трубам, м20,116Длина труб, м6Поверхность, теплообмена, м21046Площадь самого узкого сечения в межтрубном пространстве, м20,153Число ходов4Диаметр труб, мм25x25.7 Расчет печиРасчет печи, служащей для нагрева газосырьевой смеси перед входом в реактор, сводится к определению тепловой мощности, поверхности нагрева, числа труб вконвекционной и радиантной камерах, низшей теплоты сгорания топлива, коэффициента полезного действия и расхода топлива. Методика расчета [18].Температуру входа ГСС в печь принимем 230 0С, температуру ГСС на выходе из печи – 340 0С.5.7.1 Расчет процесса горенияТеплота сгорания топлива определяем по формуле:где QHpi – теплота сгорания компонентов топлива, МДж/м3 ;yi– мольная доля компонентов топлива (см. табл. 5.33).Состав топливного газа представлен в табл. 2.40Таблица 5.40Состав топливного газаВеществоQhpi,МДж/м3Qhpi, МДж/кгMi , кг/мольyiCH435,8450,08160,30C2H663,8047,55300,20C3H891,3246,42440,15C4H10118,7345,79580,10N20,000,00280,25Итого---1,00Средняя молекулярная масса топлива:Плотность топливного газа:Элементарный состав газообразного топлива (%мас.) подсчитываем по следующим формулам:где nCi , nHi , nNi – соответственно число атомов углерода, водорода и азота в молекулах отдельных соединений, входящих в состав топлива; yi – содержание соответсвующих компонентов топлива (% мас. и % об.или % мол.); Miи Mm – соответственно молекулярная масса компонента и топлива. Получим, по формулам:Проверка, С + Н + N = 100 % мас.Теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива:Фактический расход воздуха:где 1,15 – коэфициент избытка воздуха.Массовый состав дымовых газов (кг/кг):где C, H, NиW– содержание различных элементов и влаги в топливе (% мас.). Получим, по формулам:Общее количество продуктов сгорания:илиОбъемный состав продуктов сгорания (м3/кг):Суммарный объем дымовых газов:Плотность дымовых газов при нормальных условиях:Найдем теплоемкость и энтальпию продуктов сгорания 1 кг топлива в интервале температур от 100 до 1500 ºС (373 – 1773 К):Энтальпии продуктов сгорания представлен в табл. 2.41Таблица 5.41Энтальпии продуктов сгоранияТемператураТеплоемкость, кДж/(кг0С)Энтальпия, кДж/кг0СК10037316,6871668,720047316,8553371,130057317,0585117,540067317,2686907,150077317,4778738,560087317,70010619,770097317,92812549,4800107318,14514516,21000127318,54018538,61500177319,97929969,05.7.2 Расчет теплового баланса печи, КПД печи и расхода топливаПолезная тепловая мощность печи, в которой нагревается ГСС:Подставляя, получимПотери тепла излучением в окружающую среду составят составят 5 %, причем 4 % – в радиантной камере, а 1 % – в конвекционной, т.е. КПД топки составитПотерями тепла от химического недожига, а также количеством теплоты поступающего топлива и воздуха пренебрегаем.КПД печи найдем по формуле:где Нух– энтальпия продуктов сгорания, покидающих печь при температуре tух = 460 ºС;Нух= 8006,1 кДж/кг;qпот = 0,05 – потери тепла излучением в окружающую среду.Рассчитываем расход топлива по формуле:где В – расход топлива, кг/ч.5.7.3 Расчет радиантной камеры и камеры конвекцииЗадаемся температурой дымовых газов на перевале tп = 800 ºС(1073 К) Энтальпия продуктов сгорания при температуре на перевале Нп= 14516,2 кДж/кг.Тепловой поток (кДж/ч), воспринятый ГСС в радиантных трубах находим по формуле:кДж/ч.Находим тепловой поток (кДж/ч), воспринятый ГСС в конвекционных трубах:кДж/ч.Поверхность нагрева радиантных труб находим по формуле:где qр – теплонапряженностьповерностирадиантных труб, кДж/м2·ч.Принимаем qр= 30 кВт/м2=1,08·105 кДж/м2·ч [10], подставляемм2.Поверхность нагрева конвекционных труб аналогично находим по формуле:Принимаем qк=18 кВт/м2= 6,5·104 кДж/м2·ч [18].м2.Число труб в камере радиации находим по формуле:где – полезная длина радиантных труб, омываемая потоком дымовых газов, м;dн– диаметр труб печи, м.Принимаем =12,6 м, dн = 0,152 м. Подставляя значения в формулу получим:Аналогично рассчитаем число труб камеры конвекции:5.8 Расчет аппапарата воздушного охлажденияПроизводим расчет аппарата воздушного охлаждения, предназначенного для конденсации и охлаждения газопаровой фазы, выходящей из Т-3, с до 40 0С. Газопаровая фаза из горячего сепаратора С-1 отдает тепло жидкой фазе холодного сепаратора С-2 и охлаждается с 200 0С до 100 0С. Методика расчета взята из [9].Определим количество тепла, которое отводится в аппарате воздушного охлаждения. Составляем материальный баланс однократного испарения смеси на входе в аппарат – при температуре 100 0С.Количество теплоты газожидкостной смеси при 100 0С и при 40 0С соответственно на входе и на выходе в АВО-1 представлен в табл. 5.34, 5.35.Таблица 5.2. Расчет количества теплоты парожидкостной смеси на входе в АВО-1 при 100 0С и давлении 4,6 МПа.КомпонентЭнтальпия, кДж/кгРасход, кг/чКоличество теплоты, МДж/чпарыжидкостьпарыжидкостьпарыжидкость1. Водород1460,0-4617-6740,8-2. Метан586,6-3582-2101,0-3. Этан515,4-4070-2097,9-4. Пропан440,0-2535-1115,3-5. И-Бутан255,6-847-216,6-6. Н-Бутан264,0-835-220,5-7. Сероводород105-1004-105,5-8. Бензин – отгон546,9217,466027361,05,99. Дизельная фракция359,9201,82841966102,2396,7Итого--18435203413060,8402,6Таблица 5.35. Состав и расход парожидкостной смеси на выходе из АВО-1 при 40 0С и давлении 4,4 Мпа.КомпонентЭнтальпия, кДж/кгРасход, кг/чКоличество теплоты, МДж/чпарыжидкостьпарыжидкостьпарыжидкость1. Водород582,8-4617-2690,62. Метан439,95-3582-1575,73. Этан251,4-4070-1023,34. Пропан159,22-2535-403,65. И-Бутан125,7-847-106,56. Н-Бутан129,89-835-108,57. Сероводород42-1004-42,28. Бензин – отгон441,282,222246498,138,29. Дизельная фракция240,476,7222480,5172,4Итого--17715324166049,1210,6Количество теплоты, которое отводится определяем по формуле:Определим необходимую поверхность аппарата:где К- коэффициент теплопередачи, принимаем по литературным данным [6] 630 кДж/(м2 ч 0С);- средний температурный напор в аппарате, 0С.Схема теплообмена:Так как средний температурный напор находим по формуле [6]:Подставив в формулу, получим:В соответствии с ГОСТ Р 51364 – 99 выбираем аппарат воздушного охлаждения горизонтального типа. Характеристика типового аппарата приведена в табл. 5.36.Таблица 5.36. Характеристика аппарата воздушного охлаждения горизантального типа ( ОСТ 26-02-1522-77).Поверхность теплообмена по гладкой поверхности аппарата, м2580Количество секций в аппарате, шт3Длина труб, мм2000Число рядов труб8Коэффициент оребрения труб9Общее число труб в аппарате260Условное давление, МПа4,0Мощность электродвигателя привода составляет, кВт30Частота вращения колеса вентилятора, об/мин426ЗАКЛЮЧЕНИЕВ курсовом проекте был спроектирован НПЗ для переработки Майкорской нефти, а так же спроектирована установка гидроочистки получаемого из Майкорской нефти вакуумного газойля. Установка гидроочистки вакуумного газойля предназначена для удаления органических соединений, включающих серу, кислород, азот и металлы, а также снижения содержания непредельных и ароматических углеводородов и смолисто-асфальтовых веществ в прямогонном дизельном топливе.Сырьем установки является прямогонная вакуумый газойль350-490°С с установки ЭЛОУ-АВТ, годовая производительность составила 2800 тыс.т/год.В ходе технологических расчетов были составлены материальные балансы установки, реактора. Произведен расчет основного технологического оборудования: тепловой баланс и гидравлический расчет реактора гидроочистки, сепараторов, сырьевых теплообменников, печи, воздушного аппарата воздушного охлаждения и водяного холодильника.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВАспель Н. Б., Демкин Г. Г. Гидроочистка моторных топлив. – Л.: Химия, 1977. – 459 с.Баннов Н. Г. Процессы переработки нефти и газа. – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2000. – 224 с.Гидроочистка топлив: учебное пособие / Н.Л. Солодова, Н.А.Терентьева. Казань: Изд-во Казан. гос. технол. ун-та, 2008.– 103 с.Кондрашова Н.К. и др. Учебно-методическое пособие по проектированию установок гидроочистки – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. – 35 сМетодические указания к курсовому и дипломному проектированию «Гидроочистка, гидрообессеривание и гидрокрекинг нефтяного сырья». //Сост. В. Г. Власов. – Самара: СамГТУ, 2010.Эрих В. И., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа.- М.: Химия,1977. – 424 с.