Проект установки легкого гидрокрекинга для условий ОАО «КНПЗ»

Газопаровая фаза из сепаратора С-1, охлаждается и конденсируется в аппарате воздушного охлаждения ВХК-1 до 60 °С, водяном холодильнике ВХ-1 до 33 °С и направляется в холодный сепаратор высокого давления С-2.

В сепараторе С-2 при давлении 4,7 МПа происходит отделение ЦВСГ от жидкой фазы. Далее ЦВСГ направляется  в нижнюю часть абсорбера К-104 на очистку от сероводорода.

После очистки 15% раствором моноэтаноламина в абсорбере К-104, водородсодержащий газ через сепаратор С-8  возвращается на приём циркуляционного компрессора ПК-1, которым вновь направляется в тройник смешения с сырьём.

Насыщенный раствор МЭА с низа абсорбера К-104 сбрасывается в емкость Е-13а (на схеме не показано).

Жидкая фаза из сепаратора С-2 попадает в холодный сепаратор низкого давления, где при давлении 2,4 МПа и температуре 33°С  происходит отделение УВГ от жидкой фазы. Паровая фаза из сепаратора С-3 направляется на ГФУ. Жидкая фаза из сепаратора С-3 проходит через трубное пространство теплообменника Т-112, нагреваясь за счет тепла дизельной фракции, выводимой из колонны К-107, и подается в колонну К-102 выше зоны питания.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-1 направляется в трубное пространство теплообменника Т-111, где подогревается за счёт тепла гидроочищенного остатка из К-102 (в Т-111), после чего поступает в  ректификационную колонну К-102.

 

 

 

Технологическая схема установки ЛГК 24-6/1

 

 

Рис.3.1

 

 

В колонне К-102 происходит отпарка из нестабильногогидрогенизата растворенных газов, легких углеводородов (бензиновой фракции) и разделение фракций180-360 0С и > 360 0 С.

Легкие углеводороды из верхней части колонны конденсируются и охлаждаются в воздушном и водяном конденсаторах – холодильниках  ВХК-101 и ХК-101 соответственно и поступают в емкость орошения С-109.      

Углеводородный газ из емкости орошения С-109 после очистки от сероводорода 12-15%-м растворомМЭА в абсорбере К-1 (на схеме не показан), направляется на сжигание к печам установки.

Бензин - отгон снизу сепаратора С-109 забирается насосом Н-111(Н-112)  и подается в качестве орошения в верхнюю часть колонны К-102, а балансовый избыток откачивается с установки.

Дизельная фракция  180-360 0С со специальной тарелки отбора колонны  К-102, расположенной между двумя слоями насадки, откачивается насосом  Н-103 (Н-104) через теплообменник  Т-112, где отдает свое тепло на нагрев жидкой фазы из сепаратора С-3, затем охлаждается в воздушном холодильнике ХВ-103 и с температурой  40 0С выводится с установки в парк.

Остаток – фракция  > 360 0С из кубовой части колонны  К-102 забирается насосом Н-107 (Н-108) прокачивается через теплообменник  Т-111, где отдает тепло на нагрев нестабильного гидрогенизата и затем, охладившись в воздушном холодильнике ХВ-3 до 50 0С, выводится с установки в парк.

 

 

 

 

 

 

 

2.4 ХАРАКЕРИСТКИКА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

В таблице 2.1 представлена характеристика основного оборудования.

Таблица 2.1

Характеристика оборудования

 

Наимено-вание оборудо-вания	Номер пози-циипо схеме, индекс	Ко-ли-чест-во, шт.	Материал	Техническая  характеристика
				Давление, кг/см2 (расчёт-ное)	Темпера-тура, оС (расчёт-ная)	Диаметр, мм	Длина, высота мм	Объём, м3 поверх-ность, м2
1.Реактор гидроочистки вакуумного газойля	Р-1	1	12ХМ+0,8Н10Т 12ХМ 08Х18Н10Т 15ХМ	60,0 (режим реакции) 20,0 (режим регенер)	430 (режим реакции) 500 (режим регенер)	2600	14250	85 м3
2.Колонна стабилиза-ции	К-1	1	Ст3сп5+ 08Х13 Ст3сп5 Сталь 20	5,0	верх 135 низ 400	1400 1800	32166	48м3
3.Газосырьевой теппло-обменник	Т-1	2	12МХ+ ОХ13 (1Х18Н9Т)	реак. трубки 60 корпус 60	трубки 475 корпус 382	800	14098	750 м2
4. Холодиль-ник газо-продуктовой смеси	Х-1	1	16ГС (ЛАМШ)	трубки 10 корпус 60	трубки 100 корпус 100	1200	9000 (длина труб)	10м3 600 м2
5.Сепаратор высокого давления	С-1,2	2	Вст.3Н	50	50	3000	10000	40 м3
6.Сепаратор низкого давления	С-3	1	Вст.3Н+ЭИ-496	22	50	2400	7304	31,0 м3

 

 

 

       2.4. Технологический расчет основного  оборудования

2.4.1 Материальные балансы установки и реактора

 

2.4.1.1 Исходные данные для расчета

 

Ниже приведены исходные данные для расчета:

-годовая производительность установки по сырью–1323,0 тыс. т/год;

-продолжительность  сырьевого цикла- 335 суток;

-объемная  скорость подачи сырья – 1,2 ч-1;

-температура  газосырьевой смеси на входе  в реактор - 380оС;

-температура  газопродуктовой смеси на выходе  из реактора - 390оС;

-давление  газосырьевой смеси на входе  в реактор - 5,2 МПа;

-давление  газопродуктовой смеси на выходе  из реактора– 5,0 МПа;

-характеристика  сырья и получаемых продуктов  приведена в табл.1.1;

-углеводородный  состав свежего (СВСГ) и циркулирующего (ЦВСГ) водородсодержащих газов и  газов реакции приведены в таблице 1.2;

-характеристика  основного катализатора представлена в таблице 1.3.

 

 

2.4.1.2 Определение часовой производительности установки

 

Продолжительность сырьевого цикла по заводским данным составляет  335 суток.

Объемную часовую производительность установки определяем по формуле

 

где - объёмная производительность установки, м3/ч;

Gгод – годовая производительность установки, кг/год;

τс – продолжительность сырьевого цикла, сутки;

ρс – плотность сырья установки, кг/м3.

Массовую часовую производительность установки определяем по формуле

кг/ч.

где Gc – часовая производительность установки, кг/ч.

 

 

2.4.1.3 Расчет расхода свежего водородсодержащего газа (СВСГ)

 

Водород в процессе расходуется на гидрогенолиз серо-, азот-, кислород- и металлоорганических соединений, на гидрирование непредельных и ароматических углеводородов. Часть водорода растворяется в гидрогенизате и теряется с углеводородными газами при их последующем выделении из гидрогенизата. Часть водорода также теряется с газами отдува, которые выводятся из системы циркуляции водородсодержащего газа на установке и заменяются свежим водородсодержащим газом со стороны для поддержания необходимой концентрации водорода в ЦВСГ. Кроме того, имеют место механические потери водорода за счет утечки через неплотности.

Водород в составе СВСГ, необходимый для проведения гидрогенизационного процесса, поступает с установок каталитического риформинга или со специальных установок производства водорода. Характеристика СВСГ, который используется на установке гидроочистки дизельного топлива приведена в 1 разделенастоящего курсового проекта.

Расчет молярной массы и состава СВСГ представлен в таблице 2.5.

 

Таблица 2.5

Расчет молярной массы и состава СВСГ

 

Компонент	Mi, кг/кмоль	Yi,
1. Водород	2	0,999		1,998	0,9921
2. Метан	16	0,001		0,016	0,0079
Итого		1,0000		2,02	1,0000

 

Массовый расход водорода рассчитываем по формуле

 

где GH2 - массовый расход водорода, кг/ч;

CH2 – расход водорода в расчете на сырье, %мас.

Принимаем CH2= 0,8 %мас. [  ]

Массовый расход СВСГ, подаваемого со стороны, рассчитываем по формуле

 

где  y – концентрация водорода в СВСГ, массовые доли от единицы.

Зная массовый расход СВСГ, определяем его расход в расчете на сырье:

 

где  Ссвсг - расход СВСГ в расчете на сырье, %мас.

 

 

2.4.1.4 Расчет расхода циркулирующего водородсодержащего газа (ЦВСГ)

 

Расчет молярной массы и состава ЦВСГ представлен в таблице 2.6.

Объемный расход ЦВСГ определяем по формуле

 

где   - объемный расход ЦВСГ, нм3/ч;

 – кратность циркуляции ЦВСГ, нм3/м3.

Массовый расход циркулирующего водородсодержащего газа определяем из соотношения

 

где   Gцвсг - массовый расход ЦВСГ, кг/ч;

Мцвсг — молярная масса ЦВСГ, кг/кмоль;

Vцвсг– объемный расход ЦВСГ, м3/ч.

Таблица 2.3

Расчет молярной массы ЦВСГ

 

Компонент	Mi, кг/кмоль		Yi,
1. Водород	2		0,9160		1,83	0,4727
2. Метан	16		0,0490		0,78	0,2023
3. Этан	30		0,0240		0,72	0,1858
4. Пропан	44		0,0080		0,35	0,0908
5. Изобутан	58		0,0010		0,06	0,0150
6. Н-Бутан	58		0,0010		0,06	0,0150
7. Изопентан	72		0,0010		0,07	0,0186
Итого			1,0000		3,87	1,0000

 

Расход ЦВСГ в расчете на сырье:

 

 

 

2.4.1.5 Определение выхода сероводорода

 

Выход сероводорода определим по формуле

 

где GH2S – выход сероводорода, %мас. на сырье;

S0 – содержание серы в исходном сырье, S0 = 1,8 %мас.;

Si – содержание серы в конечных продуктах (0,15 %мас. - содержание серы в гидрогенизате; 0,035 %мас. - в гидроочищенном дизельном топливе;       0,02 %мас. – в бензине-отгоне);

xi – выход гидроочищенных продуктов, в массовых долях от единицы (выход гидрогенизата равен 0,87; выход гидроочищенной дизельной фракции равен 0,09; выход бензин-отгона равен 0,013);

34 —  молярная масса сероводорода, кг/кмоль;

32 —  атомная масса серы, кг/кмоль.

 

 

2.4.1.6 Материальный баланс установки и реакторов гидроочистки

 

Потери нефтепродуктов на установке согласно заводским данным составляют 0,14% мас.

Материальный баланс установки гидроочистки представлен в табл. 2.4.

Материальный баланс реактора отличается от материального баланса установки наличием статьи «Циркулирующий водородсодержащий газ» и отсутствием статьи «Потери». Потери распределены пропорционально статьям расхода.

 

Таблица 2.4

Материальный баланс установки гидроочистки

 

Статьи баланса	Расход
	% мас.	кг/ч	т/сут	т/год
Взято: - сырье - свежий водородсодержащий  газ, в том числе: - водород - углеводородные газы	100,00 0,81   (0,80) (0,01)	164552 1326   (1316) (10)	3578 32   (32) (-)	1323000 10661   (10584) (4029)
Итого	100,81	165878	3981	1333661
Получено: - гидрогенизат - дизельная  фракция - бензин-отгон - углеводородный  газ - сероводород - потери	87,00 9,10 1,30 1,50 1,77 0,14	143155 14974 2139 2468 2912 230	3437 359 51 59 70 5	1151395 120265 17085 19791 23450 1675
Итого	100,81	165878	3981	1333661