Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема

Розробка капітального ремонту реактора Р-101а установки ЛЧ-24/7-68

Вступ

Установка ЛЧ 24-7/68 складається з двох рівнозначних потоків, на яких здійснюється очищення прямогонної фракції дизельного палива або суміші прямогінної фракції дизельного палива з легким каталітичним газойлем (I і II потік) і прямогінної фракції палива для реактивних двигунів(II потік).

На I потоці установки також може здійснюватися гідро депарафінізація, гідроочищення прямогінної (чи заздалегідь гідроочищенної) фракції дизельного палива на каталізаторах АКМ ( США ) в Р-101а - DM-3551(літній), Р-101- DN-3531, SDD-800 (1,6) (зимовий), Р-102- SDD-800 (1,6) (зимовий), II потік - Р-201а -DN-3531(1,2), Р-201-DN-3531(1,2)(літній), Р-202-SDD-800(1,6) (зимовий),DN-3531, які покращують гідроочищення дизельного палива. Кожен потік включає наступні блоки:

- реакторний блок;

- блок стабілізації;

- блок очищення ВСГ(водневмісних газів);

- блок очищення вуглеводневих газів і регенерація насиченого розчину МЕА, загальний для обох потоків.

Для підтримки робочого стану обладнання на підприємстві створена ремонтна служба. Мета ремонтної служби полягає не тільки в ремонті обладнання, але й в зменшенні простою обладнання в ремонті, підвищення якості ремонту, розробка більш досконалих технологій ремонтів та збільшення механізації та автоматизації ремонтних робіт. В даний час підприємство знаходиться у стані промислового підйому, тому для усунення всіх цих недоліків має всі можливості.

Метою даного проекту є розробка капітального ремонту реактора

Р-101а установки ЛЧ-24/7-68, проведення необхідних розрахунків, розробка креслень, що повністю відображають конструкцію апарату, його складових частин та деталей.

1. Загальна частина

1.1 Основне виробниче обладнання дільниці, його призначення і технічні характеристики

Блоку попереднього гідроочищення сировини з вузлом відпарювання гідрогенізата;

Сировина - фракція прямогінного бензину з межами викіпання 62 - 180? С з резервуарів проміжного парку № 15 або № 16 через фільтр А- 16 підпірним насосом ЦН-1А(ЦН-2А) подається на всас сировинного насоса ЦН- 1(ЦН- 2). Колір сировини визначається сигналізатором колірної прозорості нафтопродуктів поз.QIR - 3.

З нагнітання насоса ЦН- 1(ЦН- 2) сировина в кількості не більше 65 м3/ч через електроприводну засувку №2 подається в трійник змішення з водневмісним газом(ВСГ). Циркуляційний водневмісний газ блоку гідроочищення в трійник змішення подається компресором ПК- 1(ПК- 2 ? 6).

У лінію нагнітання компресора ПК- 1(ПК- 2 ? 6) подається надмірний водневмісний газ з блоку риформінга.

Схемою передбачена можливість виведення надлишку ВВГ з нагнітання компресора ПК- 1 (ПК- 2 ? 6) у колектор № 17(для розвантаження печі П- 1).

Витрата сировини в трійник змішення блоку гідроочищення підтримується в заданих межах за допомогою регулятора поз.FIRCS(L) A(L) - 3-185, клапан який розташований на лінії нагнітання насосів ЦН- 1, ЦН- 2.

Температура сировини після ЦН-1, ЦН-2 реєструється приладом поз.TIR- 1-185.

Тиск сировини після ЦН- 1, ЦН- 2 реєструється приладом поз.PIR - 2-185.

Тиск сировини перед трійником змішення реєструється приладом поз.PIR-2-180а.

Витрата водневмісного газу, що подається в трійник змішення блоку гідроочищення реєструється приладом поз.FIRS(L) A(L) -3-9а. Витрата надмірного водневмісного газу, що подається з блоку риформінга в лінію нагнітання компресорів ПК- 1(ПК- 2 ? 6) реєструється приладом поз.FIR-3-9б.

Температура газу на нагнітанні компресора ПК- 1(ПК- 2 ? 6) реєструється приладами поз.TIRS(H) A(H) - 1-403, 406, 409, TIRA(H) - 1-415 ? 418, 435 ? 438, 455 ? 458.

Температура водневмісного газу на всосі компресора ПК- 1(ПК- 2 ? 6) реєструється за свідченнями приладу поз.TIR - 1-253.

Тиск на нагнітанні компресорів ПК- 1 ? 3 реєструється приладом поз.PIRS(H) A(H) -2-24д/1 ? 3, на ПК- 4 ? 6 - приладом поз.PIRS(H) A(H) - 2-2/4 ? 6 відповідно.

Об'ємна доля водню у водневмісному газі реєструється приладом поз.QIR - 16.

Для безпечного ведення процесу передбачені технологічні блокування: поз.FIRCS(L) A(L) - 3-185, що спрацьовує при зниженні витрати сировини в трійник змішення блоку гідроочищення до 12 м3/ч і поз.FIRS(L) A(L) -3-9а, що спрацьовує при зниженні витрати водневмісного газу в трійник змішення блоку гідроочищення до 8000 м3/ч за нормальних умов.

Схемою передбачена можливість використання компресорів ПК- 1 ? 6 для здійснення циркуляції водневмісного газу в системі установки ЛЧ- 24-7/68 і в системі блоку гідроочистки установки ЛЧ- 35-11/600-68 як під час простою установки Л- 35-11/300, так і при одночасній роботі обох установок.

Передбачена схема циркуляції водневмісного газу компресором ПК- 3 з приймального сепаратора С- 4, що дає можливість працювати самостійно установці ЛЧ- 24-7/68 і блоку гідроочищення установки ЛЧ- 35-11/600-68, не включаючись в систему установки Л- 35-11/300.

Газосировинна суміш проходить послідовно по міжтрубному простору теплообмінників Т- 1/1, Т- 1/2, Т- 1/3, де нагрівається до температури 210-300? С зустрічним потоком газопродуктової суміші, що відходить з трубного простору рібойлера Т- 3, а потім поступає двома потоками в змійовики камери конвекції печі П- 1.

Газосировинна суміш проходить послідовно двома паралельними потоками змійовики камери конвекції (по 30 труб змійовика в кожному потоці). Потім об'єднується в один потік, і поступає двома паралельними потоками в 1-шу камеру радіації печі П-1(по 10 труб в змійовику), об'єднавшись в один потік з температурою 300-420? С, поступає в реактор Р- 1.

Температура газосировинної суміші на вході в конвекційну камеру печі П- 1 реєструється приладом поз.TIR - 1-138, на виході з конвекції(по потоках) приладами поз.TIR - 1-130,131, на вході в 1-шу камеру радіації печі П-1(об'єднаний потік) - приладом поз.TIR - 1-139.

Температура газосировинної суміші на виході з печі (по потоках) реєструється приладом поз.TIR - 1-140,141.

Температура димових газів в конвекційній камері печі П-1 реєструється приладом поз.TIR - 1-135,136,137,156,157,158.

Температура димових газів на перевалах 1-ї камери радіації печі П-1 реєструється приладом поз.TIR - 1-83/1-3.

Об'ємна доля кисню в димових газах на виході з печі визначається лабораторним аналізом.

У реакторі Р-1 при температурі 300-420?С і тиску 3,0 - 4,0 МПа(30,0 - 40,0 кгс/см2) у присутності водневмісного газу відбувається гідрування сірчистих, азотистих і кисневмісних з'єднань.

Температура газосировинної суміші на вході в реактор Р- 1 підтримується в заданих межах регулятором поз.TIRCA(H) - 1-50-1/1, клапан якого встановлений на лінії подання паливного газу до форсунок 1-ї камери радіації печі П-1.

Температура в шарі каталізатора (цикл регенерації каталізатора) вимірюється по висоті трьома багатозонними термопарами і реєструється приладом поз.TIR-1-54-1АБВ/1?3.

Температура стінок і штуцерів реактора Р-1 реєструється приладом поз.TIRA(H) - 1-101/1?22.

Тиск на вході в реактор Р-1 реєструється приладом поз.PIRA(L) -2-58-1а, а тиск на виході з реактора Р-1 - приладом поз.PIR-2-58-1б.

Перепад тиску між входом в реактор і виходом з нього реєструється приладом поз.PDIRA(H) - 2-61 і не повинен перевищувати 0,3 МПа(3,0 кгс/см2).

З реактора Р-1 газопродуктова суміш(нестабільний гідрогінізат і водневмісний газ) проходить паралельними потоками по трубному простору рібойлера Т- 3, де віддає частину свого тепла на підтримку температури низу відпарної колони К-1.

Після рібойлера Т-3 газопродуктова суміш проходить по трубному простору теплообмінників Т-1/3, Т-1/2, Т-1/1, де її тепло використовується для підігрівання газосировинної суміші. Після теплообмінників Т-1/3, Т-1/2, Т-1/1 газопродуктова суміш послідовно проходить холодильники Х-1/1, Х-1/2, де охолоджується і з температурою не вище 50?С поступає в сепаратор С-1, де від нестабільного гідрогенизата відділяється водневмісний газ.

Температура газопродуктової суміші на виході з реактора Р-1 реєструється приладом поз.TIR - 1-226, на виході з трубного простору Т-3 в теплообмінник Т-1/3 приладом поз.TIR - 1-234, на виході з Т-1/1 в Х-1/1 - приладом поз.TIR - 1-232.

Температура газопродуктової суміші на виході з міжтрубного простору холодильни-ков Х-1/1, Х-1/2 контролюється за свідченнями приладу поз.TIR - 1-253.

У сепараторі С-1 відбувається розділення газопродуктової суміші на водневмісний газ і нестабільний гідрогенізат. З верху сепаратора С-1 водневмісний газ спрямовується в прийомний сепаратор С-5(при необхідності в сепаратор С-4).

Для безпечного ведення процесу передбачені блокування поз.LIRS(H) A(H)-4-12-1 і поз.LIRS(H) A(H)-4-13-1, зупиняючі компресори ПК-1, 2, 4, 5, 6 досягши 60 % рівня рідких вуглеводнів в сепараторі С-5, і компресор ПК-3 досягши 60 % рівня рідких вуглеводнів в сепараторі С-4. Схемою передбачена можливість звільнення С-4, С-5 від рідких нафтопродуктів у факельну ємність Е-8.

Водневмісний газ з сепаратора С-5 подається на всас компресора ПК-1(ПК-2, ПК-4, ПК-5, ПК-6), а з сепаратора С-4 - на всас компресора ПК-3.

При варіанті роботи установки з поданням частини водневмісного газу в систему установки ЛЧ- 24-7/68 або на блок гідроочищення установки ЛЧ- 35-11/600 ВВГ повертається в сепаратор С-5 на всас компресора ПК-1(ПК-2, ПК-4, ПК-5) або в сепаратор С-4 на всас компресора ПК-3. Надлишок водневмісного газу з приймального колектора компресорів ПК-1 ? 6 скидається в колектор підприємства №17 або паливну мережу.

Тиск в системі блоку гідроочищення підтримується в заданих межах регулятором поз.PIRC-2-1, клапан якого встановлений на лінії скидання водневмісного (надмірного) газу з приймального колектора компресорів в колектор підприємства №17 або в паливну мережу.

Витрата надмірного водневмісного газу в колектор №17 реєструється приладом поз.FIR-3-240а, тиск - поз.PIR-2-240а, температура - поз.TIR-1-240а.

Витрата надмірного водневмісного газу, що виводиться з установки в паливну мережу, реєструється приладом поз.FIR - 3-240, тиск - поз.PIR - 2-240, температура - поз.TIR - 1-240.

Аварійне скидання тиску з блоку гідроочищення(з сепаратора С-1) здійснюється на факел через електроприводну засувку №1.

Рідка фаза (нестабільний гідрогенізат), з частиною розчинених у ній газів, виводиться з нижньої частини сепаратора С-1, проходить послідовно через трубний простір теплообмінників Т-2а, Т-2, де нагрівається до температури від 140? С до 150?С за рахунок тепла стабільного гідрогенізатів, виведеного з низу колони К-1 через рібойлер Т-3 та подається на 9, 14 або 21-у тарілки отпарної колони К-1.

У отпарной колоні К-1, що має 30 тарілок (клапанно-жалюзійних), відбувається відпарювання гідрогенізатів від сірководню, води, аміаку та легких вуглеводнів. Відпарювання проводиться при тиску не більше 1,35 МПа (13,5 кгс/см2), температурі низу колони не вище 270? С і температурі верху колони не вище 140? С.

Масова частка сірки в гідрогенізатів не повинна перевищувати 0,001%, азоту - 0,0001%.

Відпарювання гідрогенізатів від води в колоні К-1 необхідно вести при такому режимі, щоб масова частка вологи в циркулюючому водневмісном газі блоку риформінгу знаходилася в межах 20 - 40 ррm.

Рівень нестабільного гідрогенізатів в сепараторі С-1 підтримується в заданих межах регулятором поз.LIRCA (HL) -4-213-1, клапан якого встановлений на лінії перетікання з сепаратора С-1 в Т-2а, Т-2 на завантаження колони К-1.

Температура нестабільного гідрогенізатів, що подається на завантаження в колону К-1 контролюється за показаннями приладу поз.TIR-1-231, витрата - за показаннями приладу поз.FIR-3-187.

Температура низу колони К-1 підтримується в заданих межах подачею газопродуктових суміші в рібойлер Т-3 через регулятор поз.TIRC-1-170-1, клапан якого встановлений на лі-нії подачі газопродуктовой суміші з реактора Р-1 крім трубних пучків рібойлера Т-3

Температура верху колони К-1 контролюється за показаннями приладу поз.TIR-1-233

Тиск у колоні К-1 реєструється приладом поз.PIR-2-181а.

На зрошення верху колони подається нестабільний гідрогенізат з сепаратора С1

Подача зрошення проводиться під тиском сепаратора С-1.

Витрата зрошення підтримується в заданих межах регулятором поз.FIRC-3-192, клапан який розташований на лінії подачі зрошення з сепаратора С-1 в колону К1

Парогазова суміш виводиться з верху колони К-1 в сепаратор С-2 через холодильника-конденсатор ХК-1 (здвоєний з паралельним підключенням корпусів).

Рідка фаза - «голівка» відпарки гідрогенізатів з сепаратора С-2 скидається в лінію виведення «головки» стабілізації з установки в парки ГФУ або на секцію 400 установки ЛК-6У. Схемою передбачено можливість виведення «головки» з С-2 в ємність Е-7 (блоку стабілізації риформат)

Сірководнева вода з нижньої частини сепаратора С-2 скидається в каналізацію.

Вуглеводневий газ з сепаратора С-2 скидається в лінію виведення сухого вуглеводневого газу з установки (л.7 / 2) в паливну мережу підприємства.

Температура газопродуктовой суміші на виході з міжтрубному простору холодильника-конденсатора ХК-1 реєструється (по потокам) приладами поз.TIR-1-91, поз.TIR-1-238.

Рівень рідких вуглеводнів (верхній) в сепараторі С-2 підтримується в заданий-них межах регулятором поз.LIRCA (HL) -4-202-1, клапан якого встановлений на лінії їх скидання в лінію виведення «головки» стабілізації з установки

Витрата «головки» з сепаратора С-2 в лінію виведення «головки» з установки реєструється приладом поз.FIR-3-271

Тиск в сепараторі С-2 і системі вузла відпарки гідрогенізатів підтримується в заданих межах регулятором поз.PIRC-2-176, клапан (поз.182) якого встановлено на лінії скидання вуглеводневого газу з сепаратора С-2 в лінію сухого газу з установки (л.7 / 2).

Звільнений від сірководню та води стабільний гідрогенізат з нижньої частини відпарної колони К-1 через рібойлер Т-3 подається в міжтрубний простір теплообмінників Т-2, Т-2а і далі надходить на всос насоса ЦН-3 (ЦН-3а, ЦН -2).

Передбачена можливість подачі стабільного гідрогенізатів на установку ЛГ-35-8/300Б при використанні як сировини фракції 62 - 105? С.

Рівень стабільного гідрогенізатів в рібойлере Т-3 підтримується в заданих межах регулятором поз.LIRCА (L) -4-196-1, клапан якого встановлений на лінії виведення гідрогенізата з Т-3 в лінію некондиційного бензину з установки в парки.

Витрата стабільного гідрогенізатів з установки в лінію некондиції реєструється прибором поз.FIR-3-155, температура - поз.TIR-1-155.

Блок каталітичного риформінгу.

Очищений від сірчистих, азотистих, кисневмісних сполук і води стабільний гідрогенізат насосом ЦН-3 (ЦН-3а, ЦН-2), у кількості не більше 65 м3 / ч, через фільтри А-14, А-15 (паралельними потоками ) подається в трійник змішання, куди від компресорів ПК-6 (ПК-1ПК-5) через сепаратор С-10 надходить водородовмісним газ.

Обсяг водородовмісним газу при нормальних умовах, подаваного в трійник змішання на одиницю об'єму гідрогенізатів на годину повинен становити на м'якому режимі не менше 1300, а на жорсткому - не менше 1500 м3 на годину.

Масова частка сірки в гідрогенізатів не повинна перевищувати 0,001%, азоту - 0,0001%.

Об'ємна частка водню в водородовмісним газі має бути не менше 70%.

Масова частка вологи в циркулюючому водородовмісним газі - 20 - 40 ррm.

Масова частка ненасичених вуглеводнів не повинна перевищувати 0,5%.

Витрата стабільного гідрогенізатів в трійник змішання блоку риформінгу підтримується в заданих межах регулятором поз.FIRCA (L) -3-186, клапан якого розташований на лінії нагнітання насосів ЦН-3 (ЦН-3а, ЦН-2).

Тиск гідрогенізатів перед трійником змішання реєструється приладом поз.PIR-2-180б.

Витрата водородовмісним газу, що подається в трійник змішання блоку риформінгу для розвантаження печі П-1, підтримується в заданих межах регулятором поз.FIRCS (L) A (L) -3-10, клапан якого розташований на лінії подачі ВВГ з нагнітання компресорів ПК-1 ? 6 в приймальний колектор ВВГ компресорів блоку риформінгу через водяний холодильник Х-4.

Температура водородовмісним газу на всосі компресорів ПК-6 (ПК-1 ПК-5) реєструється приладами поз.TIR-1-122, 125, а на нагнітанні - реєструється приладами поз. TIRS (H) A (H) -1-403, 406 , 410, TIRA (H) -1-415 ? 418, 435 ? 438, 455 ? 458.

Тиск на нагнітанні компресорів ПК-1 ? 3 реєструється приладами поз.PIRS (H) A (H)-2-24д / 1 ? 3, на ПК-4 ? 6 - приладами поз.PIRS (H) A (H) -2-2 / 4 ? 6 відповідно.

Для безпечного ведення процесу передбачена технологічна блокування поз.FIRCS (L) A (L) -3-10, що спрацьовує при зниженні витрати водородовмісним газу в трійник змішання блоку риформінгу до 36000 м3 / ч при нормальних умовах. Перелік відключень при спрацьовуванні блокування наведений у таблиці 3.

Об'ємна частка водню в циркулюючому водородовмісним газі реєструється приладом поз.QIR-15, а масова частка вологи - приладом поз.QIR-17.

Схемою передбачено можливість циркуляції частини водородовмісним газу компресорами ПК-6 (ПК-1 ПК-5) через систему установки ЛЧ-35-11/600-68, в разі зупинки або виходу з ладу турбокомпресора ТК-601 на установці ЛЧ -35-11/600-68 (як під час зупинки установкиЛ-35-11/300, так і при одночасній роботі установок Л-35-11/300 і ЛЧ-35-11/600-68).

При цьому необхідна частина циркулюючого водородовмісним газу від компресорів ПК-1, ПК-2, ПК-4, ПК-5, ПК-6 направляється з сепаратора С-10 і далі по лініях № 241а, 241б в трійник змішання блоку риформінгу установки ЛЧ- 35-11/600-68, а повертається в сепаратор С-9 по лініях № 242а, 242б.

Газосирова суміш двома потоками проходить міжтрубний простір паралельно розташованих теплообмінників Т-6/1-1, Т-6/1-2, Т-6/2, Т-6/3, Т-6/4 (I потік) і Т-6а/1-1, Т-6а/1-2, Т-6а / 2,Т-6а / 3, Т-6а / 4 (II потік), де нагрівається за рахунок тепла газопродуктовой суміші після Р-4 до тем-температуру 420 - 460? С, і, об'єднавшись в один потік, надходить в IV камеру радіації печі П -1.

Так як реакції ароматизації протікають з негативним тепловим ефектом, внаслідок чого температура в реакторах знижується, передбачено ведення процесу каталітичного ріформінг в три щаблі, тобто газосирова суміш послідовно надходить у реактори Р-2, Р-3, Р-4 з між ступневим підігрівом до необхідних температур, проходячи по змійовиком робочих радіантних камер печі П-1.

Газосирова суміш проходить двома паралельними потоками частина змійовиків IV камери радіації (по 6 труб змійовика в кожному потоці), потім прямує в II камеру радіації двома паралельними потоками (по 10 труб змійовика в кожному потоці), де нагрівається до температури реакції (але не вище 520? С) і надходить в реактор Р-2.

Перед реактором Р-3 газопродуктова суміш проходить через III камеру радіації двома паралельними потоками (по 10 труб змійовика в кожному потоці), перед реактором Р-4 - через частину змійовиків IV камери радіації двома паралельними потоками (по 4 труби змійовика в кожному потоці).

В реакторах Р-2, Р-3, Р-4 при температурі не вище 520? С і тиску не більше 3,5 МПа(35,0 кгс/см2) на каталізаторі у присутності водородовмісним газу протікають реакції ароматизації бензину.

Температура газосирових суміші на виході з камер печі П-1 (по потокам) реєструється приладами поз.TIR-1-142 ? 148.

Температура димових газів на перевалах II, III, IV камер радіації печі П-1 реєструється приладом поз.TIR-1-83/4 12 і не повинна перевищувати 900? С.

Розрідження димових газів на виході з печі П-1 перед димососом ГД-1 реєструється приладом поз.PIRA (L) -2-87.

Температура димових газів перед димососом реєструється приладом поз.TIR-1-162.

Температура газосирової суміші на вході в реактори Р-2, Р-3, Р-4 підтримується в заданих межах регуляторами поз.TIRCA (H) -1-50-2 / 1, 50-3/1, 50-4 / 1, клапани яких установ-лени на лінії подачі паливного газу до форсунок відповідних камер радіації печі П-1.

Температура зовнішніх стінок і штуцерів реакторів Р-2, Р-3, Р-4 реєструється приладами поз.TIRA (H) -1-102 ? 104/1 ? 22.

Температура в шарі каталізатора в реакторах Р-2, Р-3, Р-4 (при проведенні регенерації каталізатора) реєструється приладами поз.TIR-1-55-2, 3, 4 АБВ / 1 ? 5.

Тиск на вході в реактори Р-2, Р-3, Р-4 реєструється приладами поз.PIR-2-58-2а,
PIR-2-58-3а, PIR-2-58-4а відповідно, тиск на виході з реакторів - приладами PIR-2-58-2б, PIR-2-58-3б, PIR-2-58-4б.

Перепад тиску між входом в реактори і виходом з них реєструється приладами поз.PDIRA (H) -2-62, 63, 64 і не повинен перевищувати 0,3 МПа (3,0 кгс/см2).

Для підтримування активності каталізатора в газосирову суміш на вхід в реакториР-2, Р-3, Р-4 насосом ПН-3 (ПН-4) з ємності Е-1 подається розчин дихлоретану в гідрогенізатів.

Схемою передбачено можливість подачі конденсату водяної пари насосом ПН-3 (ПН-4) в лінію нагнітання насосів ЦН-3, ЦН-3а (ЦН-2) для підвищення вологості циркулюючого водородовмісним газу.

Газопродуктова суміш з реактора Р-4 двома паралельними потоками проходить трубне простір теплообмінників Т-6/4, Т-6/3, Т-6/2, Т-6/1-2, Т-6/1-1 (I потік) і теплообмінниківТ-6а / 4, Т-6а / 3, Т-6а / 2, Т-6а/1-2, Т-6а/1-1 (II потік), де охолоджується до температури 120-150? С, віддаючи тепло газосировой суміші. Подальше охолодження газопродуктовой суміші здійснюється в секціях повітряних холодильників ВХ-106 і ВХ-106а, а також у водяних холодильниках Х-6 та Х-6а, після яких газопродуктовая суміш з температурою не вище 50? С надходить у сепаратор С-7.

Схемою передбачено байпасірованіе холодильників Х-6, Х-6а, ВХ-106, ВХ-106а під час роботи установки для можливості проведення ремонтних робіт на якомусь із них із збереженням температурного режиму згідно з технологічною картою.

У сепараторі С-7 відбувається поділ газопродуктовой суміші на нестабільний риформат і водородовмісним газ.

Водородовмісний газ з верху сепаратора С-7 подається в приймальний сепаратор С-9 і далі на всос компресорів ПК-6 (ПК-1 ПК-5) для подачі в трійник змішання блоку риформінгу.

Для безпечного ведення процесу передбачено блокування поз.LIRS (H) A (H) -4-11-1, що зупиняє компресори ПК-1 ? 6 при досягненні рівня рідких вуглеводнів в сепаратор С-9 - 60%. Схемою передбачено можливість звільнення С-9 в смолоскипову ємність Е-8.

Схемою передбачено можливість скидання балансового надлишку ВВГ з блоку риформінгу в колектор ВСГ підприємства № 16 (або подачі свіжого ВСГ з колектора № 16 для підживлення системи ВСГ блоку риформінгу).

Передбачена можливість осушки циркулюючого водородовмісним газу блоку риформінгу в адсорбери К-608 вузла осушки ЛЧ-35-11/600-68 за схемою:З-7 перемичка в лінію № 241а > лінія № 241а > К-608 > перемичка в лінію № 242а лінія № 242а > С-9 > всмоктуючий колектор > компресори ПК-6 (ПК-1 ПК-5).

Нестабільний риформат з нижньої частини сепаратора С-7 прямує в сепаратор низького тиску С-8, де за рахунок зниження тиску до 1,8 МПа (18,0 кгс/см2) з риформат виділяється частина водень-і вуглеводневої газів.

Вуглеводневий газ з сепаратора С-8 скидається в паливну мережу.

Температура до і після теплообмінників Т-6/1-1, Т-6/1-2, Т-6/2, Т-6/3, Т-6/4 (I потік) і теплообмінників Т-6а / 1-1, Т-6а/1-2, Т-6а / 2, Т-6а / 3, Т-6а / 4 (II потік) реєструється приладамипоз.TIR-1-105 ? 117,120.

Температура газопродуктової суміші на виході з секцій ВХ-106 і ВХ-106а реєструється приладами поз.TIR-1-118, 119, на виході з міжтрубному простору холодильників Х-6, Х-6а - приладами поз.TIR-1-125, 122.

Тиск у системі блоку риформінгу підтримується в заданих межах регулятором поз.PIRC-2-2, клапан якого встановлений на лінії скидання надлишкового водородовмісного газу з лінії нагнітання компресорів ПК-1 ? 6 блоку риформінгу на блок гідроочищення (в лінію нагнітання компресорів ПК-1 ? 6).

Аварійне скидання тиску з блоку риформінгу здійснюється на факел через електропровідних засувку № 3, яка встановлена на трубопроводі виведення ВСГ з сепаратора С-7 в сепаратор С-9.

Тиск в колекторі ВСГ підприємства № 16 підтримується в заданих межах регулятором поз.PIRC-2-244а, клапан якого розташований на лінії скидання водородовмісного газу з блоку риформінгу в колектор ВСГ підприємства № 16.

Тиск в колекторі ВВГ підприємства № 16 реєструється приладом поз.PIR-2-244.

Витрата водородовмісного газу з блоку риформінгу в колектор ВВГ підприємства № 16 реєструється приладом поз.FIR-3-244.

Температура водородовмісного газу з блоку риформінгу в колектор ВСГ підприємства № 16 реєструється приладом поз.TIR-1-244.

Рівень нестабільного реформат в сепараторі С-7 підтримується в заданих межах регулятором поз.LIRCA (HL) -4-166-1, клапан якого встановлений на лінії перетікання з сепаратора С-7 в сепаратор С-8.

Тиск в сепараторі С-8 підтримується в заданих межах регулятором поз.PIRC-2-129, клапан якого встановлений на лінії скидання вуглеводневого газу з сепаратора в паливну мережу.

Рівень нестабільного реформат в сепараторі С-8 підтримується в заданих межах регулятором поз.LIRCA (HL) -4-143-1, клапан якого встановлений на лінії перетікання з сепаратора С-8 в теплообмінник Т-7/1.

Для забезпечення безпечних умов відбору проб з реакторів передбачені сепаратор С-15 і холодильник Х-15.

Блок стабілізації реформат.

Нестабільний реформат з низу сепаратора С-8 проходить міжтрубний простір теплообмінників Т-7/1, Т-7/2, Т-7/3, Т-8, де нагрівається за рахунок тепла стабільного реформат, і подається в стабілізаційну колону К-7.

У стабілізаційної колоні при тиску не вище 1,65 МПа (16,5 кгс/см2), температурі верху не вище 80? С і температурі низу не вище 230? С від нестабільного реформат отгоняются водень, метан, етан, пропан, бутан і частина пентанов, які з верху колони через паралельно підключені холодильники-конденсатори ХК-4/1, ХК-4/2 надходять в ємність зрошення Е-7.

Витрата нестабільного реформат з сепаратора С-8 в стабілізаційну колону К-7 реєструється приладом поз.FIR-3-135.

Тиск у стабілізаційної колоні К-7 підтримується в заданих межах регулятором поз.PIRC-2-131, клапан якого встановлений на лінії виходу пари з колони.

Температура нестабільного реформата на виході з міжтрубному простору теплообмінника Т-7/3 в теплообмінник Т-8, і з Т-8 в стабілізаційну колону К-7 контролюється за показаннями приладів поз.TIR-1-343, 349 відповідно.

Температура верху К-7 реєструється приладом поз.TIR-1-348.

Температура низу К-7 реєструється приладом поз.TIR-1-347.

Зверхньої частини ємності Е-7 вуглеводневий газ виводиться в лінію сухого газу (л.7 / 2) і далі надходить у колектор паливного газу підприємства (УТТ).

З нижньої частини ємності Е-7 рідка фаза («головка» стабілізації) надходить на всос насоса

ЦН-12 (ЦН-13) і подається на зрошення колони К-7, а балансовий надлишок «головки» стабілізації виводиться з установки в парки ДФУ або на секцію 400 установки ЛК-6У.

Витрата зрошення, що подається в колону К-7, підтримується в заданих межах регулятором поз.FIRC-3-139, клапан якого встановлений на лінії нагнітання насосів ЦН-12, ЦН-13.

Витрата сухого вуглеводневого газу з установки Л-35-11/300 реєструється приладом поз.FIR-3-241.

Тиск сухого вуглеводневого газу з установки реєструється приладом поз.PIR-2-241.

Температура сухого вуглеводневого газу з установки реєструється приладом поз.TIR-1-241.

Тиск у системі ХК-4/1, ХК-4/2, Е-7 підтримується в заданих межах регулятором поз.PIRC-2-132, клапан якого встановлений на лінії скидання вуглеводневого газу з ємності Е-7 в паливну мережу.

Рівень «головки» стабілізації в ємності Е-7 підтримується в заданих межах регулятором поз.LIRCA (HL) -4-146-1, клапан якого розташований на лінії виведення балансового надлишку головки стабілізації з установки.

Температура «головки» стабілізації після холодильників ХК-4/1, ХК-4/2 реєструється приладом поз.TIR-1-342.

Витрата «головки» стабілізації на виході з установки реєструється приладом поз.FIR-3-154.

Температура «головки» стабілізації на виході з установки реєструється приладом поз.TIR-1-154.

Підігрів низу колони К-7 здійснюється за рахунок тепла стабільного реформата, ціркуліруемого насосом ЦН-14 (ЦН-15) через піч П-3.

Стабільний реформат з нагнітання насосів ЦН-14 (ЦН-15) проходить послідовно змійовики камери конвекції печі П-3, де нагрівається за рахунок тепла відхідних димових газів, а також змійовики камери радіації і подається в нижню частину стабілізаційної колони К-7.

Витрата стабільного реформата через змійовик печі П-3 повинен бути не менше 30 м3 / ч, температура стабільного реформата («гарячої струменя») на виході з печі - не вище 230? С, температура димових газів на перевалі - не вище 750? С.

Витрата стабільного реформата через змійовик печі П-3 підтримується в заданих межах регулятором поз.FIRCA (L)-3-138a, клапан якого розташований на лінії нагнітання насосів ЦН-14, ЦН-15.

Тиск у змійовику печі П-3 реєструється приладом поз.PIRA (L) -2-138.

Температура «гарячої струменя» на виході з печі П-3 підтримується в заданих межах регулятором поз.TIRC-1-121-1, клапан якого встановлений на лінії подачі паливного газу до форсунок печі.

Температура стабільного реформата на вході в піч П-3 та на виході з П-3 реєструється приладом поз.TIR-1-346, TIR-1-121-2 відповідно.

Температура димових газів на перевалі печі реєструється приладом поз.TIR-1-354, 355.

Температура перед димососом ГД-2 реєструється приладом поз.TIR-1-152.

Розрідження перед димососом ГД-2 реєструється приладом поз.PIRA (L) -2-107.

Балансовий надлишок стабільного реформата, під тиском системи, виводиться з нижньої частини колони К-7, проходить трубне простір теплообмінників Т-8, Т-7/3, Т-7/2, Т-7/1, де віддає тепло нестабільного реформата, потім охолоджується в холодильнику Х-13 до температури не вище 40? С і направляється з установки в резервуари парків № 19 або № 20.

Схемою передбачено байпасіровані холодильника Х-13 під час роботи установки для можливості проведення його ремонту.

Рівень стабільного реформата в колоні К-7 підтримується в заданих межах регулятором поз.LIRCA (HL) -4-145-1, клапан якого встановлений на лінії виведення реформата з установки.

Температура стабільного реформата після трубного простору теплообмінників Т-8, Т-7/1 контролюється за показаннями приладів поз.TIR-1-356, 357, після холодильника Х-13 - за показаннями приладу поз.TIR-1-153.

Витрата стабільного реформата з установки реєструється приладом поз.FIR-3-153.

Передбачена можливість подачі стабільного реформата на блок екстракції установки ЛГ-35-8/300Б для добування ароматичних вуглеводнів (при переробці установкою фракції 62 - 105? С).

Схемою передбачено можливість збору бензинового конденсату з факельної системи установки в проміжну ємність Е-8.

Бензиновий конденсат з ємності Е-8 насосом ЦН-8 відкачується в лінію виведення стабільної «головки» в парки ДФУ або на секцію 400 установки ЛК-6У.

Схемою передбачено можливість звільнення ємності Е-8 по лінії не кондиції в парки № 15,16.

Вузол утилізації тепла відхідних димових газів печі П-1 та схема постачання паливом (газоподібним, рідким) печей П-1, П-3.

Паливний газ на установку надходить з колектора паливного газу підприємства через ємність Е-5, де паливний газ відділяється від газового конденсату, який скидається в смолоскипову ємність Е-8. Далі паливний газ підігрівається водяною парою в підігрівачі паливного газу Т-12 до температури 60 - 120? С і, розділившись на два потоки подається до основних форсунок печей П-1 та П-3, а також до контрольних пальників печі П-1.

Схемою передбачено можливість байпасірованія ємності Е-5 і теплообмінника Т-12.

Тиск паливного газу, що подається до основних форсунок печей П-1, П-3 підтримується в заданих межах регулятором поз.PIRCА (L) -2-235, клапан якого встановлений на лінії подачі паливного газу до основних форсунок печей П-1 , П-3.

На трубопроводі паливного газу, що подається до основних форсунок печі П-1, передбачений клапан-відсікач поз.20, який закривається при спрацьовуванні блокувань поз.FIRS (L) A (L)-3-9а (витрата водородовмісного газу в трійник змішання блоку гідроочищення сировини менше 8000 нм3 / ч) або поз.FIRCS (L) A (L) -3-10 (витрата ВСГ в трійник змішання реакторного блоку менш 36000 нм3 / ч).

Тиск паливного газу, що подається до контрольних пальників печі П-1, підтримується в заданих межах регулятором поз IRCS (L) A (L) -2-276, клапан якого встановлений на лінії подачі паливного газу до контрольних пальників печі П1.

Для безпечного ведення процесу передбачена технологічна блокування поз.PIRCS (L) A (L) -2-276, що спрацьовує при зниженні тиску паливного газу до контрольних пальників печі П-1 до 0,01 МПа (0,1 кгс/см2). Перелік відключень при спрацьовуванні блокування наведений у таблиці 3.

Рівень конденсату в Е-5 реєструється приладом поз.LIRA (Н) -4-261, при підвищенні рівня конденсату в ємності до 30% спрацьовує сигналізація.

Витрата паливного газу на установку реєструється приладом поз.FIR-3-263.

Тиск паливного газу на установку реєструється приладом поз.PIRA (L) -2-263, при зниженні тиску паливного газу до 0,02 МПа (0,2 кгс/см2) спрацьовує сигналізація.

Температура паливного газу на установку реєструється приладом поз.TIR-1-303.

Температура паливного газу після теплообмінника Т-12 реєструється приладом поз.TIR-1-304.

Витрата паливного газу на основні форсунки печі П-1 реєструється приладом поз.FIR-3-279.

Температура паливного газу, що надходить на основні форсунки печі П-1 реєструється приладом поз.TIR-1-279.

Витрата паливного газу, що надходить на контрольні пальники печі П-1 реєструється приладом поз.FIR-3-278.

Температура паливного газу на контрольні пальники печі П-1 реєструється приладом поз.TIR-1-278.

Для забезпечення можливості продувки ліній паливного газу колектори паливного газу печей з'єднані з факельним трубопроводом і зі свічками в атмосферу.

Рідке паливо на установку надходить з колектора підприємства через підігрівач рідкого палива Т-11, де нагрівається до температури 90 - 130?С водяною парою, і подається до форсунок печей П-1, П-3 відповідно.

Схемою передбачено можливість байпасірованія теплообмінника Т-11.

Надлишок рідкого палива від форсунок печей П-1, П-3 виводиться в колектор зворотного рідкого палива.

Температура рідкого палива після підігрівача Т-11 реєструється приладом поз.TIR-1-305.

Тиск зворотного рідкого палива підтримується в заданих межах регулятором поз.РIRС-2-94, клапан якого встановлений на лінії виходу рідкого палива з установки.

Витрата, тиск та температура прямого рідкого палива до форсунок печі П-1 реєструються приладами поз.FIR-3-93, РIRА (L) -2-93, ТIR-1-93, зворотного рідкого палива - приладами поз.FIR- 3-94, РIRС-2-94, ТIR-1-94.

На трубопроводі прямого і зворотного рідкого палива печі П-1 передбачені клапани-відсікачі поз.21 і поз.22 відповідно, які закриваються при спрацьовуванні блокувань поз.FIRS (L) A (L)-3-9а (витрата ВСГ в трійник змішання блоку гідроочищення сировини менше 8000 нм3 / ч) або поз.FIRCS (L) A (L) -3-10 (витрата ВВГ в трійник змішання реакторного блоку менш 36000 нм3 / ч).

Водяна пара на розпил рідкого палива подається з колектора пара 16.

Тиск водяної пари до печей П-1, П-3 підтримується в заданих межах регулятором поз.PIRC-2-247-1, клапан якого встановлений на лінії подачі пари на установку.

Витрата водяної пари реєструється приладом поз.FIR-3-247.

Температура водяної пари реєструється приладом поз.TIR-1-247.

Після печі П-1 за ходом димових газів розміщений повітропідігрівник Т-9, призначений для утилізації тепла відхідних димових газів печі (підігрів повітря подається до основних форсунок печей П-1, П-3).

Димові гази з камери конвекції печі П-1 чотирма потоками подаються в димовій стояк і, об'єднавшись в загальний потік, пройшовши борів печі П-1, надходять в трубне простір повітропідігрівника Т-9, де, віддаючи частину тепла повітрю, який проходить по міжтрубному просторі повітропідігрівників, виробляють його підігрів. Потім димові гази забираються димососом ГД-1 і скидаються у димову трубу. Температура димових газів перед димососом повинна бути не вище 225? С.

Температура димових газів в димовому стояку реєструється приладом поз.TIR-1-160.

Температура димових газів перед димососом ГД-1 реєструється приладом поз.TIR-1-162.

Регулювання розрідження в камері конвекції печі П-1 проводиться шиберами, які розташовані на чотирьох вхідних каналах димових газів в димовій стояк. Розрідження перед димососом ГД-1 має бути не менш 480 Па (48 мм вод.ст.).

Розрідження по камерах печі П-1 реєструється приладами поз.PIR-2-106-1 ? 20.

Розрідження в димовому стояку реєструється приладом поз.PIR-2-88.

Розрідження перед димососом ГД-1 реєструється приладом поз.PIRA (L) -2-87.

Схемою передбачена можливість виводу димових газів в димову трубу крім повітропідігрівника Т-9 і димососа ГД-1.

Подача повітря до основних форсунок печей П-1, П-3 здійснюється повітродувкою ВД-1 (ВД-3).

Повітря з нагнітання повітродувки ВД-1 (ВД-3) надходить в міжтрубний простір повітропідігрівника Т-9, де нагрівається за рахунок тепла відхідних димових газів печі П-1 і далі надходить до форсунок печей П-1, П-3.

Температура повітря на нагнітанні повітродувки ВД-1 реєструється приладом поз.TIR-1-159.

Температура повітря на нагнітанні повітродувки ВД-3 реєструється приладом поз.TIR-1-161.

Температура повітря подається до форсунок печей П-1, П-3 реєструється приладом поз.TIR-1-163.

Тиск повітря на нагнітанні повітродувки ВД-1 реєструється приладом поз.PIRA (L) -2-86 / 1.

Тиск повітря на нагнітанні повітродувки ВД-3 реєструється приладом поз.PIRA (L) -2-86 / 3, при зниженні тиску на нагнітанні ВД-1, 3 до 2,0 КПа (200 мм вод.ст.) спрацьовують сигналізація.

Схемою передбачено можливість Циркуляції частини гарячого повітря після повітропідігрівників Т-9 на прийом ВД-1.

1.2 Технологічні розрахунки

Вихідні данні до проекту

Продуктивність установки по сировині т / рік 6000000

Масова частка сірки в сировині % 0,25

Меркаптанової 0,01225

Сульфідної 0,1225

Дисульфідної 0,0245

Тиофенової 0,08575

Масова частка ненасичених сполук в сировині % 10

Склад свіжого ВСГ, об'ємні частки:

- Н2 85,02

- СН4 7.0

- С2Н6 5.08

- С3Н8 1.92

- С4Н10 0.98

Склад циркуляційного ВСГ, об'ємні частки:

- Н 2 71.82

- СН 4 19.64

- С2Н6 5.41

- С3Н8 1.94

- С4Н10 1.19

Кратність циркуляції ВСГ м 3/м 3 250-400

Густина дизельного палива при 20С? кг/м 3 850

Температура:

- на вході в реактор С? 350

- на виході з реактору С ? 358

Масова частка сірки в гідроочищеному ДП % 0,005

1.2.1 Матеріальний баланс установки

1.2.1.1 Вихід гідроочищенного дизельного палива

Вихід гідроочищенного дизельного палива ВД.П % (мас) на вихідну сировину дорівнює

ВД.П =100-Вб-Вг-?S (1)

Де Вб, Вг, ?S - виходи бензину, газу та кількість видаляємої сірки із сировини відповідно на сировину, %(мас).

Бензин та газ утворюються переважно при гідрогенолізу сірчистих сполук. При середньої молекулярної маси 209 в 100 кг сировини міститься 100:209=0,48 кмоль, 0,25 кг сірки містять 0,25:32=0,0078 кмоль сірки, тобто сірковмісні молекули складають 2% загального вмісту молекул. Якщо прийняти рівномірне розподілення атомів сірки уздовж вуглеводневої ланцюжки, то при гідрогенолізу сіркоорганічних сполук з розривом біля атому сірки з виходом бензину та газу складе Вб=?S=0,245%(мас) Вг=0,3?S=0,3*0,245=0,074 % (мас).

Тоді вихід дизельного палива буде рівним Вд.п=100-0,245-0,074-0,245 =99,436 %.

1.2.1.2 Витрати водню на гідроочистку

Водень в процесі гідроочистки витрачається на: 1) гідрогеноліз сіркоорганічних сполук, 2) гідрування ненасичених сполук 3) втрати водню з відхідними потоками.

Витрати водню на гідрогеноліз сіркоорганічних сполук можна знайти по формулі:

G1=m·?S (2)

Де G1 - витрати 100%-го водню, % (мас);

?S - кількість сірки видаляємої при гідроочистці, %(мас);

m - коефіцієнт, залежний від характеру сірчистих сполук.

Оскільки в сировині присутні різні сірчисті сполуки, визначається витрата на гідрогеноліз кожного з них, та отримані результати сумуються.

Значення m для вільної сірки рівним 0,0625, для меркаптанів - 0,062, циклічних та аліфатичних сульфідів - 0,125, дисульфідів - 0,0938, тіофенів - 0,250 та бензотіофен - 0,187. Найбільш стабільні при гідроочистки тіофенові сполуки, тому при розрахунку приймаємо, що вся залишкова сірка (0,005% мас) в гідрогенізаті - тіофенова.

G1=0,01225·0,062+0,1225·0,125+0,0245·0,0938+(0,08575- 0,005)·0,25=0,045% (мас).

Витрати водню на гідрування ненасичених вуглеводнів дорівнює

G2=2?C2/M (3)

Де G2 - витрати 100%-го водню, %мас;

?C2 - різниця вмісту ненасичених ВВ в сировині та гідрогенізаті, %мас;

М - середня молекулярна маса сировини.

Середня молекулярна маса сировини дорівнює:

кг/кмоль (4)

Приймаючи, що ступінь гідрування ненасичених ВВ та гідрогенолізу однакові, тоді

% мас

Мольну долю водню, розчиненого в гідрогенізаті, можна розрахувати з умови фазової рівноваги в газосепараторі високого тиску

(5)

де - мольна частка водню в паровій фазі

- мольні частка водню рідинній фазі;

Кр=30 - константа фазової рівноваги (для даних умов газосепаратору при 40 оС та 4 МПа).

Витрати водню на розчинення в гідрогенізату G3 (мас) на сировину складе

 (6)

% (мас)

Механічні втрати водню складають 1% від загального об'єму ЦВВГ:

(7)

% (мас)

Де к=300 нм3/м3 - кратність циркуляції воденьвмісного газу;

d=850 кг/м3 - густина сировини.

1.2.1.3 Втрати водню з віддухом

Втраті водню з віддувом сприяють такі фактори: 1) хімічне забезпечення реакції гідрогенолізу; 2) розчинення водню в рідкому гідрогенізаті; 3) утворення газів, які розбавляють ВВГ.

Об'ємний баланс по водню та вуглеводневим газам записують таким чином:

Де , , , , - об'єми свіжого ВВГ, хімічно регулюючого та сорбуючого гідрогенізатом водню, віддува, газів гідрокрекінгу та газів, що абсорбуються рідким гідрогенізатом відповідно, м3/год;

, - об'ємні концентрації водню в свіжому та циркулюючому ВВГ.

Найбільш економічний по витраті водню режим без віддува ВВГ можна підтримувати, якщо гази, що утворюються при гідрокрекінгу, та гази які поступають в систему зі свіжим ВВГ, повністю сорбуються в газосепараторі в рідкому гідрогенізаті, тобто:

(10)

Рішенням системи рівнянь (8) та (9) отримуємо об'єм газів віддува:

(11)

Об'єм водню в газі, що віддувається дорівнює . Тоді загальна витрата водню при гідроочистки складе:

(12)

Розрахунок ведемо на 100 кг вихідної сировини, так як при цьому абсолютні значення витратних показників (в %мас) можна використовувати з розмірністю кг:

м3 (13)

м3

Де =2,04 м3 - об'єм хімічно реагуючого водню.

м3 (14)

м3,

Де =0,04 м3 - гази гідрокрекінгу;

=(16+30+44+58)/4=37 кг/кмоль - середня молекулярна маса газів гідрокрекінгу.

Кількість вуглеводневих газів, які абсорбуються рідким гідрогенізатом, можна визначити, якщо допустити що ЦВВГ прийнятого складу знаходиться в рівновазі з рідким гідрогенізатом.

Вміст окремих компонентів в ЦВВГ і константи фазової рівноваги в умовах газосепаратора високого тиску (4,0 МПа) наведені в табл. 1.1.

Таблиця 1.1- Вміст окремих компонентів в ЦВВГ і константи фазової рівноваги

Показники	Компоненти
	CH4	C2H6	C3H8	C4H10
Вміст компоненту мол. частки	0,20	0,05	0,02	0,01
Константа фазової рівноваги Крі	3,85	1,2	0,47	0,18

Кількість абсорбованого компоненту i в кг на 100 кг гідрогенізату дорівнює

(15)

Кількість абсорбованого компоненту і (?і, м3 на 100 кг гідрогенізату) складає

(16)

Підставляючи в рівняння (16) відповідні значення отримуємо об'єм кожного компоненту, розчиненого в гідрогенізаті

м3,

м3,

м3,

м3,

Сумарний об'єм абсорбованих газів дорівнює ??і = ?а = 2,051 м3.

Балансовий об'єм вуглеводневих газів, які поступають в газосепаратор складає 2,04·(1-0,85)+0,04=0,31<?а

Оскільки виконується вимога рівняння , можлива робота без віддува частини ЦВВГ. Таким чином, загальна витрата водню в процесі складається з водню, який поглинається при хімічній реакції, який абсорбується в сепараторі високого тиску та механічно втрачає мого:

=G1+G2+G3+G4=0,045+0,093+0,022+0,031=0,191% (мас)

Витрати свіжого ВВГ на гідроочистку дорівнює:

% (мас) (17)

% (мас),

Де =0,65 - витрати свіжого ВВГ на гідроочистку;

0,29 - вміст водню в свіжому ВВГ, % (мас).

1.2.1.4 Матеріальний баланс установки

Вихід сірководню:

% (мас) (18)

% (мас),

Таким чином, балансовим сірководнем поглинається 0,26-0,245=0,015 % (мас) водню.

Кількість водню, який увійшов при гідруванні в склад ДП, дорівнює

G1+G2-0,015=0,045+0,093-0,015=0,123% (мас),

Таким чином вихід г/о ДП складе 99,436+0,123=99,559 % (мас).

Вихід сухого газу, який виводиться з установки, складається з вуглеводневих газів, які поступають зі свіжим ВВГ, газів, яки утворюються при гідрогенолізі, а також абсорбованого гідрогенізатом водню:

·(1-0,29)+Вг+G4=0,65·(1-0,29)+0,074+0,031=0,566 % (мас),

Таблиця 1.2 Матеріальний баланс установки

Найменування	%мас	т/рік	т/добу	кг/год
Взято - Дизпаливо П/Г - Водневмісний газ	100,0 0,65	600000 3900	1764,7 11,47	73529,41 477,29
Разом	100,65	603900	1776,17	74007,35
Отримано - Дизпаливо Г/О - Бензин відгін - Сірководень - Газ сухий - Втрати	99,559 0,245 0,26 0,566 0,02	597354 1470 1560 3396 120	1756,92 4,32 4,59 9,99 0,35	73205,14 180,14 191,18 416,17 14,72
Разом	100,65	603900	1776,17	74007,35

1.2.1.5 Матеріальний баланс ректору

В реактор поступає сировина, свіжий воденьвмісний газ та циркулюючий воденьвмісний газ (ЦВВГ).

Таблиця 1.3 - Склад ЦВВГ

	H2	CH4	C2H6	C3H8	C4H10
Мольна частка y'	0,720	0,200	0,050	0,020	0,010
Масова частка y	0,192	0,427	0,201	0,103	0,077

Середня молекулярна маса ЦВВГ Мц дорівнює:

кг/кмоль (19)

де Мц=7,6 кг/кмоль - середня молекулярна маса ЦВВГ;

Мі - молекулярна маса і-го компоненту;

- мольна частка і-го компоненту.

Витрати ЦВВГ на 100 кг сировини Gц знайдемо по формулі:

(20)

кг

де Gц= 11,7 кг - витрати ЦВВГ на 100 кг сировини;

?с=850 кг/м3 - густина сировини.

Складаємо матеріальний баланс реактору:

Таблиця. 1.4 Матеріальний баланс реактору

Найменування	%мас	т/рік	т/добу	кг/год
Взято - Дизпаливо П/Г - Свіжий водневмісний газ - Циркулюючий водневмісний газ	100,0 0,65 11,7	600000 3900 70200	1764,7 11,47 206,47	73529,41 477,29 8602,94
Разом	112,35	674100	1982,64	82609,64
Отримано - Дизпаливо Г/О - Бензин відгін - Сірководень - Газ сухий - Циркулюючий водневмісний газ - Втрати	99,559 0,245 0,26 0,566 11,7 0,02	597354 1470 1560 3396 70200 120	1756,92 4,32 4,59 9,99 206,47 0,35	73205,14 180,14 191,18 416,17 8602,94 14,72
Разом	112,35	674100	1982,64	82609,64

1.2.1.6 Тепловий баланс реактору

Рівняння теплового балансу реактору гідроочистки можливо записати так:

(21)

де Qс, Qц - тепло, яке надходить в реактор зі свіжою сировиною та ЦВВГ;

Qs, Qг.н - тепло, яке виникає при протіканні реакцій гідрогенолізу сірчистих та гідрування ненасичених сполук;

?Qсм - тепло, яке відводиться з реактору реакційною сумішшю.

Середня теплоємність реакційної суміші при гідроочистки мало змінюється в ході процесу, тому тепловий баланс реактора можна записати в наступному вигляді:

, (22)

, (23)

Де G - сумарна кількість реакційної суміші, % (мас);

- середня теплоємність реакційної суміші, кДж/(кг·К);

?Sн, ?Cн - кількість сірки та ненасичених ВВ, видаленні з сировини, %(мас);

t, to - температура на вході в реактор та при видаленні сірки, оС;

qs, qн - теплові ефекти гідрування сірчистих та ненасичених сполук, кДж/кг.

Значення to визначають для кожної пари каталізатор-сировина в інтервалі 250-380 оС. Для заданої пари каталізатор-сировина to=350 оС.

Кількість сірки, видаленої з сировини ?S=0,245% (мас). Глибину гідрування ненасичених ВВ можна прийняти рівній глибині видалення сірки ?Сн=10·0,245=2,45% (мас).

Кількість тепла, що видаляється при гідрогенолізу сірчистих сполук (на 100 кг сировини) при заданій глибині знесірчування, рівній 0,245,

кДж

Де Qs=1319 кДж - кількість тепла, що видаляється при гідрогенолізі сірчистих сполук;

qSi - теплові ефекти гідрогенолізу окремих сіркоорганічних сполук, кДж/кг;

gSi - вміст окремих сіркоорганічних сполук, % (мас).

Кількість тепла, що видаляється при гідруванні ненасичених сполук, дорівнює 126000 кДж/кмоль. Тоді

кДж (24)

кДж

Де Qн=1476 кДж - кількість тепла, що видаляється при гідруванні ненасичених сполук;

qн=126000 кДж/кмоль - тепловий ефект, що видаляється при гідруванні ненасичених сполук.

Середню теплоємність ЦВВГ можна знайти по формулі:

кДж/(кг·К),

де сц=5,45 кДж/(кг·К) - середня теплоємність ЦВВГ;

сРі - теплоємність окремих компонентів, кДж/(кг·К);

yі - масова частка кожного компонента в ЦВВГ.

Таблиця 1.5 Теплоємність індивідуальних компонентів

Теплоємність	H2	CH4	C2H6	C3H8	C4H10
сР , кДж/(кг К ) сР, кДж/(кг )	14,57 3,48	3,35 0,800	3,29 0,786	3,23 0,772	3,18 0,760

Ентальпія пари сировини при 350 оС визначають I350=1050 кДж/кг.

Поправку на тиск знаходять по значеннях приведених температури і тиску. Абсолютна критична температура Ткр=460+273=733 К.

Приведена температура дорівнює Тпр=(350+273)/733=0,85

Критичний тиск сировини знаходять по формулі:

(25)

МПа,

Де Ркр=4,15 МПа - критичний тиск сировини;

(26)

Приведений тиск дорівнює:

(27)

Де Рпр=0,96 - приведений тиск;

Р=4 МПа - тиск процесу.

Для знайдених значень Тпр та Рпр :

кДж/кг

Ентальпія сировини з поправкою на тиск дорівнює І350=1050-51,3=998,7 кДж/кг. Теплоємність сировини з поправкою на тиск дорівнює сс=998,7/350=2,85 кДж/(кг·К).

Середня теплоємність реакційної суміші складає:

кДж/(кг·К) (28)

кДж/(кг·К),

Підставимо знайдені величини в рівняння (23), знайдемо температуру на виході з реактору t:

оС (29)

оС

Потрібний об'єм каталізатору в реакторі Vк розраховують по формулі:

(30)

29,5м3,

Де Vк=29,5м3 - потрібний об'єм каталізатору в реакторі;

G'=G/? (31)

G'=73529,41/850= 86,5м3/год

Так схема установки передбачає два послідовно працюючих реактора тому кількість каталізатору в одному реакторі дорівнює

Vk= Vk/2=29,5/2=14,75

Об'ємна швидкість подачі сировини:

?= G'/ Vк (32)

?=86,5/27,5=2,93 ?3г-

де ?=2,93 г-1 - об'ємна швидкість подачі сировини.

Приймаємо циліндричну форму реактору і відношення висоти до діаметру рівним 2:1 або Н=2D. Тоді

Діаметр реактору дорівнює

м (33)

Приймаю D=2,4м, тоді висота шару каталізатору буде розрахована: H=2D=2·2,34=4,8 м.

Розрахуємо втрати напору в шарі каталізатора

(34)

Де ? - порозність шару;

u - лінійна швидкість руху потоку, м/с;

? - динамічна в'язкість, Па·с;

d - середній діаметр частинок, м;

? - густина реакційної суміші, кг/м3;

g - прискорення силі тяжіння, кг/с2.

Порозність шару розраховуємо по формулі:

?=1- ?н/?к ,

де ?н=850 кг/м3 - насипна густина каталізатора;

?к=1210 кг/м3 - уявна густина каталізатора;

?=1- 950/1210=0,214

Лінійну швидкість руху потоку розраховуємо по формулі:

u=4V/?D2 (35)

де V - об'єм реакційної суміші, який складається з об'єму сировини та ЦВВГ, тобто V=Vс+Vц .

Об'єм сировини розраховуємо по формулі:

м3/год (36)

м3/год

Де Vc=88,5 м3/год - об'єм сировини;

Gc=73529 кг/год - витрата сировини в реакторі;

zc - коефіцієнт стисливості (при Тпр=0,845 та Рпр=0,98 дорівнює 0,25);

tcp =(to+t)/2=354 - середня температура в реакторі, оС.

Об'єм ЦВВГ складе:

(37)

м3/год,

м3/год,

м3/год,

м/с,

Динамічну в'язкість суміші визначаємо по її середньої молекулярної маси, рівній