Проект установки гидроочистки депарафинизации. Расчет реактора депарафинизации

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО ОБРАЗОВАНИЯ УЗБЕКИСТАНА«ФЕРГАНСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ Механический факультет Кафедра «ТМО»


КУРСОВАЯ РАБОТА


по дисциплине Машины и аппараты химической инжинерии
на тему: Проект установки гидроочистки депарафинизации. Расчет реактора депарафинизации
Выполнила: Рахматов Асадбек
группа: ТМО 28-18


Научный руководитель: Машарипов Р

Фергана– 2022

Содержание
Введение	3
1.Основная часть Процесс гидроочистки депарафинизации	5
2. Технологическая часть 2.1 Материальный баланс реактора	9
2.2 Тепловой расчет реактора	16
2.3 Основные размеры реактора	21
3. Механическая часть 3.1 Расчет толщины стенки обечайки 3.2 Расчет толщины тепловой изоляции	30
Заключение
Список использованной литературы

Введение
Важнейшими задачами развития нефтеперерабатывающей промышленности на современном этапе являются:
· увеличение глубины переработки нефти с вовлечением все более «тяжелого» сырья с повышенным содержанием высококипящих фракций и остатков, серы, смол и металлов;
· ужесточение экологических требований к качеству топлив;
· обеспечение растущего спроса на высококачественные моторные топлива.
Климатические условия Казахстана обуславливают большую потребность в высококачественных низкозастывающих дизельных топливах, которая на сегодняшний день обеспечивается менее чем наполовину. Учитывая особые требования в северных регионах Казахстана к низкотемпературным характеристикам моторных топлив, задача производства низкозастывающих дизельных топлив, удовлетворяющих современным и перспективным экологическим требованиям, особенно актуальна.
Важными низкотемпературными характеристиками ДТ являются: температура помутнения, температура начала кристаллизации, температура застывания, предельная температура фильтруемости.
К настоящему времени низкотемпературное ДТ получают тремя способами:
1. Добавлением легких фракций в ДТ. Этот способ не является рациональным, так как снижается выработка топлива и уменьшается температура вспышки.
2. Добавлением депрессорных присадок. Эти присадки способны снизить температуру застывания, но не температуру помутнения.
3. Температуру застывания, помутнения и фильтруемостиснижаютизменяя углеводородныйсостав ДТ. Особенно эффективным способом понижения низкотемпературных свойств дизельных топлив является депарафинизация.
Из выше сказанного, видно, что, несмотря на широкий выбор и разнообразие методов по улучшению низкотемпературных свойств дизельный топлив, данная проблема остается не решенной.
Целью депарафинизации является снижение температуры помутнения и застывания дизельного топлива в зимний период времени года. Парафины, содержащиеся в дизельном топливе, способны осаждаться и образовывать кристаллы, ограничивающие текучесть дизельного топлива по мере снижения температуры.
Депарафинизация осуществляется за счет расщепления этих парафиновых соединений на меньшие молекулы нефтепродуктов с сильно сниженными способностями к парафинообразованию. Взаимодействие парафинов на катализаторе начинается с образования олефинов в металлических центрах и образования карбониевых ионов из этих олефинов в кислотных центрах.
Основные процессы при депарафинизации на катализаторе можно изобразить общей реакцией:
СNH2N+2 + H2 > СAH2A+2 + СBH2B+2
Механизм протекания реакций начинается с образования олефина на металлическом центре катализатора. Этот олефин затем быстро адсорбируется на кислотный центр для образования карбониевого иона. Этот карбониевый ион может изомеризоваться и образовать более устойчивый карбониевый ион или расщепиться и образовать другой карбониевый ион и олефин. Карбониевые ионы могут вступать в реакцию с олефинами. В конце концов, реакция завершается гидрогенизацией олефина.
Гидрокрекинг алкилированных ароматических нефтепродуктов включает в себя множество сложных реакций, таких как изомеризация, деалкилирование, образования кольца и т.д.. К основным реакциям относятся деалкилирование и перенос алкильной группы.
Повышенный интерес к развитию процессов гидроочистки/депарафинизации средних дистиллятов в последние годы связан с увеличением объема переработки сернистых, высокосернистых, парафиновых нефтей и широкой дизелезацией транспортных средств. В настоящее время гидроочистки/депарафинизации подвергают более 80% дизельных фракций.5
В последнее время большую популярность приобретают автомобили с дизельными двигателями, а также индивидуальные импортные и дорогостоящие отопительные системы, работающие преимущественно на жидком топливе (дизельное и печное). Для их эффективной эксплуатации необходимо высококачественное топливо, отвечающее мировым стандартам.
1.
Основная часть
1.1 Процесс гидроочистки/депарафинизации
Проект, поставка оборудования и строительство установки гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива выполнено корпорацией JGC Сorporation (Япония) по технологии фирмы UOP (США).
Генеральный проектировщик предприятия - ОАО «Нижегородниинефтепроект».Год ввода установки в эксплуатацию - 2006 г.
Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива включает в себя следующие блоки:
- блок расходной емкости сырья;
- блок реакторов;
- блок отпарной колонны;
- блок колонны фракционирования продуктов;
- блок компрессоров подпиточного газа;
- блок аминового абсорбера отходящего газа;
- блок скруббера СНГ.
Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива предназначена для очистки керосин/дизельного топлива от серо-, азот- и кислородосодержащих углеводородов на специальном катализаторе в присутствии водорода, а также для разложения парафиновых соединений в дизельном топливе с целью снижения температуры помутнения и застывания для зимнего периода времени года. Сырьем является прямогонное дизельное топливо и легкий газойль коксования.
Блок аминового абсорбера предназначен для очистки от сернистых соединений отходящего газа из:
- секции гидроочистки бензина;
- сети завода после существующей гидроочистки нафты, установки ЛГ;
- емкости одноразового испарения и ресивера отпарной колонны настоящей установки.
Блок скруббера сжиженного нефтяного газа (СНГ) предназначен также для очистки от сернистых соединений СНГ, поступающего из секции гидроочистки бензина.
Кроме вышеперечисленных блоков на установке предусмотрен узел факельных сбросов, предназначенный для отделения из газов, сбрасываемых на факел, капельных, жидких углеводородов и колодец для приготовления раствора соды, предназначенный для нейтрализации оборудования перед их вскрытием для ремонта.
Продукция: нестабильный бензин, стабильный бензин, керосин, дизельное топливо с пониженным содержанием серы, низкозастывающее дизельное топливо.
1.2 Реакторное оборудование для нефтепереработки
Реакторное оборудование для нефтепереработки: реакторы гидрокрекинга, гидроочистки, гидроконверсии, риформингa, гидродепарафинизации.
Реакторы гидрокрекинга, гидроочистки, гидродепарафинизации, гидроконверсии, риформингa предназначены для глубокой переработки нефти и получения бензина стандарта Евро-5, высококачественного дизельного топлива, бензола и т.д.
Изготовление реакторного оборудования осуществляется по проектам ведущих мировых лицензиаров -- ChevronLummusGlobal, ExxonMobil, AXENS, HALDOR TOPSOE A/S и др.
Производимое ОАО "Ижорские заводы" оборудование для переработки и хранения нефти и газа: реакторы (гидрокрекинга, гидроочистки, риформинга и др.), колонные аппараты, теплообменные аппараты, емкости - диаметром до 6,0 метров, длиной до 50 метров и массой до 1450 тонн.
Таблица-1 Реакторы, изготовленные по коду ASME в 2010-2012 гг.

Наименование	Марка материала	Габаритные размеры, мм	Толщина стенки, мм	Масса, т	Заказчик	Лицензиар
Реакторы гидроочистки R-0101 и R-0102	SA-336 А22	H=35700 швн =4600	255	1161	ТАНЕКО	Chevron Texaco
Реактор гидроочистки R-1001	SA387	Н=16500 швн=1700	40	37	НАФТАН	HALDOR TOPSOE A/S
Реактор гидроочистки бензина R-1002	SA387	Н=38700 швн=3500	40	80	НАФТАН	HALDOR TOPSOE A/S
Реактор гидроочистки дизельного топлива Р-201	SA387+SA240	Н=39000 швн=3200	75	230	НАФТАН	HALDOR TOPSOE A/S
Реактор гидрокрекинга R-3101/R-3201	SA-336 F22V +347SS	H=42310 швн=4700	240	1300	ОАО «Роснефть» ООО «РН-Туапсинский НПЗ»	Chevron Lummus Global
Реактор гидрокрекинга R-3102/R-3202	SA-336 F22V +347SS	H=29800 швн =3850	205	530

2. Технологическая часть
2.1 Материальный баланс реактора
Таблица 2 - Исходные данные

Параметры	Значения на входе
Давление, МПа	8,2
Температура, оС	405
Расход ВСГ, м3/ч	109920
Расход сырья, м3/ч	240
Насыпная плотность катализатора, кг/м3	650
Диаметр зерна, мм	2
Объёмная скорость подачи сырья, ч-1	1,9
Состав ВСГ, %
Н2	84,13
СН4	7,67
С2Н6	3,27
С3Н8	2,46
н-C4Н10	0,76
изо-C4Н10	0,86
н-C5Н12	0,19
изо-C5Н12	0,36
C6Н14	0,29
Состав сырьевой фракции, кг/ч
н-парафины	35957
изо-парафины + нафтены	108938
Ароматика	57468
Олефины	8027,6
Состав продуктов по фракциям, кг/ч
н-парафины	29485,8
изо-парафины + нафтены	138779,8
Ароматика	31993,1
Олефины	4262