Установка, предназначенная для гидроочистки дистиллята дизельного топлива, технологическая схема которой приведена на рисунке, включает реакторный блок, состоящий из печи и одного реактора, системы стабилизации гидроочищенного продукта, удаления сероводорода из циркуляционного газа, а также промывки от сероводорода дистиллята. Процесс проводится в стационарном слое алюмокобальтмолибденового катализатора.

Сырье, подаваемое насосом 1, смешивается с водородсодержащим газом, нагнетаемым компрессо­ром 16. После нагрева в теплообменниках 6 и 4 и в змеевике трубчатой печи 2 смесь при темпера­туре 380–425 °С поступает в реактор 3. Разность температур на входе в реактор и выходе из него не должна превышать 10 °С.

Продукты реакции охлаждаются в теплообмен­никах 4, 5 и 6 до 160 °С, нагревая одновременно газосырьевую смесь, а также сырье для стабилизационной колонны. Дальнейшее охлаждение газо­продуктовой смеси осуществляется в аппарате воздушного охлаждения 7, а доохлаждение (примерно до 38 °С) – в водяном холодильнике 8.

Нестабильный гидрогенизат отделяется от цир­куляционного газа в сепараторе высокого давле­ния 9. Из сепаратора гидрогенизат выводится снизу, проходит теплообменник 10, где нагревается примерно до 240 °С, а затем – теплообменник 5 и поступает в стабилизационную колонну 11 [6].

На некоторых установках проводится высокотем­пературная сепарация газопродуктовой смеси. В этом случае смесь разделяется при температуре 210–230 °С в горячем сепараторе высокого давле­ния; уходящая из сепаратора жидкость поступает в стабилизационную колонну, а газы и пары – в ап­парат воздушного охлаждения. Образовавшийся конденсат отделяется от газов в холодном сепараторе и направляется также в стабилизационную колон­ну[6].

Циркуляционный водородсодержащий газ после очистки в абсорбере 18 от сероводорода водным рас­твором моноэтаноламина возвращается компрессо­ром 16 в систему.

В низ колонны 11 вводится водяной пар. Пары бензина, газ и водяной пар по выходе из колонны при температуре около 135 °С поступают в аппарат воз­душного охлаждения 12, и газожидкостная смесь разделяется далее в сепараторе 13. Бензин из се­паратора 13 насосом 15 подается наверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество выводится с установки. Углеводородные газы очи­щаются от сероводорода в абсорбере 22.

---

Гидроочищенный продукт, уходящий с низа ко­лонны 11, охлаждается последовательно в тепло­обменнике 10, аппарате воздушного охлаждения 14 и с температурой 50^оС выводится с установки.

На установке имеется система для регенерации катализатора (выжиг кокса) газовоздушной смесью при давлении 2–4 МПа и температуре 400–550 °С. После регенерации катализатор прокаливается при 550 °С и 2 МПа газовоздушной смесью, а затем си­стема продувается инертным газом [7].

3 Материальный баланс установки гидроочистки

Согласно исходным данным по заданию найдем выход гидроочищенного дизельного топлива по формуле (5.1):

где, В_б – выход бензина, % (масс.)

В_г – выход газа, % (масс.)

ΔS – количество удаленной из сырья серы, % (масс.)

Согласно исходным данным в 100 кг сырья содержится 0,49 кг серы.

Найдем выход бензина по формуле (5.2), количество удаленной серы найдем по формуле (5.3), выход газа найдем по формуле (5.4):






Тогда


По исходным данным найдем расход водорода при выполнении процесса гидроочистки, который был поглощен при химическом взаимодействии (реакции), который был абсорбирован в газосепараторе высокого давления, а также потери связанные с механическим износом технологического оборудования и коммуникаций по формуле (5.5):


Расход свежего водородсодержащего газа на процесс гидроочистки дизельного топлива найдем по формуле (5.6) [8]:



Рассчитаем выход сероводорода по формуле (5.7):

---

Отсюда по формуле (5.8) можем выяснить, что сероводородом было поглощено:


Найдем, сколько водорода входит в состав дизельного топлива при процессе гидрирования по формуле (5.9):


Уточненный выход гидроочищенного дизельного топлива найдем по формуле (5.10):


Найдем количество отводимого с установки гидроочистки сухого газа по формуле (5.11):


Основываясь на полученных значениях составим таблицу материального баланса и сведём все данные в таблицу 1. Принцип работы установки непрерывный, однако, имеется период для остановки установки на капитальный ремонт, тем самым мы примем 330 рабочих дней в год [8].
Таблица 1 – Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива

Название компонента	% (масс.)	т/год	т/сутки	кг/ч
Взято
Дизельное топливо (неочищенное)	100	1050000	3181,82	132575,76
Водородсодержащий газ	0,73	7665	23,23	967,80
Водород в составе водородсодержащего газа	0,219	2299,5	6,97	290,34
Итого	100,73	1057665	3205,05	133543,56
Получено
Гидроочищенное дизельное топливо	99,13	1040865	3154,14	131422,35
Сероводород	0,468	4914	14,89	620,45
Сухой газ	0,674	7077	21,45	893,56
Бензин	0,44	4620	14	583,33
Итого	100,712	1057476	3204,472	133519,7

---

Так как у нас присутствует разница между итоговым значением сырья на входе и готового продукта на выходе, определим разница по формуле (5.12):

Примем разницу как потери при гидроочистке дизельного топлива [8].


Потери составляют 189 тонн в год, что соответствует потерям в процентах 0,018 %(масс.)

Заключение
В курсовом проекте рассмотрена установка гидроочистки дизельного топлива мощностью 1,05 млн. т./год.

В ходе выполнения курсового проекта, был выполнен краткий литературный обзор на процесс гидроочистки, химизм процесса гидроочистки, Рассмотрена технологическая схема процесса гидроочистки. Были проведены технологические расчеты процесса гидроочистки, а именно материальный баланс установки. Были найдены соответствующие процентные соотношения продуктов и составлена сводная таблица материального баланса, которая показала, что процесс проходит с незначительными потерями, а именно 189 тонн в год. Процесс гидроочистки необходим для очистки дизельного топлива от гетероорганических и металлорганических соединений, таких как сернистые соединения, кислород и азотсодержащие вещества.

Список использованных источников
1 Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. С. А. Ахметов – Уфа : Гилем, 2002. – 669 с.

2 Агабеков В. Е., Нефть и газ. Добыча, комплексная переработка и использование. В. Е. Агабеков, В. К. Косяков, В. М. Ложкин, Минск : БГТУ, 2003. – 376 с.

3 Аспель Н. Б., Гидроочистка моторных топлив, Н. Б. Аспель, Г. Г. Дёмкина, – Москва : Химия, 1977 . – 407 с.

4 Эрих В. Н., и др. Химия и технология нефти и газа. В. Н. Эрих, Ленинград : Химия, 1985. – 459 с.

5 Дияров И. Н. и др. «Химия нефти» руководство к лабораторным занятиям, И. Н. Дияров, Ленинград : Химия, 1990. – 423 с.

6 Сомов В. Е., Стратегические приоритеты российских нефтепере–рабатывающих предприятий, В. Е. Сомов, И. А. Садчиков, В. Г. Шершун, Л. В. Кореляков, Москва : ЦНИИТЭнефтехим, 2002. – 122 с.

7 Омаралиев Т. О. Специальная технология производства топлив из нефти и газа. 2–е издание., Т. О. Омаралиев, Астана : Фолиант, 2004. – 296 с.

8 Танатаров Т. А. Основы расчетов технологических установок переработки нефти., Т. А. Танатаров, Москва : Химия, 1985. – 311 с.

---

Смотрите также файлы

• универсальная трость.docx

• Я проходил эксплуатационную производственную практику в ооо гипэлектро.doc

• Практикум по решению задач.docx

• I. Поняття числа і методика їх вивчення.doc

• Отчетная документация по учебной практике.docx