курсовик 24-7

Федеральное агентство по образованию.
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования.
Северо-Западный государственный заочный технический университет.




Курсовая работа





По дисциплине: Процессы и аппараты
На тему: «Подбор теплообменного аппарата реакторного блока установки гидроочистки ЛГ-24/7
ООО «Киришинефтеоргсинтез»»








Выполнил: Лялина А.С.
Проверил:



г. Кириши
2010г.

Содержание.


Краткая характеристика предприятия.
Установка гидроочистки ЛГ-24/7.
Расчет теплообменного аппарата:
Постановка задачи (исходные данные).
Определение тепловой нагрузки.
Определение средней разности температур.
Расчет коэффициентов теплоотдачи.
Определение коэффициента теплопередачи.
Расчет поверхности теплообмена.
Заключение.
Технологическая характеристика теплообменного аппарата.
Приложение: рис.1 «Аппарат типа ТПГ».
Литература.





























1. Краткая характеристика предприятия.


24 сентября 1960г. Советом Министров СССР было принято постановление о строительстве Киришского НПЗ. В марте 1966г. завод вошел в промышленную эксплуатацию. Головной проектной организацией является Ленинградский институт по проектированию топливных и газовых производств – Ленгипрогаз, преобразованный в Ленинградский государственный проектный институт по проектированию нефтехимических процессов (Ленгипронефтехим).
В первую очередь были спроектированы следующие технологические установки: электрообессоливающая установка, атмосферно-вакуумная трубчатая установка АВТ-2, атмосферная установка АТ-6, установка термического крекинга мазута прямой гонки, установки каталитического риформинга Л-35-11/300 и Л-35-11/600, установки гидроочистки дизельных фракций ЛГ-24/6 и ЛГ- 24/7, установки производства элементарной серы и битумные установки.
Также были созданы объекты для обеспечения нормального
функционирования технологических установок.
Вторая очередь предусматривала дальнейшее увеличение объемов переработки нефти, для чего бал запланированы ввод еще одной атмосферно-вакуумной установки АВТ-6 и строительство дополнительных установок каталитического риформинга ЛЧ-35-11/600, ЛГ-35-8/300Б для производства бензола и толуола, установка по производству орто-, пара- ксилолов.
В 1976г. была введена в эксплуатацию газофракционирующая установка для производства сжиженных углеводородных газов.
Большая работа по дальнейшему увеличению объемов переработки нефти за счет реконструкции действующих установок АВТ-2, АТ-6, АВТ-6 и термокрекинга была проведена институтами ВНИПИНефть и Ленгипронефтехим.
В эти же годы были построены две установки «Парекс», установка ЛЧ-35-11/1000 установка гидроочистки ЛЧ-24/9.
В 1980-е годы были введены в эксплуатацию две установки регенерации кислого гудрона.
В качестве сырья на Киришском НПЗ используется смесь нефтей с содержанием серы 1,8-2,0% и солей 40-50мг/л. Потенциальное содержание светлых нефтепродуктов до 350-360°C составляет 47-50%.
Нефть поступает на завод пот нефтепроводу из Западной Сибири. В нефтепровод закачиваются нефти Западной Сибири, Башкирии, Татарии, республики Коми. В связи с этим качество нефти часто меняется, что требует оперативного контроля для своевременной перестройки технологического режима установок.
Завод вырабатывает около 60 наименований продукции. Значительная доля продукции отправляется на экспорт.
Отгрузку основной продукции осуществляют в основном по железной дороге, некоторую часть (автобензин, керосин и дизтопливо) – по трубопроводу на Санкт-Петербург и остальное – автотранспортом.
В 1960г. завод был спроектирован по топливному варианту, поэтому глубина переработки незначительна и составляет чуть более 50%. Перед заводом стоит задача сокращения объемов производства мазута и увеличения выработки светлых нефтепродуктов.
В настоящее время Киришский НПЗ (ООО «Киришинефтеоргсинтез») является наиболее мощным в составе действующих в России предприятий топливно-нефтехимического профиля.
Мощность завода составляет 17млн.т по первичной переработке нефти.
В схеме завода функционируют процессы гидроочистки средних дистиллятов (около 28% к мощности первичной переработки), риформинга (около 17%), изомеризации (изоселектоформинга 2%), производства битумов (около 6%), нефтехимические производства. Общий уровень развития вторичных процессов нефтепереработки, однако, значительно ниже других НПЗ России этого профиля и на 2% среднеотраслевого уровня. В структуре завода пока отсутствуют процессы деструктивного углубления нефтепереработки.
Технологию перспективного развития, модернизации и углубления переработки Киришского НПЗ лицензируют Chevron и ABB Lummus Global. Часть проекта развития составляет строящийся комплекс гидрокрекинга по технологии изокрекинга Chevron, который станет крупнейшим в Европе по мощности. В состав комплекса вошли: блок вакуумной перегонки мазута, гидрокрекинг вакуумного газойля, висбрекинг гудрона, производство и концентрирование водорода, производство серы. По мере освоение объектов комплекса в 1,5 раза повысится эффективность использования нефти, существенно улучшится качество продукции. Глубина переработки нефти станет выше 75%. После завершения развития завода по дизельному варианту производства (на базе гидрокрекинга) планируется дальнейшая модернизация технологии по бензиновому варианту на основе комплекса каталитического крекинга и сопряженных с ним процессов получения бессернистых высокооктановых компонентов автобензина.












2. Установка гидроочистки ЛГ-24/7.

Назначение процесса гидроочистки – удаление серо-, азот-, кислородсодержащих и смолистых соединений под давлением водорода в присутствии катализатора. В результате такого воздействия при сравнительно умеренных температурах (350-400°С) органические соединения серы, азота и кислорода разлагаются с образованием насыщенных углеводородов. Также образуются углеводороды парафинового и нафтенового ряда.
Выбор технологической схемы, параметров процесса и катализаторов зависит от качества исходного сырья, химического состава присутствующих в нем примесей, а также требований к качеству получаемого продукта.
Каждая установка гидроочистки состоит из ряда блоков, имеющих определенное назначение.
Реакторный блок. В его состав входят теплообменники для нагрева газосырьевой смеси, нагревательная печь, реактор или два реактора, сепараторы и контур циркуляционного газа с компрессорами. Это основной блок установки, где происходит гидрообессеривание дизельного топлива в реакторных аппаратах и разделение газопродуктовой смеси в сепараторах на жидкие продукты реакции, углеводородный газ и циркулирующий водородсодержащий газ.
Блок стабилизации, состоящий из ряда теплообменников и колонны стабилизации, служащей для отделения от нестабильного гидрогенизата бензина-отгона с получением стабильного дизельного топлива.
Блок очистки циркулирующего водородсодержащего газа и углеводородных газов от сероводорода раствором моноэтаноламином (МЭА).

На Киришском НПЗ установка Л-24/6 построена в 1967г., а Л-24/7 – в 1971г.
Установка ЛГ-24/7 имеет проектную мощность 1,2 млн. т/год и состоит из двух независимо работающих блоков по 600 тыс. т/год каждый. В каждом блоке два реактора и две нагревательные печи.
В настоящее время первый блок установки используется для очистки дизельного топлива, а второй - для очистки авиационного керосина (топливо ТС-1). Содержание серы в очищенном дизельном топливе достигает 0,2%. Снижение содержания серы до более низкого уровня требует реконструкции установки.
Сырьем установки является прямогонная дизельная фракция из резервуарного парка. После смешения с водородсодержащим газом газосырьевая смесь последовательно нагревается в межтрубном пространстве теплообменников Т-101/1,2, Т-102/1,2, Т-103/1,2, газопродуктовой смесью, выходящей из реактора, затем поступает в нагревательную печь, где нагревается до 330-380 и поступает в реактора гидроочистки Р-101 и Р-102, где осуществляется гидрирование серо-, азот- и кислородсодержащих соединений.
Газопродуктовая смесь из реакторов поступает в трубное пространство теплообменников Т-101/1,2, Т-102/1,2, Т-103/1,2, где последовательно охлаждается газосырьевой смесью.
Для нагрева и охлаждения нефтепродуктов используют теплообменники кожухотрубчатого типа с плавающей головкой пучка. Теплообменник состоит из распределительной камеры, разделенной посередине стальной перегородкой, и имеющей два штуцера, по которым входит и выходит нефтепродукт в трубный пучок, оканчивающийся подвижной (плавающей) головкой. Подвижность пучка дает возможность свободного температурного расширения трубок пучка, не приводящего к деформации их. Трубный пучок заключен в корпус (кожух), также имеющий два штуцера. В один входит нагретый нефтепродукт, отдает свое тепло и выходит, охладившись, через другой штуцер.
Теплообменники этого типа компактны, надежны, пучок легко может быть демонтирован из кожуха, подвергнут чистке от грязи, кокса и других отложений и снова смонтирован. Корпус аппарата работает под давлением, поэтому требует специального надзора. После сборки теплообменника, перед включением в работу он подвергается опрессовке на герметичность: отдельно пучок и плавающая головка, отдельно корпус. При эксплуатации необходимо соблюдать в строгом соответствии с производственными инструкциями и регламентом температурный режим, не допуская быстрого скачка температур за счет резкого изменения расхода нагретого или нагреваемого нефтепродукта. Для обеспечения хорошего теплообмена и эффективной передачи тепла в соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта каждый теплообменник подвергается чистке от отложений и грязи.
На долю теплообменных аппаратов приходится до 40% металла от всего оборудования технологических установок. Правильный выбор применения того или иного теплообменного аппарата имеет большое значение при строительстве или реконструкции установок в общей сводке затрат и оказывает большое влияние на технико-экономические показатели работы установки.
Основной характеристикой теплообменного аппарата является его поверхность теплообмена, чем она больше при одном и том же расходе металла, тем эффективней теплообменный аппарат. Также эффективность работы аппарата зависит от разности температур горячей и холодной среды (теплоносителей), скорости потоков, чистоты поверхности теплообмена, коэффициента теплопередачи.




4. Технологическая характеристика теплообменного аппарата.

Т-101/1,2, Т-102/1,2, Т-103/1,2 – теплообменник газосырьевой
смеси 800 ТПГ-8,0-М4/20-6-К.
Диаметр – 800мм
Длинна трубок – 6000мм
Поверхность теплообмена – 2*221мІ
Расчетная температура, °C трубки – 480
корпус – 360
Расчетное давление, МПа
трубки – 5,6
корпус – 5,88
Среда – взрывоопасная, токсичная, ЛВЖ, ГГ,
IIВ-Т3, IIС-Т1, класс опасности – 3
Режим реакции:
В трубках: Рабочая температура – 410 149°C
Рабочее давление – 5,1 МПа
Газопродуктовая смесь, в т.ч.:
Нестабильный гидрогенизат в жидкости (d4Іє= 0,847) с
содержанием: Н2О – до 100ррm;
Н2S – до 3,0%об.;
Водородсодержащий газ (
·= 0,35кг/нмі) с содержанием:
- Н2 – до 64,3%об.;
-
·C1 чС5 – 32,2%об.;
- Н2О – до 0,23%об.;
- Н2S – до 0,22%об.
В корпусе: Рабочая температура – 54 330°C
Рабочее давление – 3,78 МПа
Газопродуктовая смесь, в т.ч.:
прямогонная дизельная фракция 203ч360°C
в парах и жидкости (d4Іє= 0,843) с содержанием:
- серы – до 1,0ч1,5%масс.;
Водородсодержащий газ (
·= 0,26 кг/нмі) с содержанием:
- Н2 – до 75,0%об.;
- Н2О – до 0,19%об.;
- Н2S – до 0,014%об.
Режим регенерации:
В трубках: Рабочая температура – до 500 250°C
Рабочее давление – 1,89 МПа
В корпусе: Рабочая температура – 100 250°C
Рабочее давление – 2,16 МПа
Газовоздушная смесь с содержанием:
SO2 – 0,15%об.; СО2 – 0,49%об.; О2 – до 3%об.; влага в парах,
остальное N2.
Расчетный срок службы оборудования 10 лет.
Литература.
П.Г. Баннов «Процессы переработки нефти». Химиздат, 2009г. Санкт –
Петербург.
Кузнецов А.А., Каперманов С.М., Судаков Е.Н. «Расчеты процессов и
аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности». Изд. «Химия»,
1974г.
Рудан М.Г., Драбкин А.Е. «Краткий справочник нефтепереработчика».
«Химия», 1980г.
Скобло А.И. «Основные элементы технологического расчета
нефтеперегонных установок». 1978г.
Каталог. Аппараты теплообменные кожухотрубчатые общего
назначения. «ВНИИНЕФТЕМАШ», Москва, 2001г.

Приложенные файлы

  • doc 14677201
    Размер файла: 62 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий