2.4 Описание технологической схемы

Исходное сырье подается насосом 21 на смешение с циркулирующим газом гидроочистки и избыточным водородом риформинга. Полученная газосырьевая смесь после нагрева в теплообменнике 10 и печи 12 поступает в реактор гидроочистки 11. Далее смесь газа и гидроочищенного бензина отдает свою теплоту в кипятильнике 22, теплообменнике 10, холодильнике 8 и направляется в сепаратор высокого давления гидроочистки 9, где газ отделяется от гидрогенизата. В водородсодержащем газе присутствует сероводород, выделяющийся при гидроочистке. Из сепаратора газ поступает в колонну 2, где сероводород отмывается 15 %-ным раствором моноэтаноламина. Очищенный газ разделяется на две неравные части: большая — циркуляционный газ гидроочистки — поступает на прием циркуляционного компрессора 6 и вновь смешивается с сырьем, меньшая — избыточный водород — выводится с установки. Жидкая фаза в сепараторе 9 содержит гидроочищенный бензин с растворенными в нем сероводородом, углеводородным газом и водой. Поэтому гидрогенизат поступает через теплообменник 23 в отпарную колонну 7, где происходит отпарка газа, воды и сероводорода от бензина за счет теплоты потока из реактора 11, подводимого в кипятильник 22.  Стабильный гидрогенизат с низа колонны 7 проходит теплообменник 23 и насосом 24 направляется на смешение с циркулирующим водородом блока платформинга. Смесь бензина и газа нагревается в теплообменнике 25 и во второй секции печи 12, а затем последовательно проходит реактор 13, третью секцию печи 12, реактор 14, четвертую секцию печи 12 и реактор 15. Продукт риформинга из реактора 15 направляется в теплообменник 25 и холодильник 26, охлаждается и поступает в сепаратор высокого давления платформинга 27, где происходит разделение газа и бензина. Газ поступает на прием компрессора 28. Большая часть его возвращается на смешение с гидрогенизатом, а избыточный водород платформинга направляется в блок гидроочистки. Жидкий продукт из сепаратора 27 попадает в сепаратор низкого давления 29, где из платформата выделяется растворенный углеводородный газ. Окончательно платформат стабилизируется в колоннах 16 и 20. Углеводородный газ гидроочистки и риформинга из сепараторов 3 и 29 смешивается и подается во фракционирующий абсорбер 16. Нестабильный бензин из сепаратора 29 двумя потоками поступает в абсорбер 16: часть холодного бензина подается на верх абсорбера, другая часть нагревается в теплообменнике 30 и по¬дается в низ абсорбера. С верха абсорбера 16 уходит сухой углеводородный газ, с низа — бензин в колонну стабилизации 20 после предварительного нагрева в теплообменнике 34 за счет стабильного бензина. С верха колонны 20 с установки выводится головка стабилизации, с низа колонны 20 через теплообменники 30 и 34 и холодильник 33 — стабильный бензин. Подвод теплоты в низ колонн 16 и 20 осуществляется методом горячей струи через двухкамерную печь 32. При полном выделении из бензина этана (режим деэтанизации) в верху колонны 20 поддерживается 70 °С, при полном удалении пропана (режим депропанизации) — 45 °С. В обоих случаях температура низа колонны 220 °С, давление 11,5МПа.

Заключение

В литературном обзоре проведен анализ процесса каталитического крекинга. Описаны технологические схемы процесса.

В технологической части описывается поточная схема переработки смеси нефтей Дунга-Еспелисай– Узен. По физико – химическим характеристикам нефть является легкой, малосернистой,высокопарафинистой. При переработке нефти были получены следующие фракции: газы, бензиновая, керосиновая, дизельная фракция, вакуумный дистиллят и гудрон. И получены следующие продукты: газ, бензин, керосин, дизельное топливо летний и зимний, кокс, котельное топливо. Потери составляют 2,56%.

Также описывается технологическая схема процесса каталитического риформинга. В работе был проведен технологический расчет основного аппарата – реактора. По расчетам диаметр реактора d = 6500 мм, высота реактора H = 32500 мм.

Список литературы

1. Сериков Т.П., Оразова Г.А., Буканова А.С. Теоретические основы и

технология глубокой переработки нефти. Атырау, 2009.

2. Бишимбаева Г.К., Букетова А.Е., Надирова Н.К. Химия и технология

нефти и газа. Алматы, «Бастау» 2007.

3. Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке. Москва,

«Химия», 1979.

4. Омский научный вестник №2, 2010.

5. Огородников С.К. Справочник нефтехимика Т-1. 1978

6. Рудин М.Г., Сомов В.Е., Фомин А.С. Карманный справочник

нефтепереработчика. Москва, «ЦНИИТЭнефтехим» 2004.

7. Надиров Н. К. Нефть и газ Казахстана. Часть 2. Алматы, «Гылым»

1995.

8. Кузнецов А.А, Камерганов С.М., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и

аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. Ленинград, «Химия» 1974.

9.Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. Ленинград, «Химия» 1985.

10. Эрих В.Н., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа. Ленинград, «Химия» 1972.

Тема курсового проекта: «Проект установки каталитического рифрминга при переработке смеси нефтей Дунга-Еспелисай и Узен производительностью 3 млн.т/год »

66