Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Проект установки гидроочистки дизельного топлива

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

КАФЕДРА «ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА»

КУРСОВАЯ ПРОЕКТ

по дисциплине: Основы научных исследований и проектирования

тема работы: Проект установки гидроочистки дизельного топлива

Студент 4-ХТ-1

__________________

Ухин Д.С.

«___»______________2013

Преподаватель

__________________

Жилкина Е.О.

«___»______________2013

САМАРА 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3

1. ХАРАКТЕРИСТКА СЫРЬЯ, ПОЛУЧАЕМЫХ ПРОДУКТОВ, СВСГ, ЦВСГ И РЕАГЕНТОВ 4

2. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ УСТАНОВКИ И ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА 6

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ И ЕЕ КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ 11

4. ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И УСЛОВИЯ ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИИ 13

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ 16

5.1 Исходные данные для расчета 16

5.2 Материальные балансы установки и реактора 16

5.2.1 Определение часовой производительности установки 16

5.2.2 Расчет расхода свежего водородсодержащего газа (СВСГ) 16

5.2.3 Расчет расхода циркулирующего водородсодержащего газа (ЦВСГ) 17

5.2.5 Материальный баланс установки 18

5.2.6 Материальный баланс реактора гидроочистки дизельного топлива 19

5.2.7 Выбор конструкции и определение размеров реакторов 19

5.3 Тепловой баланс реактора. 21

5.3.1 Расчет парциального давления ГСС на входе и ГПС на выходе из реактора. 22

5.3.2 Расчет энтальпий сырья, продуктов реакции, СВСГ и ЦВСГ при парциальном давлении в реакторе 22

5.3.3 Определение потерь теплоты из реакторов в окружающую среду 31

5.3.4 Тепловой баланс реакторного блока 31

5.4 Гидравлический расчет реактора 32

5.5 Расчет газосепарации газопродуктовой смеси 37

5.5.1 Исходные данные для расчета горизонтальног сепаратора С-1 37

5.5.2 Расчет материального баланса 37

5.5.3 Определение размеров горизонтального газосепаратора 38

5.5.4 Исходные данные для расчета вертикального сепаратора С-2 41

5.5.5 Расчет материального баланса 42

5.5.6 Определение размеров вертикального газосепаратора 43

5.6. Расчет сырьевых теплообменников «ГСС — ГПС» 46

5.7 Расчет печи 49

5.7.1 Расчет процесса горения 49

5.7.2 Расчет теплового баланса печи, КПД печи и расхода топлива 52

5.7.3 Расчет радиантной камеры и камеры конвекции 53

5.8 Расчет аппапарата воздушного охлаждения 54

5.9 Материальный баланс колонны стабилизации. 57

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 58

ВВЕДЕНИЕ

Увеличение объема производства нефтепродуктов, расширение их ассортимента и улучшение качества - основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью в настоящее время. В современных НПЗ доля вторичных процессов постоянно растет, в тоже время растет и глубина переработки нефтепродуктов, продукты требуют облагораживания - в связи с этим гидроочистка выходит на передовое место среди вторичных процессов на нефтеперерабатывающих заводах.

В наше время увеличивается количество сернистых и высокосернистых нефтей, поступающих на НПЗ, также увеличивается поступление дизельных фракций с установок вторичных процессов, которые в отличие от прямогонной дизельной фракции содержат большее количество серосодержащих, азотсодержащих, кислородсодержащих соединений, а также олефинов, таким образом очень сильно снижается качество сырья на установках гидроочистки.

Содержание серы - самый важный показатель у современных дизельных топлив. Он нормируется для всех классов дизельного топлива и в соответствии с классом может составлять 50 и 10 мг/кг.

Гидроочистка — процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов.

Гидроочистка является основным вторичным процессом в нефтепереработке, ни один современный нефтеперерабатывающий завод не может обойтись без установки гидроочистки. Благодаря гидроочистке происходит облагораживание всех фракций, получаемых на НПЗ.

В соответствии с заданием на курсовой проект необходимо спроектировать установку гидроочистки дизельного топлива с производительностью 900 тыс. т/год.

1. ХАРАКТЕРИСТКА СЫРЬЯ, ПОЛУЧАЕМЫХ ПРОДУКТОВ, СВСГ, ЦВСГ И РЕАГЕНТОВ

Качество сырья установки гидроочистки оказывает большое влияние как на параметры процесса, так и на качество и выход получаемых продуктов. При выборе параметров и катализаторов процесса необходимо учитывать химический состав: содержание серо- и азотсодержащих соединений; содержание полиароматических углеводородов, смол и асфальтенов, вызывающих снижение активности катализаторов процесса гидроочистки за счет отложений кокса; содержание металлов (никель, железо, ванадий), способных отлагаться на поверхности катализатора.

В качестве сырья установки гидроочистки дизельного топлива была взята прямогонная дизельная фракция с температурами выкипания 180 — 360 ⁰С.

На установке гидроочистки выделяют: бензин — отгон (температура конца кипения 180 ⁰С) и гидроочищенное дизельное топливо.

Характеристика сырья, гидрогенизата и бензин — отгона, полученных в процессе гидроочистки дизельного топлива представлены табл. 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика сырья, гидроочищенного дизельного топлива и бензтн-отгона.

Показатели качества	Сырье	Гидрогенизат	Бенз-отгон
Плотность при 20 ⁰С, кг/м³	0,843	0,838	0,725
Фракционный состав (разгонка по ГОСТ), ⁰С:
н. к.	180	180	43
10%	222	237	72
50%	268	268	100
90%	318	318	151
к.к.	360	350	180
Содержание серы	0,91	0,005	-
Йодное число	2,5	-	-

Углеводородный состав свежего (СВСГ) и циркулирующего (ЦВСГ) водородсодержащих газов и газов реакции представлен в табл.1.2.

Таблица 1.2

Химический состав СВСГ, ЦВСГ и углеводородных газов (%об.)

компонетн	СВСГ, % об.	M	СВСГ, % мас.	ЦВСГ, % об	ЦВСГ % мас.	УВГ % об.	УВГ % мас.
Водород	99,9	2	99,2	84	27,8	-	-
Метан	0,1	16	0,8	7,7	20,4	59	40,2
Этан		30		4,9	24,3	29,7	37,9
Пропан		44		2,2	16,0	10	18,7
Изобутан		58		0,6	5,8	0,7	1,7
Н-бутан		58		0,6	5,8	0,6	1,5
Итого	100	2,014	100	100	100,0	100	100

В процессе гидроочистки дизельного топлива использовался катализатор РК-231М, фирмы KNT group со следующими физико-химическими характеристиками:

Таблица 1.3

Характеристика катализатора РК-231М.

Показатель	Значение
Форма и размер гранул	цилиндрическая, d=1,6-3,0, L=3-15 мм
Содержание активных металлов, % масс., не более	12-15 Мо; 4,0-5,0 Со
Индекс прочности, кг/мм2, не менее	2,2
Насыпная плотность, г/см³, в пределах:	0,6-0,8
Массовая доля крошки, %, не более	1,0
Массовая доля потерь при прокаливании (ППП) при 500°C, %, не более	3,0

2. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ УСТАНОВКИ И ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА

Технологические схемы установок гидроочистки имеют много общего и различаются по мощности, размерам и технологическому оформлению реакционных блоков, блоков сепарации и стабилизации.

Все установки гидроочистки имеют в своем составе следующие блоки:

- реакторный блок;

-блок стабилизации гидрогенизата;

-блок сепарации;

-блок очистки циркулирующего водородсодержащего газа и газов реакции от сероводорода раствором моноэтаноламина и регенерации раствора моноэтаноламина[1].

Реакторный блок состоит из сырьевых насосов, теплообменников нагрева газосырьевой смеси, печи, реактора, водяного холодильника и аппарата воздушного охлаждения.

Основной аппарат реакторного блока – реактор, в нем осуществляется процесс гидроочистки дизельной фракции. Опыт эксплуатации установок гидроочистки дизельного топлива свидетельствует о целесообразности проведения процесса в реакторе с аксиальным вводом сырья в неподвижном слое катализатора. Такого типа реактор выбран в данном проекте.

Оформление реакторного блока может быть различным (см. рис. 2.1, рис. 2.2, рис. 2.3):

Один реактор

Рис 2.1

Два параллельно соединенных реактора

Рис. 2.2

Два последовательно соединенных реактора

Рис. 2.3

На проектируемой установке выбираем схему с одним реактором , т.к. такая схема экономически более целесообразна – меньше капитальные и эксплуатационные затраты.

На установке применяем схему «с циркуляцией» водородсодержащего газа. Применение схемы с циркуляцией позволяет поддерживать нужное соотношение водород: сырье, изменяя кратность циркуляции водородсодержащего газа, и в меньшей степени зависит от работы установки каталитического риформинга. Наличие циркуляционного компрессора дает возможность проводить газовоздушную регенерацию катализатора.

При работе установки с циркуляцией водородсодержащего газа появляется возможность обеспечения более высокого парциального давления водорода и за счет увеличения удельного расхода водородсодержащего газа, и за счет повышения концентрации водорода в газе при его сепарации.

В процессе гидроочистки дизельной фракции сепарация гидрогенизата применяется для выделения водородсодержащего газа и углеводородного газа. Сепарация газопродуктовой смеси осуществляется в газосепараторах.

Выбор схемы узла сепарации гидрогенизата определяется конкретными условиями производства. Существуют два способа сепарации- холодный и горячий. Выбор холодной или горячей сепарации водородсодержащего газа из газопродуктовой смеси определяется также ресурсами водорода на заводе.

На установке используем горячую сепарацию газопродуктовой смеси. Горячая сепарация бывает двух-, трех- и четырехступенчатой по давлению, что зависит от давления в реакторе. По схеме с горячей сепарацией газопродуктовая смесь лишь частично охлаждается в сырьевых теплообменниках (до 230-300 ^оС) и поступает в горячий сепаратор высокого давления, в котором происходит отделение газопаровой фазы от жидкой. Газопаровая фаза, включающая ВСГ, газы реакции и пары бензина, охлаждается и конденсируется в теплообменниках, воздушных и водяных холодильниках и поступает в холодный сепаратор высокого давления, в котором сверху выделяется циркулирующий водородсодержащий газ, а снизу – жидкая фаза с растворенными углеводородными газами. Далее из жидкой фазы в сепараторе низкого давления выделяются углеводородные газы. Жидкая фаза из горячего сепаратора поступает в колонну ректификации (стабилизации), куда также подают жидкую фазу из холодного сепаратора низкого давления.

Горячая сепарация более эффективна, чем холодная, так как на установке существенно снижаются эксплуатационные расходы – меньше расход энергии и на нагрев, и на охлаждение. Недостатком горячей сепарации является некоторое увеличение расхода водорода из-за его растворения в горячем гидрогенизате. На современных заводах имеются установки по производству технического водорода, что значительно увеличивает ресурсы водорода для гидрогенизационных процессов.

Число ступеней сепарации газопродуктовой смеси увеличивается при повышении давления в реакторе, так как это позволяет снизить потери легкокипящих компонентов с газами.

Существует несколько схем стабилизации нестабильного дизельного топлива, которые отличаются способом поддержания температуры в низу ректификационной колонны или применяемым испаряющим агентом.

Существует вариант обвязки колонны стабилизации с рибойлером, т.е. с подачей паров стабильного дизельного топлива в низ колонны из рибойлера, нагрев в котором происходит за счет тепла газопродуктовой смеси из реактора. Преимущество данной схемы – отсутствие горячего насоса для рециркулята и печи, которая заменяется рибойлером, более компактным и менее сложным в эксплуатации. Недостаток – низкая производительность колонны.

На НПЗ применяют так же стабилизацию нестабильного дизельного топлива с подачей в куб водяного пара. Достоинство этого варианта – простота технологического оформления, отсутствие нагрева дизельного топлива до высоких температур и низкие эксплуатационные затраты, а недостаток – обводненность дизельного топлива и больший расход тепла на то количество, которое уходит с паром.

В схеме установки применяем стабилизацию с циркуляцией отдуваемого ВСГ, который подогревается в конвекционной камере печи и подается в нижнюю часть стабилизационной колонны с целью снижения парциального давления паров нефтепродуктов. Достоинствами данной схемы являются удобство регулирования температурного режима колонны и независимость блока стабилизации от температурного режима реакторного блока.

На установке предусмотрена раздельная очистка циркулирующего водородсодержащего газа и углеводородных газов реакции от сероводорода, а также регенерация насыщенного раствора моноэтаноламина (МЭА).

Для удаления сероводорода принимается метод очистки газов водным раствором МЭА. Преимущества данного абсорбента:

- высокая поглотительная способность;

- сравнительно низкая стоимость;

- простая регенерация отработанных растворов.

Для удаления сероводорода из ЦВСГ применяем абсорберы, где при температуре 40-45⁰С обеспечивается глубина очистки до остаточного содержания сероводорода не выше 0,004% об. Регенерацию МЭА проводят в десорбере при температуре 120-130 ⁰С и давлении 0,1 МПа[1].

В научно-технической литературе предложены современные катализаторы гидроочистки, которые позволяют при оптимальных технических параметрах получать дизельное топливо, соответствующее современным требованиям. Проанализировав данные научно-технической периодической литературы, выбран катализатор РК-231М позволяющий получить дизельное топливо с содержанием серы менее 50 ppm. Параметры процесса выбираем в зависимости от принятого катализатора – РК-231М, исходя из испытаний на пилотных установках рис2.1[2].

Активность катализатора РК-231М в реакциях превращения серы.

Рис. 2.1.

Сырьем служила дизельная фракция содержанием серы 1,4% мас; параметры процесса давление 4 Мпа, соотношение водород:сырье – 400 нм³/м³, W=2 ч^-1[2].

Таблица 2.1

Параметры процесса гидроочистки дизельного топлива

Показатели

Единицы

измерения

Величина

показателя

Рабочее давление на входе в реактор

Температура на входе в реактор

соотношение водород:сырье, не менее

Объемная скорость подачи сырья

Расход водорода

Тип катализатора

МПа

⁰С

Нм³/м³ сырья

ч^-1

% мас.

5,0

340

400

2,0

0,8

РК-231М

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ И ЕЕ КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

Технологическая схема установки гидроочистки дизельного топлива представлена на рис. 3.1.

В состав разработанной схемы гидроочистки дизельного топлива входят реакторный узел, узел стабилизации гидрогенизата, узел очистки циркулирующего водородсодержащего и углеводородных газов от сероводорода водным раствором амина и узел регенерации насыщенного раствора амина.

Сырье — прямогонная дизельная фракция (фракция 180 — 360 ⁰С) — смешивают с циркулирующим водородсодержащим газом (ЦВСГ), нагнетаемым центробежным компрессором ЦК-1. Газосырьевая смесь (ГСС) нагревается сначала в теплообменнике Т-1 потоком стабильного гидрогенизата, в теплообменниках Т-2,Т-2^/ потоком газопродуктовой смеси (ГПС), в печи П-1 и поступает в реактор Р-1. Контролируется расход сырья после насоса Н-1.

Газопродуктовая смесь после реактора Р-1, отдает теплоту газосырьевой смеси в теплообменниках Т-2, Т-2^/ и с температурой 200 ⁰С поступает в горячий сепаратор (высокого давления) С-1. Контролируют уровень жидкой фазы в сепараторе С-1. Газопаровая фаза из горячего сепаратора отдает теплоту жидкой фазе холодного сепаратора С-2 и охлаждается до 100 ⁰С в теплообменнике Т-3, затем смесь газов и паров охлаждают до 40 ⁰С в аппарате воздушного охлаждения АВО-2 и в водяном холодильнике ВХ-1, и направляют в холодный сепаратор (высокого давления) С-2, где отделяется циркулирующий водородсодержащий газ. Предварительно нагретую жидкую фазу из холодного сепаратора и жидкую фазу из горячего сепаратора С-1 направляют в колонну стабилизации К-1 на 20 и 14 тарелки, считая снизу.

Водородсодержащий газ (ВСГ) из сепаратора С-2 подвергают очистке от сероводорода в абсорбере К-2 с 24 тарелками 10-15 %-ным водным раствором моноэтаноламина (МЭА). Водородсодержащий газ подают под нижнюю тарелку, а раствор МЭА — на верхнюю тарелку. Кроме того предусмотрена подача парового конденсата в верхнюю часть абсорбера для дополнительной отмывки сероводорода из ВСГ. Условия в абсорбере — 30-40 ⁰С и давление 2,5 — 3,0 МПа. Очищенный от сероводорода ВСГ после отдува возвращается в систему циркуляции водородсодержащего газа, а насыщенный раствор МЭА с низа адсорбера направляют на регенерацию в десорбер К-6. Для поддержания необходимой концентрации водорода в циркулирующем водородсодержащем газе в него подают свежий водород содержащий газ.

Стабилизационная колонна К-1 предназначена для получения стабильного гидрогенизата, бензин-отгона и углеводородного газа с сероводородом. Колонна имеет переменный диаметр. Различия по диаметру объясняется тем, что количество верхнего продукта значительно меньше количества нижнего, получаемого в колонне К-1. Условия эксплуатации стабилизационной колонны: давление в зоне питания находится в пределах 0,16-0,20 МПа, температура верха колонны 130-140⁰С, а низа — 240-280⁰С[1].

С верха колонны К-1 отбирают часть бензиновой фракции и углеводородный газ. Бензин-отгон насосом Н-2 подают в качестве острого орошения колонны стабилизации, а балансовое его количество подается в колонну К-4 для отдувки сероводорода от бензина. Бензин из колонны К-4 выводят с установки, а углеводородные газ с сероводородом направляют в абсорбер К-5, в котором очищают от сероводорода раствором МЭА. Колонна К-4 заполнена керамической насадкой двумя слоями, высота слоя 2,5 м.

Углеводородный газ, содержащий сероводород, из сепаратора С-3 направляют в абсорбер К-3, где углеводородный газ очищают от сероводорода водным раствором МЭА. В абсорбере смонтировано 20 тарелок, давление 0,5 - 0,7 МПа.

С куба колонны К-1 выводится стабильный гидрогенизат, часть которого циркулирует через печь П-2, организуя горячую струю, а балансовое его количество после охлаждения в АВО-1, выводится с установки.

Насыщенный кислыми газами водный раствор МЭА из абсорберов К-2, К-3 и К-5 дегазируют в сепараторе при пониженном давлении (на схеме не показано) и направляют на регенерацию в десорбер К-6. В десорбере происходит удаление сероводорода из насыщенного раствора МЭА, который подают на одну из верхних тарелок с температурой 100 ⁰С. В низу десорбера поддерживают температуру 115-120 ⁰С циркуляцией раствора МЭА через термосифонный теплообменник Т-5, в котором в качестве теплоносителя используют водяной пар. Температуру в верху десорбера поддерживают в пределах 105-110 ⁰С с подачей раствора МЭА в качестве орошения. Сероводород с парами воды и унесенным амином проходит конденсаторы-холодильники воздушного и водяного охлаждения АВО-4 и ВХ-3 и поступает в сепаратор С-4, из которого сверху отбирают сероводород, снизу — конденсат с растворенным сероводородом. В десорбере (диаметром 2,2 м, высота 26 м) смонтирована 21 тарелка.

Сероводород далее направляют на процесс Клауса для производства элементарной серы или на установку производства серной кислоты.

Для предотвращения вспенивания раствора МЭА на тарелках абсорберов в систему подают антивспениватель, а для удаления механических прмесей из регенерированного раствора МЭА предусмотрена его фильтрация (на схеме не показана).

4. ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И УСЛОВИЯ ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИИ

4.1 Реактор

Реактор гидроочистки дизельного топлива Р-1. Он представляют собой горизотальный цилиндрический аппараты с аксиальным вводом сырья. В реактор загружен катализатор, находящийся на опорной решетке. Над слоем катализатора засыпан слой фарфоровых шаров, которые удерживают катализатор от уноса и способствует более равномерному распределению газосырьевой смеси по сечению реактора. Газосырьевая смесь подается через верхний штуцер, проходя через гаситель потока, с целью снижения скорости потока и фильтр. Затем газосырьевая смесь попадает на контактно — распределительное устройство, которое обеспечивает равномерное распределение парожидкостного потока сырья в верхней части реактора.

Реактор Р-1 изготовлены из стали 12ХГНМ с плакирующим слоем из биметалла 20К08Х18Н10Т. Плакирующий слой непосредственно контактирует с компонентами ГСС и ГПС при температурах 340 — 355 ⁰С в период реакции и при 500 ⁰С и выше в период газовоздушной регенерации катализатора. Условия эксплуатации: температура внутри реактора 340 — 355 ⁰С при условиях ведения процесса, до 500 ⁰С при регенерации — катализатора. Давление в реакторе поддерживается на уровне 5,0 МПа. В реакторе предусмотрены штуцеры для термопар, с помощью которых осуществляется замер и контроль температуры внутри реактора[1].

4.2 Печи и теплообменная аппаратура

Настоящим курсовым проектом предусмотрена установка печи для нагрева газосырьевой смеси перед реакторным блоком и для подвода тепла горячей струей в куб стабилизационной колонны К-1. Спроектирована печи типа ГС1 (вертикально-факельного сжигания топлива с одной камерой радиации). Печи данного типа — узкокамерные, радиантно-конвекционные с верхним отводом дымовых газов. Змеевик камеры радиации представляет собой горизонтальные трубы, выполненые в виде двух настенных экранов одностороннего облучения. В камере конвекции имеется пучок горизонтальных труб. В поду печи расположены газомазутные горелки.

Змеевики данных печей изготавливают из легированной стали типа 08Х18Н10Т. Присутствие хрома предотвращает коррозию, вызываемую сероводородом, сернистыми соединениями. Молибден увеличивает стойкость против ползучести и текучести металла при высоких температурах. Добавка никеля способствует упрочнению стали, повышает сопротивление ползучести. Для подачи топлива на сжигание в трубчатые печи используем паровые форсунки типа ФГМ. Они обладают необходимой надежностью, характеризуются бесшумной работой и экономичны.

На установке используются теплообменные аппараты кожухотрубчатого типа с плавающей головкой (с подвиной трубной решеткой). Подвижная трубная решетка позволяет трубному пучку свободно перемещаться независимо от корпуса. В аппаратах этой конструкции обеспечивается компенсация температурных удлинений корпуса и трубного пучка. Кроме того, в таких теплообменниках трубные пучки могут быть удалены из корпуса, что облегчает их ремонт, чистку или замену.

Для нагрева и частичного испарения маловязких сред используем рибойлеры с пучком из U — образных труб. Греющим агентом в них является водяной пар.

Для поддержания температуры низа десорбера К-5 на уровне 115 — 120 ⁰С предусмотрен подвод тепла в куб через термосифонный теплообменник Т-5, в качестве теплоносителя используют водяной пар.

В качестве конденсатор-холодильников используем теплообменные аппараты кожухотрубчатого типа с плавающей головкой.

Также на установке гидроочистки дизельного топлива применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО), что позволяет экономить на охлаждающей воде, сократить затраты труда на чистку аппаратов от солей жесткости, выпадающих из оборотной воды. В настоящем курсовом проекте используем апппараты воздушного охлаждения горизонтального типа. Аппарат состоит из трех трубных секций, составленных из оребренных биметаллических труб. Секции расположены горизонтально и монтируются на металлической конструкции. Привод колеса вентилятора размещается на отдельной раме. Колесо вентилятора, вращаясь в полости коллектора, прогоняет воздух через межтрубное пространство секций, охлаждая продукт. Материал внутреней трубы — сталь различных марок: 12Х18Н10Т, 08Х18Н10Т, 08Х22Н6Т. Длина труб составляет 4 м; число труб а аппарате 564; условное давление в аппарате —5,0 МПа.

4.3 Сепараторы

Настоящим курсовым проектом предусмотрена одноступенчатая горячая и одноступенчатая холодная схема сепарации: на первой стадии ГПС поступает в горячий сепаратор, на второй — в холодный сепаратор, окончательная стабилизация проводится в стабилизационной колонне К-1.

Горячий сепаратор (высокого давления) С-1 предназначен для разделения газопродуктовой смеси, выходящей из реактора, на газовую фазу, которая содержит водородсодержащий и углеводородный газы и на жидкую фазу, которая направляется в стабилизационную колонну К-1. Условия работы сепаратора С-1: температура 200 ⁰С, давление 4,6 МПа.

В холодном сепараторе (высокого давления) происходит разделение газовой фазы,выходящей из горячего сепаратора. Газовая фаза сепаратора С-2 содержит водородсодержащий газ и сероводород и направляется в К-3, жидкая фаза подается выше зоны питания стабилизационной колонны К-1. Условия сепаратора С-2: температура не выше 40 ⁰С, давление 4,4 МПа.

Проект установки гидроочистки дизельного топлива