Процессы и аппараты нефтегазопереработки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

2 Описание технологической схемы процесса и проектируемого аппарата

2.1Проектируемый аппарат

3 Расчетная часть

3.1 Материальный процесс процесса

3.2 Тепловой баланс аппарата и расчет конструктивных размеров

4 Техника безопасности и охрана окружающей среды

4.1 Техника безопасности

4.2 Охрана окружающей среды

Выводы

Использованная литература



Введение

Для разделения смеси газов на индивидуальные компоненты или пригодные для дальнейшей переработки технические фракции применяются следующие процессы: конденсация, компрессия абсорбция ректификация адсорбция. На газофракционирующих установках (ГФУ) эти процессы комбинируются в различных. Конденсация - первая стадия разделения газов. С помощью конденсации газ превращается в двухфазную систему, которую затем механически разделяют на газ и жидкость. В качестве охлаждающего агента, прежде всего, используют воду или воздух. В этом случае температура конденсации составляет 35-40 Чтобы увеличить число конденсирующихся компонентов необходимо понизить температуру конденсации. Этого добиваются, применяя в качестве охлаждающих агентов испаряющийся аммиак, хладон, этан, пропан. При использовании в качестве хладагента пропана аммиака температуру конденсации можно понизить до-35с, при использовании этана до-80Компрессия - применяется в схемах разделения газов совместно с конденсацией. При повышении давления газов создаются наиболее благоприятные условия конденсации углеводородов. Из скомпримированного газа и первую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты. Абсорбция- это процесс поглощения отдельных компонентов газа с жидкостью (абсорбент), вступающей с ним в контакт. Эффективность абсорбции зависит от температуры, давления, при котором проводится процесс, физико-химических свойств газа и применяемого абсорбента, скорости движения адсорбируемого газа, количества подаваемого абсорбента, Определенный газовый компонент абсорбируются тогда, когда парциальное давление этого компонента в газовой фазе превышает его парциальное давление в парах, равновесных с жидкостью, являющейся абсорбентом и вступающей в контакт с газом. Влияние давления на процесс абсорбции определяется законом Генри. Согласно этому закону растворимость газа пропорционально его парциальное давление в парах ,равновесных с жидкостью являющейся абсорбентами вступающей в контакт с газом. Следовательно, интенсивность с которой будет поглощаться абсорбентом извлекаемыйиз газа компонент, пропорциональна разности этих парциальных давлений. Количество того, количество поглощенного компонента пропорционально времени и поверхности контакта жидкой и газовой фаз. Влияние давления на процесс абсорбции определяется законом Генри. Согласно этому закону растворимость газа в жидкости пропорционально его парциальному давлению в парах над жидкостью. Если, не изменяя температуры, повысить давления над раствором ,то в жидкость перейдут новые количество газа. При повышении температуры растворимость газа в жидкости уменьшается, абсорбция замедляется и может совсем прекратиться. На технологических установках при извлечении из газа пропана и бутана поддерживается температура не выше 35t,выбор абсорбента зависит от свойств абсорбируемого газа. Углеводородные газы наилучшим образом извлекается близкими им построению и молекулярной массе жидкими углеводородами легкого бензина. Поскольку легкий абсорбент обладает высоким давлением паров, он в значительной степени увлекается уходящим из абсорбера газом. Одним из эффективных способов повышения степени излечения целевых компонентов является охлаждения абсорбента и газа перед подачей их в абсорбер до температуры ниже рабочей. Съем теплоты абсорбции осуществляется в промежуточных выносных холодильниках. Насыщенный абсорбент, взятый с вышележащей тарелки, пропускается самотеком или прокачивается насосом через холодильники, а затем возвращается нижележащую тарелку. Для охлаждения сырья и циркулирующего абсорбента применяют не только воду, но и искусственные хладагенты: пропан аммиак, Адсорбционный метод разделение газов мало распространен промышленности. Он основан на способности некоторых твердых веществ с развитой поверхностью (активного угля, силикагеля и др.) избирательно поглощать различные компоненты газа. Подобно жидким поглотителям (абсорбентам) твердые адсорбенты более интенсивно поглощают тяжелые углеводороды. Подобрав определенный режим адсорбции, можно получить достаточно сухой газ. Адсорбцию применяют для извлечения целевых компонентов из смесей, в которых содержания извлекаемых углеводородов не превышает 50мг/м, а также из газов, содержащих воздух. Ректификация является завершающей стадией разделения газовых смесей. Она применяется для получения индивидуальных углеводородов высокой чистоты. Поскольку разделение на компоненты смеси газов проводить затруднительно при существующих схемах газоразделения на ректификацию подают жидкость, выделенную из газа конденсационно-компрессионным или абсорбционным методом. Ректификация сжиженных газов отличаются повышенным давлением в колоннах, поскольку для создания орошения необходимо сконденсировать верхние продукты ректификационных колонн в обычных воздушных и водяных холодильниках, не прибегая к искусственному холоду. Схема ректификационной установки и последовательность выделения отдельных компонентов зависят от состава исходной смеси, требуемой чистоты продуктов и количество получаемых фракций.



1. Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

газофракционирующий смесь сырьё

Месторождение Каражанбас расположено на п-ве Базучи. Открыто в 1974 г., введено в разработку в 1980г. Каражанбас- месторождение многопластовое, залежи нефти обнаружены в шести пластах нижнего мела (А1,А2,Б,В,Г,Д) и двух горизонтах(Ю-1,Ю-2),приуроченного л верхней части юрскго разреза. Продуктивные пласты и горизонты разделяются выдержанными по площади глинистыми пластами. Структура Каражанбас представляет собой крупные брахиантиклинальные складки, вытянутые в субширотном направлении и кулисообразно примыкающие друг к другу. Нефть высокосмолистая, высокосернистая, характеризуется низким выходом легких фракций. Физико-химическая характеристика нефти юрского (интервал 362 -376м, скв.№108) и неокомского (интервал 251 258м,скв.№101) горизонтов такова: -0,9431 и 0,395 соответственно; М-409 и 309; кинематическая вязкость при 20с -539 и 920 /с, при 20с-539 и 920 /2,при 50с -117 и 150/2;температура вспышки -108 и 60с, застывания - минус 17 и минус 26с ; содержание парафина-1,40 и 1,49%, температура его плавления -42 и 59с ;содержание серы -2,51 и 2,15%, азота - 0,88 и 0,55.смол сернокислотных -64 и 60с, силикагелевых-25,8 и 17,4, асфальтенов -4,1 и 6,5;коксуемость-7,20 и 7,44%; зольность-0,15%; кислотное число-0,22 и 0,70 мг КОН на 1г нефти; выход фракции до 200с-8,0 и 6,5%, до 300с -16,6%,до 350с-23.6 и 26,7%. Как видно из этих данных, нефть характеризуется малым содержанием дистиллятной части. Несмотря на это; она низкозастывающая (-17с), что обусловлено незначительным содержанием твердых парафинов ( 4,1%) при весьма избыточном количестве смолисто-асфальтеновых веществ. Караженбасская нефть - наиболее вязкая среди известных нефтей Западного Казахстана. Так, ее вязкость при 50с равна 150смм*/с, что в 10 раз больше таковой для мангистауских нефтей при той температуре. Элементный состав нефти ( скв. №108)таков (%):С 84,09,Н 12,5, N 2,14, О 0,88,S 0,39.Высокое содержание серы отмечено и в других пробах:1,75% ( свк. № 135),2,03 (скв. №122),2,30%(скв.№105).Содержание серы в каражанбасском нефти примерно одинаково с таковым в арланской. Выход фракции, выкипающих до200с, невысок:3,5%(скв.№35),2,8(скв.№127),6,5(скв.№101),2,5(скв.№105),6,0%(скв.№108). Характеристика легкого керосинового дистиллята (120-240с),(скв. №101) такова: выход на нефть 7,3%;0.8270; фракционный состав():н.к.148,10%-170,50%-205,90%-230,98238:v20=2,1/с; температура вспышки 43,начала кристаллизации минус 60 ; содержание ароматических углеводородов 12,8%,серы 0,4%;таплота сгорания (низшая) 10 354 ккал/кг. По фракционному составу и содержанию серы он не отвечает требованиям ГОСТа 4753-86 на реактивные топива. Керосиновая фракция также содержит много серы, имеет повышенную плотность и по своим характеристикам не отвечает требованиям ГОСТа 4753-68 на осветительные керосины.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Температура отбота	Цетановое числ.	Дизельный индекс	Фракционный состав, при		Кинематическая вязкость м	Темп-ра,	Кислотность, мг КОН мл топлива	Содержание серы	Анилиновая точка
			Н.к.	10%	50%	90%	98%		20	50	застывание	помутнение	вспышки
150-350 200-350 240-350	44,0 42,6 42,2	47,8 45,2 44,.6	195 221 222	222 260 267	271 287 283	309 313 305	319 320 314	0,8750 0,8700 0,8730	5,12 7,23 9,03	2,16 3,50 4,43	-42 -39 -36	-30 -27 -24	85 107 115	8,4 9,7 9,7	0,65 0,70 0,82	61,2 63,0 63,2

Показатели	Температура отбора
	150-200	150-320
	0,8344	0,8439
Фракционный состав,при : н.к	190	140
10%	208	215
50%	240	252
90%	266
98%	274	308
Отгоняется до 270,%	98	75
Температура,
Вспышки	65	70
Помутнение	-45	-33
Содержание серы, %	0,50	0,63
Кислотность, мг КОН на 100мл топливо	3,0	4,1
Высота не коптящего племени,мл	18,0	16,0

Керосиновая фракция не отвечает не отвечает требованиям ГОСТа4753-68на осветительные керосины. Фракция 150-350каражанбасской нефти по значению вязкости, фракционному составу и температуре застывания проходит по требования ГОСТа305-82 на топливо марки Л (летнее), но не соответствует указанному ГОСТу по содержанию серы, кислотности и низкому значению цетанового числа. Все три фракции могут служить топливам марки ДТ для средне- и малооборотных дизелей по ГОСТу 1667-68.Из фракции 240-350при карбамидной депарафинизации выделены жидкие парафины и углеводороды, не образующие комплекса с карбамидом.



Характеристика сырья:

компоненты			коксование			Каталитичес-кий риформинг
+ - - - - - - Изо- н- изо н- сумма непредельн-ых Выход газа,%на сырье	- - 1,8 - - 42,2 - - - 16,0 40,0 - 1,0-3,3,5	0,2 2,5 17,0 16,0 9,0 21,5 - 4,5 9,8 5,0 14,5 25,8 7	0,4 4,5 21,5 32,5 4,0 15,0 - 2,2 4,4 7,0 8,5 15,1 7	15 12 20 26,5 12,5 11,0 - 5,0 5,0 7,0 4,6 35,7 12	2,5 6,0 8,0 11,0 22,0 12,5 - 6,0 14,0 14,0 4,0 48,0 12 17	16,0 29,3 5,0 34,4 10,5 0,21.1,5 1,3 1,2 - 0,5 43,0 77	8,5 - 9,5 5,0 - 38,0 - - - 19,0 20,0 - 12	5,5 - 24,5 12,5 - 32,0 - - - 11,0 14,0 - 23	- - 21,0 27,0 - 41,0 - - - 11,0 - 1,8	- - 24,5 34,0 - 20,5 - - - 21,0 - 0,8

Готовая продукция:

Головка стабилизации, пропан- пропиленовая фракция, бутан-бутиленовая фракция, газовый бензин.

Вспомогательный материал:

ПРОПАН (СН₃СН₂СН₃₎, смол бесцветный газ без молекулярная масса-44,09; без запаха; т.пл. -187,69 °С , т. кип. -42,07 °С; растворяется в диэтиловом эфире, бензоле, хлороформе, растворимость в воде 6,5 мл газа в 100 мл воды (18 °C). Дает бинарные азеотропы (т. кип., % пропана по массе): с аммиаком (-44°С , 5-10%), ацетонитрилом (50°С при 1,9 МПа, 2,2%) и др., с водой образует кристаллогидрат (предельная температура существования 5,5°С при 0,48 МПа).

Пропан- типичный насыщенный алифатический углеводород; обладает большей реакционной способностью, чем метан и этанан. Пропан содержится в природном газе (0,1-11,0% по массе); в попутных газах нефтедобычи и нефтепереработки, например в газах каталитического крекинга (16-20%), в газообразных продуктах гидрогенизации бурых, каменных углей и каменноугольной смолы (до 80%); образуется при синтезе углеводородов по методу Фишера - Тропша. Из промышленных газов пропан выделяют ректификацией под давлением, адсорбцией на активированном угле или масляной адсорбцией; выход пропана достигает 98%. Основной промышленный метод получения пропана (наряду с низшими олефинами) -пиролиз углеводородов в трубчатых печах с добавкой водяного пара.

Пропан-горючее взрывоопасное вещество. Температура самовоспламенения --468°С, пределы воспламенения в смеси с воздухом 2,3-9,5% по массе, с кислородом 2,3-4,5%; ПДК 300 мг/м³. Вредно влияет на центр. нервную систему, при попадании на кожу жидкий пропан может вызвать обморожение. Хранится и транспортируется в спец. емкостях (баллоны, цистерны) без стабилизирующих добавок при т-ре до 50 °С ; в качестве стабилизаторов взрыва при аварийных ситуациях используют углекислый газ или азот с минимальной концентрацией их в закрытом объеме 32 и 45% соответственно. Коррозионной активностью пропан не обладает. Баллоны с пропаном окрашены в красный цвет и имеют надпись белыми буквами "пропан".



2. Описание технологической схемы процесса и проектируемогоаппарата

Газ каталитического крекинга, сжатый компрессором до 1,4МПа, и газ термического крекинга под собственным давлением поступают под 22-ю тарелку аппарата 1,называемого фракционирующим абсорбером. В 1 направляют так же конденсат компрессии и нестабильный бензин. Жидкие фракции подаются выше ввода газа. Фракционирующий абсорбер, иначе называемый абсорбер - десорбером, отличается от обычного абсорбера тем, что представляет собой комбинированную колонну. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, т.е. излечение из газа целевых компонентов, а в нижней,- регенерация абсорбента за счет подводимой теплоты. Стекая сверху вниз по тарелкам фракционирующего абсорбера, насыщенный тяжелыми компонентами абсорбент встречается со все более горячими парами, десорбированными из жидкостями, которая стекает в нижнюю часть колонны. С верха фракционирующего абсорбера уходит сухой газ, содержащие углеводороды -,а с низа вместе с тощим абсорбентом выводится углеводороды -. В отличие от обычных абсорберов, куда питание подается только в газовой фазе, во фракционирующие абсорберы оно вводится и в виде жидкости и виде газа.

Во фракционирующем адсорбере удается достичь высокой степени извлечения целевых компонентов благодаря применению абсорбентов различного состава. Абсорбенты подаются в 1 в строгой последовательности: в нижнюю часть - легкий, а в верхнюю - тяжелый. Температура в абсорбционной части поддерживается промежуточным охлаждением абсорбента. Насыщенный и деэтанизированный абсорбент из 1подается в стабилизатор 8, верхним продуктом которого является головка стабилизации, а нижним - стабильный бензин. Стабильный бензин через теплообменники подогрева сырья стабилизации выводится с установки. Часть стабильного бензина подается в верхнюю часть фракционирующего абсорбера в качестве тяжелого абсорбента.

2.2 Описание проектируемого аппарата

Рибойлеры - аппараты этого типа применяют для нагрева и частичного испарения нефтепродуктов, например при подводе тепла в нижнюю часть колонны, когда нет необходимости в трубчатых печах вследствие относительно невысоких температур. В качестве теплоносителя обычно используют насыщенный водяной пар, который конденсируется в трубном пучке. Подогреватель с паровым пространством имеет цилиндрический корпус, в нижней части которого размещены один-три трубных пучка. Аппараты этого типа применяются для нагрева и частичного испарения нефтепродуктов, например при подводе тепла в нижнюю часть колонны, когда нет необходимости в трубчатых печах вследствие относительно невысоких температурах. В качестве теплоносителя обычно используют насыщенный водяной пар, который конденсируется в трубном пучке. Подогреватель с паровым пространством имеет цилиндрический корпус, в нижней части которого размещены один-три трубчатых пучка. Уровень жидкости в аппарате обеспечивается сливной перегородкой, высота которой назначается таким образом, чтобы трубный пучок полностью находился в слое жидкости. Нагреваемая жидкость поступает через нижний штуцер в корпус аппарата, обтекает трубный пучок и сливается через перегородку в пространство за ней. Отсюда нагретая жидкость выводится из аппарата через нижний штуцер, а пары уходят через верхний штуцер. Над зеркалом жидкости имеется паровое пространство высотой не менее D/3. Трубный пучок 3 может быть выполнен с плавающей головкой или с U-образными трубками. Он опирается на поперечные балки, к которым сверху крепятся прогоны из уголка, по которым скользит пучок при его монтаже и демонтаже. Поверхность теплообмена стандартных испарителей может достигать 350, стандартные испарители рассчитаны на условное давление в корпусе до 2,5 МПа и в трубном пучке до 4МПа. В тех случаях, когда не требуется испарять часть продукта, а необходимо только повысить его температуру, применяют теплообменные аппараты обычной конструкции, обогреваемая водяным паром.



3.Расчетная часть

Испаритель

Рассчитать испаритель пропановой колонны газофракционирующей установки при следующих исходных данных: производительность колонны по сырью = 20 000 кг/ч; молекулярная масса сырья 55: давление в низу колонны ( абсолютное) 1, 47 Па.

Количество, составы и температуры потоков, поступающих в испаритель и уходящих из него, приведены в табл. 2.11

поток	Обозна- Чение на рис. 1.3	состав	Число молей на 100 к моль сырья	т.к
		Компо- Ненты	Мольная доля
Флегмы из колонны в испаритель Нижний продукт колонны (осткток из испарителя) Пары из испарителя в колонну			0,078 0, 719 0,203 0,040 0,665 0,295 0,105 0,758 0,137	158,4 63,4 95,0	378 383 383

Горячим теплоносителем в испарителе, как правило, является водяной пар. В результате расчета испарителя необходимо определить его поверхность теплообмена и количество греющего пара. Исходные данные к расчету испарителя получаются в результате расчета ректификационного колонны, которую он обслуживает. Параметры горючего пара должны выбраны так, чтобы обеспечить в испарителе достаточно высокий температурный напор.

Последовательность расчета испарителя:

Определить тепловую нагрузку испарителя.

2. Определяют расход греющего пара, причем предварительно принимают его параметры и коэффициент удержания тепла в испарителе

3.Определяют средний температурный напор в испарителе

4. Рассчитывают коэффициент теплоотдачи со стороны конденсирующего водяного пара. В результате расчета этот коэффициент выражают как функцию теплонапряжения поверхности нагрева

5. Рассчитывают коэффициент теплоотдачи со стороны кипящей флегмы. В результате расчета этот коэффициент выражают как функцию теполонапряжения поверхности нагрева испарителя.

6. Определяют коэффициент теплоотдачи в испарителе с учетом теплового сопротивления стенки трубы и загрязнения обеих ее поверхностей.

Так как коэффициент теплоотдачи со стороны обеих теплоносителей являются функциями теплонапряжения поверхности нагрева, которая пока неизвестна, расчета ведется далее методом постепенного приближения по следующей схеме:

а) задаются тремя- четырьмя различными значениями теплонапряжения поверхности нагрева и для каждого из них находят коэффициенты теплоотдачи и коэффициент теплопередачи;

б) по соответствующим значениям телонапряжения и коэффициента теплоотдачи определяют величину температурного напора;

в) строят график зависимости телонапряжения - температурный напор, называемый нагрузочной характеристикой испарителя;

г) зная для денного аппарата средний температурный напор, по графику находят телонапряжение его поверхности телонапряжения нагрева;

д) делением полученного значения телонапряжения на средний температурный напор, определяют для данного аппарата коэффициент теплопередачи.

7. Рассчитывают поверхность теплообмена и по существующим нормалям выбирают типовой испаритель.

8) Определяют скорости технологических потоков в штуцерах типового испарителя.

3.1 Материальный баланс процесса

Таблица.

Технологический режим:

Газофракционирующая колонна	Температура низа	Температура верха
	110-115	25-30
	145-155	62-68
	110-115	58-65
	80-85	65-70
	120-125	75-80
	95-100	78-85

Расчет испарителя пропановой колоны

3.2 Тепловой баланс

1. Тепловая нагрузка испарителя

Эта величина определяется из уравнения теплового баланса испарителя;

) +=+

Где - расход тепла в испарителе (тепловая нагрузка) , кДж на 100 кмоль сырья; и - количество потоков, кмоль на100 моль сырья;,,- энтальпия потоков при соответствующих температурам, кДж/моль

Среднее молекулярные массы потоков:

+= 440,78+ 58+0,719+720,203=59,7

= 44- 0,040+ 580,665+720,295=61,6

=440,105+580,758+720,58,5

Находим энтальпию потоков:

==410,359,7=24 495 кДж/моль

==422,961,6=26 051 кДж/моль

== 690,858,5=40 412 кДж/моль

Тогда

=63,426 051+9540 412- (63,4+95) 24 495=1,61кДж на 100 кмоль сырья

Число молей сырья, подаваемого в колонну:

= =364 кмоль/ч

Часовой расход тепла в испарителе:

= = 1,61= 5,86кДж/ч=1630 кВт

2. Расход греющего пара

В качестве горячего теплоносителя в испарителе используются водяной пар. Флегма, поступающая в испаритель, нагревается от =378до =383К и частично испаряется за счет тепла конденсации водяного пара. На основе данных промышленной эксплуатации аналогичных испарителей и с целью обеспечится достаточного температурного напора при теплоотдаче от конденсирующего водяного пара к кипящей флегме принимаем следующее параметры греющего пара: давление = 785* Па; температура = 443; теплота конденсации =2049,5 кДж/кг.

Расход пара определим из следующего равенства:

=

где -расход греющего пара, кг/ч; - коэффициент удержания тепла.

С учетом тепла коэффициента удержания тепла (в среднем для теплообменников =0,95) получим:

=3010кг/ч

3. Температурный напор по поверхности нагрева испарителя.

Температура горячего теплоносителя - конденсирующегося водяного пара - остается неизменной и равной =443. Следовательно, температурный напор в испарителе будет одинаковым по всей его поверхности.

=433-383=60

4. Коэффициент теплоотдачи со стороны кипящей флегмы

Для пузырькового режима кипения жидкости в большом объеме (в Вт/*К) можно определить по следующей зависимости, предложенной Кружилиным:

= 7,77 ()^0,033 ()^0,33

Где - соответственно плотности паровой и жидкой фаз, кг/; - теплота парообразования , Дж/кг; Q-поверхностное натяжение на границе раздела между жидкостью и паром, Н/м или кг/; - теплопроводность жидкости, Вт\(мК); - коэффициент динамической вязкости жидкости, Па с;-теплоемкость жидкости ,Дж/(кгК);- температура кипения флегмы, К; -теплонапряжение поверхности нагрева, Вт/.

Все физические параметры в формуле определяются при температуре кипения флегмы = =383 К.

Плотность паровой фазы определим по уравнению Менделеева - Клайперона:



=

где - плотность пара при нормальных условиях, кг/; = 273 К;= 1,47 Па- давление в испарителе;= 98,1 Па;

имеем:

=т==2,6кг/

После подстановки всех величин в формулу получим:

=2,6= 28 кг/

Относительную плотность жидкости (остатка) можно определить по формуле Мамедова:

== 0,6

где =61,6(определена выше) получим:

=383 К=528кг/

288 К=602 кг/

Теплоту парообразования найдем как разность энтальпий паровой и жидкой фаз :

-=690,8- 422,9=267,9 кДж/кг =267,9 Дж/кг.

Поверхностное натяжение ( в Н/м) на границе раздела пар жидкость определим по формуле Этвиша:



(-)

где =61,6- средняя молекулярная масса остатка; = 528 кг/-плотность остатка при температуре = 383 K; -постоянная, равная 7 К.

Найдем псевдокритическую температуру остатка по критическим температурам компонентов и их мольным долям в остатке:

= + +

где = 386,6 К();=470,2 К (). Значения ,,- мольных долей компонентов в остатке приведены в табл.2.11.

Получим:

=0,04 368,6+ 0,665 426 +0,295 470,2=436,8 К

Подставляя найденные величины в формулу Этвиша, получим:

Коэффициент теплопроводности жидкости (остатка) вычислим по формуле:

Коэффициент динамичной вязкости (остатка) как для смеси неассоциированных жидкостей можно определить по формуле:

где ,,- коэффициент динамической вязкости компонентов жидкости.

Предварительно найдем для каждого из компонентов остатка значения при 383

По графику имеем для пропана при двух произвольно взятых температурах:

= 320 =8 9,81= 78,5Пас

= 340=7 9,81= 68,6Па с

Для дальнейших расчетов воспользуемся формулой :

= C

Здесь - некоторая постоянная величина, которую легко найти из этой зависимости:

= 315

Пользуясь той же формулой, определим при =383K:

=315 =0,162

откуда =54Пас

По тому же графику имеем для бутана ():

при 290К = 18* 9,28= 17,9Пас

при 310К= 15 9,81= 147Пас

Расчеты, аналогичные сделанным для пропана , дают:

= 366; 9,81= 176,5Пас

Для пентана () получим:

при 290К = 249,81= 235Пас

при 380К= 209,81= 196Пас

= 390;= 11,39,81 =111 Пас

Теперь по формуле, приведенной выше, найдем коэффициент динамической вязкости для остатка в испарителе при =383:

=0,0454+0,66589,3 + 0,259 111

откуда

= 92,7 Паc.

Теплоемкость жидкой фазы найдем по формуле

C = (0,762+0, 0034) ==2,68 кДж/=2680 Дж/

Поставляет все найденные выше значения в формуле для ,получим:

7, 7710()^0,033 ()^0,33Х

Х=4,24= Вт/

Таким образом, в зависимости от тепло напряжения поверхности нагрева испарителя коэффициент теплоотдачи со стороны флегмы будет выражаться формулой:

4,24

Выше, при определении значения коэффициента теплоотдачи за жидкую фазу везде принимается остаток R,а не флегма ,383 K именно остатокнаходиться в равновессии с паром .

5.Коэффициент теплоотдачи со стороны кондесирующего водяного пара

Для случая конденсации водяного пара внутри горизонтальных труб предложено уравнение

Nu=c Re ()^0,33

которое в рабочем виде записывается так :

1,36 Ad

где - коэффициент, зависящий от средней температуры конденсата и определяемый по графику; - тепло напряжение поверхности нагрева испарителя, Вт/;l-длина трубы, м;внутренний диаметр трубы, м.

Средняя температура конденсата равна:

= 0,5

Где - температура насыщенного пара, K;1- температура стенки со стороны конденсирующегося пара, К.

Температура 1,как правило, мало отличается от , поэтому без большой погрешности можно принимать 1.

По графику при =443 К А= 6,2 Тогда =1,366,2 =42 Вт/

5.Коэффициент теплопередачи

С учетом тепловых сопротивлений стенки и загрязнений ее обоих поверхностей коэффициента теплопередачи определим из уравнений;

R=

где = ,0025м- толщина стенки трубы; = 33,53 Вт/(м)-коэффициент теплопроводности материала стенки трубы; = 0,000215 ()/Вт- тепловое сопротивление загрязнения внутренней поверхности труб,- принимается как среднее значение для водяного пара и мягкой воды;



Величина	Результаты расчетов
	1	2	3
Вт /принимается =42 , Вт/() =4,24 ,Вт/() Вт/К) = К	30 000 7 266 5 766 833 36	50 000 9 408 8 226 895 56	70 000 11 088 10 473 930 75

=0,0006 ()/Вт- тепловое сопротивление загрязнения наружной поверхности трубы,- принимается как для светлого нефтепродукта.

Тогда

=

Так как и являются функциями теплонапряжения величина которого неизвестна , то вычисление R ведем методом постепенного приближения. Задаемся различными значениями и для каждого из них находим

График зависимости -называемый нагрузочной характеристикой испарителя.

Зная, что в рассчитываемом испарителе средний температурный напор =60 К, находим по графику соответствующее теплонапряжение поверхности нагрева = 54 500 Вт/.

Коэффициент теплопередачи в испарителе:

== = 908 Вт/

7.Поверхность теплообмена испарителя

Расчетная поверхность теплообмена:

= = = 30

По нормальным нормам ВНИИНефтемаша ОН26-02-66 принимаем испаритель с паровым пространством типа 800 ПП . Шрифт аппарата означает: испаритель с паровым пространством, диаметр корпуса 800мм, условное давление в корпусе и в трубах= 1,57 Па

Этот аппарат имеет поверхность теплообмена 40, один трубный пучок из 86 трубок диаметром 25Х2,5 и длинной 6 м, трубки из стали 10.

8.Температура на внутренней поверхности трубы

Эту температуру можно определить из уравнения:

Здесь 443

42 9828 Вт/()

0,000215 ()/Вт

Тогда

443-54,5 472К

Следовательно, средняя температура конденсата:

0,5 (443+427) =435К

При определении коэффициента теплоотдачи значение параметра нами было взято при = 443 K. Как видно, меньше примерно на 2%, что находится в пределах точности технического расчета.



4.Техника безопасности и охрана окружающей среды.

4.1 Техника безопасности теплообменного аппарата

Теплообменные аппараты используются на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях как самостоятельные аппараты, а также как часть различного оборудования (ректификационных колонн, установок дефлегматоры и др.) По способу передачи тепла их делят на теплообменники смешения и поверхностные теплообменники. Теплообменники смешения применяются относительно редко (барометрические конденсаторы, скрубберы и др.) и только тогда, когда разделение смешиваемых продуктов не затруднительно, так как разница в их плотности достаточная. Теплообменники, как аппараты массового применения, в значительной части нормализованы, поэтому их подбирают по ГОСТ, ТУ и нормалям. При определении конструкции теплообменника и выборе направления движения сред учитываются следующие соображения: среду с более высоким давлением направляются по трубам, так как они имеют меньший диаметр, чем кожух и могут выдержать большое давление; продукты, вызывающие коррозию, также целесообразно направлять по труба, поскольку опасность выхода продукта из аппарата здесь меньше; загрязненные, вязкие и дающие отложение среды направляются с той стороны поверхности теплообмена, которая легче подается очистке. Например, в змеевиках теплообменниках более доступна для очистки наружная поверхность труб, в кожухотрубных- трубное пространство; движение сред по возможности делается противоточным, целесообразно, чтобы направление движения сред совпадало с направлением естественной циркуляции ;охлаждающую воду, в случае свободного его слива, подают через нижний штуцер, чтобы все сечение аппарата было заполнено водой. Учитывая эти и другие технологические требования, иногда противоречивые, определяют оптимальную конструкцию теплообменника. Одним из основных условий безопасной эксплуатации кожухотрубных теплообменников, составляющих около 80% от общего числа изготовляемой теплообменной аппаратуры, является компенсация температурных напряжений, возникающих в частности из-за различного расширения трубок и кожуха и создающих опасность повреждения разгерметизации аппарата. При применении в качестве теплоносителей вода (пар) охлаждаемый (нагреваемый) продукт может попасть в линию водоснабжения, в паровую линию, в канализационную систему и вызвать взрывы, пожары отравления. Температурные напряжения компенсируются различными приемами: иногда это достигается конструкцией трубного пучка, как у теплообменника с плавающей головкой или у теплообменника с V- образными трубками в других случаях на кожухе или трубном пучке устанавливают гибкие компрессоры различного вида. Из числа змеевиковых теплообменников раньше в нефтеперерабатывающей промышленности широко использовались погруженные холодильники. Они отличаются простотой конструкции, надежностью в эксплуатации, всегда заполнены водой и при временном прекращении ее подачи некоторое время обеспечивают конденсацию паров продукта; в них легко обнаруживается пропуск во фланцевых соединениях по цепочке пузырей, входящих из нарушенного соединения. Находят, правда, ограниченное применение оросительные холодильники, отличающиеся простотой конструкции и высокой эффективностью при малом расходе воды, поскольку основная часть тепла отводится за счет скрытой теплоты испарения, но подверженные интенсивной коррозии наружной поверхности труб и двойников. В теплообменниках типа «труба в трубе», можно установить наиболее целесообразные для данного технологического процесса скорости движения и направляется потоков с меньшей вероятностью загрязнения поверхности теплообмена. Для облегчения очистки в конструкции теплообменника предусматриваются удобный доступ к трубам с обеих концов, для этого крышки теплообменников должны легко сниматься, а трубные пучки удобно выниматься. Очистка теплообменников трудоемкая, тяжелая и часто опасная работа и ее рационализация и облегчение - неотложная инженерная задача. На нефтеперерабатывающих предприятиях быстро расширяется применение взамен охлаждаемых водой теплообменников, аппаратов воздушного охлаждения (АВО) различных конструкций, предназначенных для охлаждения и конденсации жидких и газообразных продуктов. Эти аппараты представляют собой систему оребренных труб, собранных в несколько секций и обвиваемых вентилятором с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении. Для регулирования степени охлаждения. Сравнение проектов предприятий, использующих воздушное охлаждение с аналогичными предприятиями, обеспеченными только водяными теплообменниками, показывает, что на первых потребление свежей воды уменьшается в 3,2 раза, оборотной воды- в 3,3 раза, сброс сточной воды в водоемы в 4,5раза, при этом затратам на строительство очистных сооружений канализации и расходы на эксплуатацию при воздушном охлаждении оказываются более низкими, чем при водяном. В северных районах страна аппарата воздушного охлаждения достаточно надежны и обеспечивают охлаждение любых технологических потоков, в южных районах летом охлаждение любых технологических потоков целесообразно проводить в два приема: воздухом примерно до 60и далее водой в погруженных или кожухотрубных таплообменниках. Аппараты воздушного охлаждения удобно в эксплуатации, очистки и ремонт их не требует больших трудовых затрат ввиду малых загрязнений наружной поверхности теплообмена даже при обдувке запыленным воздухом. Коррозия наружной поверхности практически отсутствует. В случае отключения электроэнергии эти аппараты обеспечивают съем 25-30% тепла в результате естественной конвекции воздуха, что создает некоторый резерв времени, потребного на аварийный состав обслуживаемой установки. К недостаткам воздушного охлаждения относятся; повышенная пожарная опасность при нарушении герметичности. В связи с этим необходимо постоянный надзор за герметичностью змеевика; зависимость производительности по холоду от внешних мегеорологических условий, которые могут резко меняться не только в течении года, но и на протяжении суток. Наиболее целесообразно применение автоматического регулирования, ручное регулирование довольно трудоемко из- за разбросанности и большого числа единиц оборудования, требующего обслуживания; сильный шум и вибрация; для их уменьшения фундамент привода аппарата воздушного охлаждения выполняют отдельно от фундамента, к которому крепится сам аппарат, применяют клиноременные передачи, а также устройства, сигнализирующие или отключающие двигатель при возникновении чрезмерных вибраций.

4.2 Охрана окружающей среды

Разработка нефтяных месторождений в экологическом отношении весьма сложный и ответственный вид производственной деятельномсти человека. Известно, что применяемые при бурении скважин, добыче и подготовке нефти химические реагенты, также добываемые углеводороды и примеси к ним являются веществами, вредными для растительного и животного мира. Вследствие пониженного содержания кислорода в воздухе в условиях Северного Прикаспия эта проблема становится более злободневной. Промысловые оборудования и трубопроводные системы работают в агрессивных средах. В последние годы общей добыче нефти в Прикаспии увеличивается доля более глубоких горизонтах повышаются объемы пластовых вод и нефтяного газа, содержащих сероводород. На окружающую среду негативно влияет также строение основного фонда нефтепромысловых сооружений и оборудования , которые эксплуатируется более 35-40 лет старых месторождениях Междуречья и Эмбы. Необходимо отметить, что на современном этапе не существует таких технологии добычи, транспорта и переработка нефти, которые реализовывались бы без отрицательного воздействия на природу. Таким образом, актуальной остается проблема сведения к минимуму негативных явлений нефтедобычи в условиях увеличения в производственных мощностей. Важно не допускать аварийных, катастрофических разливов нефти, как на суше, так и на море, что приводит к необратимым процессам и может нарушить сложившийся природный баланс. Интенсивное освоение новых и реанимация старых месторождений, особенно в Прикаспии, в настоящее время требует особого подхода к обустройству и эксплуатации месторождении, так как при этом неизбежно образуется различные отходы, которые можно подразделить на следующие группы:

1) отходы, образующиеся при строительстве промысловых сооружении;

2) отходы, возникающие при эксплуатации;

3) отходы, образующиеся при авариях.

Основная масса отходов связано с разведочной добычей, хранением и транспортировкой углеводородного сырья. Основными источниками атмосферного загрязнения на месторождениях являются скважины, установки подготовки нефти и факелы сжигания нефтяного газа. Наибольшее количество выбросов загрязняющих веществ приходится на долю факелов, особенно при аварийных ситуациях. При возникновении и аварий образующиеся отходы становится более токсичными.



Вывод

Тема данного курсового проекта - «Проект кипятильника пропановой колонны газофракционирующей установки» производительностью 400 тыс т/год месторождения Каражамбас.

Ректификация - является завершающей стадией разделения газовых смесей. Она применяется для получения индивидуальных углеводородов высокой чистоты. Поскольку разделения на компоненте смеси газа проводить затруднительно, при существующих схемах газоразделения на ректификацию подают жидкость, выделенной из газа конденсационно - компрессионным или абсорбционным методом. Особенность ректификация сжиженных газов по сравнению с ректификацией нефтяных фракции - необходимость разделения очень близких по температуре кипения продуктов и получения товарных продуктов высокой степени чистоты. Ректификация сжиженных газов отличаются также повышенным давлением в колоннах, поскольку для создания орошения необходимо сконденсировать верхние продукты ректификационных колонн, в обычных воздушных и водяных холодильниках, не прибегая к искусственному холоду.



Использованная литература

1.Эрих В.Н., Расина М. Г., Рудина М. Г. «Химия и технология нефти и газа» М.: Химия, 1984 год (стр.236-268).

2. М.К.Надиров Алматы «Гылым» 1995 «Нефть и газ Казахстана» часть 2 ( стр.220-223)

3. Ю.К.Молоканов «Процессы и аппараты нефтегазопереработки» Москва «Химия» 1990год (стр. 179-180)

5. В.Т. Толозков., В.А. Гончарюк., В.Н.Егоров., В.А. Линецкий., А.И Султанов «Химия» Москва 1983 год «Охрана труда на нефтепереработывающих и нефтехимических заводах» стр.(341-344)

Размещено на Allbest.ru