Главная Коллекция "Otherreferats" Химия Расчет ректификационной установки

Расчет ректификационной установки

Ассортимент нефтепродуктов и их применение. Принципиальная технологическая схема установки первичной перегонки нефти, описание ее работы. Материальный баланс ректификационных колонн. Расчет теплообменной аппаратуры, печи атмосферного блока. Выбор насосов.

Рубрика Химия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 30.03.2016
Размер файла 193,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

  • Введение
  • 1. Характеристика исходной нефти
  • 2. Ассортимент нефтепродуктов и их применение
  • 3. Выбор принципиальной технологической схемы установки
  • 4. Материальный баланс ректификационных колонн и установки
  • 5. Технологический расчет ректификационных колонн
  • 5.1 Расчет доли отгона в колонне К-1
  • 5.2 Расчет доли отгона в колонне К-2
  • 5.3 Расчет температуры верха колонны К-2
  • 5.4 Расчет температуры низа колонны К-2
  • 5.5 Расчет температуры вывода бокового погона дизельного топлива
  • 5.6 Тепловой баланс контура I колонны К-2
  • 5.7 Тепловой баланс контура II колонны К-2
  • 6. Расчет размеров колонны
  • 6.1 Расчет диаметра колонны
  • 6.2 Расчет высоты колонны К-1
  • 7. Расчет теплообменной аппаратуры
  • 7.1 Расчет сырьевого теплообменника
  • 7.2 Расчет конденсатора - холодильника
  • 8. Расчет печи атмосферного блока
  • 9. Расчет и выбор насосов
  • 10. Сводные показатели технологического режима
  • 11. Лабораторный контроль производства
  • 12. Техника безопасности и охрана труда на установке
  • 13. Описание работы установки
  • Заключение
  • Список использованной литературы
  • Введение
  • Первичная перегонка нефти является головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе.
  • Первичная переработка нефти включает процессы разделения нефти на отдельные фракции, различающиеся по температуре кипения.
  • Эти процессы протекают без термического распада компонентов, когда используют только потенциальные возможности нефти по ассортименту, количеству и качеству получаемых нефтепродуктов.
  • Перегонка (дистилляция) - это процесс физического разделения нефти или газа на фракции, разделяющиеся по температурам кипения друг от друга и от исходной смеси. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.
  • Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.
  • Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.
  • При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы - остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.
  • Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.
  • Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.
  • При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей.
  • Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо - и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массобмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость - высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокипящих, и жидкость - из высококипящих компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости - путем испарения части ее внизу колонны.

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна - вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки - одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения [5].

Технологические схемы установок первичной перегонки нефти выбираются для определенного варианта переработки нефти - топливного или топливно-масляного.

При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках AT (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке - на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту - на установках АВТ масляного варианта. Если установки AT имеют только атмосферный блок, то установки АВТ - блоки атмосферной и вакуумной перегонки нефти и мазута соответственно. Иногда строят установки ВТ (чаще как секции маслоблока или для получения остаточного битума).

В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций, а на установках AT при неглубоком топливном варианте получают компоненты моторных топлив и в остатке мазут (котельное топливо).

По глубокому топливному варианту на атмосферном блоке получают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут подвергают дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с выделением широкой дистиллятной фракции и гудрона с последующим их крекированием.

При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности используют комбинированную технологическую схему установки первичной перегонки нефти, обеспечивающую одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливными фракциями широкой и узких масляных фракций.

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов установок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефтей получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержанию целевых компонентов): бензиновые н.к. - 140 (180) °С, керосиновые 140 (180)-240 °С, дизельные 240-350 °С, вакуумный дистиллят (газойль) 350-490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350-400, 400-450 и 450-500 °С, тяжелый остаток > 500 °С - гудрон [7].

перегонка нефть ректификационный

1. Характеристика исходной нефти [1]

Знаменская нефть угленосной свиты относится к нефтям Республики Башкортостан.

Башкирия - одна из богатейших нефтяных областей Российской Федерации. На ее территории открыты десятки месторождений, имеющих промышленное значение, из которых такие, как Туймазинское, Шкаповское, Арланское обладают очень большими запасами нефти.

Нефтеносные районы Башкирии расположены в восточной части Русской платформы, примыкающей к Уральской складчатой системе. Основные месторождения размещены в платформенной части в пределах Татарского свода и его краевой части, расположенного на территории Татарии и захватывающего западные районы Башкирии (Туймазы, Серафимовка, Шкапово).

Основными нефтяными залежами в пределах Башкирии являются отложения трех систем палеозоя - девонской, каменноугольной и пермской.

Нефти Башкирии являются сернистыми и высокосернистыми, высокосмолистыми и сравнительно тяжелыми. Плотность их колеблется от 0,846 до 0,918, содержание силикагелевых смол - от 9 до 27%, а серы -от 1,44 до 4,53%.

Наиболее сернистыми являются нефти месторождений северо-западной части республики, содержание серы в которых превышает 3% и даже достигает 4,5%. Это месторождения «Большого Арлана» и группа месторождений в Чек-магушском районе (Чекмагушское, Карача-Елгинское, Щелкановское и другие).

Характерным для нефтей Башкирии является высокое содержание металлов, причем в нефтях с большим содержанием серы наблюдается и более высокое содержание металлов.

Потенциальное содержание бензиновых дистиллятов в нефтях изменяется, от 14 до 30%. Менее богаты ими нефти северо-западных месторождений (14-18%). Эти дистилляты низкооктановые - октановое число по моторному методу для бензинов большинства нефтей находится в пределах 39-45 пунктов. Только из некоторых нефтей получаются бензины с более высокими октановыми числами: бензин из кумертауской нефти имеет октановое число в чистом виде 52,3, из карачаелгинской - 49,5.

Товарные керосины можно вырабатывать из некоторых нефтей (туймазинская, сергеевская, шкаповская). Из более сернистых нефтей получаются керосины с высоким содержанием общей серы (0,4-1,5%), а из некоторых нефтей и с высоким содержанием меркаптановой серы (0,009-0,036%).

Для производства дизельного топлива типа «летнего» с содержанием общей серы не более 1% пригодна только туймазинская девонская нефть. При неполном отборе от потенциала товарное дизельное топливо можно получить из сергеевской и шкаповской нефтей.

Из некоторых высокосернистых нефтей возможно получение компонента дизельного топлива с содержанием серы не более 1%, но при условии существенного облегчения фракционного состава.

Выход таких облегченных дистиллятов зависит от содержания общей серы в нефти и колеблется от 6 до 13%.

В дистиллятах дизельного топлива преобладают парафиновые углеводороды, что обусловливает их высокие цетановые числа - от 45 до 55.

Из туймазинской нефти в промышленных условиях получают базовые дистиллятные и остаточные масла, потенциальное содержание которых составляет 15% на нефть (с индексом вязкости 85). Выход масел с индексом вязкости 85 из других сернистых и высокосернистых нефтей Башкирии значительно ниже. Так, потенциальное содержание базовых масел в шкаповской товарной нефти, представляющей смесь нефтей девонского горизонта пластов ДI и ДIV в соотношении 80 и 20% соответственно, составляет 13,7% на нефть. Из сергеевской нефти выход базовых масел с индексом вязкости 83-85 равен 12,2%, а из игровской и юсуповской нефтей - с индексом вязкости 83-110 и содержанием серы до 1 - 9,5 и 9,8% соответственно.

Из нефтей Башкирии могут быть получены топочные мазуты различных марок. Однако в мазутах марки 200, полученных из воядинской, чекмагушской, девонской, волковской и кумертауской нефтей, содержание серы превышает норму ГОСТ, а из шелкановской и карачаелгинской нефтей нельзя вырабатывать топочные мазуты стандартных качеств по содержанию серы, так как уже в сырых нефтях содержание серы выше, чем нормируется ГОСТ 10585--63 для топочных мазутов из высокосернистых нефтей.

Согласно технологической классификации, основные нефти Башкирии по содержанию серы в нефтях и нефтепродуктах относятся к классу II и Ш, по потенциальному содержанию топлив - к типу Т1 и Т2.

Нефти в зависимости от потенциального содержания в них базовых дистиллятных и остаточных масел относятся к группе М3 и М4, по качеству базовых масел - к подгруппе И1, а по содержанию парафина - к виду П2.

Таблица 1 - Физико-химическая характеристика Знаменской нефти угленосной свиты

Глубина перфорации, м

1456

№ скважины

111

Плотность

0,8980

Молекулярная масса М

265

Вязкость при 20С, сст

44,50

Вязкость при 50С, сст

17,40

Температура застывания,С:

с обработкой

- 48

без обработки

- 13

Температура вспышки в закрытом тигле, С

- 18

Давление насыщенных паров,

при 38С, мм.рт.ст

-

при 50С, мм.рт.ст

-

Парафины:

содержание, %

3,40

т-ра плавления,С

48

Содержание, %:

сера

3,66

азот

0,29

смол сернокислых

> 80

смол силикагельных

19,9

асфальтенов

5,60

Выход фракций, вес. %:

до 200С

16,2

до 350С

38,5

Коксуемость, %

7,10

Содержание нафтеновых кислот, %

0,009

Таблица 2 - Разгонка (ИТК) Знаменской нефти в аппарате АРН-2

Фракции

Температура выкипания при 760 мм.рт.ст

Выход на нефть, %

М

Отдельной фракции

Суммарный

1

до 28(газы до С4)

1,52

1,52

-

-

2

28-60

2,10

3,62

0,6360

-

3

60-70

0,80

4,42

0,6760

-

4

70-80

0,60

5,02

0,6920

-

5

80-90

0,80

5,82

0,6950

-

6

90-100

0,70

6,52

0,7080

-

7

100-110

0,50

7,02

0,7180

-

8

110-120

1,10

8,12

0,7240

-

9

120-130

1,00

9,12

0,7320

-

10

130-140

1,20

10,32

0,7390

-

11

140-150

1,60

11,92

0,7490

-

12

150-160

1,20

13,12

0,7560

122

13

160-170

1,10

14,22

0,7660

-

14

170-180

2,50

16,72

0,7740

-

15

180-190

1,20

17,92

0,7860

-

16

190-200

0,70

18,62

0,7940

-

17

200-210

0,90

19,52

0,8000

150

18

210-220

0,90

20,42

0,8060

-

19

220-230

1,20

21,62

0,8180

-

20

230-240

1,30

22,92

0,8200

-

21

240-250

1,20

24,12

0,8240

-

22

250-260

1,40

25,52

0,8320

186

23

260-270

1,70

27,22

0,8420

-

24

270-280

1,60

28,82

0,8520

-

25

280-290

1,40

30,22

0,8550

-

26

290-300

1,60

31,82

0,8570

-

27

300-310

1,40

33,22

0,8620

244

28

310-320

1,30

34,52

0,8660

-

29

320-330

1,30

35,82

0,8690

-

30

330-340

1,70

37,52

0,8720

-

31

340-350

2,10

39,62

0,8750

-

32

350-360

1,50

41,12

0,8800

290

33

360-370

2,30

43,42

0,8830

-

34

370-380

1,70

45,12

0,8890

-

35

380-390

1,50

46,62

0,8950

-

36

390-400

1,30

47,92

0,9010

-

37

400-410

1,20

49,15

0,9060

324

38

410-420

1,50

50,65

0,9080

-

39

420-430

1,30

51,95

0,9130

-

40

430-440

1,50

53,45

0,9160

-

41

440-450

1,50

54,95

0,9210

-

42

450-460

1,60

56,52

0,9240

-

43

460-470

1,70

58,22

0,9270

-

44

470-480

1,70

59,92

0,9290

-

45

480-490

1,70

61,62

0,9360

-

46

490-500

1,70

63,32

0,9440

410

47

Остаток

36,68

100,0

1,0410

-

2. Ассортимент нефтепродуктов и их применение [5]

При перегонке Знаменской нефти на установке АВТ получаем следующие нефтяные фракции:

· Газы применяем в качестве топлива для энергетических установок, т.е. отправляем в топочную сеть или газо-факельную установку.

· Легкая фракция бензина н.к - 62, отправляем на установку пиролиза для получения этилена и пропилена.

· Фракция бензина 62-1800С - т.к. в бензиновой фракции маленькое содержание нафтеновых углеводородов, направляем на установку каталитического риформинга для повышения октанового числа и получения высокооктановых компонентов бензина.

Таблица 3 - Характеристика фракций, выкипающих при температуре до 2000С

Температура отбора, 0С

Содержание нафтеновых углеводородов, %

60-95

20

95-122

23

122-150

23

· Фракция дизельного топлива 180 - 3500С - используется для получения летнего дизельного топлива для быстроходных дизелей. Для снижения кислотности направляем данную фракцию на гидроочистку.

Таблица 4 - Характеристика дизельного топлива для быстроходных дизелей ГОСТ 305 -82

Показатели

ДТ - Л

Знаменская нефть

Цетановое число, не менее

45

48

Фракционный состав, 0С, не выше:

- 50% (об.)

280

272

- 90% (об.)

360

323

Вязкость кинематическая при 200С, мм2/с

3,0-6,0

4,90

Плотность при 200С, кг/м3 (420), не более

0,860

0,839

Температура застывания, 0С, не выше:

- 10

- 24

Температура вспышки, 0С, не ниже:

40

85

Содержание меркаптановой серы, %, не более

0,01

-

Кислотность, мг КОН/100 см3, не более

5

6,50

· Фракция вакуумного газойля 350 - 5000С - используется как сырье каталитического крекинга для получения дополнительного количества бензина и дизельного топлива.

· Остаток нефти - гудрон, выкипающий при температуре > 500 0C используется как сырье установок производства битума.

3. Выбор принципиальной технологической схемы установки

Обессоленная и обезвоженная нефть прокачивается через теплообменные аппараты Т-3, Т-4, Т-5, Т-6, где подогревается за счет тепла отходящих продуктов, и поступает в отбензинивающую колонну К - 1. Температура низа поддерживается горячей струей частью отбензиненной нефти.

С верха отбензинивающей колонны К-1 отбирается дистиллят, который проходит воздушный конденсатор-холодильник ВХ-1, конденсатор-холодильник КХ-1 и поступает в сепаратор С-1. Часть дистиллята уходит с установки в виде газов, а часть возвращается на верх колонны К-1 в качестве острого орошения, а балансовое количество (НК-620С) подается в колонну стабилизации К-4, предварительно подогреваясь в теплообменнике Т-1. С низа К-1 остаток прокачивается через печь атмосферного блока П-1 и поступает в основную ректификационную колонну К-2. Часть остатка из печи П-1 возвращается в низ колонны К-1 в качестве горячей струи.

С верха стабилизирующей колонны К-4 отбирается дистиллят, который проходит воздушный конденсатор-холодильник ВХ-3, затем конденсатор-холодильник КХ-3, поступая в сепаратор С-3. Часть дистиллята уходит с установки в виде газов, а часть возвращается на верх колонны К-4 в качестве острого орошения. Верхним продуктом К - 4 забираем фракцию легкого бензина НК - 620С и направляем на установку пиролиза для получения этилена и пропилена. С низа колонны К-4 остаток прокачивается через теплообменник Т-2 (обеспечивается подогрев низа колонны К-4), поступая в колонну К-4 в качестве горячей струи. Нижний продукт колонны К-4 - фракция бензина 62-1800С, которая направляется на установку каталитического риформинга для повышения октанового числа и получения высокооктановых компонентов бензина.

С верха основной ректификационной колонны К-2 отбирается дистиллят, который проходит воздушный конденсатор-холодильник ВХ-2, затем конденсатор-холодильник КХ-2, поступая в сепаратор С-2. Часть дистиллята уходит с установки в виде газов, а часть возвращается на верх колонны К-2 в качестве острого орошения, а балансовое количество (62-1800С) подается совместно с НК-620С в колонну стабилизации К-4, предварительно подогреваясь в теплообменнике Т-1. В низ колонны К-2 подается перегретый водяной пар. Боковым погоном из колонны К-2 через отпарную колонну К-3 выводится топливная фракция. С низа колонны К-3 прокачивается фракция дизельного топлива (180-3500С) через теплообменник Т-4, после чего выводится с установки. В низ колонны К-3 подается водяной пар. С низа колонны К-2 остаток прокачивается через печь вакуумного блока П-2 и поступает в вакуумную колонну К-5. Количество несбалансированного тепла отводится из контура промежуточным циркуляционным орошением.

С верха вакуумной колонны К-5 отводятся газы и пары к ВСА. Боковым погоном с колонны К-5 отводится фракция вакуумного газойля, которая прокачивается через теплообменник Т-5, после чего выводится с установки. С низа колонны К-5 прокачивается фракция гудрона (>500) через теплообменник Т-6, после чего выводится с установки.

4. Материальный баланс ректификационных колонн и установки [5]

Таблица 5 - Материальный баланс установки АВТ

Сырье и продукты

% масс. на нефть

Отбор от потенциала

Фактический выход, % масс.

кг/ч

т/сут

т/год

Взято:

Нефть

100,000

100,000

551470,588

13235,294

4500000,0

Получено:

газы до С4

1,52

0,980

1,490

8214,706

197,153

67032,0

н.к. - 62 °С

2,25

1,050

2,363

13028,493

312,684

106312,5

62 - 180 °С

14,03

0,980

13,749

75823,897

1819,774

618723,0

180 - 350 °С

24,52

0,980

24,030

132516,176

3180,388

1081332,0

350 - 500 °С

37,95

0,800

30,360

167426,471

4018,235

1366200,0

остаток более 500 °С

19,73

28,009

154460,846

3707,060

1260400,5

Сумма

100

551470,588

13235,294

4500000,0

Таблица 6 - Материальный баланс колонны К-1

Сырье и продукты

% масс. на нефть

Отбор от потенциала

Фактический выход, % масс.

кг/ч

т/сут

т/год

Взято:

Нефть

100,000

100,000

551470,588

13235,294

4500000,0

Получено:

газы до С4

1,52

0,980

1,4896

8214,706

197,153

67032,0

н.к. - 62 °С

2,25

1,050

2,3625

13028,493

312,684

106312,5

отбензиненная нефть

97,75

96,1479

530227,390

12725,457

4326655,5

Сумма

100,000

100,000

551470,588

13235,294

4500000,0

Таблица 7 - Материальный баланс колонны К-2

Сырье и продукты

% масс. на нефть

% масс. на отбензиненную нефть

Отбор от потенциала

Фактический выход, % масс.

кг/ч

т/сут

т/год

Взято:

Отбензиненная нефть

96,148

100,000

100,000

5404,412

129,706

44100,0

Получено:

62 - 180 °С

14,030

14,592

0,980

14,300

687736,1143

16505,666

5611926,7

180 - 350 °С

24,520

25,502

0,950

24,227

715289,7924

17166,955

5836764,7

Остаток выше 350 °С

57,598

59,906

61,472

0

0

0

Сумма

96,148

100

1,93

100,000

1403025,907

33672,621

11448691,4

5. Технологический расчет ректификационных колонн [5]

5.1 Расчет доли отгона в колонне К-1

Определим долю отгона по формуле

; (1)

.

Для определения температуры и давления в колонне К-1 разобьем нефть на условные фракции: найдем средние температуры кипения, плотность, молекулярную массу, массовую долю, выход в процентах на нефть. Расчеты сведем в таблицы.

Расчет производим при помощи программы OIDR на ЭВМ.

Таблица 8 - Исходные данные для расчета доли отгона в К-1

Количество компонентов

20

Количество компонентов с известной молекулярной массой

20

Количество компонентов с известными критическими параметрами

0

Какой процесс нужно расчитывать?

Однократное испарение

Расчётный параметр

Долю отгона

Температура, °С

158

Давление, МПа

0,3460

Количество водяного пара, доля мольная на сырье

0,000

Количество углеводородного сырья, кг/с

153,19

Таблица 9 - Результаты расчета ОИ

Наименование параметра

ОИ

Ед. изм.

Массовая доля отгона

0,0385

Мольная доля отгона

0,1640

Давление

0,346

МПа

Температура

158,0

°C

Критическая температура

497,9

K

Критическое давление

7,503

МПа

Плотность жидкости

0,915

г/см3

Плотность пара

0,674

г/см3

Энтальпия жидкости

321,3

кДж/кг

Энтальпия пара

676,5

кДж/кг

Молекулярная масса сырья

202,4

Плотность сырья

0,902

г/см3

Количество водяного пара

0,000

моль/моль

Таблица 10 - Результаты расчета ОИ

№

XL

Однократное испарение

Tкр, К

Pкр, МПа

Xi

Yi

Pi

Xм

Yм

1

0,2811

0,1806

0,7937

1,521

0,0279

0,6010

481,4

8,42

2

0,1234

0,1148

0,1675

0,505

0,0404

0,2889

543,2

4,17

3

0,0816

0,0923

0,0270

0,101

0,0492

0,0703

621,9

3,16

4

0,0684

0,0800

0,0089

0,039

0,0509

0,0278

663,6

2,82

5

0,0568

0,0676

0,0021

0,011

0,0517

0,0077

714,8

2,53

6

0,0468

0,0559

0,0006

0,004

0,0519

0,0028

751,5

2,19

7

0,0398

0,0476

0,0002

0,001

0,0520

0,0009

789,8

1,96

8

0,0356

0,0426

0,0001

0,000

0,0520

0,0003

822,3

1,82

9

0,0329

0,0393

0,0000

0,000

0,0520

0,0001

849,3

1,74

10

0,0305

0,0365

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

887,8

1,68

11

0,0276

0,0331

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

920,9

1,59

12

0,0254

0,0304

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

955,7

1,51

13

0,0233

0,0279

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

1003,4

1,46

14

0,0216

0,0259

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

1060,9

1,43

15

0,0201

0,0240

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

1108,4

1,39

16

0,0188

0,0225

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

1148,6

1,34

17

0,0178

0,0213

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

1188,1

1,32

18

0,0169

0,0202

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

1228,9

1,29

19

0,0160

0,0192

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

1267,1

1,26

20

0,0154

0,0185

0,0000

0,000

0,0520

0,0000

1294,8

1,24

Сумма

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

5.2 Расчет доли отгона в колонне К-2

Определим долю отгона по формуле

; (2)

.

Для уточнения доли отгона в колонне К-2 разобьем нефть на условные фракции: найдем средние температуры кипения, плотность, молекулярную массу, массовую долю, выход в процентах на нефть. Расчеты сведем в таблицы.

Таблица 11- Исходные данные для расчета доли отгона в К-2

Количество компонентов

20

Количество компонентов с известной молекулярной массой

20

Количество компонентов с известными критическими параметрами

0

Какой процесс нужно расчитывать?

Однократное испарение

Расчётный параметр

Долю отгона

Температура, °С

349

Давление, МПа

0,12901

Количество водяного пара, доля мольная на сырье

0,000

Количество углеводородного сырья, кг/с

147,29

Таблица 12 - Результаты расчета ОИ

Наименование параметра

ОИ

Ед. изм.

Массовая доля отгона

0,3837

Мольная доля отгона

0,6387

Давление

0,129

МПа

Температура

349,0

°C

Критическая температура

659,2

K

Критическое давление

3,350

Мпа

Плотность жидкости

0,992

г/см3

Плотность пара

0,811

г/см3

Энтальпия жидкости

780,2

кДж/кг

Энтальпия пара

1097,2

кДж/кг

Молекулярная масса сырья

248,9

Плотность сырья

0,913

г/см3

Количество водяного пара

0,000

моль/моль

Таблица 13- Результаты расчета ОИ

№

XL

Однократное испарение

Tкр, К

Pкр, МПа

Xi

Yi

Pi

Xм

Yм

1

0,1827

0,0053

0,2831

6,831

0,0009

0,1289

549,2

5,09

2

0,1129

0,0067

0,1731

3,349

0,0017

0,1275

607,6

3,48

3

0,0914

0,0084

0,1383

2,131

0,0027

0,1260

641,5

2,97

4

0,0767

0,0144

0,1119

1,001

0,0055

0,1215

693,5

2,70

5

0,0634

0,0212

0,0873

0,531

0,0098

0,1146

733,2

2,36

6

0,0536

0,0292

0,0673

0,297

0,0160

0,1046

766,9

2,08

7

0,0471

0,0419

0,0500

0,154

0,0261

0,0884

802,3

1,91

8

0,0425

0,0514

0,0375

0,094

0,0354

0,0734

827,2

1,78

9

0,0398

0,0636

0,0264

0,054

0,0468

0,0551

854,1

1,72

10

0,0370

0,0772

0,0142

0,024

0,0612

0,0320

890,2

1,67

11

0,0339

0,0814

0,0071

0,011

0,0703

0,0174

920,9

1,59

12

0,0312

0,0814

0,0028

0,005

0,0764

0,0076

955,7

1,51

13

0,0289

0,0785

0,0008

0,001

0,0796

0,0024

996,7

1,46

14

0,0269

0,0742

0,0001

0,000

0,0809

0,0004

1050,0

1,43

15

0,0250

0,0693

0,0000

0,000

0,0811

0,0001

1097,7

1,39

16

0,0236

0,0654

0,0000

0,000

0,0811

0,0000

1133,9

1,36

17

0,0224

0,0621

0,0000

0,000

0,0811

0,0000

1173,6

1,33

18

0,0213

0,0589

0,0000

0,000

0,0811

0,0000

1208,6

1,30

19

0,0202

0,0558

0,0000

0,000

0,0811

0,0000

1247,0

1,28

20

0,0195

0,0539

0,0000

0,000

0,0811

0,0000

1279,0

1,26

Сумма

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

5.3 Расчет температуры верха колонны К-2

Определим давление в зоне вывода паров по формуле

; (3)

где - давление в зоне ввода сырья, МПа;

N- число тарелок в концентрационной части К-2, принимаем N=40;

- перепад давления на одну тарелку, принимаем мм. рт. ст.

.

Количество водяного пара, выводимого через верх колонны, определяем по формуле

, (4)

где , - массовые доли водяного пара, подаваемого соответственно в низ колонны К-2 и в отпарные колонны.

Принимаем: % масс, % масс.

кг/с.

Принимаем количество (кратность) острого орошения , тогда количество острого орошения будет равно:

; (5)

кг/с.

Производим расчет парциального давления углеводородов с учетом количества орошения и водяных паров, подаваемых в колонну:

; (6)

МПа;

МПа.

Рассчитаем температуру верха, для чего разделим бензиновую фракцию (62 - 180 °C) на более узкие фракции. Расчеты сведем в таблицы.

Таблица 14 - Исходные данные для расчета температуры верха в К-2:

Количество компонентов

5

Количество компонентов с известной молекулярной массой

5

Количество компонентов с известными критическими параметрами

0

Какой процесс нужно рассчитывать?

Однократное испарение

Расчётный параметр

Температуру ОИ

Давление, МПа

0,0977

Количество водяного пара, доля мольная на сырье

0,000

Количество углеводородного сырья, кг/с

21,062

Доля отгона, мольная доля

1,000

Таблица 15 - Результаты расчета ОИ

Наименование параметра

ОИ

Ед. изм.

Массовая доля отгона

1,0000

Мольная доля отгона

1,0000

Давление

0,098

МПа

Температура

137,1

°C

Критическая температура

580,9

K

Критическое давление

4,239

МПа

Плотность жидкости

0,759

г/см3

Плотность пара

0,740

г/см3

Энтальпия жидкости

301,7

кДж/кг

Энтальпия пара

617,9

кДж/кг

Молекулярная масса сырья

105,4

Плотность сырья

0,740

г/см3

Количество водяного пара

0,000

моль/моль

Таблица 16 - Результаты расчета ОИ

№

XL

Однократное испарение

Tкр, К

Pкр, МПа

Xi

Yi

Pi

Xм

Yм

1

0,3092

0,0689

0,3092

0,438

0,0360

0,2000

528,0

5,54

2

0,2263

0,1263

0,2263

0,175

0,0901

0,2000

572,9

4,40

3

0,1784

0,1885

0,1784

0,092

0,1706

0,2000

601,9

3,65

4

0,1496

0,2505

0,1496

0,058

0,2703

0,2000

621,9

3,16

5

0,1364

0,3659

0,1364

0,036

0,4331

0,2000

641,5

2,97

Сумма

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

5.4 Расчет температуры низа колонны К-2

Водяной пар, подаваемый вниз К-2 учитываем через парциальное давление () фракций мазута:

, (7)

где - давление внизу колонны;

- давление ввода сырья;

N - число тарелок в отгонной части колонны, принимаем N=5;

- перепад давления на одну тарелку.

Определяем количество водяного пара на нефть:

, (8)

где - массовая доля водяного пара, подаваемого в низ К-2.

кг/с.

Производим расчет парциального давления углеводородов :

, (9)

где Gм, Gвп - количество мазута и водяного пара;

Мм, Мвп - молекулярные массы мазута и водяного пара.

Рассчитаем мольную долю водяного пара в смеси с остатком:

; (10)

.

Рассчитаем температуру низа К-2, для чего разделим фракцию мазута (остаток свыше350 °C) на более узкие фракции. Расчеты сведем в таблицы.

Таблица 17- Исходные данные для расчета температуры низа в К-2

Количество компонентов

10

Количество компонентов с известной молекулярной массой

10

Количество компонентов с известными критическими параметрами

0

Какой процесс нужно рассчитывать?

Однократное испарение

Расчётный параметр

Температуру ОИ

Давление, МПа

0,093

Количество водяного пара, доля мольная на сырье

0,292

Количество углеводородного сырья, кг/с

90,540

Доля отгона, мольная доля

0,0315

Таблица 18 - Результаты расчета ОИ

Наименование параметра

ОИ

Ед. изм.

Массовая доля отгона

0,0229

Мольная доля отгона

0,0315

Давление

0,093

МПа

Температура

324,5

°C

Критическая температура

860,3

K

Критическое давление

1,731

МПа

Плотность жидкости

0,991

г/см3

Плотность пара

0,895

г/см3

Энтальпия жидкости

711,5

кДж/кг

Энтальпия пара

988,6

кДж/кг

Молекулярная масса сырья

517,7

Плотность сырья

0,989

г/см3

Количество водяного пара

0,292

моль/моль

Таблица 19 - Результаты расчета ОИ

№

XL

Однократное испарение

Tкр, К

Pкр, МПа

Xi

Yi

Pi

Xм

Yм

1

0,1448

0,1295

0,6130

0,043

0,0887

0,5815

839,5

1,77

2

0,1332

0,1289

0,2630

0,019

0,0960

0,2713

875,9

1,70

3

0,1198

0,1208

0,0889

0,007

0,1000

0,1019

916,2

1,60

4

0,1084

0,1110

0,0291

0,002

0,1015

0,0369

953,4

1,51

5

0,0989

0,1020

0,0049

0,000

0,1022

0,0068

1007,9

1,46

6

0,0906

0,0935

0,0009

0,000

0,1023

0,0014

1052,2

1,39

7

0,0836

0,0863

0,0000

0,000

0,1023

0,0001

1123,3

1,37

8

0,0782

0,0807

0,0000

0,000

0,1023

0,0000

1169,4

1,33

9

0,0734

0,0758

0,0000

0,000

0,1023

0,0000

1214,7

1,30

10

0,0691

0,0714

0,0000

0,000

0,1023

0,0000

1259,1

1,27

Сумма

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

Температура низа колонны К-2 составляет 324,5 °C, что на 24,5 °C ниже температуры на входе в К-2 равной 349 °C.

5.5 Расчет температуры вывода бокового погона дизельного топлива

Пусть количество флегмы, стекающей с вышележащей тарелки равно 50 кг/с.

Задаемся составом флегмы:

;

.

Рассчитываем количество компонентов в флегме:

кг/с;

кг/с.

Находим состав паров, уходящих с тарелки:

кг/с;

кг/с;

кг/с.

Рассчитываем массовые доли компонентов в парах:

;

.

Рассчитываем давление в зоне вывода дизельного топлива:

, (11)

где - давление в зоне вывода дизельного топлива;

- давление ввода сырья;

- число тарелок от ввода сырья до вывода дизельного топлива, ;

- перепад давления на одну тарелку.

Находим парциальное давление углеводородов в зоне вывода дизельного топлива:

; (12)

Для бензиновой и дизельной фракции находим среднюю температуру кипения, плотность, молекулярную массу, массовую долю по кривой ИТК. Найденные значения вводим в исходные данные программы OIDR, при помощи которой определяем температуру бокового погона К-2

Результаты расчета температуры вывода бокового погона сведем в таблицы.

Таблица 20 - Исходные данные для расчета температуры вывода бокового погона в К-2

Количество компонентов

2

Количество компонентов с известной молекулярной массой

2

Количество компонентов с известными критическими параметрами

0

Какой процесс нужно рассчитывать?

Однократное испарение

Расчётный параметр

Температуру ОИ

Давление, МПа

0,105

Количество водяного пара, доля мольная на сырье

0,895

Количество углеводородного сырья, кг/с

116,745

Доля отгона, мольная доля

1,000

Таблица 21 - Результаты расчета ОИ

Наименование параметра

ОИ

Ед. изм.

Массовая доля отгона

1,0000

Мольная доля отгона

1,0000

Давление

0,105

МПа

Температура

231,4

°C

Критическая температура

698,2

K

Критическое давление

2,701

МПа

Плотность жидкости

0,851

г/см3

Плотность пара

0,830

г/см3

Энтальпия жидкости

509,4

кДж/кг

Энтальпия пара

791,1

кДж/кг

Молекулярная масса сырья

175,4

Плотность сырья

0,830

г/см3

Количество водяного пара

0,895

моль/моль

Таблица 22- Результаты расчета ОИ

№

XL

Однократное испарение

Tкр, К

Pкр, МПа

Xi

Yi

Pi

Xм

Yм

1

0,3204

0,0234

0,3204

0,761

0,0115

0,1863

596,2

3,68

2

0,6796

0,9766

0,6796

0,039

0,9885

0,8137

746,3

2,24

Сумма

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

1,0000

Т.к. полученное значение массового состава флегмы не отличается от принятого состава, то пересчет не производим. Если же наоборот, то пересчитываем до тех пор, пока эти значения не будут одинаковыми.

Вычисляем температуру дизельного топлива на входе в отпарную колонну:

, (13)

где n - число тарелок от питательной зоны до тарелки вывода фракции дизельного топлива;

tL - температура ввода сырья, єС;

tG - температура паров, єС.

5.6 Тепловой баланс контура I колонны К-2

Тепловой баланс по контуру I составляется с целью проверки принятого состава флегмы.

Рисунок 2 - Контур I

Уравнение теплового баланса по контуру I (рисунок):

; (14)

где , - тепло, вносимое сырьем и флегмой;

, - тепло, выносимое парами и остатком.

,

где , , , - количества сырья, орошения, паров и остатка соответственно, кг/с;

, , , - теплосодержание сырья, орошения, паров и остатка соответственно.

кг/с;

кг/с;

кг/с;

кг/с.

Определим теплосодержание сырья по формуле:

, (15)

где , - теплосодержания паров и жидкой фазы отбензиненной нефти.

Таблица 23 - Теплосодержания, температуры и плотности компонентов

Показатели

Сырье, L

Флегма, g

Пары У/в,G

Мазут, M

Пар

Жид.

Темепратура,0С

349

349

225,5

231,4

324,5

Плотность

0,811

0,992

0,851

0,740

1,028

Теплосодержание, кДж/кг

1102,0534

798,4287

505,3539

826,9445

716,0822

Для жидких нефтепродуктов:

, (16)

где - плотность жидкости при температуре 20 єС, отнесенная к плотности воды при 4 єС;

t - температура, при которой определяется удельное теплосодержание, єС.

Для углеводородных газов и паров при невысоких давлениях:

. (17)

Рассчитаем теплосодержание сырья:

Рассчитаем теплосодержание флегмы:

Рассчитаем теплосодержание паров:

Рассчитаем теплосодержание остатка:

Запишем уравнение теплового баланса:

;

5.7 Тепловой баланс контура II колонны К-2

Рисунок 3 - Контур II

Рассчитаем количество тепла, вносимое отбензиненной нефтью:

Рассчитаем количество тепла, вносимое орошением:

Рассчитаем количество тепла, вносимое водяным паром:

Рассчитаем количество тепла, выносимое дистиллятом:

Рассчитаем количество тепла, выносимое фракцией дизельного топлива:

Рассчитаем количество тепла, выносимое остатком:

Рассчитаем количество тепла, выносимое с водяным паром:

Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 24 - Тепловой баланс колонны К-2

Наименование потоков

кг/с

t, єС

Энтальпия, кДж/кг

Кол-во тепла, кДж/с

Приход:

отбензиненная нефть

147,2854

0,913

349

831,6228

122485,8876

орошение

35,8057

0,759

40,0

80,4173

2879,4014

водяной пар

2,5434

450

3377,0000

8588,8936

Итого:

185,6345

133954,1825

Расход:

дистиллят

23,8510

0,7396

137,1482

619,5301

14776,4128

дизельное топливо

35,6832

0,8320

205,5272

458,0881

16346,0546

мазут

90,5400

0,9914

324,4760

728,8697

65991,8495

водяной пар

2,5434

137,1482

2746,9080

6986,3490

Итого:

152,6175

104100,6658

Определим количество несбалансированного тепла

;(18)

кДж/с.

Количество несбалансированного тепла отводится из контура промежуточным циркуляционным орошением (ПЦО). Принимаем количество .

Определим количество ПЦО по формуле

;(19)

6. Расчет размеров колонны [5]

6.1 Расчет диаметра колонны

Определяем допустимую скорость паров в колонне по формуле:

, (20)

где К - коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и типа контактирующего устройства;

, - абсолютная плотность паров и жидкости, кг/м3;

Принимаем расстояние между тарелками 600 мм, тогда К=780.

, (21)

где - абсолютная плотность нефтепродукта при 20 °С, кг/м3;

- средняя температурная поправка плотности на 1 градус.

.

Таблица 25- Данные для расчета диаметра колонны К-2

Поток

Gi, кг/с

Мi, кг/кмоль

н, кмоль/c

Ni

дистиллят

23,9

102,0

0,234

0,623

водяной пар

2,543350

18

0,141

0,377

Сумма:

0,375

1,000

.

Диаметр колонны определяем по формуле:

, (22)

где V - объем паров, проходящих за 1 час через сечение колонны, м3/с.

, (23)

где Т - температура верха колонны К-2, К;

Р - давление углеводородов.

;

.

Принимаем диаметр колонны равным 3,6 м [9].

6.2 Расчет высоты колонны К-1

Высота колонны зависит от числа и типа ректификационных тарелок, а также расстояния между ними.

Высоту от верхнего днища до первой ректификационной тарелки принимают равной

; (24)

.

Определим высоту концентрационной части колонны по формуле

, (25)

где n - число тарелок;

а - расстояние между тарелками.

Высоту зоны питания, берут из расчета расстояния между четырьмя тарелками

; (26)

Определим высоту отгонной части колонны по формуле

; (27)

Расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки принимаем равным .

Определим объем мазута внизу колонны по формуле

; (28)

Определим площадь поперечного сечения по формуле

; (29)

Определим высоту низа колонны по формуле

; (30)

.

Высоту юбки принимаем из практических данных равной

Определим общую высоту колонны

; (31)

7. Расчет теплообменной аппаратуры [5]

7.1 Расчет сырьевого теплообменника

Для нагрева используем тепло отходящего гудрона с низа колоны К-5. Принимаем противоточную схему движения потоков.

Таблица 26 - Исходные данные

Компонент

Количество, кг/с

Плотность

tНАЧ, °С

tКОН, °С

Гудрон

90,53998

1,041

380,0

280,0

Нефть

153,18627

0,898

84,512

158,0

Тепловая нагрузка аппарата находится из теплового баланса

,(32)

где Q - тепловая нагрузка аппарата, кДж/с;

, - количество холодного и горячего теплоносителя, кг/с;

, - энтальпия нефти на входе и на выходе из аппарата,

- КПД теплообменника, принимаем ;

, - энтальпия гудрона на входе и на выходе из аппарата.

, (33)

отсюда:

;

Тогда температура нефти на входе: tНАЧ = 84,512 °С.

Определим средний температурный напор определим по формуле

; (34)

;

;

На основании практических данных, принимаем коэффициент теплопередачи

Определим поверхность теплообмена по формуле

; (35)

По ГОСТ 9930-78 выбираем 6 теплообменников типа «труба в трубе» со следующими характеристиками [2]:

Наружный диаметр теплообменных труб - 57 мм;

Наружный диаметр кожуховых труб - 108 мм;

Длина кожуховых труб - 9, м;

Поверхность теплообмена - 93, м2.

7.2 Расчет конденсатора - холодильника

Принимаем температуру воды на входе в конденсатор-холодильник 25 0С, на выходе 45 0С. Температура дистиллята на входе в конденсатор-холодильник равна температуре верха колонны К-2137,15 0С, на выходе 40 0С.

Для конденсатора-холодильника при расчете тепловой нагрузки необходимо учитывать тепло конденсации нефтяных и водяных паров. Для этого составляем тепловой баланс

(36)

Составляющие уравнения сведем в виде таблицы.

Таблица 27 - Данные к расчету теплового баланса конденсатора-холодильника

Параметр

температура верха в К-2

tв

137,1

оС

парциальное давление в.п.

Pвп

0,03

Мпа

температура насыщения воды

tн

69,02

оС

количество бензина и орошения (Б+О)

Gдист

23,9

кг/с

температура охлаждения (Б+О)

t40

40,0

оС

количество водяного пара

Gвп

2,543

кг/с

количество воды

Gводы

x -?

кг/с

начальная температура воды

t25

25

оС

энтальпия (Б+О) при tв в К-2

qtвдист

619,530

кДж/кг

энтальпия (Б+О) при 40 оС

q40дист

81,448

кДж/кг

теплота парообразования при tн

l

2338,026

кДж/кг

теплоемкость водяного пара

Свп

0,48

кДж/кгК

теплоемкость воды

Своды

4,19

кДж/кгК

Парциальное давление водяного пара определяется по формуле

, (37)

где Рв - давление вверху колонны, МПа;

Рув- парциальное давление углеводородов, МПа.

Получаем приход тепла

Тогда расход воды

; (38)

кг/с.

Средний температурный напор равен

оС.

Принимаем коэффициент теплопередачи К = 170 кВт/(м2К) и определяем поверхность теплообмена

м2.

По ГОСТ 14247-79 выбираем 3 холодильника-конденсатора с плавающей головкой со следующими характеристиками [2]:

Диаметр кожуха - 1400 мм;

Диаметр труб -25 мм;

Поверхность теплообмена -675 м2;

Число ходов по трубам -2;

Длина труб -6000 мм.

Площадь проходного сечения одного хода по трубам - 247*103, м2

8. Расчет печи атмосферного блока [5]

Полезная тепловая нагрузка печи или тепловая мощность установки прямой перегонки нефти складывается из тепла затраченного на нагрев и испарение нефти

(39)

Тепло, необходимое для нагрева нефти определяем по формуле

, (40)

где Gс - расход продукта, кг/с;

е - массовая доля отгона сырья (из К-2);

- теплосодержания жидкости на входе продукта в печь и выхода из печи соответственно.

Принимаем температуру на входе в печь на 20-25 оС выше температуры входа в К-1

tн = 158 + 20 = 178 0С.

Энтальпия нефти при этой температуре

Температура на выходе из печи равна температуре на входе в колонну К-2 tк = 349 0С, при этом

Доля отгона (массовая) на выходе из печи e = 0,358.

Подставляя числовые значения в формулу, получим

кДж/кг.

Тепло, необходимое для испарения нефти Qисп определяем по формуле

, (41)

- теплосодержания паров на выходе из печи, кДж/кг.

кДж/кг.

Тогда полезная тепловая нагрузка будет равна

Qпол = 80351,808 кДж/кг.

Теплонапряженность при нагреве и испарении нефти до 425 оС принимаем в пределах 27…35 кВт/м2

q = 35 кВт/м2.

Поверхность нагрева определим как

F = Qпол/q, (42)

F = 2295,766 м2.

Выбираем по полезной тепловой нагрузке печь типа ГС 2, характеристики которой представлены в таблице.

Таблица 28- Характеристики выбранной печи

Показатель

Поверхность нагрева радиантных труб, м2

1400

Рабочая длина радиантных труб, м

12,6

Количество секций

4

Теплопроизводительность (при среднедопустимом теплонапряжении радиантных труб 29,0 кВт/м2), МВт

58,46

Габаритные размеры (с площад-ками для обслуживания), м:

длина

17,6

ширина

8,4

высота

20

Масса, т:

металла печи (без змеевика)

85,2

футеровки

160

9. Расчет и выбор насосов [5]

Производительность насоса находится по формуле:

,(43)

где m - масса жидкости, кг/ч.

с - плотность нефтепродукта, кг/м3.

Плотность нефтепродукта находится по формуле:

, (44)

где а - температурная поправка.

Насос, подающий нефть на установку (Н-1).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос 12 НДс-Нм ненормализованный.

Насос, подающий отбензиненную нефть с К-1 в К-2 (Н-2).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос НК-560/335-180 ТУ 26-02-766-77.

Насос, откачивающий НК-62 с верха К-1 в К-4 (Н-3).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос НК-65/35-70 ТУ 26-02-766-77.

Насос, перекачивающий ПЦО с К-2 (Н-4).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос НК-200/120-70 ТУ 26-02-766-77.

Насос, перекачивающий мазут с низа К-2 в К-5 (Н-5).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос НК-560/335-70 ТУ 26-02-766-77.

Насос, перекачивающий ДТ с отпарной колонны К-3 (Н-6).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос НК-200/120-70 ТУ 26-02-766-77.

Насос, перекачивающий 62-180 с верха К-2 в К-4 (Н-7).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос НК-200/120-70 ТУ 26-02-766-77.

Насос, перекачивающий 62-180 с низа К-4 (Н-8).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос НК-200/120-70 ТУ 26-02-766-77.

Насос, перекачивающий НК-62 с верха К-4 (Н-9).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос НК-65/35-70 ТУ 26-02-766-77.

Насос, перекачивающий гудрон с низа К-5 (Н-10).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос НК-560/335-70.

Насос, перекачивающий ВГ с К-5 (Н-11).

кг/м3.

м3/ч.

Выбираем насос 8НДв-Нм ненормализованный.

Выбор насосов представлен в таблице 29.

Таблица 29 - Выбор насосов

Перекачиваемый н/п

Обоз.

Требуемая произв-ть V, м3/ч

Подача, м3/ч

Напор, м

Мощность, кВт

Марка насоса

Сырая нефть

Н-1

614,12

600-1260

18-70

48-250

12 НДс-Нм ненормализованный

Отбензиненная нефть

Н-2

534,74

560

180

392

НК-560/335-180 ТУ 26-02-766-77

НК-62 с верха К-1 в К-4

Н-3

14,24

35

70

13

НК-65/35-70 ТУ 26-02-766-77

ПЦО ДТ

Н-4

165,97

200

70

53

НК-200/120-70 ТУ 26-02-766-77

Мазут

Н-5

390,52

560

70

150

НК-560/335-70 ТУ 26-02-766-77

ДТ

Н-6

182,65

200

70

53

НК-200/120-70 ТУ 26-02-766-77

62-180 с верха К-2 в К-4

Н-7

114,61

120

70

32

НК-200/120-70 ТУ 26-02-766-77

62-180 с низа К-4

Н-8

119,04

120

70

32

НК-200/120-70 ТУ 26-02-766-77

НК-62 с верха К-4

Н-9

15,34

35

70

13

НК-65/35-70 ТУ 26-02-766-77

Гудрон

Н-10

391,85

560

70

150

НК-560/335-70

ВГ

Н-11

577,41

400-720

28-94

44-216

8НДв-Нм ненормализованный

10. Сводные показатели технологического режима [5]

Таблица 30 - Сводные показатели технологического режима

Аппарат

t,0C

P,МПа

Колонна предварительного отбензинивания нефти К-1

верх

низ

вход

62

220

158

0,18

0,35

0,346

Основная ректификационная колонна К-2

верх

низ

вход

137,1

324,5

349

0,098

0,093

0,129

Отпарная колонна К-3

верх

низ

вход

100

320

231,4

0,105

Колонна стабилизации бензина К-4

верх

низ

62

196

1,2

1,4

Вакуумная колонна К-5

верх

низ

ввод

100

385

420

0,004, кПа (остаточное)

Печь атмосферного блока

ввод

выход

220

335

0,15

Печь вакуумного блока

ввод

выход

320

400

0,2

11. Лабораторный контроль производства [5]

Регулирование работы трубчатых установок по температурному режиму, давлению, уровню в колоннах, качества подаваемого орошения должно быть связано с заводскими нормами качества продуктов, получаемых при перегонке нефти. Контроль над качеством нефтепродуктов осуществляется при помощи анализаторов качества на потоке, а также периодически в цеховой лаборатории. Показатели и ГОСТы на нефтепродукты приведены в таблице 31.

Таблица 31 - Показатели и ГОСТы на нефть и нефтепродукты

Продукт

Показатели

Исследуемая фракция

ГОСТ

Нефть

содержание воды

-

2477 - 65

содержание хлористых солей

-

21534 - 76

давление насыщенных паров

324

1756 - 52

плотность

0,8981

3900 - 85

Бензин

плотность

0,7205

3900 - 85

фракционный состав

-

2177 - 62

испытание на медную пластинку

-

6321 - 52

давление насыщенных паров

-

1756 - 52

цвет

-

визуально

наличие сероводорода

-

МВИ 866-95

Дизельное топливо

цвет

-

визуально

кинематическая вязкость

7,6

33 - 82

температура вспышки

118

6356 - 75

температура застывания

-20

20287- 74

плотность

0,8650

3900 - 85

цвет

-

визуально

наличие сероводорода

-

МВИ 866-95

Вакуумный газойль

кинематическая вязкость

-

33 - 82

содержание серы

-

1437 - 75

плотность

-

3900 - 85

температура застывания

-

20287- 74

Гудрон

плотность

1,15

3900-85

массовая доля воды

-

2477-65

вязкость условная

-

11503-74

12. Техника безопасности и охрана труда на установке

Из-за легкой воспламеняемости нефти, а также способности ее паров образовывать с воздухом взрывоопасные смеси, нефтеперерабатывающие заводы относятся к предприятиям, весьма опасным в пожарном отношении. Пожары и взрывы наносят ущерб и иногда сопровождаются человеческими жертвами. Вредное влияние, оказываемое нефтепродуктами на органы человека при систематическом соприкосновении с ними или вдыхание их паров, может при несоблюдении должных мер предосторожности привести к профессиональным заболеваниям и отравлениям.

Весь инженерно - технический персонал предприятия, мастера, бригадиры обязаны соблюдать сами и требовать от подчиненных строжайшего выполнения действующих норм, правил и положений техники безопасности и нести за них полную ответственность.

У всех работающих должны быть средства индивидуальной защиты, к ним относятся: спецодежда, обувь, противогазы, каски, рукавицы. Спецодежда выдается в соответствии норм через определенное время, противогазы должны храниться в специальном шкафу, в операторной, также должен быть в наличии аварийный комплект противогазов.

Для правильной эксплуатации колонн необходимо соблюдать следующее:

1 Открывать люки колонны можно только после пропарки и промывки в строгом порядке, начиная с верхнего. Перед открытием нижнего люка необходимо пустить в него пар или иметь наготове паровой шланг на случай загорания кокса.

2 При обнаружении пропуска в корпусе ректификационной колонны, испарителя, теплообменника и других аппаратов необходимо немедленно дать пар к местам пропуска для предотвращения возгорания продуктов. При наличии условий, угрожающих аварией, надо немедленно отключить аппарат или остановить установку. Необходимо также своевременно устранять все неполадки, неплотности в трубопроводах и аппаратуре и не допускать перебоев в работе вентиляции, как естественной, так и искусственной.

3 При сборке и ремонте трубопроводов нужно следить за тем, чтобы в трубах не оставались посторонние предметы. Вся аппаратура, арматура, контрольно - измерительные приборы и трубопроводы после остановки и ремонта должны быть подвергнуты испытанию на прочность и исправность действия.

Специфическими особенностями заводов, перерабатывающих высокосернистое сырье, являются выделения сероводорода и накопление пиросернистого железа, способного в определенных условиях самовозгораться. Пропуски газа или сернистого нефтепродукта должны устраняться в противогазах и в присутствии дублера.

Установка по первичной переработке чекмагушской нефти относятся к классу пожароопасности А.

ПДК некоторых веществ: сероводород - 10 мг/м3, бензин - 100 мг/м3, сернистый газ - 10 мг/м3, Газы углеводородные (по пропану) - 300 мг/м3.

При работе с бензинами применяются противогаза марки - А, при больших концентрациях паров бензина - противогазы ПШ-1, ПШ-2 [8].

13. Описание работы установки

Обессоленная и обезвоженная нефть с ЭЛОУ с помощью насоса Н-1 прокачивается через теплообменные аппараты Т-3, Т-4, Т-5, Т-6, где подогревается за счет тепла отходящих продуктов установки до температуры 1580С и виде парожидкостной смеси подается в сырьевую зону колонны К-1.

Легкая часть сверху колонны проходит последовательно холодильник воздушного охлаждения ВХ-1, конденсатор-холодильник КХ-1 и поступает в газожидкостной сепаратор С-1, где происходит выделение из жидкости газов. Часть бензиновой фракции насосом Н-3 возвращается наверх колонны К-1 в качестве острого орошения. Избыток бензина, проходя теплообменник Т-1 отправляется в колонну К-4 на стабилизацию.

С низа К-1 отбензиненная нефть с температурой приблизительно 220 0С насосом Н-2 направляется в печь П-1,где нагревается до температуры 335 0С и разделяется на 2 потока - один поток направляется в нижнюю часть колонны К-1, являясь орошением, другой - поступает в сырьевую зону К-2 основной ректификационной колонны.

Сверху К-2 легкая часть - нестабильный бензин с температурой 137 0С проходит ВХ-2, КХ-2 и поступает в С-2, где происходит отделение жирных газов от нестабильного бензина, часть которого насосом Н-7 подается совместно с НК-620С в колонну стабилизации К-4, а другая часть возвращается в К-2 в виде холодного орошения. Боковым погоном выводим фракцию дизельного топлива (через отпарную колонну К-3).

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2025, ООО «Олбест» Все наилучшее для вас