Проект установки первичной перегонки Западно-Сургутской нефти мощностью по сырью 5,0 млн. т/год

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт промышленных технологий и инженеринга

Кафедра переработки нефти и газа

РАСЧЁТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту на тему:

«Проект установки первичной перегонки Западно-Сургутской нефти мощностью по сырью 5,0 млн. т/год»

Тюмень 2015



Содержание

Введение

1. Литературный обзор

2. Технологическая часть

2.1 Выбор и обоснование технологической схемы производства

2.2 Характеристика сырья и готовой продукции

2.3 Принципиальная технологическая схема производства с описанием

2.4 Материальный баланс установки

2.5 Технологический расчет колонны К-1

2.5.1 Материальный баланс колонны К-1

2.5.2 Температурный режим

2.5.3 Тепловой баланс

2.5.4 Определение геометрических размеров

Заключение

Список использованных источников

нефть переработка производство технологический



Введение

История переработки нефти насчитывает около двух столетий. Первые сведения о перегонке нефти в кубе и ее осветлении, т. е. получении светлой фракции керосина (как тогда он именовался - "фотогена") относятся к середине XVIII в. В 1745 г. в районе Ухты был построен первый куб для перегонки нефти. По своим масштабам это производство было ничтожным, но большинство историков рассматривают его как начальный момент в истории мировой и отечественной переработки нефти.

Позднее, в 1823 г., в районе г. Моздока на Северном Кавказе братья Дубинины - Василий, Герасим и Макар - соорудили кубовую установку для перегонки нефти, добываемой из колодцев в районе станицы Вознесенской на Терском хребте. Это производство функционировало более 20 лет с ежегодной выработкой нескольких десятков тонн керосина для освещения при вместимости куба по нефти около 500 л. Легкая бензиновая фракция при этом терялась (сжигалась), остаток перегонки (мазут) частично использовали как колесную смазку, а остальное также сжигали.

В последней четверти XIX в. (1876-78 гг.) внимание русских ученых было привлечено к остаточной фракции перегонки нефти - мазуту, из которого на основе идей Д.И. Менделеева было начато производство смазочных масел ("олеонафты"). Они были получены впервые инженером В.И. Рагозиным и после демонстрации на Всемирной Парижской выставке в 1878 г. нашли широкое применение.

Важным этапом в технологии перегонки нефти явился переход в 1885-86 гг. от единичных перегонных кубов периодического действия к кубовым батареям непрерывного действия, позволявшим разделить нефть в непрерывном режиме сразу на 3-5 фракций с различными пределами кипения. Создатели этих батарей - инженеры А.Ф. Инчик, В.Г. Шухов и И.И. Един. В 1890 г. В.Г. Шухов и С.П. Гаврилов получили патент на нефтеперегонную установку принципиально нового типа - трубчатую, у которой непрерывный нагрев нефти осуществлялся в трубном змеевике печи, а разделение испарившейся нефти на фракции - в специальных тарельчатых колоннах.

Суть этого гениального изобретения лежит в основе всех современных установок первичной перегонки нефти.

Как отмечалось выше, на начальных этапах перегонки легкие фракции нефти (до 150-180°С) сжигались как ненужный побочный продукт, и даже к началу XX века ситуация в этом отношении не изменилась.

Потребность в бензине стала нарастать с появлением автомобилей и других транспортных средств, снабженных двигателями внутреннего сгорания, что немедленно отразилось на технологии переработки нефти, где наряду с керосином стали получать моторное топливо - бензин.

Особенно велико современное экономическое значение нефти и газа. Нефть и газ - уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т.д. За последние несколько десятилетий из нефти и газа стали вырабатывать в больших количествах разнообразные химические материалы, такие, как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, моющие средства, минеральные удобрения и многое другое. Не зря называют нефть «черным золотом», а ХХ век - веком нефти и газа. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал, но часто и политику государства.

В наступившем ХХI в. актуальнейшей проблемой мировой экономики будет исчерпание запасов нефти. Извлекаемых ее запасов в мире (140 млрд. тонн) при сохранении нынешнего уровня добычи (3,2 млрд. тонн) хватит примерно на 40 лет. Проблема дефицита дешевой нефти для России становится исключительно актуальной. Но тем не менее Россия, как и годы «нефтяного бума», продолжает экспортировать нефти в больших объемах (около половины добычи). Не исключено, что если своевременно не покончить с ошибочным представлениями о «неиссякаемости, неисчерпаемости и дешевизне нашей нефти», то через несколько десятилетий придется внести ее в «Красную книгу» природных ископаемых ресурсов. Последующее поколение россиян будет вынуждено синтезировать ее из твердых горючих ископаемых. Нефтепереработка России по данным 1999г. существенно отстает не только по объему и глубине переработки нефти, но и по превращению ее в моторные виды топлива.

Стратегическим направлением развития нефтепереработки следует считать (узаконить) глубокую и безостаточную переработку нефти, с получением только высококачественных и экологически чистых продуктов, прежде всего моторных топлив, высоко индексных смазочных масел и сырья для нефтехимического синтеза и значительное сокращение объемов экспорта.



1. Литературный обзор

Первичная перегонка нефти проводится с целью разделения нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Первичная перегонка осуществляется на атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. Установки AT и АВТ часто комбинируются с установками обессоливания нефти и вторичной перегонки бензинов, а также с другими процессами.

На установках AT осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для углубления переработки нефти. Получаемые на них из мазу та газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов вторичной переработки нефти с целью производства топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

В основе технологии первичной перегонки нефти лежит перегонка - процесс физического разделении нефти на составные части, именуемые фракциями. Перегонка осуществляется различными способами частичного выкипания нефти, отбора и конденсации образовавшихся паров, обогащенных легколетучими компонентами, в качестве дистиллятных фракций. По способу проведения процесса перегонка делится на простую и сложную.

Простая перегонка осуществляется путем постепенного, однократного и многократного испарения жидких смесей.

Перегонка с постепенным испарением (рис. 1 а) состоит в постепенном непрерывном нагревании жилкой смеси в кубе 1 от начальной до конечной температуры при непрерывном отводе образующихся паров, конденсации их в аппарате 3 и сборе в приемнике 4 целиком или выводе из него периодически отдельными фракциями.

Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов преимущественно применяют в лабораторной практике при определении фракционного состава по ГОСТ 2177-82 на стандартном аппарате периодического действия; анализ дает возможность судить о технической ценности нефти и эксплуатационных свойствах нефтепродукта.

Первичная перегонка нефти проводится с целью разделения нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Первичная перегонка осуществляется на атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. Установки AT и АВТ часто комбинируются с установками обессоливания нефти и вторичной перегонки бензинов, а также с другими процессами.

На установках AT осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для углубления переработки нефти. Получаемые на них из мазу та газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов вторичной переработки нефти с целью производства топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

В основе технологии первичной перегонки нефти лежит перегонка - процесс физического разделении нефти на составные части, именуемые фракциями. Перегонка осуществляется различными способами частичного выкипания нефти, отбора и конденсации образовавшихся паров, обогащенных легколетучими компонентами, в качестве дистиллятных фракций. По способу проведения процесса перегонка делится на простую и сложную.

Простая перегонка осуществляется путем постепенного, однократного и многократного испарения жидких смесей.

Перегонка с постепенным испарением (рис. 1 а) состоит в постепенном непрерывном нагревании жилкой смеси в кубе 1 от начальной до конечной температуры при непрерывном отводе образующихся паров, конденсации их в аппарате 3 и сборе в приемнике 4 целиком или выводе из него периодически отдельными фракциями.

Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов преимущественно применяют в лабораторной практике при определении фракционного состава по ГОСТ 2177-82 на стандартном аппарате периодического действия; анализ дает возможность судить о технической ценности нефти и эксплуатационных свойствах нефтепродукта.

Рис. 1 Схемы простой перегонки

а - постепенная, б - однократная, в - двукратная,

1- куб, 2 - кипятильник, 3 - конденсатор, 4 - приемник, 5 - сепаратор,

I - сырье, II - отгон, III - остаток, IV - отгон второй ступени,

V - остаток второй ступени.

Перегонка однократным испарением (рис. 1 б). Исходную жидкую смесь непрерывно подают в кипятильник 2, где она нагревается до определенной конечной температуры при фиксированном давлении; образовавшиеся и достигшие состояния равновесия паровая и жидкая фазы однократно разделяются в адиабатическом сепараторе 5. Паровая фаза, пройдя конденсатор 3. поступает в приемник 4, откуда непрерывно отводится в качестве дистиллята (отгона). С низа сепаратора 5 непрерывно отводится жидкая фаза - остаток.

Отношение количества образовавшихся паров при однократном испарении к количеству исходной смеси называют долей отгона.

Перегонка с однократным испарением обеспечивает большую долю отгона, чем с постепенным при одинаковых температуре и давлении. Это важное преимущество используют в практике перегонки нефти для достижения максимального испарения при ограниченной температуре нагрева вследствие разложения (крекинга) отдельных компонентов нефти.

Многократное испарение заключается в последовательном повторении процесса однократного испарения при более высоких температурах (или низких давлениях) по отношению к остатку полученному от предыдущего однократного испарения жидкой смеси. На рис. 1 в показана схема двукратной перегонки. Остаток однократного испарения первой ступени после нагрева до более высокой температуры поступает в сепаратор второй ступени, с верхней части которого отбирают отгон второй ступени, а с нижней - остаток второй ступени.

Способы перегонки с однократным и многократным испарением имеют наибольшее значение в осуществлении промышленной переработки нефти на установках непрерывного действия. Так, примером процесса однократного испарения является изменение фазового состояния (доли отгона) нефти при нагреве в регенеративных теплообменниках и в змеевике трубчатой печи с последующим отделением паровой от жидкой фазы в секции питания ректификационной колонны.

Простая перегонка, особенно вариант с однократным испарением, не дает четкого разделения смеси на составляющие компоненты. Для повышения четкости разделения перегонку ведут с дефлегмацией или с ректификацией.

Перегонка с дефлегмацией основана на частичной конденсации образующихся при перегонке паров и возврате конденсата (флегмы) навстречу потоку пара. Благодаря этому однократному и одностороннему массообмену между встречными потоками пара и жидкости уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, так как при частичной конденсации из них преимущественно выделяются высококипящие составные части.

Дефлегмацию осуществляют в специальных по конструкции поверхностных конденсаторах воздушного или водяного охлаждения, размещаемых над перегонным кубом.

Перегонка с ректификацией дает более высокую четкость разделения смесей по сравнению с перегонкой с дефлегмацией. Основой процесса ректификации является многократный двусторонний массообмен между движущимися противотоком парами и жидкостью перегоняемой смеси. Этот процесс осуществляют в ректификационных колоннах. Для обеспечения более тесного соприкосновения между встречными потоками пара и жидкости ректификационные колонны оборудованы контактными устройствами - тарелками или насадкой. От числа таких контактов и от количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в основном зависит четкость разделения компонентов смеси.

Современная промышленная технология первичной перегонки нефти основана на процессах одно- и многократной перегонки с последующей ректификацией образовавшихся паровой и жидкой фаз. Перегонку с дефлегмацией и периодическую ректификацию, так же как перегонку с постепенным испарением, применяют в лабораторной практике.

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.



2. Технологическая часть

2.1 Выбор и обоснование технологической схемы производства

Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных технологических процессах, предназначенных для получения ассортимента товарных нефтепродуктов.

Существует три основных направления переработки нефти:

1) топливное; 2) топливно-масляное;3) нефтехимическое (комплексное).

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. Схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом технологических процессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этой схеме не превышает 55-60% мас. и зависит в основном от фракционного состава сырья.

Для первичной перегонки нефти на установках АТ используют три схемы разделения:

1) с одной сложной ректификационной колонной (однократное испарение и однократная ректификация);

2) с предварительным испарителем и ректификационной колонной (двукратное испарение и однократная ректификация);

3) с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной (двукратное испарение и двукратная ректификация).

Первая схема применяется для стабилизированных (количество растворенных газов по С₄ включительно не более 0,5-- 1,2 % мас.) хорошо обессоленных и обезвоженных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 12-- 15% мас., а выход светлых дистиллятов не более 45% мас.

Если нефть характеризуется высоким выходом светлых дистиллятов (50-60% мас.), повышенным содержанием растворенных газов (1,5-- 2,2% мас.) и бензиновых фракций (20-- 30% мас.) целесообразно применять установки АТ двукратного испарения и двукратной ректификации. За счет высокого содержания растворенных газов и бензиновой фракции в нефти возникает опасность чрезмерного увеличения давления в теплообменниках и трубах печного змеевика.

При двукратном испарении и двукратной ректификации значительная часть газа и бензина удаляются из нефти до ее поступления в печь в первой ректификационной колонне, что облегчает условия работы как печи, так и основной второй ректификационной колонны. Чтобы более полно сконденсировать газ и легкую бензиновую фракцию, в колонне предварительного испарения поддерживают повышенное давление (Р_абс = 0,35-- 0,5 МПа). Благодаря этому появляется возможность понизить давление в атмосферной колонне до Р_абс = 0,14-- 0,16 МПа и тем самым реализовать условия перегонки, обеспечивающие высокий отбор от потенциала в нефти суммы светлых дистиллятов.

Основные недостатки схемы - необходимость подогрева нефти до более высокой температуры и наличие удвоенного количества ректификационных колонн, сырьевых и рефлюксных насосов, конденсаторов-холодильников и емкостей.

Перегонка нефти по схеме двукратного испарения и однократной ректификации приемлема для содержания растворенного газа (около 1 % мас.) и бензина (18-- 20 % мас.). Основные достоинства этой схемы перегонки заключается в некотором сокращении затрат на перегонку за счет снижения гидравлического сопротивления змеевика печи и уменьшения металлоемкости колонн и конденсаторов.

По показателям качества, представленным в таблице 2.1 Западно-Сургутсую нефть целесообразно перерабатывать на установках АТ двукратного испарения и двукратной ректификации топливного варианта.

2.2 Характеристика сырья и готовой продукции

Сырьем установок первичной перегонки служит обезвоженная и обессоленная, хорошо стабилизированная нефть. Показатели качества нефти и фракций представлены в табл.2.1-2.2

Таблица 2.1

Характеристика Западно-Сургутской нефти

Показатели	Единицы измерения	Значение показателей
Плотность при 200С		0,8922
Молярная масса		312
Вязкость	сСт	11,52
Температура застывания	0С	-15
Температура вспышки в закрытом тигле	0С	-35
Давление насыщенных паров	мм.рт.ст.	148
Содержание парафинов	%	2,38
серы	%	1,73
Азота	%	0,16
Смол сернокислотных	%	56
Асфальтенов	%	2,9
Коксуемость	%	4,91
Зольность	%	0,020
Кислотное число	Мг КОН на 1г нефти	0,004
Выход фракций до 2000С	% масс	17
До 3500С	% масс	40



Таблица 2.2

Характеристика фракций, выкипающих до 200⁰С

Темп. отбора 0С	выход на нефть % масс	Плотность при 200С	Фракционный состав, 0С	Содерж. серы, %	Октан. число	КислотностьМг КОН на 100мл
			н.к.	10%	50%	90%
28-85	3,6	0,6536	40	48	63	79	0	59	0
28-100	4,9	0,6659	41	51	69	88	0	56	-
28-110	5,9	0,6906	42	54	76	97	0	53,1	-
28-120	6,8	0,6906	43	57	82	106	0,01	50,2	0
28-130	7,7	0,69457	45	62	89	116	0	47,8	-
28-140	9,0	0,6988	47	67	96	127	0	45,4	Следы
28-150	9,9	0,7029	50	72	102	137	0,02	43,0	-
28-160	11,1	0,7106	51	73	108	142	0	41,4	-
28-170	12,3	0,183	52	75	114	148	0	39,8	Следы
28-180	13,3	0,7260	53	76	120	153	0	38,2	Следы
28-190	14,6	0,7337	54	78	126	159	0	36,6	Следы
28-200	15,9	0,7412	55	80	132	165	0,03	35,0	0

Таблица 2.3

Характеристика бензиновой фракции

Температура отбора, 0С	Выход на нефть, %		% серы	Содержание углеводородов, %
				Аромати-ческих	Нафте-новых	Парафиновых
						всего	Норм. строения	Изо- строения
62-85	2,1	0,6708	0,010	1	20	79	40	39
62-105	3,9	0,6971	0,020	1	23	76	39	37
85-105	1,8	0,7105	0,030	2	22	76	35	40
85-120	3,2	0,7181	0,030	2	23	75	35	40
85-180	9,7	0,7442	0,040	6	21	73	29	44
105-120	1,4	0,7274	0,020	3	22	75	32,5	42,5
105-140	3,6	0,7393	0,030	5	21	74	30,5	43,5
120-140	2,2	0,7418	0,030	6	20	74	30	44
140-180	4,3	0,7610	0,050	10	23	67	27,5	39,5



Таблица 2.4

Характеристика керосиновой фракции

Показатели	Значение показателей
Температура отбора, 0С	120--230
Выход (на нефть), %	22,8
Плотность при 200С	0,7902
Фракционный состав, 0С
н. к.	125
10%	150
50%	176
90%	214
к.к.	223
v20, cСт	1,35
v50, cСт	5,45
Температура начала кристаллизации, 0С	< --60
Температура вспышки в закрытом тигле, 0С	30
Теплота сгорания (низшая), ккал/кг	10330
Высота некоптящего пламени, мм	25
Содержание ароматических углеводородов	--
Содержание серы, %	0
Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята	--
Йодное число, мг йода на 100 мл дистиллята	--
Фактические смолы, мг на 100 мл дистиллята	--

Таблица 2.5

Характеристика дизельной фракции

Показатели	Температура отбора, 0С
	150-350	180-350	200-350	240-320	230-350	240-350
Выход (на нефть), %	39,3	33,2	28,9	15,6	22,9	20,9
Цетановое число	54,0	52	54	56	-	56
Дизельный индекс	59,5	57,5	57	58	-	55,5
Фракционный состав, 0С 10%	190	216	237	265	265	272
50%	246	264	276	280	279	288
90%	321	322	330	305	310	318
96%	327	328	332	308	326	328
	0,8325	0,8399	0,8445	0,8471	0,8512	0,8538
v20, cСт	3,44	4,42	5,19	5,88	6,86	7,42
v50, cСт	1,93	2,30	2,56	2,80	3,11	3,32
Температура застывания	-30	-25	-22	-20	-15	-14
Температура помутнения	-20	-15	-12	-13	-11	-10
Температура вспышки	70	--	--	--	--	--
Содержание серы, %	0,03	0,06	0,085	0,10	0,13	0,15

Таблица 2.6

Характеристика мазутов и остатка

Мазут и остаток	Выход(на нефть), %		ВУ50	ВУ80	ВУ100	Температура 0С	содержание серы, %	Коксуемост%
						застывания	вспышки
Мазут топочный
100	25,7	0,9494	--	11,48	4,13	19	286	0,61	8,81
200	20,5	0,9586	--	--	8,00	21	308	0,63	9,68
Остаток
Выше 300 0С	43,1	0,9184	4,90	2,34	1,61	15	211	0,51	5,95
350 0С	34,2	0,9343	16,78	4,04	2,20	17	249	0,56	7,40
400 0С	26,2	0,9485	--	10,41	3,92	19	283	0,61	8,80
450 0С	18,5	0,9622	--	--	12,25	21	317	0,64	10,00
4700С	15,5	0,9678	--	--	20,70	22	330	0,65	10,55

2.3 Принципиальная технологическая схема производства с описанием

Установка атмосферной перегонки нефти

На атмосферных нефтеперегонных установках нефть или смесь нефтей обычно разделяется на четыре дистиллятные фракции и остаток -- мазут. Побочным продуктом является смесь углеводородных газов, часто содержащая сероводород, который образуется из нестойких соединений серы при нагреве нефти.

Установка, схема которой представлена на рис. 2.2, --двухколонная (по числу основных колонн: первая--простая, вторая--сложная, без учета внешних отпарных колонн) с двукратным испарением сырья. До поступления в первую ректификационную колонну, называемую также испарительной колонной, нефть нагревается только в теплообменниках, проходя в них одним, двумя или несколькими параллельными потоками. Верхним продуктом первой колонны являются легкая бензиновая фракция и небольшое количество газа. Остальные дистилляты, выводимые с установки, а также мазут получаются во второй колонне. Обе колонны обслуживаются общей трубчатой печью. Часть нижнего продукта испарительной колонны циркулирует между печью и первой колонной, этим достигается снабжение ее отгонной секции дополнительным количеством тепла. Ниже описана технологическая схема двухступенчатой установки атмосферной перегонки.

Обессоленная нефть, нагнетаемая насосом 8, проходит двумя параллельными потоками группу теплообменников 10, 11, 23, 26, 29 и нагретая до температуры 200--220°С поступает в среднюю часть колонны 2. Ректификационная колонна 2 работает при избыточном давлении, достигающем на некоторых установках 0,45 МПа.

Пары легкого бензина (конец кипения этой фракции в одних случаях равен 85 °С, а в других -- 120 или 140 °С) по выходе из колонны 2 конденсируются в аппарате воздушного охлаждения 3. Далее конденсат и сопутствующие газы, охлажденные в водяном холодильнике 4, разделяются в газосепараторе 5. Отсюда легкий бензин насосом 7 направляется в секцию (блок) стабилизации и вторичной перегонки. Часть легкого бензина возвращается как орошение в колонну 2.

Из колонны 2 снизу частично отбензиненная нефть забирается насосом / и подается в змеевик трубчатой печи 6. Нагретая в змеевиках печи нефть поступает в парожидком состоянии в основную ректификационную колонну 14. Часть же нефти после печи возвращается как рециркулят, или «горячая струя», на одну из нижних тарелок колонны 2.

Верхним продуктом колонны 14 является бензиновая фракция, более тяжелая по сравнению с отводимой с верха испарительной колонны 2. По выходе из колонны 14 пары бензина, а также сопровождающие их водяные пары конденсируются в аппарате воздушного охлаждения 15. Охлажденная в водяном холодильнике 16 смесь разделяется в газосепараторе 17 на газ, водный и бензиновый конденсаты. Жидкая бензиновая фракция из газосепаратора 17 (или дополнительного водоотделителя, не показанного на схеме) забирается насосом 22 и подается в секцию вторичной перегонки. Часть бензина этим же насосом возвращается в колонну 14, на ее верхнюю тарелку, как орошение.

Фракции 140--240 и 240--350 °С (или 140--220 и 220--350 °С) выводятся из отпарных колонн 18 и 19, прокачиваются с помощью насосов 20 и 21 и охлаждаются в последовательно соединенных аппаратах. Первая -- керосиновая фракция -- в теплообменнике 23, аппарате воздушного охлаждения 24 и водяном кожухотрубном холодильнике 25; вторая -- фракция дизельного топлива -- в теплообменнике 26, холодильнике 27 и водяном холодильнике 28.

Под нижние тарелки отпарных колонн вводится перегретый водяной пар.

Тяжелый неиспаренный остаток нефти в смеси с жидкостью, стекающей с последней тарелки концентрационной секции колонны 14, проходя нижние шесть тарелок в колонне, продувается перегретым водяным паром. Мазут, освобожденный в значительной мере от низкокипящих фракций, с низа колонны 14 направляется насосом 13 через теплообменник 29 и холодильники 30 и 31 в резервуар. В колонне 14 имеются два циркуляционных орошения, тепло которых отдается нефти в теплообменниках 10 и 11.

Последовательность прохождения. нефтью теплообменников может быть и иной, чем показано на схеме.

Таблица 2.7

Температура и давление в основных аппаратах установки AT

Температура, °С подогрева нефти в теплообменниках подогрева отбензиненной нефти в змеевиках трубчатой печи паров, уходящих из отбензинивающей колонны внизу отбензинивающей колонны паров, уходящих из основной колонны внизу основной колонны Давление, МПа в отбензинивающей колонне в основной колонне	200--230 330--360 120--140 240--260 120--130 340--355 0,4--0,5 0,15--0,2.

Построение кривой ИТК и определение потенциального содержания фракций в нефти

При перегонке нефти в стандартных условиях на аппарате АРН-2 получают данные для построения кривой ИТК (состав по ИТК), по которой можно установить выход любых фракций (бензиновых, керосиновых, дизельных и др.). Этот выход (в % масс.) принято называть потенциальным содержанием данной фракции в нефти (теоретическим выходом), а суммарный выход фракций, выкипающих до 350⁰С - потенциальным содержанием суммы светлых фракций в нефти.

В справочной литературе [11] содержатся данные по разгонке нефтей, имеющих промышленное значение, и характеристика узких фракций в аппарате АРН-2.

По этим данным можно построить кривую ИТК нефти и определить в ней потенциальное содержание фракций.

В таблице 5.1 приведены данные разгонки (ИТК) Шаимской нефти в аппарате АРН-2.

Таблица 2.8

Разгонка (ИТК) Западно-Сургутской нефти

Температура выкипания, 0С	Выход фракций на (нефть), %			М	v20, cСт	v50, cСт	v100, cСт	Темп. заст., 0С	Содержание серы
	отд.	сум
до 24	1,07	1,07	--	--	--	--	--	--	--	--
28-64	2,03	3,1	0,6395	1,3669	--	--	--	--	--	0
64-94	2,29	5,39	0,6885	1,3898	90	--	--	--	--	--
94-117	2,32	7,71	0,7195	1,3858	106	--	--	--	--	0,02
117-140	2,39	10,1	0,7430	1,3962	--	--	--	--	--	--
140-162	2,41	12,51	0,7560	1,4062	--	1,00	--	--	--	0,04
162-185	2,41	14,92	0,7692	1,4149	--	--	--	--	--	--
185-203	2,49	17,41	0,7820	1,4226	159	1,52	--	--	--	0,07
203-218	2,49	19,9	0,7918	1,4295	--	1,92	--	--	--	--
218-240	2,49	22,39	0,8055	1,4366	--	2,40	--	--	--	0,24
240-260	2,98	25,37	0,8156	1,4424	198	3,03	0,86	--	--	--
260-278	2,70	28,07	0,8266	1,4484	--	3,83	1,08	--	--60	0,59
278-296	2,75	30,82	0,8358	1,4525	--	5,11	1,18	--	--56	--
296-312	2,70	33,52	0,8440	1,4564	243	7,18	1,40	--	--50	0,81
312-330	2,70	36,22	0,8545	1,4608	--	9,32	1,68	0,82	--42	--
330-345	2,75	38,97	0,8627	1,4656	--	11,89	2,00	1,02	--34	1,15
345-354	2,72	41,69	0,8711	1,4691	--	17,65	2,31	1,19	--25	--
354-372	2,63	44,32	0,8800	1,4732	290	24,76	2,80	1,38	--19	1,36
372-390	2,80	47,12	0,8898	1,4770	--	--	3,52	1,60	--12	--
390-408	2,80	49,92	0,8987	1,4808	--	--	4,23	1,82	--4	1,65
408-426	2,80	52,72	0,9066	1,4845	325	--	5,64	2,18	3	--
426-446	2,80	55,52	0,9154	1,4885	--	--	7,85	2,70	11	1,98
446-470	2,84	58,36	0,9221	1,4924	--	--	10,64	3,40	16	--
470-490	3,19	61,55	0,9300	1,4966	368	--	16,68	4,38	21	2,37
остаток	38,4	100	0,9824	1,5006	--	--	24,99	5,93	26	3,10

На основании зависимости температуры конца кипения отдельной
фракции от ее суммарного выхода строят кривую истинных температур кипения (ИТК) перегоняемой нефти или нефтепродукта. На оси абсцисс откладывают в соответствующем масштабе суммарный отгон фракций в % масс. а на оси ординат - температуру отбора фракций. Точки пересечения соединяют плавной линией, которую именуют кривой истинной температуры кипения.

По данным таблицы 5.1 строится кривая ИТК, по которой определяется потенциальное содержание прямогонных фракций.

2.4 Материальный баланс установки

Число дней работы установки составляет 344 дней.

Таблица 2.9

Материальный баланс установки первичной переработки нефти

Статьи	Выход на нефть
	% масс.	тыс. т/год	т/сутки	кг/час
Приход:
1.нефть	100	4000	11628	484500
Всего	100	4000	11628	484500
Расход:
1. газ+головка стабилизации (до 280С)	1,07	42,8	124,4	5184,1
2. бензиновая фракция (28-1800С)	13,85	554	1610,5	67102,3
3. керосиновая фракция (180-2400С)	7,47	188	546,5	22771,3
3. дизельная фракция (240-3500С)	16,32	652,8	1897,7	79070,8
4. вакуумный дистиллят (350-4900С)	22,68	907,2	2637,2	109883,7
5. мазут (>3500С)	38,45	1538	4470,9	186288,7
Всего:	100	4000	11628	484500

2.5 Технологический расчет отбензинивающей колонныК-1

2.5.1 Материальный баланс колонны

Материальный баланс отбензинивающей колонны представлен в таблице 2.10

Таблица 2.10

Материальный баланс колонны К-1

Статьи	Выход на нефть
	% масс.	тыс. т/год	т/сутки	кг/час
Приход:
1.нефть	100	4000	11628	484500
Всего	100	4000	11628	484500
Расход:
1. газ+головка стабилизации (до 280С)	1,07	42,8	124,4	5184,1
2. легкая бензиновая фракция (28-1200С)	6,67	266,8	775,6	32315,9
3. отбензиненная нефть	92,26	3690,4	10728	447000
Всего:	100	4000	11628	484500

2.5.2 Температурный режим ректификационных колонн

Характерные температуры.

Температурный режим ректификационной колонны определяется температурами в местах подачи сырья, вывода верхнего и боковых дистиллятов и остатка. Эти температуры зависят от состава сырья, качества получаемых продуктов, давления и других факторов. Поскольку нефть и ее фракции представляют собой сложные многокомпонентные смеси, нахождение названных температур является затруднительной задачей. Упрощенно температуры вывода верхнего и боковых продуктов могут определяться с помощью линий ОИ соответствующих фракций.

Хотя температура не входит в явном виде в выражения изотерм, ее изменение влияет на константу фазового равновесия k_i, точнее, на давление насыщенных паров р_нi компонентов (k = р_нi/р). От температуры зависит и доля отгона е^/.

Расчёт температуры верха колонны

Температура верха колонны, откуда уходят пары дистиллята, должна отвечать конечной (100%0й) точке линии ОИ при работе с водяным паром. Если в колонну не подается водяной пар, эта температура будет соответствовать 75%-му отгону дистиллята. Для боковых продуктов температура отбора определиться как нулевая (0%-я) точка линии ОИ.

Более точные результаты получаются при аналитическом расчете температурного режима по изотермам соответствующих потоков. При этом полагают, что парожидкостная система находится в состоянии равновесия. Температуры потоков рассчитываются путем последовательного приближения.

Чтобы найти температуру верха колонны аналитическим способом, будем рассматривать узкую фракцию как отдельный компонент и вести расчет для двухкомпонентной системы. Молярная доля низкокипящего компонента y`<sub>1</sub> = 0,95, следовательно, второго компонента y`₂ = 0,05. Чтобы найти константы фазового равновесия k₁ и k₂, необходимо вначале определить давления насыщенных паров компонентов, используя формулу Ашворта.

Температура верха Т_верха колонны рассчитывается как температура конденсации насыщенных паров дистиллята на выходе из колонны

Расчёт ведётся путём подбора такой температуры, при которой уравнение изотермы паровой фазы превращается в тождество:

(1)

(2)

где - молярные доли компонентов в паровой фазе;

- константа фазового равновесия.

- давление насыщенных паров при температуре верха колонны

- давление верха колонны, примем равным 0,4 МПа.

Давление насыщенных паров находим по формуле Авшорта:

(3)

где - температура верха колонны, примем равной 95⁰С

- средняя температура кипения фракции.

Значения функций температур берем из справочных данных.

Определяем константу фазового равновесия

Все расчеты сводим в таблицу

Таблица 2.11

Фракция	Средняя Температура кипения,	Температура верха колонны,	yi`	PHi, кПа		yi`/ki
28-110	69	95	0,95	894,409	2,236	0,6478
110-120	115	95	0,05	56,861	0,142	0,3521
Итого 0,9999

Равенство выполнено, следовательно, температура верха колонны подобрана верно и составляет 95⁰С.

Температура низа ректификационной колонны

Температура низа колонны рассчитывается как температура кипения остатка. Расчёт ведётся путём подбора такой температуры, при которой уравнение изотермы жидкой фазы превращается в тождество:

Давление низа колонны , примем равным 0,25 Мпа.

Температуру низа колонны

Давление насыщенных паров находим по формуле Авшорта (3)

Значения функций температур берем из справочных данных.

Определяем константу фазового равновесия по формуле (2):

Определим число молей каждого компонента:

Произведем перерасчет массовых долей в молярные

(7)

Результаты расчетов сводим в таблицу

Таблица 2.12

Результаты расчета температуры низа колонны

Фракция	xi	Mi, кг/кмоль	Ni, кмоль		tcp,	t,	PHi, кПа
120-180	0,083	122	7,81	0,27	150	250	724,265	2,8971	0,7822
180-240	0,081	168	5,91	0,155	210		233,833	0,9353	0,1449
240-350	0,176	221	8,82	0,248	295		37,042	0,1482	0,0368
350-490	0,245	347	7,07	0,183	420		4,214	0,0169	0,0031
>490	0,416	382	9,01	0,233	-		0,00	-	-
У	1,00		38,62	1,000					0,999

Сумма , таким образом, температура низа колонны подобрана верно.

Расчет доли отгона сырья на входе в колонну

Расчет доли отгона производим по методу А.М. Трегубова. Для этого путём последовательного приближения подбираем такое значение мольной доли отгона сырья , при котором суммы молярных долей компонентов жидкого остатка и паровой фазы отличаются незначительно и равны единице.

Температура ввода сырья в колонну составляет 200-230⁰С, примем 215⁰С.

Давление в зоне питания принимаем равным среднему давлению колонне 0,25МПа

Определяем давление насыщенных паров по формуле Авшорта (3).

Значения функций температур берем из справочных данных.

Число молей каждого компонента находим по формуле

(8)

где - массовые доли компонентов в смеси

- молярные массы компонентов

Произведем перерасчет массовых долей в молярные

(9)

Определяем константу фазового равновесия по формуле (2)

Рассчитаем молярные доли всех компонентов в жидком остатке:

(10)

где - молярная доля отгона сырья.

зададимся значением молярной доли 0,36

Состав паровой фазы находим по уравнению:

(11)

Определяем среднюю молярную массу нефти по формуле

(12)

Находим молярную массу паровой фазы:

(13)

Рассчитаем массовую долю отгона нефти

(14)

Полученные значения заносим в таблицу



Табл. 2.13

Результаты расчета доли отгона сырья

фракции
28-1800С	0,139	108	0,32	104		0,32		0,21	0,85
180-2400С	0,075	168	0,112	210		0,112		0,14	0,09
240-3500С	0,163	246	0,176	295		0,167	0,06233	0,25	0,025
350-4900С	0,226	357	0,159	420		0,159	0,0134	0,22	0,003
>4900С	0,384	392	0,246	-	-	0,246	-	0,2	-
?			1			1		1

Отклонения сумм молярных долей компонентов жидкого остатка и паровой фазы незначительно, поэтому можно считать, что расчеты проведены, верно. Массовая доля отгона сырья на входе в колонну равна 0,20.

2.5.3 Тепловой баланс отбензинивающей колонны

Тепловой баланс колонны рассчитывается с целью определения количества тепла, которое необходимо подвести горячей струей.

Пренебрегая, тепловыми потерями в окружающую среду уравнение теплового баланса выражается:

Ф_вх=Ф_вых

где Ф_вх, Ф_вых - тепловые потоки входа и выхода тепла.

Тепловой поток поступает в колонну в случае подачи сырья в парожидкостном состоянии с массовой долей отгона e

где I^п_t0 - энтальпия паров сырья, кДж/кг; I^ж_t0 - энтальпия жидкости сырья, кДж/кг; - температура входа сырья,; - расход сырья, кг/ч.

Значения энтальпий нефтяных жидкостей и паров можно определить по справочной литературе, зная температуру и относительную плотность при 288К. Пересчёт относительной плотности с одной температуры на другую производится по формуле:

где a - поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус

Тепловой поток выходит из колонны:

1) с парами дистиллята

где - энтальпия паров дистиллята, кДж/кг; - расход дистиллята, кг/ч.

2) с жидким нижним продуктом

,

где - энтальпия жидкого остатка, кДж/кг;

- расход остатка, кг/ч.

3) с верхним орошением

Где - энтальпия паров дистиллята, кДж/кг; - энтальпия жидкого орошения при 40; - расход орошения, кг/ч.

тепловой поток необходимый для подвода тепла горячей струи:

Отсюда расход горячей струи равен

где , - энтальпия пара и жидкости горячей струи при температуре t=350⁰C

Таблица

Тепловой баланс отбензинивающей колонны K-1

Поток	t, C0	Расход, кг/час	Энтальпия, кДж/кг	Количества тепла, кВт
Приход
Сырье
паровая фаза	220	484500	740,35	242372126
жидкая фаза	220		477,77
Горячая струя
паровая фаза	350	68208,7	1057,96	60348330
жидкая фаза	350		841,46
Итого				302720456
Расход
Дистиллят	95	32316	554,41	17411860
Остаток	250	447000	570,57	255907500
Холодное орошение
паровая фаза	95	64632	538,8	29401096
жидкая фаза	40		83,9
Итого				302720456

2.5.4 Определение геометрических размеров

Диаметр колонны зависит от объема паров и их допустимой линейной скорости в свободном сечении колонны. Объемный расход паров рассчитываем по формуле

где T - температура системы, К; P - общее давление в системе, МПа; - расход компонента, кг/с; - молекулярная масса компонента, кг/кмоль.

Допустимую линейную скорость паров вычисляем по уравнению Саудерса и Брауна

где c - коэффициент, который зависит от типа тарелок и расстояния между ними в колонне; - плотность жидкой и паровой фаз, кг/м³.

Расстояние между тарелками принимается в зависимости от диаметра колонны H_T= 0,66м. Тогда коэффициент c для колпачковых тарелок будет равен 1000. Плотности жидкой и паровой фаз соответственно равны 826,62 кг/м³ и 7,58кг/м³.

Диаметр колонны рассчитывается по наиболее нагруженному сечению по парам. В нашем случае в верхней части колонны расход паровой фазы больше и составляет

Полученный диаметр округляется в большую сторону до ближайшего стандартного значения. Следовательно, диаметр равен 2,5 м

Число тарелок в ректификационной колонне определяется требуемой эффективностью погоноразделения, физико-химическими свойствами жидкой и паровой фаз. Число теоретических, а затем и практических тарелок в колонне, которое обеспечит заданное разделение сырья, определяют аналитически, используя эмпирический метод Фенске

где - минимальное число теоретических тарелок, отвечающее полному орошению; a - средний коэффициент относительной летучести НКК в условиях колонны.

Для углеводородов и нефтяных фракций для определения коэффициента относительной летучести можно пользоваться уравнением Эджворча и Джонстона

где T₁и T₂ - температуры кипения низко- и высококипящего компонента при атмосферном давлении, К; Т - температура, при которой определяется относительная летучесть смеси, К.

согласно опытным данным при оптимальном флегмовом числе в колонне требуется теоретических тарелок примерно в два раза больше минимального

Отношение числа теоретических тарелок к числу реальных тарелок называется КПД тарелки. КПД тарелки определяет ее эффективность по отношению к теоретической тарелке, на которой при смешении неравновесных пара и жидкости достигается равновесие. КПД колпачковых тарелок из справочной литературы составляет 0,75.

Высота колонны

Высота колонны (,м) рассчитывается по уравнению:

где высота h₁ принимаем для сферического днища

Число промежутков между тарелками меньше количества тарелок на единицу

Высота эвапорационного пространства принимаем равной трем расстояниям между тарелками

В нижней отпарной части колонны установлено 5 тарелок. Высоту h₄ определяют аналогично высоте h₂

Свободное пространство между уровнем жидкости внизу колонны и нижней тарелкой необходимо для равномерного распределения паров. Высоту этого пространства принимают равной 1,5 м.

Высоту слоя жидкости в нижней части колонны рассчитывают по ее 10-минутному запасу, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас на 600 с, объем мазута составит

где площадь поперечного сечения колоны

и тогда высоту h₆ определяют по уравнению

.

По практическим данным высота опоры h₇ принимают равной 4 м.

Общая высота колонны складывается из всех найденных высот



Заключение

В данном курсовом проекте представлен проект установки первичной перегонки Северо-Варъеган-ской нефти мощностью по сырью 6 млн. т/год, систематизированный материал по технологии проектируемого производства и способам получения продуктов переработки нефти, путям его использования. Рассмотрели физико-химические основы процесса, влияние основных параметров, химизм, механизм и кинетику реакций.

В технологической части КП произведено:

1) Выбор и обоснование технологической схемы производства.

2) Характеристика сырья и готовой продукции.

3) Описание принципиальной технологической схемы установки АТ двукратного испарения и двукратной ректификации топливного варианта.

4) Материальный баланс установки первичной переработки нефти

5) Технологический расчёт отбензинивающей колонны: материальный и тепловой баланс колонны К-1, температурный режим, определили геометрический размер колонны.

При выполнении данного курсового проекта были систематизированны и закреплены полученные теоретические знания, были закрепленены практические умения по общепрофессиональным и специальным дисциплинам; углубили теоретические знания по вопросам закономерностей технологических процессов переработки нефти, газа и газового конденсата; принципиальных действующих и современных технологических схем установок данных процессов; методах совершенствования данных технологий.



Список использованных источников

1. Ахметов, С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учебное пособие / С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.А. Кауфман. СПб: Недра, 2009. 832 с.

2. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов. CПб.: Недра, 2006. 868 с.

3. Технология переработки нефти.В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти./ Под ред. О.Ф.Глаголевой и В.М.Капустина. М.: Химия, КолосС, 2005. 400 с.

4. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.

5. Трушкова, Л.В. Расчёты по химии и технологии переработки нефти и газа: учебное пособие / Л. В. Трушкова ; ТюмГНГУ. 2-е изд., испр. и доп. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. 105 с.

6. Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение. Справочник/ Под ред. Школьникова В. М. М.: Химия. 1999. 426 с.

7. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для ВУЗов. М.: Химия, 2001. 568 с.

8. Справочник нефтепереработчика: справочное издание / под ред. Г. А. Ластовкина, Е. Д. Радченко, М. Г. Рудина. Л.: Химия. Ленинградское отделение, 1986. 648 с.

Размещено на Allbest.ru