Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 5 млн.т/год валанской нефти

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

ПОЛОЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра химической технологии топлива и углеродных материалов

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 5 млн.т/год валанской нефти

Новополоцк - 2012г.

ВВЕДЕНИЕ

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на установке АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка).

С середины 90-х годов перед отечественной нефтепереработкой остро встал вопрос производства моторных топлив, соответствующих европейским нормам качества, что потребовало применения новых катализаторов в процессах риформирования бензинов, депарафинизации и гидроочистки дизельных фракций. В связи с этим изменились и требования, предъявляемые к составу целевых фракций, выводимых с установок первичной переработки нефти. Одним из основных требований является повышения качества по фракционному составу (более четкое разделение получаемых фракций).

Возможные пути решения данной задачи:

использование в атмосферных колоннах и колоннах, работающих при атмосферном давлением, высокоэффективных клапанных трапециевидных тарелок с оптимально выбранным живым сечением для прохода пара и жидкости в каждом конкретном сечении колонны позволяет получать продукты требуемого качества;

использование в вакуумных колоннах высокоэффективных регулярных насадок с низким гидравлическим сопротивлением, позволяет получать гудрон и вакуумные газойли требуемого качества при заданной производительности колонн. Одним из направлений повышения эффективности работы вакуумного блока установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном - до 10% масляных фракций. В последнее время наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). ВГЦ агрегаты являются альтернативой традиционным системам создания вакуума, таким как вакуумные насосы, паровые эжекторы, пароэжекторные вакуумные насосы, и при определенных условиях имеют существенно лучшие показатели по стабильности работы и стоимости эксплуатации. Основные преимущества ГЦВС:

- повышение экологической безопасности всей установки за счет значительного уменьшения сбросов в окружающую среду тепловой энергии, загрязненных стоков воды и парового конденсата, нуждающихся в очистке;

экономия за счет снижения затрат на потребление энергоресурсов (водяного пара и охлаждающей воды);

сокращение потерь ценных продуктов с конденсатом водяного пара;

величина вакуума на входе ВГЦ агрегата слабо зависит от температуры охлаждающей воды, что обеспечивает большое преимущество, особенно в жарких климатических условиях;

высокая надежность работы, простота в эксплуатации и наружное расположение установки;

возможность получения более глубокого вакуума;

высокая надежность работы и простота эксплуатации.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т.е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах. Процесс первичной переработки нефти является довольно затратным с энергетической точки зрения. В связи с постоянным увеличением стоимости энергоресурсов сокращение энергозатрат на перегонку нефти является весьма актуальным вопросом. Возможным способом частичного решения данной задачи является применение высокоэффективного теплообменного оборудования (спиральные, пластинчатые, кожухо-пластинчатые теплообменники). Преимущества данных аппаратов:

при одинаковых эксплуатационных параметрах данные теплообменники в 3-6 раз меньше по габаритам и составляют 1/6 от веса трубчатых теплообменников;

обеспечивают гораздо большие коэффициенты теплопередачи (коэффициент теплопередачи в среднем в 3-5 раз больше, чем в теплообменниках с гладкими трубами).

Повышение эффективности технологических процессов переработки нефти (улучшение их технико-экономических показателей) возможно при комбинировании взаимосвязанных технологических процессов. Это дает значительные преимущества, среди которых основными являются:

сокращение резервуарных парков для промежуточных продуктов;

сокращение в 2-3 раза площади застройки технологическими установками;

значительная экономия тепловой энергии за счет того, что продукты от одного технологического процесса поступают к другому горячими, и нет необходимости их охлаждать перед направлением в парк или нагревать при взятии из парка (если процессы не комбинированы);

возможность рационально расположить однотипное оборудование блоками (колонны, печи, реакторы, теплообменники и др.) и упростить за счет этого обслуживание;

сокращение штата обслуживающего персонала и соответствующий рост производительности труда.

Очевидно, что для повышения эффективности работы установок АВТ имеются широкие возможности. Однако процесс модернизации установок АВТ представляет собой весьма сложную технологическую задачу и, кроме того, зачастую требует огромных материальных вложений. Целью данного курсового проекта является разработка проекта установки АВТ мощностью 6 млн. тонн аренской нефти в год.

1. Характеристика нефти по ГОСТ Р51858-2002 и выбор варианта её переработки

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Показатели качества желонской нефти приведены в виде таблиц 1.1 и 1.2. Данные о нефти взяты в справочной литературе [1].

Таблица 1.1 - Показатели качества желонской нефти

Таблица 1.2 -Потенциальное содержание фракций в валанской нефти

Номер компонента	Компоненты, фракции	Массовая доля компонента в смеси, хi
1	2	3
1	Н2	0,00000
2	СН4	0,00044
3	С2Н6	0,00070
4	С2Н4	0,00000
5	Н2S	0,00002
6	åC3	0,00191
7	åC4	0,00735
8	28-62°C	0,0160
9	62-85°C	0,0231
10	85-105°C	0,0352
11	105-140°C	0,0633
12	140-180°C	0,0811
13	180-210°C	0,0682
14	210-310°C	0,2196
1	2	3
15	310-360°C	0,0927
16	360-400°C	0,0523
17	400-450°C	0,0596
18	450-500°C	0,0649
19	>500°C	0,21358
	Итого:	1,00000

На основании данных, представленных в таблицах 1.1 и 1.2 необходимо сделать вывод о целесообразности производства базовых масел, т.е. о получении узких масляных фракций (погонов, дистиллятов) на установке АВТ.

Выход базовых масел на мазут:

Т.к. выход базовых масел на мазут превышает 20%, то экономически выгодно перерабатывать желонскую нефть на установке АВТ с получением узких масляных фракций (т.е. нефть следует перерабатывать по масляному варианту с применением физических методов очистки масляных фракций).

Такое количество масел с ИВ>90 и температурой застывания ниже -15°С обеспечивает их производство равное 803000 т/год (5×10⁶×0,1606=803000) при мощности АВТ 5 млн т/год (где 0,1606 - выход базовых масел на нефть, масс. доли).

2. Характеристика фракций нефти и их возможное применение

Характеристики всех фракций нефти составим по данным справочника [1] и приведем в виде таблиц.

.1 Характеристика газов

Валанская нефть в основном содержит тяжелые газы, т.е пропан, бутан и изобутан (таблица 2.1). Поэтому смесь этих газов можно получать в жидком состоянии в емкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса и далее использовать как товарный сжиженный газ

Таблица 2.1 - Состав и выход газов на нефть

Компоненты	Выход на нефть, % масс.
Метан
Этан
Пропан
Бутан
Изобутан
Итого:	1,04

.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение

В таблице 2.2 представлены характеристики бензиновых фракций

Таблица 2.2 - Характеристика бензиновых фракций желонской нефти

Пределы кипения фракции, °С	Выход на нефть, % масс.	Октановое число без ТЭС	Содержание, % масс.
			изопентана	серы	ароматических углеводородов	нафтеновых углеводородов
н.к.-70	2,3	69		отс.	2	32
70-140	11,4	56	-	0,04	9	40
140-180	8,1	45	-	0,09	11	38

Фракция н.к. - 70°С является сырьем для процесса изомеризации. В ходе данного процесса из неё получают изомеризат, использующийся как экологически чистая высокооктановая добавка к автомобильным бензинам.

Фракции 70-180°С не удовлетворяет требованиям на товарный бензин из-за низкого октанового числа, поэтому её необходимо отправить на каталитический риформинг для повышения ОЧ и производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов.

.3 Характеристика дизельных фракций и их применение

Целесообразно из желонской нефти получать фракцию 180-360°С как основной компонент дизельного топлива при работе АВТ без производства реактивного топлива. Характеристика дизельной фракции представлена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Характеристика дизельной фракции валанской нефти

Пределы кипения, °С	Выход на нефть, % масс.	Цетановое число	Вязкость при 20°С, мм2/с (сСт)	Температура, °С		Содержание серы, %
				помутнения	застывания
180-360	37,9	57	4,43	минус 10	минус 15	0,27

Фракция отвечает требованиям стандарта на дизельное топливо, но требуется их гидроочистка для понижения содержания серы.

2.4 Характеристика вакуумных дистиллятов и их применение

В таблице 2.4 представлены характеристики вакуумных дистиллятов.

Таблица 2.4 - Характеристика вакуумных дистиллятов валанской нефти

Пределы кипения, °С	Выход на нефть, % масс.	Плотность при 20°С	Вязкость, мм2/с при		Выход базовых масел с ИВ³90 на дистиллят, % масс.
			50°С	100°С
360-420	7,98	0,8419	10,48	3,32	58,79
420-490	8,00	0,8658	37,66	7,73	54,23
490-560	10,51	0,8963	104,87	15,49	41,66

Т.к. на основании данной таблицы выход базовых масел, имеющих повышенный индекс вязкости, на дистиллят достаточно высок, то на установке целесообразно из валанской нефти получать все три вакуумных дистиллята, которые служат сырьем для производства базовых масел. Избыток этих дистиллятов можно отправить на установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.

2.5 Характеристика остатков и их применение

На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки - мазут (>360 °С) и остаток вакуумной перегонки - гудрон (>560°С). Характеристика остатков приведена в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристика остатков валанской нефти

Показатель	Остатки, tнк°С
	>360	>560
Выход на нефть, % масс.	39,1	12,7
Вязкость условная, °ВУ: при 80°С при 100°С	6,12 3,41	- 104,73
Плотность при 20°С, кг/м3	934,2	983,0
Коксуемость, % масс.	9,03	19,68
Содержание, % масс.: серы парафинов базовых масел с ИВ³90	1,92 5,9 16,06	2,51 1,8 2,65

Мазут может применяться в качестве компонента котельного топлива без переработки на установке висбрекинга, а также для производства высококачественных базовых масел.

Гудрон можно направить на установку висбрекинга для понижения вязкости, а затем использовать в качестве котельного топлива. Используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации, коксования и производства битумов по специальной технологии из-за повышенного содержания парафинов (>3%).

3 Выбор и обоснование технологической схемы АВТ

 

3.1 Блок ЭЛОУ

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей 2 - 3 мг/л при степени обессоливания 95% устанавливается две ступени обессоливания. Это позволяет довести содержание хлористых солей до  - в первой ступени, где 57 - содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см.таблицу 1.1), и до

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

где 0,0047 - содержание воды в сырой нефти, мас. доли (0,47%);

,8185 - относительная плотность нефти;

,143 - содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

,001 - содержание воды в обессоленной нефти, мас. доли (0,1 % мас.).

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:

Для желонской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

,

откуда В=83,7 л/м³ нефти или 8,37 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимаем расход промывной нефти 12,9%.

Дренажная вода из электродегидратора сбрасывается в специальную емкость для отстоя, а после отстоя - в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения.

3.2 Блок колонн

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным методом. По заданию необходимо получить фракции:

1.       сухой газ,

.        рефлюкс (фр. С3 - С4),

.        бензиновые фракции,

.        дизельную фракцию,

.        УМФ,

.        гудрон(>560º).

Установка АВТ включает 3 блока, атмосферный блок, вакуумный блок, блок стабилизации и четкой ректификации бензина.

В атмосферном блоке АВТ применяют три схемы разделения нефти:

1)    схема с одной сложной ректификационной колонной;

2)      схема с предварительным испарителем и ректификационной колонной;

)        схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной.

Схему 1 применяют для стабилизованных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10%. Установка проста и компактна. Совместное испарение легких и тяжелых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, т.к. повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебания состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

С применением схемы 2 уменьшается перепад давления в печных трубах. Пары из испарителя направляются в атмосферную колонну, поэтому не нужно устанавливать самостоятельные конденсационные устройства и насосы для подачи орошения. Одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций несколько снижает необходимую температуру нагрева в печи. Однако при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-агрессивные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т.е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Схема 3 самая распространенная. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой - колонной, насосами печными и для подачи орошения, конденсаторами-холодильниками и т.д.

Сверху К-1 головной погон - бензиновая фракция н.к.- 140⁰С, которая состоит из 100% фракции н.к.- 85⁰С и 40% фракции 70 -140⁰С, в паровой фазе поступает в воздушный конденсатор Кд-1, где конденсируется, охлаждается до 80°С и далее поступает в водяной холодильник Х-1, где доохлаждается до температуры 40-50 °С и собирается в ёмкости Е-2. Из Е-2 часть бензина подаётся на верх К-1 в качестве острого орошения, а избыток перетекает в ёмкость Е-4. Газ из Е-2, при необходимости, может направляться либо к горелкам печи П-1, либо в заводскую факельную систему.

Повышение четкости разделения и поддержание необходимого теплового режима в К-1 достигается "горячей струей": полуотбензиненная нефть забирается с низа К-1, проходит через печь П-1 и возвращается вниз колонны К-1. В печи нефть нагревается до температуры 300-320 °С.

Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1, пройдя через печь П-1, поступает в основную атмосферную колонну К-2. В колонне К-2 применяется острое и два циркуляционных орошения.

Пары воды и бензиновой фракции 85-180°С верха колонны К-2 поступают в воздушный конденсатор Кд-2, где конденсируются и охлаждаются до 90 °С, а затем в водяной холодильник Х-2, где доохлаждаются до 60 °С и направляются в емкость Е-3. В Е-3 происходит отделение воды от бензина. Вода дренируется в промканализацию. Часть бензина из емкости Е-3 забирается и подается на верх колонны К-2 в качестве острого орошения, а избыток бензина откачивается в емкость Е-4.

Для регулировки температуры внутри колонны К-2 по зонам служат циркуляционные орошения.

Из колонны К-2 осуществляется вывод дизельной фракций 180-360˚С. Т.к. выход фракции большой (т.е. сложно отобрать из одной точки) и по заданию нет необходимости получать реактивное топливо, то фракцию будем выводить двумя потоками: 180-240˚С и 240-360˚С в виде боковых погонов, поступающих соответственно в отпарные колонны К-3/1 и К-3/2

Для уменьшения парциального давления паров углеводородов и в целях наиболее полного извлечения светлых нефтепродуктов в К-2, отпарки легких нефтепродуктов в стриппинговых колоннах К-3/1 и К-3/2, в нижние части этих колонн подается водяной пар с давлением до 1,2 МПа.

С низа колонны выходит мазут, который через печь П-2 направляется на блок вакуумной перегонки.

Блок вакуумной перегонки мазута установки АВТ.

На практике осуществляют два варианта перегонки мазута:

• с получением широких масляных фракций;

• с получением узких масляных фракций.

Т.к. в пункте 1 был сделан вывод о целесообразности получения узких масляных фракций, то выбираем второй вариант перегонки мазута. Переработка мазута в данном случае может осуществляться по следующим схемам:

Одноколонная схема

Вакуумная колонна может быть как насадочной, так и тарельчатой. Насадочная колонна является наиболее эффективной, так как на насадках происходит более четкое разделение при малом гидравлическом сопротивлении.

Двухколонная схема

Данная схема состоит из двух ректификационных колонн. В первой колонне под действием глубокого вакуума более полно отбирается широкая масленая фракция. Во второй колонне широкая масленая фракция разделяется на более узкие. Для увеличения четкости разделения необходимо увеличить число тарелок. Недостатком является усложнение схемы перегонки и эксплуатации и увеличение капитальных вложений на строительство и эксплуатационных затрат на дополнительную аппаратуру.

Выбираем одноколонную схему перегонки мазута с насадочной колонной К-5.

В вакуумной колонне К-5 установлено шесть пакетов структурной регулярной насадки КОХ-ГЛИТЧ Флексипак, т. к. данные насадки обладают высокой эффективностью разделения при малом гидравлическом сопротивлении, и пять отпарных тарелок в низу колонны.

Сырье подается после предварительного нагрева в печи П-2 в зону ввода сырья колонны. Жидкость из зоны ввода сырья перетекает через пять отпарных тарелок в нижнюю часть вакуумной колонны (куб). Для усиления испарения и уменьшения содержания летучих компонентов в жидкости в низ колонны подается перегретый водяной пар низкого давления.

Пары из зоны ввода сырья поступают во фракционирующую часть колонны. Она состоит из шести пакетов насадки.

Пакет №6, расположенный над вводом сырья имеет функцию так называемой промывной зоны. Эта часть колонны предотвращает унос жидкости из зоны ввода сырья во фракционирующую часть колонны. С глухой тарелки, расположенной под пакетом насадки №6, отбирается тяжелый боковой продукт, так называемый затемненный продукт. Затемненный продукт охлаждается в теплообменнике и подается в куб для понижения температуры в низу колонны К-5 (квенч).

Пакеты насадок №5, №4, №3 и №2 используются как фракционирующие пакеты для получения узких масляных фракций: 500-560°С, 420-500°С, 360-420°С и легкого вакуумного газойля (ЛВГ) соответственно. В колонне используем 4 циркуляционных орошения: для масляных дистиллятов кратностью - 2, для легкого вакуумного газойля - 15. Циркуляционные орошения и боковые погоны колонны используются в качестве теплоносителей для подогрева нефти.

Пакет №1, установленный в верху вакуумной колонны, выполняет прежде всего теплообменную функцию: съем оставшегося тепла на верху колонны.

С низа колонны К-5 отбирается вакуумный остаток (гудрон), который выводится с установки через ряд теплообменников.

Блок стабилизации и четкой ректификации бензина

Блок стабилизации бензина предназначен для выделения газа из бензина путем ректификации в колонне К-4. Колонна К-4 имеет 40 клапанных тарелок с круглыми клапанами. Верхняя часть колонны имеет 25 тарелок, нижняя часть - 15 тарелок.

Колонна К-4 служит для стабилизации бензина - отделения от бензина газовой головки С₁-С₄. Узкая верхняя часть колонны способствует улучшению отделения газа от бензина за счет увеличения скорости и уменьшения давления в этой части. В стабилизационную колонну К-4 поступает бензин из Е-4. Поддержание необходимого теплового режима в нижней части К-4 достигается циркулирующей флегмой, т.е. бензин с низа К-4 забирается, прокачивается через печь П-3 и возвращается в К-4. С верха К-4 пары головного погона - газы до С₄ поступают в водяной холодильник Х-3, где конденсируются, охлаждаются и с температурой до 40°С поступают в емкость Е-5, где происходит отделение сухого газа от рефлюкса. Головной погон из Е-5 в виде острого орошения возвращается на верх К-4, а избыток откачивается с температурой до 40 °С.

Блок четкой ректификации или вторичной перегонки бензина предназначен для разделения бензина на узкие бензиновые фракции путем нагрева его в печи П-3 и дальнейшей перегонки в ректификационных колоннах. Колонна К-6, куда поступает бензин со стабилизатора К-4, имеет 60 клапанных тарелок (клапана - трапециевидные). Бензин в К-6 поступает с температурой равной температуре низа К-4, т.е. до 210 °С, на 36-ю тарелку под давлением колонны К-4. Поддержание необходимого теплового режима в К-6 достигается циркулирующей флегмой, т.е. бензин с низа К-6 забирается, прокачивается через печь П-3, где нагревается до температуры сырья и возвращается в низ колонны. С верха колонны К-6 фракция н.к.-70°С поступает в воздушный конденсатор - холодильник КХ-1, где конденсируется, охлаждается и поступает в емкость орошения Е-6. Из Е-6 фракция н.к.-70°С подается на верх К-6 в виде острого орошения, а избыток выводится как продукт и используется в процессе изомеризации, с низа К-6 забирается бензиновая фракция 70-180°С.

 

3.3 Блок теплообмена

Выбор и расчет схемы теплообменников для нагрева нефти.

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245°С. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ при переработке желонской нефти. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ в ОАО "Нафтан". При разработке схемы теплообмена в первую очередь решается вопрос о утилизации теплоты теплоносителей с максимальной температурой (³290°С), т.к. они позволяют подогреть нефть до 245°С и выше. Количество потоков нефти, проходящей через теплообменники, определяется производительностью установки и площадью проходного сечения для нефти и теплоносителей. Для АВТ производительностью по желонской нефти 5 млн т/год выбираем теплообменники с диаметром кожуха 800 мм, числом ходов по нефти - 2, площадью свободного (проходного) сечения одного хода по трубам 69×10^-3 м². Рассчитаем скорость нефти по трубному пространству:

,

где V−объемный расход нефти, м³/с;

F−площадь проходного сечения одного хода по трубам.

, где G − массовый расход нефти, кг/с:

 − плотность нефти при 20°С (табл.1.1)

Следовательно:

Следовательно, пускаем нефть через теплообменники двумя потоками. Скорость нефти по трубному пространству теплообменников будет составлять около 0,8 м/с. В первый и во второй поток направляем по 50% нефти. Для эффективного снятия тепла в колоннах К-2 и К-5, а также чтобы иметь возможность использовать орошения в качестве теплоносителей для нагрева нефти, примем их кратности равные - 2, а для ЛВГ - 19.

Таблица 3.1 - Характеристика теплоносителей

Теплоноситель	Расход, % масс. на нефть	Начальная температура теплоносителя, °С
1 Фракция 180-270°С	20,30	210
2 Верхнее циркуляционное орошение К-2 - ВЦО К-2 (кратность 2)	40,60	230
3 Фракция 270-360°С	17,73	300
4 Нижнее циркуляционное орошение К-2 - НЦО К-2 (кратность 2)	35,46	325
5 Лёгкий вакуумный газойль (кратность 19)	45,40	150
6 Фракция 360-430°С	9,11	270
7 ВЦО К-5 (кратность 2)	18,22	270
8 Фракция 430-500°С	8,56	300
9 СЦО К-5 (кратность 2)	17,12	300
10 Фракция 500-560°С	8,71	330
11 НЦО К-5 (кратность 2)	17,42	330
12 Гудрон (>560°C)	12,65	340

Принимаем, что тепло на блоке ЭЛОУ не теряется и нефть поступает в теплообменники после блока ЭЛОУ с температурой 110°С. Расходы теплоносителей в % масс. на нефть берём из материального баланса, представленного в пункте 5. Схема теплообмена была рассчитана по следующим формулам:

_∆t _н=_∆t_т*G_т/G_н при t ≤ 200 ⁰С

_∆t _н=0,78*_∆t_т*G_т/G_н при t > 200 ⁰С,

Теплоту теплоносителей с температурой выше 100⁰С на выходе из последнего теплообменника можно использовать для нагрева воды и выработки водяного пара. Схемы подогрева нефти до и после ЭЛОУ см. в приложении А, Б соответственно.

4. Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны К-1

Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения необходим для того, чтобы выбрать давление в отбензинивающей колонне, при котором в емкости орошения получается сухой газ с содержанием пропана до 9% (паровая фаза), и определить состав нестабильного бензина и его количество, что позволит в дальнейшем провести расчет стабилизационной колонны. По справочным данным [1] в составе газов, сопровождающих желонскую нефть, количество метана и этана мало. Поэтому нужно подобрать такое давление, при котором максимальное количество верхнего продукта отбензинивающей колонны переходило бы после охлаждения в жидкую фазу. В этом случае сухой газ будет получаться не в емкости орошения колонны К-1, а при стабилизации бензина.

Необходимые данные для расчета:

1.Расход нефти: ;

.Расход водяного пара: 0, в колонну К-1 водяной пар не подаётся;

.Плотность остатка: 983 кг/м;

.Давление в емкости орошения: 450 кПа;

.Температура в емкости орошения: 40°С;

. Кратность орошения: 2.

. Для фракций 85-105°С и 105-140°С взято 40% масс. от потенциала, 60% остаётся в бензине уходящим с нефтью.

Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Состав смеси на входе в ёмкость орошения

Номер компонента по табл.1.2	Компонент (фракция)	Массовая доля компонента в нефти	Количество компонентов в нефти, кг/ч	Смесь углеводородов на входе в емкость с учетом орошения
				кг/ч	масс. доля
2	СН4	0,00044	269,60784312	808,8235294	0,004948268
3	С2Н6	0,00070	428,9215686	1286,764706	0,007872245
5	Н2S	0,00002	12,25490196	36,76470588	0,000224921
6	åC3	0,00191	1170,34313718	3511,029412	0,021479982
7	åC4	0,00735	4503,6764703	13511,02941	0,082658570
8	28-62°C	0,01600	9803,921568	29411,76470	0,179937022
9	62-85°C	0,02310	14154,4117638	42463,23529	0,259784076
10*	85-105°C	0,01408	8627,45097984	25882,35293	0,158344579
11*	105-140°C	0,02532	15514,7058813	46544,11764	0,284750337
Итого:		0,08892	54485,2941141	163455,8823	1,000000000

*- взято 40% масс. от потенциала, 60% остается в бензине К-2.

Иcxoдныe дaнныe:д нeфти или фpaкции G= 163455.875 Kг/чacд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 450 KПaмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 40 ^Cзультaты pacчeтa:вaя дoля oтгoнa пapoв e1= 3.288237849119469E-006льнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006лeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 81.60360717773438лeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 81.60411071777344лeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 26.83321189880371

В результате расчетов, проведенных с помощью программы "Oil", подобрали такое давление, равное 450 кПа, при котором сухой газ будет получатся не в емкости орошения, а при стабилизации бензина.

5. Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом

5.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1

В отбензинивающую колонну поступает обессоленная и обезвоженная нефть в количестве . Сверху К-1 выходит фракция: газ+100% н.к.-70°С + 40% 70-140°С (60% остаётся в бензине, уходящим с нефтью). Рассчитаем материальный баланс К-1. Т.к. доля отгона равна (рассчитана в пункте 4), то в материальном балансе топливный газ отдельно учитывать не надо. Массовая доля фракции газ+н.к. - 140°С рассчитана в пункте 4 и составляет 0,08892 или 8,892%. Тогда выход отбензиненной нефти составит: 100-8,892=91,108%. Полученные результаты сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Материальный баланс К-1

Продукты	%масс. на сырьё	кг/ч	%масс. на нефть
Взято: нефть обессоленная и обезвоженая	100,000	612745,098	100,000
Получено: газ+н.к. - 140°С нефть отбензиненная Итого:	8,89 91,11 100,000	54473,039 558272,059 612745,098	8,89 91,11 100,000

5.2 Материальный баланс основной атмосферной колонны К-2

Сверху выходит фракция 85-180°С, которая состоит из 85-140°С (60% от потенциала) и 140-180°С. Из-за нечеткой ректификации в мазуте остаётся 4-8% (на мазут) дизельной фракции, которые отгоняются в вакуумной колонне.

Принимаем 5%.

Рассчитаем материальный баланс колонны К-2:

) выход фракции 85-180 ºС находим по ИТК [1] с учетом того, что она состоит из 60% от потенциала фракции 85-140 ºС и 100% 140-180 ºС и получаем 14,02%

) выход фракции 180-270 ºС находим по ИТК и получаем 20,32.

) выход фракции 270-360°С находим по ИТК и получаем 17,73%. Но с учетом того, что 5% дизельной фракции уходит в мазут получаем:

Выход мазута на отбензиненную нефть будет:

где X_п - потенциальное содержание мазута в нефти, %масс.;_он - выход отбензиненной нефти на нефть, масс. доли;- содержание светлых в мазуте, масс. доли.

Выход мазута на отбензиненную нефть без учета содержания светлых в мазуте:

Следовательно фракция 270-360ºС уменьшается на 45,11-42,85=2,26 %масс на сырье. На нефть эта величина составит: . Следовательно выход фракции 270-360ºС будет: 17,73-2,06=15,67%, а мазута на нефть 39,04+2,06=41,1%. Т.к. по заданию нам необходимо выделить фракцию 180-360ºС, то её содержание в %масс. на сырьё 20,32+15,67=35,99.

Результаты расчета сводим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 - Материальный баланс К-2

Продукты	%масс. на сырьё	%масс. на нефть	кг/ч
Взято: нефть отбензиненная	100,000	91,11	558272,06
Получено: фр.85-180°С фр.180-360°С мазут (>360°С) Итого:	15,39 35,9 45,11 100,00	14,02 35,99 41,1 91,11	85906,86 220526,96 251838,24 558272,06

.3 Материальный баланс вакуумной колонны К-5

В гудроне может оставаться до 10% (на гудрон) масляных фракций из-за нечеткости разделения. Принимаем 8%.

Рассчитаем материальный баланс колонны К-5:

1) при вакуумной перегонке неизбежно образуются газы разложения - около 0,2% на мазут. На эту же величину уменьшается выход гудрона. Выход вакуумного газойля составит 5 % масc. на мазут.

2) выход фракции 360-430°С находим по ИТК и получаем 9,12%.

) выход фракции 430-500°С находим по ИТК и получаем 8,56%.

) выход фракции 500-560°С находим по ИТК и получаем 8,71%. Но с учетом того, что 8% остается в гудроне получаем:

Выход гудрона на мазут составит:

,

где X_н - потенциальное содержание гудрона в нефти, % масс.; Y_н - выход мазута на нефть, масс. доли; a - содержание светлых в гудроне, масс. доли. Выход гудрона на мазут без учета содержания масляных фракций:

Следовательно фракция 500-560°С уменьшится на величину 33,45-30,78=2,72% на мазут. Эта величина на нефть составит: . Тогда выход фракции 500-560°С будет равен: 8,71-1,12=7,59%, а гудрона 12,65+1,12-=13,66. Полученные результаты сводим в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Материальный баланс К-5

Продукты	%масс. на сырьё	%масс. на нефть	кг/ч
Взято: мазут (>360°С)	100,00	41,1	251838,24
Получено: газы разложения вакуумный газойль VD-1 (фр.360-430°С) VD-2 (фр.430-500°С) VD-3 (фр.500-560°С) Гудрон (>560°С) Итого:	0,20 5 22,19 20,83 18,47 33,31 100,000	0,08 2,06 9,12 8,56 7,59 13,66 41,1	490,20 12622,55 55882,35 52450,98 46507,35 83700,98 251838,24

5.4 Материальный баланс стабилизационной колонны К-4

В колонну К-4 поступает объединённая фракция газ+н.к.-140°С из ёмкости орошения Е-1 и бензин К-2.

Рассчитаем материальный баланс колонны К-4:

1)      выход фракции газ+н.к.-140°С берем из табл.5.1. и получаем 8,89%.

2)      выход фракции 85-180°С берем из табл. 5.2. и получаем 14,02%.

)        выход фракции газы(на ГФУ)+рефлюкс берем из табл. 2.1. и получаем 1,04%.

)        выход фракции н.к.-180°С берем из табл. 2.2. и получаем 21,9%.

Результаты сводим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Материальный баланс К-4

Продукты	%масс. на сырьё	%масс. на нефть	кг/ч
Взято: газ+н.к.-140°С фр.85-180°С Итого:	38,9 61,1 100,0	8,9 14,0 22,9	54534,31 85784,31 140318,62
Получено: газы(на ГФУ)+рефлюкс н.к.-180°С Итого:	4,4 95,6 100,0	1,0 21,9 22,9	6372,55 134191,07 140318,62

.5 Материальный баланс К-6

В К-6 происходит разделение стабильного бензина на фракции н.к.-70°С и 70-180°С. Рассчитаем материальный баланс колонны К-6:

1)      выход фракции н.к.-180°С берем из табл. 5.4. и получаем 21,9%.

2)      выход фракций н.к.-70°С и 70-180°С берем в табл. 2.2. и получаем 2,3 и 19,6% соответственно

Результаты сводим в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 - Материальный баланс К-6

Продукты	%масс. на сырьё	%масс. на нефть	кг/ч
Взято: н.к.-180°С	100,0	21,9	134191,18
Получено: н.к.-70°С 70-180°С Итого:	10,5 89,5 100,000	2,3 19,6 21,9	14093,14 120098,04 134191,18

.7 Материальный баланс установки АВТ

На основании материальных балансов отдельных колонн составляем материальный баланс установки в целом, представленный в таблице 5.6. Фракции дизельного топлива после блока теплообмена объединяются.

Таблица 5.6 - Материальный баланс установки АВТ-2

Продукты	%масс. на нефть	кг/ч
Взято: нефть	100,000	612745,1
Получено: газ (на ГФУ)+рефлюкс газы разложения н.к.-70ºС 70-180°С фр.180-360°С вакуумный газойль Фр.360-430°С Фр.430-500°С Фр.500-560°С гудрон (>560°С) Итого:	1,04 0,08 2,30 19,60 35,99 2,06 9,12 8,56 7,59 13,66 100,00	6372,55 490,20 14093,14 120098,04 220526,96 12622,55 55882,35 52450,98 46507,35 83700,98 612745,1

6. Расчет доли отгона сырья на входе в отбензинивающую колонну

Расчет доли отгона сырья на входе в заданную колону ведется с применением ПЭВМ по программе ″OIL″. Исходные данные для программы берутся на основании потенциального содержания компонентов в нефти (табл. 1.2).

Т.к. давление в емкости орошения 450кПа (см. п. 4), то давление вверху колонны принимаем на 50 кПа больше чем в емкости орошения. Тогда давление вверху колонны будет 500 кПа. С учетом перепада давления на тарелках верхней части давление на входе в колонну будет 507 кПа (см. п. 7).

Расчёт доли отгона на входе необходим для того, чтобы определить количество паров в точке ввода сырья в колонну.

Расчёт доли отгона на входе в колонну был проведен при температуре сырья 240°C и давлении на входе 507 кПа.

Результаты расчёта показывают, что при выбранных условиях доля отгона равна 11,4, что составляет больше выхода å светлых, равного 8,89%.

Результаты расчета приведены в табл. 6.2-6.5.

Иcxoдныe дaнныe:д нeфти или фpaкции G= 612745.125 Kг/чacд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 980 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 507 KПaмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 240 ^Cзультaты pacчeтa:вaя дoля oтгoнa пapoв e1= .1135810911655426льнaя дoля oтгoнa пapoв e= .2370700389146805лeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 203.0853118896484лeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 235.9565277099609лeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 97.29888916015625

7. Технологический расчет отбензинивающей колонны

Исходные данные для расчета колонны:

состав сырья представлен в табл. 7.1;

Номер компонента	Компоненты, фракции	Массовая доля компонента в смеси, хi
1	Н2	0,00000
2	СН4	0,00044
3	С2Н6	0,00070
4	С2Н4	0,00000
5	Н2S	0,00002
6	åC3	0,00191
7	åC4	0,00735
8	28-62°C	0,0160
9	62-85°C	0,0231
10	85-105°C	0,0352
11	105-140°C	0,0633
12	140-180°C	0,0811
13	180-210°C	0,0682
14	210-310°C	0,2196
15	310-360°C	0,0927
16	360-400°C	0,0523
17	400-450°C	0,0596
18	450-500°C	0,0649
19	>500°C	0,21358
	Итого:	1,00000

Расход сырья - 612745,1 кг/ч (см. материальный баланс К-1);

число тарелок на верху колонны принимаем равным 14, а внизу колонны 8, а общее число тарелок будет равно 14 + 8 = 22 тарелок;

давление вверху колонны:

,

где  - число тарелок на верху колонны;

 - перепад давления на одной тарелке; ;

давление внизу колонны:

,

тип тарелок: колпачковые;

кратность орошения - 3;

расчет материального баланса колонны К-1.

Материальный баланс К-1 представлен в табл. 5.1.

расчет доли отгона сырья на входе в колонну представлен в табл. 6.2-6.5 и она составляет ;

расчет температуры вверху колонны:

При ректификации многокомпонентных смесей, таких как нефть и нефтепродукты, температуру вверху колонны определяют подбором такого значения температуры, при который удовлетворяется следующее равенство.

,

где  - молярная доля i-го компонента;

 - константа фазового равновесия i-го компонента.

Анализируя результаты расчёта, можно сделать вывод, что температура вверху колонны не должна быть ниже 146°С, т.к. при температуре ниже 146°С не весь верхний продукт находится в паровом состоянии.

Расчет температуры внизу колонны. Расчёт был проведён на ЭВМ с помощью программы Oil. Результаты расчёта представлены в таблицах 7.8 и 7.9-7.16. Температуры внизу колонны составила 264°С

7.1 Расчет температуры вверху колонны К-1

Иcxoдныe дaнныe:д нeфти или фpaкции G= 163455.875 Kг/чacд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 500 KПaмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 146 ^Cзультaты pacчeтa:вaя дoля oтгoнa пapoв e1= 1льнaя дoля oтгoнa пapoв e= 1лeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 81.60360717773438

Иcxoдныe дaнныe:д нeфти или фpaкции G= 163455.875 Kг/чacд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 500 KПaмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 145.5 ^Cзультaты pacчeтa:вaя дoля oтгoнa пapoв e1= .987559974193573льнaя дoля oтгoнa пapoв e= .9895500540733337лeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 81.60360717773438лeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 97.14326477050781лeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 81.43949890136719

7.2 Расчет температуры низа колонны К-1

Таблица 7.8 - Состав смеси на выходе кубового остатка

Номер компонента по табл. 1.2	Компонент (фракция)	Массовая доля компонента в нефти	Количество компонента в нефти, кг/ч	Смесь углеводородов на входе в ёмкость с учётом орошения
				мас. доля
10	85-105°C*	0,02112	12941,176512	0,02367
11	105-140°C*	0,03798	23272,058898	0,04257
12	140-180°C	0,0811	49693,62761	0,09089
13	180-210°C	0,0682	41789,21582	0,07644
14	210-310°C	0,2196	0,24612
15	310-360°C	0,0927	56801,47077	0,10389
16	360-400°C	0,0523	32046,56873	0,05862
17	400-450°C	0,0596	36519,60796	0,06679
18	450-500°C	0,0649	39767,15699	0,07274
19	>500°C	0,21358	119337,01045	0,21827
Итого		0,91108	55259,8057	1,00000

* Взято 60% мас. от потенциала.

Температура внизу колонны определяется по изотерме жидкой фазы:[1]

S k_i*x_i^’=1

где k_i-константа фазового равновесия i-компонента в остатке колонны при температуре внизу колонны;_i^’ - мольная доля i-компонента в остатке;

Расчёт производился с применением программы "EXCEL" для ПЭВМ. Константы фазового равновесия найдены по уравнению:

k_i= p_нi/p

где p_нi- давление насыщенных паров i-компонента углеводородной смеси при температуре внизу колонны, кПа;общее давление внизу колонны, кПа;

Давления насыщенных паров компонентов найдены по формуле Ашворта:[12]

lg(p_нi-3158)=7,6715-2,68*f(T)/f(T₀)

где Т-температура внизу колонны,

Т₀- температура кипения фракции при атмосферном давлении,(T)- функция температуры Т, выражаемая уравнением:

f(T)=(1250/())

Функцию f(T₀) определяют аналогично;

При температуре 270 ⁰С и давлении 511 кПа получены следующие результаты:

Таблица 7.1.7- Расчёт температуры внизу колонны К-1

Номер компонента по Таблице 1.2	Компонент	Мольная доля компонента, х i’	pнi	ki	ki*xi’
10	85-1050С	0,05867652	2257919	4,45349	0,261315
11	105-1400С	0,09274044	1561136	3,079163	0,285563
12	140-1800С	0,16621853	823259,4	1,623786	0,269903
13	180-2100С	0,11921988	446621,4	0,88091	0,105022
14	210-3100С	0,29015763	125744,9	0,248018	0,071964
15	310-3600С	0,09124756	24466,8	0,048258	0,004403
16	360-4000С	0,04377296	9505,741	0,018749	0,000821
17	400-4500С	0,0428239	4797,672	0,009463	0,000405
18	450-5000С	0,03979529	3457,721	0,00682	0,000271
19	>5000С	0,05534729	3222,671	0,006356	0,000352
Итого:		1.00000			1,00002

Иcxoдныe дaнныe:д нeфти или фpaкции G= 55259.81 Kг/чacд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 511 KПaмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 270 ^Cзультaты pacчeтa:вaя дoля oтгoнa пapoв e1= 5.201157364354003E-006льнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006лeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 219.7027740478516лeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 219.7036895751953лeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 114.270881652832

.3 Расчет теплового баланса ректификационной колонны

Согласно уравнению теплового баланса:

Q_приход=Q_расх,(7.3.1)

где приход теплоты Q_приход равен сумме теплоты, приходящей с сырьевыми потоками, теплоты, вносимой орошением и горячей струей;

расход теплоты Q_расх равен сумме теплот, уходящих с верхним и нижним продуктами.

Приход тепла с сырьем при t =240°С, кВт:

,(7.3.2)

где G_с - массовый расход сырья, кг/с;

е - массовая доля отгона сырья на входе в колонну, доли единицы;

Н^п, Н^ж - энтальпии пара и жидкости соответственно при t_с=240°С, кДж/кг.

,(7.3.3)

где b - энтальпия паров нефтепродукта в зависимости от температуры, кДж/кг:

b=129,58+0,134∙Т+0,00059∙Т²,(7.3.4)

r₁₅¹⁵ - относительная плотность нефтепродукта рассчитывается по преобразованной формуле Крэга:

,(7.3.4)

где М- молярная масса паровой фазы (жидкой фазы) на входе в колонну, кг/кмоль.

,(7.3.5)

где а - энтальпия жидкого нефтепродукта в зависимости от температуры (Т, К), кДж/кг:

а=0,0017∙Т²+0,762∙Т-334,25,(7.3.6)

Приход тепла с орошением, кВт:

,(7.3.7)

где G_д - массовый расход дистиллята, кг/с;- кратность орошения, принятая равной 2.

Н^ж - энтальпия орошения при t = 40°C , кДж/кг.

Расход тепла с кубовым остатком при t=317,8°С:

, (7.3.8)

где G_к - расход кубового остатка, кг/с;_г.с - расход "горячей струи", кг/с;

Н - кубового остатка при t = 317,8 °C , кДж/кг.

Расход тепла с паровой фазой дистиллята при t=142,3°С:

,(7.3.9)

где G_д - расход дистиллята, кг/с;кратность орошения;

Н^п- энтальпия паров дистиллята при t=142,3°С, кДж/кг.

На основании общего уравнения теплового баланса рассчитываем расход "горячей струи":

Q_с+ Q_ор+ Q_гс =Q_д+ Q_к, (7.3.10)

Расход "горячей струи" (расчет произведен с использованием программы "Exel" находится по формуле, кг/с:

, (7.3.11)

где  - энтальпия "горячей струи", кДж/кг.

 = е∙Н^пг + (1-е)∙Н^жг, (7.3.12)

где е - доля отгона паров "горячей струи" на входе в колонну (расчёт произведён с помощью программы "OIL");

Н^пг- энтальпия паров "горячей струи" при t=350°С:

Н^жг - энтальпия жидкой фазы "горячей струи" при t = 350°C , кДж/кг.

Результаты расчёта программы "OIL" представлены ниже.

Иcxoдныe дaнныe:д нeфти или фpaкции G= 55259.80859375 Kг/чacд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 511 KПaмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 300 ^Cзультaты pacчeтa:вaя дoля oтгoнa пapoв e1= .2984169125556946льнaя дoля oтгoнa пapoв e= .4465599060058594лeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 219.7027740478516лeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 278.5110778808594лeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 146.8179626464844

Результаты расчета произведенные с помощью программы "Exel" сведем в таблицы 7.3.1 и 7.3.2.

Таблица 7.3.1 - Расчет расхода "горячей струи"

Теплоноситель	Т,°С	Расход.кг/c	Доля отгона	Мж,кг/кмоль	Относит. плотн. жид.	Мп,кг/кмоль	Относит. плот. пар.	Hп,кДж/кг	Нж,кДж/кг	Q,кДж/ч	Q,кДж/с
Сырье	240	612745,1	0,11	235,96	0,867221	97,3	0,707811	855,101	541,2561584	352805792,2	98001,61
Орошение	40	163455,88		97,14	0,707447				84,17955169	13759642,7	3822,123
Дистилят	145	54485,29				81,44	0,667169	653,129		35585909,78	9884,975
Кубовый остаток	270	558259,81		219,7	0,857195				627,2725319	350181044,5	97272,51
Горячая струя	300	123380,2525	0,3	278,51	0,888678	146,82	0,791296	974,736	700,6865578	19201519,34	5333,755

Таким образом, расход "горячей струи" составит 123380,25 кг/с.

Таблица 7.3.2 - Тепловой баланс отбензинивающей колонны

	t, °С	G, кг/ч	Н, кДж/кг	Q, кВт
Приход
Сырье:	240	612745,1		98001,60895
паровая фаза			855,100637
жидкая фаза			541,2561584
Орошение	40	163455,88	84,17955169	3822,122972
Гор.струя:	300	123380,252		5333,755372
паровая фаза			974,7357696
жидкая фаза			700,6865578
Итого:				107157,4873
Расход
Нефть отбензин.	270	558259,81	627,2725319	97272,51235
Нары дистиллята	145	54485,29	653,1287579	9884,97494
Итого:		612745,1		107157,4873

7.4 Расчет диаметра колонны

Для расчета диаметра ректификационной колонны необходимо определить объемный расход паров (м³/с) в тех сечениях колонны, где они образуются. Диаметр колонны можно определить по уравнению:

, (8.1.1)

где G_п - объемный расход паров, V - допустимая линейная скорость паров, м/с. Объемный расход паров:

, (8.1.2)

где Т - температура системы, К;

Р - давление в системе, кПа;_i - расход компонента, кг/с;

М_i - молекулярная масса компонента, кг/кмоль;

- плотность компонента при рабочих условиях, кг/м³.

Определение объемного расхода паров в точке ввода сырья.

Исходные данные:

) температура в точке ввода сырья 240°С;

) давление в точке ввода сырья 507 кПа;

) расход паров складывается из расходов паров "горячей струи" и сырья:

163455,882+e·G=163455,8823+0.11·612745.1=163455,882+67401.961=230857.84 кг/ч.

4) молекулярная масса компонента: 81,60; 97,30 кг/кмоль, соответственно (принимается, что температура паров "горячей струи" при достижении точки ввода сырья в колонну не уменьшается до температуры паров сырья).

Тогда объёмный расход паров составит:

 м³/ч.

Определение объемного расхода паров в точке ввода горячей струи.

Исходные данные:

) температура в точке ввода горячей струи 270°С;

) давление в точке ввода горячей струи 511 кПа;

) расход паров 16577.94 кг/ч;

) молекулярная масса компонента 146.82 кг/кмоль.

Тогда объёмный расход паров:

 м³/ч.

Определение объемного расхода паров в точке вывода паров дистиллята.

Исходные данные:

) температура в точке вывода паров дистиллята 145°С;

) расход паров складывается из расходов паров "горячей струи" и сырья:

163455,882+e·G=163455,8823+0.11·612745.1=163455,882+67401.961=230857.84 кг/ч.

4) молекулярная масса компонента: 81,60; 97,30 кг/кмоль, соответственно

Тогда объёмный расход паров:

м³/ч

Дальнейшее определение диаметра производим по максимальному расходу паров, то есть G_п=22672.6 м³/ч.

Допустимая линейная скорость паров:

, (8.1.3)

где ρ_ж , ρ_п - плотность соответственно жидкости и паров, кг/м³;

С - коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации;

С = 0,076 (расстояние между клапанными тарелками принимаем равным 600 мм) [16].

 - плотность паров в месте ввода сырья в колонну;

- плотность жидкой фазы в месте ввода сырья при 240˚C:

Таким образом, r_п (240°С)= 10,18 кг/м³, а плотность жидкой фазы составляет r_ж (240°С)= 671,56 кг/м³.

 м/с

Соответственно диаметр колонны в месте ввода сырья равен:

 3,40 м

По ГОСТ 2194-76 принимаем диаметр 3,4 м [18].

7.5 Расчет высоты колонны

Высота колонны рассчитывается в зависимости от числа, типа тарелок и расстояния между ними. Высоту колонны определяем по формуле [13]:

 (см.рис.7.1),

где высоту h₁ - принимаем равной 0,5×D, h₂ - высота тарельчатой части верха колонны и она равна числу промежутков между тарелками умноженное на расстояние между ними: h₃ - высота эвапорационного пространства принимаем равной 3 расстояниям между тарелками: h₄ - высота тарельчатой части низа колонны и определяем ее аналогично высоте h₂: h₅ - высота свободного пространства между уровнем жидкости внизу колонны и нижней тарелкой необходимое для равномерного распределения паров. h₆ - высота слоя жидкости в нижней части колонны рассчитывают по ее 10-минутному запасу, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса: h₇ - высота юбки. По практическим данным принимаем равной 4м.

Рис. 7.1. Колонна К-1

где  - Высоту слоя жидкости в нижней части колонны рассчитывают по её 10-минутному запасу, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас на 600с, объем кубового остатка с учётом расхода горячей струи составит:

 - площадь поперечного сечения низа колонны, м²,

8. Расчет теплообменника "Нефть - ЦО-2 (К-2)"

Для расчета принимаем кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой, диаметром кожуха 1000мм. В трубное пространство подается нефть, в межтрубное фракция 180-360 °С

Исходные данные:

-        плотность потока в трубном пространстве (нефть) при температуре 288 К: А₁=840,5 кг/м³

0,8405;

-        плотность потока в трубном пространстве (нефть) при средней температуре (130 °С ) потока в трубном пространстве: А₂=760,11 кг/м³

0,76011;

-        плотность потока в межтрубном пространстве (фр. 180 - 360 °С) при температуре 288 К: R₃ = 834,8 кг/м³ [ ]

         плотность потока в межтрубном пространстве (фр. 180 - 360 °С) при средней температуре потока (182,5 °С ) в межтрубном пространстве: R₄ = 710,49 кг/м³;

-        средняя температура потока в межтрубном пространстве Т₂ = 455,5 К;

         внутренний диаметр труб D = 0,020 м;

         наружный диаметр труб D₁ = 0,025 м;

         вязкость потока в трубном пространстве при средней температуре потока в трубном пространстве V₁ = 3,3 мм²/с [33];

         вязкость потока в межтрубном пространстве при средней температуре потока в межтрубном пространстве V₂ = 0,308 мм²/с;

         расход жидкости в трубном пространстве (нефть):

202205,88кг/ч,

где - выход потока на нефть, массовые доли;

-        расход жидкости в межтрубном пространстве (ДТ фр. 180 - 360):

232230,4 кг/ч (см. п.7.9.3);

-        количество труб на поток N = 190 шт.;

-        коэффициент теплопроводности метала L = 46,5 Вт/м×К;

         толщина стенки труб D₂ = 0,0025м;

         площадь проходного сечения в вырезе перегородки S₁ = 0,01878 м²;

         площадь проходного сечения между перегородками S₂ = 0,01979 м²;

По методике [35] был расчет коэффициента теплопередачи на ЭВМ с помощью программы "Ktepper". Результаты расчета приведены в табл.9.1

Таблица 9.1 - Результаты расчета коэффициента теплопередачи по программе "Кtepper"

Показатели	пространство
	трубное	межтрубное
Скорость потока, м/с Коэффициент теплопроводности, Вт/м2×К Коэффициент теплопередачи, Вт/м2×К	1,339 1994,34	1,454 159,82
	86,5

Расчет поверхности нагрева теплообменника:

Площадь поверхности теплообмена рассчитывается по основному уравнению теплопередачи :

где Q_n -тепловая нагрузка теплообменника, кВт

К - коэффициент теплопередачи, Вт/м²К

∆t_ср- средний температурный напор,°C

G_нефть=202205,88 кг/ч I₁₂₀ =246,06 кДж/кг I₁₄₀ =292,28 кДж/кг [34],

1757722,4Вт

Dt_м = 30

Dt_б = 75

<2,7

Тогда ∆t_ср=(∆t_б +∆t_м )/2=52,5°C

Коэффициент теплопередачи был рассчитан на ЭВМ по программе "Ktepper":

225,78м²

По ГОСТ 15120-79 принимаем теплообменник с поверхностью 295 м² с запасом 23 %.

(295-225,78)*100/295=23%

9. Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока

Теплопроизводительность трубчатой печи (, МВт) определяется по уравнению:

где Q_пол - полезно затраченная теплота, МВт;

h = 0,85 - КПД печи.

В качестве объекта расчета принимаем печь атмосферного блока для нагрева и частичного испарения "горячей струи" (отбензиненной нефти) колонны К-1.В расчете используется доля отгона "горячей струи", найденная с помощью ЭВМ. Результаты расчёта представлены в таблицах 7.18. Количество теплоты , затрачиваемой на нагрев и частичное испарение "горячей струи", определяется по формуле :

где G_г.с - расход горячей струи, кг/ч;

е - массовая доля отгона "горячей струи" на выходе из печи;

 - энтальпия жидкой и паровой фаз отбензиненной нефти при температурах на входе (t₁) и выходе (t₂) из печи, кДж/кг. [14];

нефть отбензинивающий ректификационный орошение

Тогда полезная тепловая нагрузка печи равна:

Теплопроизводительность трубчатой печи:

10. Охрана окружающей среды на установке

Проблемы окружающей среды на установке АВТ связаны с тем, что эти установки являются высокопроизводительными, в их системе циркулируют и вырабатываются несколько десятков нефтепродуктов, а в аппаратах установки имеется несколько тысяч тонн нефтепродуктов. Разумеется, что это приводит к тому, что соленая вода, нефтепродукты, отработанная щелочь и газы попадают в атмосферу и открытые водоемы, т.е. в окружающую среду.

Основными газообразными выбросами являются углеводороды, Н₂S, оксиды углерода, серы и азота. Выбросы углеводородов и Н₂S происходят на АВТ на последней ступени пароэжекторного агрегата неконденсированных газов.

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха оксидами углерода и оксидами серы являются трубчатые печи, выбросы от которых составляют 50% от общих.

Сокращение выбросов SО₂ при сжигании топлива достигается переходом на низкосернистое топливо (природный газ, низкосернистая нефть), удалением соединений серы. [4]

Для снижения выбросов оксидов азота необходимо модифицировать процесс сжигания топлива, понижая максимальную температуру пламени и ограничивая избыток воздуха.

С целью снижения выбросов оксидов углерода проектируются форсунки, обеспечивающие хорошее смешение с воздухом, внедряются системы контроля за полнотой сгорания топлив и т.д.

В последнее время на НПЗ стали использоваться газо-мазутные горелки с акустическим излучателем, ультразвуковые форсунки, что позволяет получить значительный экономичный и экологический эффект - снижается шум и объем вредных выбросов в атмосферу.

С целью защиты воздушного бассейна необходимо предусмотреть освобождение установки при подготовках к ремонту от углеводородных газов и паров нефтепродуктов в закрытую систему сброса горючих газов на факел.

К жидким отходам АВТ относятся солесодержащие сточные воды (стоки ЭЛОУ) и отработанная щелочь. Солесодержащие сточные воды имеют высокое содержание эмульсированной нефти и большую концентрацию растворенных солей (в основном NaCl). Содержание нефти в отдельных пробах может достигать до 30г/л, что связано с негерметичностью технологического оборудования и дефектами в эксплуатации.

Сероводородная вода, которая скапливается в емкостях К-1 и К-2, смешивается с охлажденными до 50°С стоками ЭЛОУ и выводится с установки по трубопроводу в канализационную сеть, по которой поступает на очистные сооружения.

Освобождение от жидких нефтепродуктов при подготовке аппаратов к ремонту осуществляется через герметично-закрытый дренажный коллектор в заглубленные емкости.

Таким образом, существует несколько вариантов снижения загрязнения окружающей среды: [22]

·   герметизация оборудования и трубопроводов, что позволяет снизить газообразные выбросы и потери нефтепродуктов;

·   совершенствование насосов, которое уменьшит потери нефтепродуктов;

·   внедрение аппаратов воздушного охлаждения, что позволит снизить не только расход потребляемой воды, но и жидкие отходы производств.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения данного курсового проекта была разработана схема установки АВТ мощностью 5 млн.т/г Валанской нефти. Приведены расчёты: состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны, технологический расчет отбензинивающей колонны, тепловой нагрузки печи атмосферного блока, теплообменника, материального баланса установки. На установке АВТ получаем продукты переработки нефти согласно задания на курсовой проект.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.  Бацелев А.В., Лясович П.Н. Этапы реконструкции, осуществляемой в ОАО "Мозырский НПЗ" // Нефтепереработка и нефтехимия. - №11 1999 - с 6-10.

2.  Хорошко С.И. Нефти северных регионов: Справочник. Новополоцк, 2004. 125с

3.       Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение: Справ. изд./ К.М.Бадыштова, Я.А.Берштадт, Ш.К.Богданов и др.; Под ред. В.М.Школьникова. - М.: Химия, 1989. - 432с.

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

5.  Бацелев А.В., Елизаров А.С.и др. Модернизация вакуумной колонны К-1 установки получения битумов // Нефтепереработка и нефтехимия. - №11 1999 - с.12-15.

.    Дунюшкина Е.И. Рекомендации по оптимизации технологии обессоливания нефти. // Нефтепереработка и нефтехимия. - №6, 2002. - с.23.

.    Поконова Ю.В. Нефть и нефтепродукты. Справочник.

8.       Корж А.Ф., Хорошко С.И. Установка первичной переработки нефти: Методические указания к выполнению курсового проекта №1 по курсу " ТПНГ". Новополоцк,2000. 32с

9.  Гатаулина И.М. и др. Перспективы усовершенствования химикотехнологической защиты оборудования на установках АВТ АО "Ново-Уфимский НПЗ" // Нефтепереработка и нефтехимия.- №7-8, 1996. - с.42.

.    Бацелев А.В., Белокурский Г.М.и др. Модернизация атмосферной колонны К-102 секции 100 установки ЛК-6У-2 // Нефтепереработка и нефтехимия. - №11 1999 - с.15-19.

.    Танатаров М.А. Технологические расчёты установок переработки нефти - М.: Химия, 1987 - 352с.

12.     Гуревич И.Л.Технология переработки нефти и газа. Часть I. Общие свойства и первичные методы переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1978. - 205с.

.        Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.- М.: Химия,1980.- 256с.

.        Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа. Новополоцк , 2001.

.        Справочник нефтепереработчика / Под ред. Ластовкина Г.А. - Л.: Химия,1986.- 648с.

.        Павлов К. Ф., Романков П. Г., Носков А. А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. - Л.: Химия, 1987. 576 с.

17.     Скобло А.И., Трегубов И.А., Егоров Н.Н. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. -М.: Химия, 1982.- 650с.

18.     Внедрение новых прогрессивных технологий в автомобилестроение // Нефтегазовые технологии. - №1 2004 - с 75

19.   Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по проектированию / Г.С. Борисов, В.П. Брыков, Ю.И. Дытнерский и др. Под редакцией Ю.И. Дытнерского, 2 - е изд., перераб. и дополн. М.: Химия, 1991.- 496 с.

20.     Ермак А.А. Учебно-методическое пособие к лекционным занятиям по дисциплине "Управление качеством, метрология и сертификация" для студентов специальности 48 01 02 П, Новополоцк: УО "ПГУ",2003

21.     Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. - Л.: Химия, 1974.- 344с.

22.     Абросимов А.А. Экология переработки углеводородных систем: Учебник / Под ред. д. хим. наук, проф. М.Ю.Доломатова, д. техн. наук, проф. Э.Г.Теляшева. - М.: Химия, 2002. - 608 с.