Проект установки первичной переработки Дмитриевской нефти СIII Куйбышевской области

GIII-III =116,11 кг

gIII-III = 128,41 кг

,

где Nk- количество вещества компонентов, находящихся в паровой фазе в рассматриваемом сечении, кмоль.

,

кмоль

м3/с

г/см3 = 648,9 кг/м3

кг/м3

м3/ч

Принимаем число сливных устройств n=4.

Расчет диаметра колонны в сечении IV-IV

GIV-IV = 82,5 кг

gIV-IV = 112,8 кг

,

где Nk- количество вещества компонентов, находящихся в паровой фазе в рассматриваемом сечении, кмоль.

кмоль

м3/с

г/см3 = 605,3 кг/м3

кг/м3

м3/ч

Принимаем число сливных устройств n=4.

Принимаем диаметр основной атмосферной колонны по наибольшему значению из полученных диаметров различных сечений: d = 4,74 м. По стандартному ряду диаметров принимаем d = 5 м.

Расчет высоты колонны

Общая высота колонны складывается из высот отдельных ее частей, на которые она условно разбивается. Высоту ее верхней части (над верхней тарелкой) определяем по формуле

Н1 = 0,5 • d = 0,5 • 5 = 2,5 м

где d - диаметр колонны, м.

Расчет высоты ведем, зная число тарелок по высоте колонны и расстояния между ними. Расстояние между тарелками (Дh) принимаем равным 0,6 м.

Высоту части колонны, расположенной над зоной питания можно рассчитать:

Н2 = (n - 1) Дh

где n = 32 шт.

Н2 = (32 - 1) • 0,6 = 18,6 м

Высота зоны питания колонны (Н3) составляет 2-3 расстояния между тарелками:

H3 = 3 • 0,6 = 1,8 м

H4 = (n1 - 1) ? Дh = (4 - 1) • 0,6 = 1,8 м

где n1 - число тарелок в отгонной части колонны; n1 = 4 шт.

Н5 = 1,5-2,0 м - расстояние от нижней тарелки до уровня жидкости в низу колонны (принимаем равной 2 м).

Н6 - высота нижней части колонны определяется в зависимости от объема жидкости в низу колонны.

Высоту столба жидкости h' находим по формуле:

,

где VH - общий объем нефти, находящийся внизу колонны, м3.

Этот объем должен обеспечивать работу насоса, откачивающего жидкость из колонны в течение 10 мин после прекращения подачи нефти на установку, а время пребывания обеспечить максимальную отпарку легких фракций от мазута. Величину объема нефти, находящейся в низу колонны, рассчитываем по формуле.

где -плотность мазута, кг/м3; = 931 кг/м3.

Vполусф - объем нефти, находящейся в полусферическом днище колонны, м3.

м3

м3

Объем полусферического днища больше, чем объем мазута, необходимого для поддержания нормальной работы колонны, то есть величина h'=0.

м

Высота юбки Н7 = 4 м.

Общая высота колонны равна:

Н = 2,5 + 18,6 + 1,8 + 1,8 + 2 + 2,5 + 4 = 33,2 м.

4.2 Расчет трубчатой печи

Для нагрева потока отбензиненной нефти, поступающего в основную атмосферную колонну с температурой входа в нее 350°C, принимаем трубчатую печь типа ГН-2.

Топливо - газ состава (в масс. долях): С2Н6 - 4,8 %, С3Н8 - 21,6 %, изо-С4Н10 - 12 %, н-С4Н10 - 61,6 %. Массовый расход отбензиненной нефти Gон = 280625 кг/ч. Начальная и конечная температура отбензиненной нефти t1 = 176 оC (определяем по началу прямой ОИ для давления Р = 189,2 + 40 = 229,2 кПа = 1719 мм рт. ст.) и t2 = 355 оC. Доля отгона еон = 0,756. Относительная плотность отбензиненной нефти . Плотность газа при нормальных условиях 2,34 кг/м3.

Определяем низшую объемную теплоту сгорания топлива (в кДж/м3) по формуле:

Таблица 4.2.1 Состав топлива в массовых процентах

Определим элементарный состав топлива в массовых процентах. Содержание углерода в любом компоненте топлива находим по соотношению:

Содержание углерода:

Содержание водорода

Проверка

%

Определим теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг газа, по формуле



Коэффициент избытка воздуха изменяется в пределах 1,05?1,2. Принимаем коэффициент избытка воздуха = 1,1. Тогда действительное количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг газа, равно:

,

где =1,293 кг/м3 - плотность воздуха при нормальных условиях.

Определим количество продуктов, образующихся при сгорании 1 кг топлива:

Суммарное количество продуктов сгорания:

Проверка:

Содержанием влаги в воздухе пренебрегаем.

Найдем объемное количество продуктов сгорания на 1 кг топлива (при нормальных условиях):

Суммарный объем продуктов сгорания:

Плотность продуктов сгорания при 0 оС и 1 атм:

Определим энтальпию продуктов сгорания на 1 кг топлива при различных температурах по уравнению:

Таблица 4.2.2

Зависимость теплоемкостей дымовых газов от температуры

Таблица 4.2.3 Зависимость энтальпии дымовых газов от температуры

Т, К	JT, кДж/кг	Т, К	JT, кДж/кг	Т, К	JT, кДж/кг	Т, К	JT, кДж/кг
273	0	700	8717,09	1300	22476,22	1900	37539,11
300	524,78	900	13097,86	1500	27401,85	2100	42710,35
500	4508,09	1100	17686,31	1700	32434,22	2300	47960,32

КПД печи найдем по формуле:

где - потери тепла в окружающую среду, в долях от низшей теплоты сгорания топлива (составляют 6%);

- потери тепла с уходящими дымовыми газами, в долях от низшей теплоты сгорания топлива.



Принимаем температуру дымовых газов, покидающих конвекционную камеру печи, на 130 К выше температуры Т1 сырья, поступающего в печь:

При найдем по графику J-T потерю тепла с уходящими дымовыми газами: или в долях от низшей теплоты сгорания топлива:

КПД печи равен:

Полная тепловая нагрузка печи

где - полезное тепло печи, кДж/ч.

Полезное тепло печи рассчитываем по формуле:

где , , - энтальпии отбензиненной нефти при температурах входа в атмосферную колонну (355 оС) и выхода из отбензинивающей колонны (176 оС).

кДж/ч

Часовой расход топлива:

или

Поверхность нагрева радиантных труб определяется по формуле



где - количество тепла, переданного сырью в камере радиации, кВт;

- теплонапряжение радиантных труб, кВт/м2.

Количество тепла, переданного сырью в камере радиации (прямая отдача топки), найдем из уравнения теплового баланса топки:

где - коэффициент эффективности (кпд) топки; - энтальпия дымовых газов на выходе из камеры радиации при температуре Тп, кДж/кг топлива.

Принимаем Тп = 1023 К и определим по графику J-T:

Потери тепла в окружающую среду равны 6 %. Пусть 4 % из этого количества составляют потери тепла в топке. Тогда:

Примем теплонапряжение поверхности радиантных труб для печи ГН равным = 40,7 кВт/м2.

Таким образом, поверхность нагрева радиантных труб будет равна:

Полагая на основе опытных и расчетных данных, что нефть в конвекционных трубах не испаряется, найдем ее энтальпию на входе в радиантные трубы из уравнения:

Тогда температура отбензиненной нефти на входе в радиантные трубы будет Тк = 237 оC.

Выбираем в соответствии с ГОСТ 8734-75 трубы диаметром 127?8 мм с полезной длиной lтр = 9,5 м (полная длина трубы с учетом заделки концов в трубные двойники равна 10 м).

Число радиантных труб:

Принимаем = 258 труб.

Поверхность нагрева конвективных труб определяется по формуле:

где - количество тепла, передаваемого сырью в конвекционных трубах, Вт; = 32,6 - коэффициент теплопередачи в конвекционной камере печи, Вт/(м2К); - средний температурный напор, К.

Количество тепла, передаваемое сырью в конвекционных трубах:

В конвекционной камере теплопередача от дымовых газов к сырью в трубах осуществляется при смешанно-перекрестном токе с индексом противоточности, равным единице. Поэтому средний температурный напор рассчитывается по уравнению Грасгофа:

где

Таким образом, поверхность нагрева конвекционных труб:

В камере конвекции по ГОСТ 8734-75 устанавливаем трубы с полезной длиной lтр =9 м, наружным диаметром 102?8 мм.

Определим число труб в конвекционной камере:

Принимаем =477 труб.

Принимаем число труб по горизонтали в одной камере =10.

Число труб по вертикали:

(принимаем m = 48)

Высота, занимаемая трубами в конвекционной камере, при шаге труб по глубине конвекционного пучка =0,148 м:

Расчет количества горелок в печи

Применим комбинированную горелку типа ГП - 2. Она может работать раздельно на газе или мазуте, а может и одновременно сжигать оба вида топлива, при этом она обеспечивает достаточно полное сжигание топлива, дает устойчивый факел пламени, имеет высокую производительность, ее конструкция не сложна, горелка проста в эксплуатации, имеет возможность включения в систему автоматического регулирования работы печи.

Техническая характеристика горелки ГП - 2:

Теплопроизводительность	2,4 МВт
Производительность
по мазуту	216 кг/час
по газу	250 м3/час
Давление перед горелкой	0,4 МПа
Давление
мазута	0,4 МПа
пара	0,45 МПа
газа	0,02 МПа
Удельный расход пара	0,20 кг/кг мазута
Коэффициент избытка воздуха	1,1
Длина факела	5,5м
Масса	73кг

Количество горелок в трубчатой печи

NГ = QT / qГ

где qГ - номинальная теплопроизводительность одной горелки (кВт),

QT - полная тепловая нагрузка печи (кВт); QT = 231,4 кДж/ч = 64280 кВт.

NГ = QT / qГ = 64280/2400 = 26,8. Принимаем NГ = 27.

Продукты сгорания, полученные при горении топлива в горелках, проходя по камерам печи, отдают свое тепло радиантным и конвективным трубам змеевиков и далее поступают в дымовую трубу.

4.3 Расчёт кожухотрубчатого теплообменника

Нефть в количестве 312500 кг/ч поступает в теплообменник (Т-1) с температурой t`2=50 °C, где нагревается за счет тепла дизельной фракции 180-240 °C в количестве G1=30312,5 кг/ч. Начальная температура горячего потока t`1=190 °C, конечная t``1=90 °C. КПД теплообменника принимаем з = 0,98.

Относительные плотности:

нефти: ;

горячего носителя: .

Энтальпии нефти и фракции 180-240 °C определяем по формуле Крега:

Энтальпия фракции 180-240 °C при температуре входа t`1=190 °C:

Энтальпия фракции 180-240 °C при температуре выхода t``1=90 °C:

Энтальпия нефти при температуре входа t`2=50 °C:

Уравнение теплового баланса:

Из этого уравнения определим энтальпию нефти на выходе из теплообменника:

Этой энтальпии соответствует температура t``1=61,2 °C.

Тепловая нагрузка теплообменника равна:

Определим среднюю разность температур теплоносителей, учитывая, что в аппарате осуществляется противоток теплоносителей по схеме:

Дtб/Дtм = 128,8/40 = 3,22 > 2

Примем на основании практических данных коэффициент теплопередачи в теплообменнике k=185 Вт/(м2·К). Тогда предполагаемая поверхность теплообмена определится по формуле:

В соответствии с необходимой поверхностью теплообмена выбираем один теплообменник с плавающей головкой (ГОСТ 14246-79) с поверхностью теплообмена 141 м2 при длине труб 9000 мм и расположением их в решётке по вершинам равносторонних треугольников, диаметр кожуха 600 мм, диаметр труб 25?2 мм, число ходов по трубам 4, площадь самого узкого сечения в межтрубном пространстве равна 0,04 м2, площадь сечения одного хода по трубам равна 0,016 м2, диаметр условного прохода штуцеров для трубного пространства равен 150 мм, диаметр условного прохода штуцеров к межтрубному пространству равен 200 мм..

Запас:

4.4 Расчет водяного холодильника (кожухотрубчатого)

В водяной холодильник поступает горячий поток фракции 180 - 240°C с температурой t1 = 90°C из теплообменника в количестве 30312,5 кг/ч, где охлаждается за счет водяного потока до температуры t2 = 40°C. Вода поступает в холодильник при температуре tв' = 27°C, а выходит из холодильника при температуре tв" = 40°C. КПД холодильника принимаем з = 0,98.

Относительная плотность горячего потока: .

Энтальпию фракции 180-240 °C определяем по формуле Крега:

Энтальпия фракции 180-240 °C при температуре входа t1=90 °C:

Энтальпия фракции 180-240 °C при температуре выхода из аппарата t2=40 °C:



Определяем количество тепла, вносимого фракцией 180 - 240°C, по формуле:

Определим среднюю разность температур теплоносителей. Выбираем противоточную схему теплообмена.

Дtб = 90 - 40 = 50°C

Дtм = 40 - 27 = 13°C

Дtб/Дtм = 50/13 = 3,85 > 2

Примем на основании практических данных коэффициент теплопередачи k=120 Вт/(м2·К). Тогда предполагаемая поверхность теплообмена определится по формуле:

Принимаем по ГОСТ 14246-79 кожухотрубчатый холодильник со следующими характеристиками: поверхность теплообмена 284 м2 при длине труб 6000 мм и расположении их в решётке по вершинам квадратов, диаметр кожуха 1000 мм, диаметр труб 25?2 мм, число ходов по трубам 2, площадь одного хода по трубам равна 0,103 м2, площадь самого узкого сечения в межтрубном пространстве равна 0,117 м2.

Запас:

5. Мероприятия, предусматриваемые для защиты окружающей среды

Законодательством практически всех стран предусматриваются меры защиты природы, которые применительно к нефтепереработке можно отнести к трем категориям:

1. меры ограничительно-запретительные;

2. меры предупредительного характера;

3. инженерно-технические мероприятия по уменьшению или прекращению выбросов вредных веществ в окружающую среду на действующих производствах.

К мерам ограничительно-запретительным относится установление предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных веществ в воде, воздухе и почве, превышение которых наказуемо по закону. Отдельно для почвы ПДК не регламентируется, однако допустимым содержанием химических веществ в ней считается такое, при котором гарантируется их поступление в контактирующие с почвой среды в количествах, соответствующих уровню ПДК для водоемов и воздуха и допустимым концентрациям вредных веществ в выращиваемых в этой почве культурах.

Меры предупредительного характера по охране окружающей среды обычно состоят в том, что уже на стадии разработки той или иной технологии и проекта по ее реализации предусматриваются меры, предотвращающие вредные выбросы в окружающую среду.

Применительно к установкам АВТ относятся следующие меры.

Уменьшение количества засоленных стоков с блока ЭЛОУ за счет подбора оптимального режима обессоливания (температура, расход деэмульгатора, напряженность поля и др.) и выбора рациональной схемы подачи промывной воды на каждую ступень и по ступени.

Использование биологически разлагаемых деэмульгаторов, частично остающихся в растворенном состоянии в водном стоке ЭЛОУ.

Герметизация тех аппаратов и оборудования, в которых возможны утечки легких углеводородов. В первую очередь герметизация нефтяных резервуаров и емкостей, куда поступают готовые легкие нефтепродукты с установки.

Для крупных нефтяных резервуаров существует два наиболее радикальных способа снижения потерь от испарения и "дыхания" - устройство открытых плавающих крыш резервуаров и плавающих понтонов на поверхности нефти в резервуарах со стационарными крышами. Использование этих устройств, исключающих паровые пространства над уровнем нефти, позволяет сократить потери легких углеводородов из резервуаров на 80-85% по сравнению с резервуарами с паровым пространством. Резервуары с понтонами, защищенные также от атмосферных осадков и пыли, считаются более перспективными.

Другой проблемой, возникающей при герметизации аппаратуры, является улавливание выбросов из предохранительных клапанов, устанавливаемых на аппаратах с избыточным давлением (ректификационных колоннах, сепараторах, испарителях, дегидраторах и др.). Выбросы рабочей среды из этих клапанов случаются при отклонении давлений в аппаратах от регламентного максимума. Для того чтобы эти выбросы не попадали в атмосферу, проектируются закрытые системы их сбора. Такая система включает коллектор сбора выбросов от группы предохранительных клапанов какого-либо аппарата, трубопровод отвода их в сборную емкость-сепаратор и систему использования собираемых в этой емкости потоков. Газовая фаза из этой емкости через систему каплеуловителей обычно сбрасывается в факельную сеть завода, а жидкая фаза насосом откачивается в поток сырья установки.

4. Очистка нефти и получаемых на АВТ дистиллятов от серы и азота, с тем чтобы существенно снизить загрязнение атмосферы сероводородом и оксидами серы и азота (при использовании моторных топлив). Для обычных сернистых нефтей эта задача сводится, как правило, к гидроочистке светлых дистиллятов и вакуумного газойля до остаточного содержания серы максимум 0,2% (мас.).

Для сернистых нефтей с большим содержанием меркаптанов задача усложняется тем, что меркаптаны содержатся в наиболее легких фракциях нефти (до 100-120 °С), обладают очень большой летучестью, неприятным запахом и являются токсичными для человека. Переработка таких нефтей на АВТ сопряжена с интенсивной коррозией аппаратов и попаданием меркаптанов в атмосферу, что недопустимо. Поэтому до первичной перегонки такой нефти из нее удаляют меркаптансодержащие фракции (обычно до 100 или 150 °С), очищают их от меркаптанов (процессом "Мерокс" или гидроочисткой) и затем направляют их на переработку (раздельно или в смеси с сырой нефтью, из которой они были выделены).

5. Сокращение количества сбрасываемой в естественные водоемы воды, использованной в технологии в качестве хладагента.

Этот вопрос решается тремя путями. Первый - это переход от прямоточного охлаждения ("водоем - холодильник" или "конденсатор нефтепродукта - водоем") на замкнутую систему оборотного охлаждения ("градирня - холодильник" или "конденсатор - градирня"), с подпиткой этой системы свежей водой из водоема для компенсации потерь воды от испарения в градирне. Это позволяет резко сократить расход свежей воды из рек и озер на технологические нужды, однако усложнило систему охлаждения за счет строительства и эксплуатации сложных, громоздких и дорогостоящих градирен - охладителей. Кроме того, в градирнях вода охлаждается за счет испарения ее части, а испаряющаяся вода уносит с собой в атмосферу и следы легких нефтепродуктов, которые попадают в оборотную воду через неплотности аппаратуры. Таким образом, в экологическом отношении системы оборотного водоснабжения также небезупречны.

Второй путь - это перевод систем водяного охлаждения и конденсации нефтепродуктов на воздушное, позволяющий исключить использование воды как хладагента. Это почти на порядок позволило сократить расход воды и практически исключило загрязнение водоемов охлаждающей водой.

Третий путь касается систем конденсации паров в вакуумсоздающих системах АВТ. Барометрические конденсаторы смешения с прямым контактом воды и нефтяных паров были заменены на системы закрытого охлаждения водой в поверхностных конденсаторах, а сейчас разработаны схемы конденсационно-абсорбционные, где вода как хладагент полностью исключена, и соответственно исключен один из наиболее загрязненных потоков технологической воды.

6. Сокращение количества щелочных стоков за счет использования новых, экологически более предпочтительных процессов удаления или нейтрализации кислых соединений, в частности гидроочистки.

Все перечисленные выше меры предупредительного характера по защите природы позволяют ограничить или вовсе исключить попадание вредных веществ в окружающую среду. Однако, несмотря на все эти активные меры, пока не удается создать полностью замкнутые технологии, не взаимодействующие с окружающей средой. Технология переработки нефти использует природные компоненты (нефть, воду, воздух) и возвращает в природу компоненты нефти (пластовую воду, соли, газ), а также воду и воздух, не загрязненные в процессе переработки. Поэтому задачей третьей группы мер (инженерно-технических) являются утилизация и обезвреживание этих неизбежных отходов технологии переработки нефти с тем, чтобы нейтрализовать или полностью исключить их вредное влияние на окружающую среду.

дистилляция нефть фракция индексация

Заключение

Курсовой проект на тему «Проект установки первичной переработки Дмитриевской нефти СIII Куйбышевской области» выполнен в соответствии с заданием:

- на основании данных о физико-химических свойствах нефти и ее отдельных фракций был предложен топливно-масляный вариант ее переработки;

- разработана технологическая схема установки;

- обоснован выход товарных продуктов установки;

- на основе исходных данных (производительность установки 2,5 млн. т/год) выполнен технологический расчет основных аппаратов установки АВТ: основной атмосферной колонны, трубчатой печи, кожухотрубчатого теплообменника, водяного холодильника.

Список использованной литературы

1. Нефти СССР. Справочник, Т-2. М., Химия, 1971-74г.

2. Мановян А.К. Химия и первичная переработка нефти и газа./Учебное пособие/АГТУ, 2001.

3. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. М., Химия, 1972.

4. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика. Л., Химия, 1980.

5. Танатаров И.А. и др. Проектирование установок первичной переработки нефти. М., Химия, 1975. - 200с.

6. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа./под ред. Б.И. Бондаренко М., Химия, 1983. - 123с.

7. Кузнецов А.А. и др. Расчет процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. Л., Химия, 1974.

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

9. Багиров И.Г. Современные установки первичной переработки нефти. М., Химия, 1974. - 240с.

Размещено на Allbest.ru