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

Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 07.09.2012
Размер файла 1,3 M

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

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

C3

0,00191

7

C4

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 (51060,1606=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.

2.1 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

2.2 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.

2.3 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 ИВ90 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 ИВ90

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%);

0,8185 - относительная плотность нефти;

0,143 - содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

0,001 - 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,

2. рефлюкс (фр. С3 - С4),

3. бензиновые фракции,

4. дизельную фракцию,

5. УМФ,

6. гудрон(>560?).

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;

3) 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 85-180С 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 С14. 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 40С 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.-70С поступает в воздушный конденсатор - холодильник КХ-1, где конденсируется, охлаждается и поступает в емкость орошения Е-6. Из Е-6 фракция н.к.-70С 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 70-180С.

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 (290°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 6910-3 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 20С (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=?tт*Gт/Gн при t ? 200 0С

?t н=0,78*?tт*Gт/Gн при t > 200 0С,

Где ?t н и ?tт - разность между температурами на входе и на выходе соответственно для нефти и теплоносителя, Gт и Gн - расход в теплообменнике теплоносителя и нефти соответственно, кг/ч или % мас. от общего количества нефти

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: ;

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

3.Плотность остатка: 983 кг/м;

4.Давление в емкости орошения: 450 кПа;

5.Температура в емкости орошения: 40°С;

6. Кратность орошения: 2.

7. Для фракций 85-105С и 105-140С 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

C3

0,00191

1170,34313718

3511,029412

0,021479982

7

C4

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:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 163455.875 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 450 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 40 ^C

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 3.288237849119469E-006

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 81.60360717773438

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 81.60411071777344

Moлeкуляpнaя 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.-70С + 40% 70-140С (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. - 140С 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. - 140С

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:

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

2) выход фракции 180-270 ?С находим по ИТК и получаем 20,32.

3) выход фракции 270-360С 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 Xп - потенциальное содержание мазута в нефти, %масс.;

Xон - выход отбензиненной нефти на нефть, масс. доли;

a - содержание светлых в мазуте, масс. доли.

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

Следовательно фракция 270-360?С уменьшается на 45,11-42,85=2,26 %масс на сырье. На нефть эта величина составит: . Следовательно выход фракции 270-360?С 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 180-360?С, 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.85-180С

фр.180-360С

мазут (>360С)

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

5.3 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 360-430С находим по ИТК и получаем 9,12%.

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

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

Выход гудрона на мазут составит:

,

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

Следовательно фракция 500-560С уменьшится на величину 33,45-30,78=2,72% на мазут. Эта величина на нефть составит: . Тогда выход фракции 500-560С 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 (>360С)

100,00

41,1

251838,24

Получено: газы разложения

вакуумный газойль

VD-1 (фр.360-430С)

VD-2 (фр.430-500С)

VD-3 (фр.500-560С)

Гудрон (>560С)

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.-140С из ёмкости орошения Е-1 и бензин К-2.

Рассчитаем материальный баланс колонны К-4:

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

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

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

4) выход фракции н.к.-180С 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.-140С

фр.85-180С

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.-180С

Итого:

4,4

95,6

100,0

1,0

21,9

22,9

6372,55

134191,07

140318,62

5.5 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.-180С берем из табл. 5.4. и получаем 21,9%.

2) выход фракций н.к.-70С и 70-180С 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.-180С

100,0

21,9

134191,18

Получено: н.к.-70С

70-180С

Итого:

10,5

89,5

100,000

2,3

19,6

21,9

14093,14

120098,04

134191,18

5.7 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.-70?С

70-180С

фр.180-360С

вакуумный газойль

Фр.360-430°С

Фр.430-500°С

Фр.500-560°С

гудрон (>560С)

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 светлых, равного 8,89%.

Результаты расчета приведены в табл. 6.2-6.5.

Иcxoдныe дaнныe:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 612745.125 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 980 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 507 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 240 ^C

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .1135810911655426

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .2370700389146805

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 203.0853118896484

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 235.9565277099609

Moлeкуляpнaя 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

C3

0,00191

7

C4

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 146С, т.к. при температуре ниже 146С 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 264С

7.1 Расчет температуры вверху колонны К-1

Иcxoдныe дaнныe:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 163455.875 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 500 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 146 ^C

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 1

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 1

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 81.60360717773438

Иcxoдныe дaнныe:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 163455.875 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 500 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 145.5 ^C

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .987559974193573

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .9895500540733337

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 81.60360717773438

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 97.14326477050781

Moлeкуляpнaя 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

134558,82396

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]
ki*xi'=1
где ki-константа фазового равновесия i-компонента в остатке колонны при температуре внизу колонны;
xi' - мольная доля i-компонента в остатке;
Расчёт производился с применением программы "EXCEL" для ПЭВМ. Константы фазового равновесия найдены по уравнению:
ki= pнi/p
где pнi- давление насыщенных паров i-компонента углеводородной смеси при температуре внизу колонны, кПа;
p- общее давление внизу колонны, кПа;
Давления насыщенных паров компонентов найдены по формуле Ашворта:[12]
lg(pнi-3158)=7,6715-2,68*f(T)/f(T0)
где Т-температура внизу колонны,
Т0- температура кипения фракции при атмосферном давлении,
f(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:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 55259.81 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 511 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 270 ^C

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 5.201157364354003E-006

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 219.7027740478516

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 219.7036895751953

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 114.270881652832

7.3 Расчет теплового баланса ректификационной колонны

Согласно уравнению теплового баланса:

Qприход=Qрасх,(7.3.1)

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

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

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

,(7.3.2)

где Gс - массовый расход сырья, кг/с;

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

Нп, Нж - энтальпии пара и жидкости соответственно при tс=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)

1515 - 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 Gд - массовый расход дистиллята, кг/с;

R - кратность орошения, принятая равной 2.

Нж - энтальпия орошения при t = 40°C , кДж/кг.

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

, (7.3.8)

где Gк - расход кубового остатка, кг/с;

Gг.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 Gд - расход дистиллята, кг/с;

R- кратность орошения;

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

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

Qс+ Qор+ Qгс =Qд+ Qк, (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•Нпг + (1-е)•Нжг, (7.3.12)

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

Нпг- энтальпия паров "горячей струи" при t=350°С:

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

Результаты расчёта программы "OIL" представлены ниже.

Иcxoдныe дaнныe:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 55259.80859375 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 930 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 511 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 300 ^C

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .2984169125556946

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .4465599060058594

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 219.7027740478516

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 278.5110778808594

Moлeкуляpнaя 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 Gп - 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;

Gi - расход компонента, кг/с;

Мi - молекулярная масса компонента, кг/кмоль;

- плотность компонента при рабочих условиях, кг/м3.

Определение объемного расхода паров в точке ввода сырья.

Исходные данные:

1) температура в точке ввода сырья 240°С;

2) давление в точке ввода сырья 507 кПа;

3) 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:

1) температура в точке ввода горячей струи 270°С;

2) давление в точке ввода горячей струи 511 кПа;

3) расход паров 16577.94 кг/ч;

4) молекулярная масса компонента 146.82 кг/кмоль.

Тогда объёмный расход паров:

м3/ч.

Определение объемного расхода паров в точке вывода паров дистиллята.

Исходные данные:

1) температура в точке вывода паров дистиллята 145°С;

3) 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

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

Допустимая линейная скорость паров:

, (8.1.3)

где сж , сп - 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, п (240°С)= 10,18 кг/м3, а плотность жидкой фазы составляет 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 0,5D, 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.


Подобные документы

  • Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Медынской нефти и их применение. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти. Расчет состава и количества паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 16.03.2014

  • Разработка схемы установки АВТ мощностью 3 млн.т/г Девонской нефти. Расчёты: состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны, колонны четкой ректификации бензина, тепловой нагрузки печи атмосферного блока, теплообменника.

    курсовая работа [1,0 M], добавлен 30.03.2008

  • Характеристика перерабатываемой смеси. Построение кривых разгонки нефти. Выбор и обоснование технологической схемы установки. Технологический расчет основной атмосферной колонны. Расчет доли отгона сырья на входе и конденсатора воздушного охлаждения.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 18.09.2013

  • Способы регулирования температурного режима по высоте колонны первичной переработки нефти. Схема работы парциального конденсатора и циркуляционного неиспаряющегося орошения. Варианты подачи орошения в сложной ректификационной колонне по переработке нефти.

    презентация [1,8 M], добавлен 26.06.2014

  • Характеристика вакуумных дистилляторов и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет основных аппаратов (реактора, колонны разделения продуктов крекинга, емкости орошения) установки каталитического крекинга.

    курсовая работа [95,9 K], добавлен 07.11.2013

  • Основы процесса ректификации. Физико-химические свойства нефти и составляющих ее фракций. Выбор варианта переработки нефти. Расчет материального баланса и температурного режима установки. Определение теплового баланса вакуумной колонны и теплообменника.

    курсовая работа [127,6 K], добавлен 09.03.2012

  • Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.

    лабораторная работа [98,4 K], добавлен 14.11.2010

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