7.9.2 Расчет высоты колонны

Высоту от крышки до первой ректификационной тарелки h1 (рисунок 7.2) конструктивно принимаем равной ? диаметра.

Высоты h2 и h4 определяем, исходя из числа тарелок в этой части колонны и расстояния между ними

м- высота верхней тарельчатой части колонны.

м- высота нижней тарельчатой части колонны.

Высота h3- высота эвапорационного пространства.

м

Высоту h5 принимаем равной 1,5м- свободное пространство между уровнем жидкости внизу колонны и нижней тарелкой.

Высоту h6 определяем, исходя из запаса остатка на 10 минут.

Объем мазута внизу составляет:

Площадь поперечного сечения колонны

Отсюда

Высоту юбки h7 принимаем равной 2 м.

Устанавливаем 5 люков диаметром по 0,8 м. С учетом того, что устанавливаются люки, на которые требуется дополнительно по 300 мм, то высота колонны увеличится на 1,5 м.

Общая высота колонны составит:



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.7.2-Высота колонны



8. Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике “нефть-гудрон” (ЭВМ)

Произведём расчёт коэффициента теплопередачи теплообменника Т-309 с помощью программы “Ktepper”. Для этого на основании количества и свойств нефти и гудрона подготовим исходные данные для расчёта.

Расход теплоносителей:

Gн=595238•0,33=196428 кг/ч -- расход нефти, теплоноситель 1.

Gг=82458,3 кг/ч -- расход гудрона через теплообменник по одному потоку, теплоноситель 2;

Средняя температура нефти:

Плотность для нефти:

.

Энтальпия нефти на входе в теплообменник:



Энтальпия нефти на выходе из теплообменника:

.

Тепловая нагрузка аппарата:

.

Определим энтальпию гудрона, выходящего из теплообменника.

,

,

- относительная плотность жидкой фазы на входе в колонну с учетом молярной массы, определенной по формуле Воинова:

Отсюда

тогда



По [9] определяем температуру теплоносителя. t = 311,4 0С

Средняя температура гудрона:

Физические свойства теплоносителей:

- относительные плотности нефти:

- относительные плотности гудрона:

определим кинематические вязкости:

и -- для нефти, тогда можно составить систему уравнений из формулы и определить A и B.

отсюда .

Кинематическая вязкость гудрона:

( мм2/с).

Отсюда мм2/с.

Принимаем кожухотрубчатый теплообменник в соответствии с ГОСТ 15122-79 [13]. Заносим необходимые данные в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 исходные данные для расчёта коэффициента теплопередачи

Наименование параметра	размерность	значение
средняя температура нефти в трубном пространстве	К	496
плотность нефти в трубном пространстве при 288 К	кг/м3	851,4
плотность нефти в трубном пространстве при 496 К	кг/м3	706,1
вязкость нефти в трубном пространстве при 496 К	м2/с	0,000000215
средняя температура гудрона в межтрубном пространстве	К	598,7
плотность гудрона в межтрубном пространстве при 288 К	кг/м3	955,8
плотность гудрона в межтрубном пространстве при 598,7 К	кг/м3	839,2
вязкость гудрона в межтрубном пространстве при 598,7 К	м2/с	0,00046985
внутренний диаметр труб	м	0,021
Наружный диаметр труб	м	0,025
толщину стенки труб	м	0,002
количество труб на поток	шт.	51
площадь проходного сечения в вырезе перегородки	м2	0,045
площадь проходного сечения между перегородками	м2	0,040
коэффициент теплопроводности материала труб	вт/(м·к)	17,5
расход нефти в трубном пространстве	кг/ч	196428
расход гудрона в межтрубном пространстве	кг/ч	82458,3

Результаты расчёта теплообменника по программе “Ktepper” представлены в таблице 8.2.

Таблица 8.2 -- Результаты расчёта теплообменника

Наименование параметра	размерность	значение
Скорость потока в трубном пространстве	м/с	1,279
Скорость потока в межтрубном пространстве	м/с	1,355
Коэффициент теплоотдачи в трубном пространстве	Вт/м2•К	2194,6
Коэффициент теплоотдачи в межтрубном пространстве	Вт/м2•К	57,6
Коэффициент теплопередачи	Вт/м2•К	83



9. Расчет площади поверхности нагрева теплообменника «нефть-гудрон»

Средний температурный напор определяется по формуле:

Требуемая площадь поверхности теплообмена рассчитаем по уравнению:

где К - коэффициент теплопередачи, определённый на стр. 51 , Вт/(м2 •К).

Для обеспечения требуемой поверхности теплообмена примем теплообменник с диаметром кожуха 1000 мм и поверхностью теплообмена при длине труб 6 м - 267 м2 [18].

Тогда запас поверхности теплообмена составит:



10. Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока

Количество теплоты, затрачиваемой на нагрев и частичное испарение «горячей струи», определяется по формуле:

Где - расход потока, поступающего в печь (40% от количества нефти, поступающей в К-1).

- массовая доля отгона «горячей струи» на выходе из печи (рассчитывается с помощью программы «Oil» при температуре на выходе из печи 360°С и давлении 460 кПа):

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .3802085876465

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .5073199868202209

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 238.5108795166016

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 306.0629272460938

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 172.9078063964844

- энтальпии жидкой и паровой фаз отбензиненной нефти при температурах на входе (t1=280°С) и выходе (t2=360°С) из печи, кДж/кг.

Энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи:

где - молярная масса паровой фазы.

Тогда

Энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи:

где - молярная масса жидкой фазы.

Тогда

Энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на входе в печь:

где - молярная масса жидкой фазы.

Тогда

Тогда:

Расход тепла на нагрев отбензиненной нефти на входе в К-2

Энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи (табл. 7.9, стр. 43):

Тогда

Энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи:

Энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на входе в печь:

,

где - молярная масса жидкой фазы.

Тогда

Расход тепла на перегрев водяного пара определяется по уравнению:

)

где - количество перегреваемого водяного пара, состоящее из

1) подаваемого в низ колонны К-2, принимаем 2% от количества фракции, подаваемой в К-2 из печи П-1:

2) подаваемого в стриппинг К-2/1, принимаем 1% от количества фр. 180-270°С:

3) подаваемого в стриппинг К-2/2, принимаем 1% от количества фр. 240-360°С:

Тогда общее количество водяного пара будет равно:

Температуру пара на входе в пароперегреватель принимаем 200 °C, а на выходе 400 °C при давлении 1000 кПа.

;

Тогда расход тепла на перегрев водяного пара равен:

Количество теплоты, затрачиваемой на нагрев и частичное испарение отбензиненной нефти перед входом в колонну К-2 рассчитан в п. 7.

Теплопроизводительность трубчатой печи (Qт, МВт) определяется по уравнению:

где ? - КПД печи, колеблющийся в пределах 0,6-0,8 [10]. Принимаем ?=0,7.



11. Охрана окружающей среды на установке

На современном этапе развития производства все большее применение находит принцип «от техники безопасности к безопасной технике». Если раньше обеспечение безопасности работающих сводилось к применению предохранительных устройств и защитных приспособлений, то теперь основным направлением охраны труда является создание таких процессов и оборудования, в которых практически исключается возникновение опасностей и вредностей. Энергонасыщенность современных объектов стала огромной. Постоянно интенсифицируются технологии, вследствие этого такие параметры, как температура, давление, содержание опасных веществ, растут и приближаются к критическим. Растут единичные мощности аппаратов, количества находящихся в них веществ. Номенклатура выпуска нефтеперерабатывающего или нефтехимического заводов с передовой технологией, обеспечивающей комплексную переработку сырья, стала состоять из тысяч позиций, причем многие из изготавливаемых продуктов взрыво-, пожароопасные и (или) токсичны. Успешное решение экологических проблем в значительной степени зависит от рационального проектирования и совершенствования таких технологических процессов, как системы факельного хозяйства, каталитического обезвреживания газовых выбросов и очистки производственных сточных вод [1].

Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. При ветровом потоке воздуха, направленном на здание, над крышей и за зданием создаётся область пониженного давления (зона аэродинамической тени). Внутри этой зоны возникает циркуляция воздуха, в результате которой в зону вовлекается пыль и газовые выбросы. Поэтому все организованные выбросы должны направляться выше той зоны. При этом приземные концентрации вредных веществ могут быть уменьшены до 6 раз.

Для уменьшения выбросов углеводородов необходимо постоянно контролировать герметичность аппаратов, резервуаров, фланцевых соединений и т.д. особое внимание необходимо уделить резервуарам для хранения нефтепродуктов.

Плавающие понтоны предназначены для резервуаров со щитовым или сферическим покрытием с целью снижения потерь хранящихся в них легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов. Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения по сравнению с обычным резервуаром, благодаря чему резко снижаются (в 4-5 раз) потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100-300 мм во избежание заклинивания понтона вследствие неровностей стенки. Зазор перекрывается уплотняющими герметизирующими затворами.

Заключение

В результате выполнения данного курсового проекта была разработана схема установки АВТ мощностью 5 млн.т/г Медынской нефти. Приведёны расчёты: состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны, атмосферной колонны, теплообменника, печи атмосферного блока, материального баланса установки. На данной установке получаем продукты согласно задания.



Список использованных источников

Нефти северных регионов: Справочник. - Новополоцк, 2004. - 125с.

Танатаров М.А. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти.-М.:Химия, 1987.-352с.

Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. -568с.

Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунальнобытового потребления. Межгосударственный стандарт. ГОСТ 20448-90. Изд. стандартов. М.

Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение. Спр. / И.Г.Анисимов и др.; под ред. В.М.Школьникова. Изд. 2-е. М.: Изд. центр "Техинформ", 1999. - 596., илл.

Справочный материал по курсу «Технология переработки нефти и газа». - Новополоцк, 2005. - 20с.

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

Корж А.Ф., Хорошко С.И. Методические указания к выполнению курсового проекта №1 по курсу “Технология переработки нефти и газа” для студентов специальности Т.15.02. - Новополоцк, ПГУ,2000

Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа. - Минск: Вышэйшая школа, 1989. - 122с.

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

Корж А.Ф., Яско Л.С. Методические указания по использованию ЭВМ при расчете коэффициента теплопередачи при выполнении курсовых проектов по курсу “ Технология переработки нефти и газа” для студентов специальности 0801. - Новополоцк, НПИ: 1984. - 8с.

А.И. Скобло, И.А. Трегубова, Ю.К. Молоканов. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1982 - 584 с.

13.Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии

переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1980. - 256с.

14. Промышленный технологический регламент установки «Ректификация».

15. Промышленный технологический регламент установки «ЭЛОУ-АВТ».

Размещено на Allbest.ur