Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 5,0 млн. т Веснянской нефти в год

tpng-1_kurbanovoy.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
ПОЛОЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 50 млн. т Веснянской нефти в год
Руководительасс. Худович И.М.
Реконструкция МНПЗ позволит повысить обеспеченность внутреннего рынка нефтепродуктов за счет увеличения объема получаемых от переработки белорусской нефти автомобильных бензинов с 2436 до 6533%.[1]
На экспорт идет свыше 60 % продукции «Нафтана». Благодаря осуществлению программы модернизации и реконструкции «Нафтан 1999-2003» значительно: с 60 % до 75 % увеличена глубина переработки нефтяного сырья увеличилось производство светлых нефтепродуктов ароматических углеводородов снизились энергетические затраты освоили выпуск экологически чистого дизельного топлива. Согласно графика завершается последний15-йпроект программы. Недавно установлены реактора на комплексе гидрокрекинга вакуумного газойля. В конце года он должен выйти на проектную мощность.
Чтобы предприятие не пришло в упадок его нужно модернизировать постоянно. И потому разработана и одобрена Президиумом Совета Министров программа «Нафтан 2004-2008».Ее цели: повышение качественных характеристик нефтепродуктов дальнейшее углубление – до 80 % -переработка сырья снижение удельного потребления энергии. Это позволит заводу выйти на европейский уровень. Если рассмотреть эту программу в цифрах то она потребует до 223 млн. инвестиций и увеличит переработку нефти до 85-9 млн.тоннгод. Тогда вырастет выработка автобензина на 92 тыс. тонн дизтоплива на 336 тыс. тонн ароматических углеводородов на 41 %.Чистая прибыль должна прирасти на 24 млн. в год а сумма налогов на 12 млн. .
Отметим что глубокая переработка нефти не только укрепляет финансовое положение «Нафтана» она экономит природные запасы нефти. Применение топлива высокой чистоты также сберегает атмосферный кислород.
Углубление процесса переработки нефти с получением максимального количества светлых нефтепродуктов – основная задача современности для нефтеперерабатывающей промышленности.
В связи с появлением нового оборудования примером которого являются высокоэффективные регулярные насадки клапанные тарелки пластинчатые теплообменники большинство установок в том числе и установки АВТ нефтеперерабатывающих заводов как Беларуси так и России подвергаются модернизации. Это позволяет повысить качество выпускаемой продукции а так же и технико-экономические показатели работы установки.
Ведутся работы и по углублению процесса подготовки нефти к переработке. Повысить эффективность работы электродегидраторов можно за счет оборудования их современными электродами использование таких деэмульгаторов водонефтяных эмульсий как Диссольван Кемелика Сепарол.
На современных ЭЛОУ обеспечивается удаление хлоридов из нефти на 98 %[4]. Для борьбы с коррозией оборудования особенно для защиты конденсационно-холодильного оборудования все шире вместо аммиака как ингибитора коррозии применяются органические амины[4].
Самой значительной из затрат при переработке нефти являются энергозатраты (более 20% от общих затрат на производство). Для НПЗ характерна следующая структура топливно-энергетических ресурсов: тепловая энергия-80% электроэнергия-14% топливо-6% [5]. В связи с этим здесь на первый план выходит проблема использования вторичных энергоресурсов максимальная утилизация тепла отходящих потоков нефтепродуктов применение тепла уходящих дымовых газов для производства пара в котлах утилизаторах либо для нагрева дутьевого воздуха печных горелок.
Качество перерабатываемой нефти во многом определяет технико-экономические показатели работы предприятия. На качество нефти ориентирован и набор технологических установок обеспечивающий заданный ассортимент выпускаемой продукции. Организовать эффективную переработку нефти в условиях значительного изменения ее характеристик довольно сложно. Эта проблема очень актуальна для многих предприятий.
Кроме того существующие в нормах западных стран ограничения на содержание ароматики серы и свинца препятствуют экспорту топлив. Ужесточение экологических требований к качеству топлив требует внедрения новых процессов и катализаторов.
Целью данного курсового проекта является проектирование установки АВТ и расчет основной атмосферной колонны.
ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ ПО СТБ ГОСТ Р 51858-2003 И ВЫБОР ВАРИАНТА ЕЁ ПЕРЕРАБОТКИ
Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Веснянской нефти взяты в справочной литературе[2]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.
Таблица 1.1 – Показатели качества Веснянской нефти
Плотность нефти при 20°С
Плотность гудрона (остатка) при 20°С
Выход суммы базовых масел с ИВ≥90 и температурой застывания≤-15°С
Выход базовых масел на мазут составляет:
Таким образом производство базовых масел т.е. получение узких масляных фракций (погонов дистиллятов) на установке АВТ является более целесообразным т.е. экономически выгодным т.к. их выход на мазут составил 5318% масс. Такое количество масел с ИВ≥90 и температурой застывания ≤-15°С обеспечит их производство при мощности АВТ 5 млн.тгод равное 1100000 тгод (5106022=1100000 тгод). Нефть перерабатывается по масляному варианту.
Таблица 1.2 – Потенциальное содержание фракций в Веснянской нефти
Массовая доля компонента в смеси xi
Согласно СТБ ГОСТ Р 51858-2003 [3] по физико-химическим свойствам степени подготовки содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы типы группы виды. По содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть относится ко 1-ому виду:
содержание метил- и этил- меркаптанов – 25
содержание сероводорода –10 ppm.
Шифр нефти: 2.1.1.1 СТБ ГОСТ Р 51858-2003.
ХАРАКТЕРИСТИКА ФРАКЦИЙ НЕФТИ И ИХ ВОЗМОЖНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ
1 Характеристика газов и их применение
В таблице 2.1 представлена характеристика газов.
Из-за низкого содержания этана и метана получать сухой газ требуемого качества не представляется возможным. Поэтому газ получаемый в ёмкости орошения отбензинивающей колонны и газ из ёмкости орошения стабилизационной колонны отправляем на ГФУ для разделения. Смесь тяжелых газов получаем в жидком состоянии в емкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса который можно использовать как товарный сжиженный газ т.к. содержание метана и этана в нем составляет5% что соответствует норме (5%).
Таблица 2.1 – Состав и выход газов на нефть
Выход на нефть % масс.
2 Характеристика бензиновых фракций и их применение
В таблице 2.2 представлена характеристика бензиновой фракции.
Фракцию н.к.-70°С можно использовать как сырьё для процесса изомеризации.
Фракцию 70-140°С необходимо отправить на каталитический риформинг для повышения ОЧ и для получения ароматики (бензол толуол ксилол).
Фракцию 140-180°С необходимо отправить на риформинг.
Таблица 2.2 – Характеристика бензиновых фракций Веснянской нефти
Пределы кипения фракции °С
Октановое число без ТЭС
ароматических углеводородов
нафтеновых углеводородов
3 Характеристика дизельных фракций и их применение
В таблице 2.3 представлена характеристика дизельной фракции.
Можно получать фракцию 180-360°С как компонент ДТ. Эта фракция не отвечает требованиям стандарта по содержанию серы. Для понижения содержания серы фракцию необходимо подвергнуть гидроочистке.
Таблица 2.3 – Характеристика дизельных фракций Веснянской нефти
Вязкость при 20°С мм2с (сСт)
4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Веснянской нефти и их применение
В таблице 2.4 представлена характеристика вакуумных дистиллятов.
Вакуумные дистилляты служат сырьём для производства базовых масел имеющих повышенный индекс вязкости (ИВ>90) и высокий выход на дистиллят.
Таблица 2.4 – Характеристика вакуумных дистиллятов
Плотность при 20°С кгм3
Выход базовых масел с ИВ³90 на дистиллят
5 Характеристика остатков и их применение
На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки – мазут (tн.к.=360°С) и остаток вакуумной перегонки – гудрон. Большая часть мазута поступает на вакуумный блок для производства масляных дистиллятов.
Таблица 2.5 – Характеристика остатков Веснянской нефти
Вязкость условная °ВУ:
Мазут и гудрон применяются в качестве компонентов котельных топлив и сырья для установок висбрекинга и коксования. Кроме того гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации и производства битумов.
Мазут из-за пониженной вязкости (°ВУ16) может быть применён в качестве котельного топлива без его переработки на установке висбрекинга гудрон следует подвергать обработке на установке висбрекинга с целью понижения вязкости.
Повышенная коксуемость гудрона Веснянской нефти (>14%) позволяет использовать его в качестве сырья для установок коксования но полученный кокс требует специальной обработки для снижения содержания серы.
ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ АВТ
Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Ввиду большого разнообразия используемых нефтей и их качества а также возможного ассортимента продуктов не всегда следует применять одну типовую схему. При выборе схемы АВТ необходимо определить: оптимальную мощность установки возможность и целесообразность комбинирования АВТ с другими установками оптимальную схему отдельных блоков установки схему размещения оборудования на территории установки. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора четкость фракционирования гибкость процесса большой межремонтный пробег и высокие технико-экономические показатели. При составлении схемы следует учитывать и применять самые прогрессивные решения [4].
Используем горизонтальные электродегидраторы. В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей ≤1мгл при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания. Это позволяет довести содержание хлористых солей после первой ступени до 26 мгл т.к.
-52×095=26 мгл и после второй ступени до 013 мглт.к.
где: 52 – содержание хлористых солей в сырой нефти мгл (см. таблицу 1.1).
Концентрация хлористых солей в воде находящейся в сырой нефти:
С1=520832100044=14203мгл=14203 гл.
Концентрация хлористых солей в воде находящейся в обессоленной нефти:
С2=1083210001=1202 мгл=1202 гл
где: 00044 – содержание воды в сырой нефти масс. доли (044%);
321 – относительная плотность нефти;
– содержание хлористых солей в обессоленной нефти мгл;
01 – содержание воды в обессоленной нефти масс. доли (01%).
Для понижения концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.
Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:
Для Веснянской нефти с учётом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:
В=(142031202)-1=108 лм3 нефти или 108% об. на нефть.
Обычно промывную воду подают с избытком 50 – 200%. В данном случае принимаем расход промывной воды 2% на нефть.
Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода (2%) подается только во вторую ступень обессоливания а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса т.е. применяется циркуляция воды.
Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя а после отстоя – в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 гт нефти в виде 2%-ного водного раствора (400 гт) на прием сырьевого насоса из специальной емкости. В связи с этим в технологической схеме АВТ предусматриваются дополнительные емкости и насосы.
2.1 Атмосферный блок
В атмосферном блоке АВТ применяют три схемы разделения нефти:
) С одной сложной ректификационной колонной. Она применима для нефтей содержащих не более 8-10% бензиновых фракций. Достоинства данной схемы: установка проста в конструкции компактна; совместное испарение лёгких и тяжёлых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Недостаток: эта схема не обладает гибкостью и универсальностью и для нефтей с высоким содержанием растворённого газа и низкокипящих фракций применение этой схемы связано с некоторыми трудностями т.к. повышается давление на питательном насосе до печи что увеличивает возможность пропуска нефти в теплообменниках и загрязнения ею дистиллятов.
) С предварительным испарителем и ректификационной колонной. Достоинства схемы: уменьшается перепад давления в печных трубах; пары из испарителя идут в атмосферную колонну т.е. не нужно устанавливать самостоятельные конденсационные устройства и насосы для подачи орошения. Недостатки: уменьшается чёткость разделения; при высоких содержаниях бензиновых фракций и растворённых газов атмосферная колонна перегружается по парам что приводит к увеличению её диаметра; все корозионно-активные вещества содержащиеся в нефти(H2S H2O и др.) попадают вместе с парами из испарителя в основную колонну т.е. испаритель не защищает колонну от коррозии.
) Наиболее распространённая в отечественной практике. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворённых газов. Коррозионно-активные вещества удаляются через верх первой колонны таким образом основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создаётся высокого давления что позволяет устанавливать более дешёвое оборудование без усиления его прочности.
Исходя из ряда преимуществ третьей схемы и из того что в Веснянской нефти содержится более 10% бензиновых фракций принимаем схему АВТ с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной.
В колонне К-2 всё тепло необходимое для ректификации вносится потоком сырья которое нагревается в печи до паро-жидкостного состояния. Поэтому для улучшения чёткости разделения в этой колонне необходимо увеличить долю отгона сырья что достигается повышением температуры и снижением давления в зоне питания.
Жидкостное орошение вверху колонны создаётся подачей холодного или циркуляционного орошения. Кроме верхнего орошения применяют промежуточные циркуляционные орошения. Анализ фактических показателе работы атмосферных колонн АВТ показывает что промежуточных циркуляционных орошений должно быть в колонне одно или два; третье организовывать как правило нецелесообразно так как при этом дополнительно регенерируется небольшое количество тепла но в выше расположенных секциях снижаются флегмовое число и чёткость разделения а схема установки усложняется.
Промежуточное циркуляционное орошение организуется в сечении колонны под тарелками вывода дистиллятов. Эти тарелки должны быть оснащены сливными устройствами обеспечивающими нормальный переток жидкости на лежащую ниже тарелку.
Паровое орошение в основной колонне и в отпарных колоннах создаётся при помощи острого водяного пара который понижает парциальное давление нефтяных паров. Расход водяного пара: в основной колонне - 2% на сырьё в стриппинги – по 1% на дистиллят.
В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом является фракция н.к-140°С которая состоит из 100% фракции н.к.-85°С и 40% от потенциального содержания фракции 85-140°С.
В колоннах установлены клапанные тарелки которые эффективно работают в широком интервале нагрузок. Количество тарелок в колонне К-1 – 24 в колонне К-2 – 38.
В колонне К-2 получаем следующие светлые фракции: бензиновую: 85 –180° и дизельные: 180-270°С и 270 – 360°С. Дизельную фракцию делим примерно поровну на две т.к её выход на нефть составляет 1673%. При отборе такого количества с одной тарелки нарушается равномерность нагрузки по жидкости и по пару в колонне следовательно ухудшается чёткость ректификации. Снизу колонны отбирается мазут [4].
2.2 Блок стабилизации
Стабилизационная колонна К-4 предназначена для выделения углеводородных газов из нестабильного бензина фракции н.к. – 1400С получаемой в колонне К-1 и фракции 85 – 1800С получаемой в колонне К-2. Из сепаратора колонны выводится рефлюкс (фракция С3 – С4). В К-4 кубовым продуктом является фракция н.к.-1800С которая поступает в колонну четкой ректификации (К-6). Из К-6 вверху выводится фракция н.к.-70 а внизу – фракция 70-180°С которая идет в колонну К-7 для дальнейшего разделения на фракции 70-140°С и 140-180°С. Данный вариант блока стабилизации и четкой ректификации бензина (с двумя колонами четкой ректификации и со стабилизационной колонной) предпочтительнее варианта с одной колонной четкой ректификации со стабилизационной и отгоной колоннами т. к. этот вариант ухудшает четкость ректификации.
Для снижения температур кипения разделяемых компонентов и предотвращения термического разложения сырья мазут перегоняют в вакууме.
Конструкция вакуумной колонны отличается от конструкции атмосферной суженной отгонной частью что способствует сокращению времени пребывания остатка в колонне (во избежание его разложения под действием высоких температур). Из-за больших потоков паров находящихся в глубоком вакууме диаметр таких колонн значительно больше диаметра атмосферных и составляет 8-12 м.
Для предотвращения попадания капель жидкости транспортируемых парами в укрепляющую часть колонны и ухудшающих качество дистиллятов (особенно нижний боковой погон) в вакуумной колонне необходимо ставить ситчатые отбойные элементы (отбойники) и применять противопенные присадки.
Благодаря отпарным колоннам улучшается качество погоноразделения но затрудняется создание глубокого вакуума из-за дополнительных сопротивлений трубопроводов и тарелок в отпарных колоннах но понижается парциальное давление. В колонне используем 8 пакетов регулярных насадок. Насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением.
Перегонку ведем с вводом водяного пара в низ колонны. Эта технология имеет следующие преимущества: наряду с понижением парциального давления паров водяной пар интенсивно перемешивает кипящую жидкость увеличивает поверхность испарения. Сочетание вакуума с водяным паром при перегонке нефтяных остатков обеспечивает глубокий отбор масляных фракций.Замена водяного пара в эжекторах на жидкостной эжектирующий агент позволяет повысить КПД процесса эжектирования. Энергетический КПД эжекторов увеличивается с 10-12% до 38-39%.
Боковыми погонами выводим узкие масляные фракции: 360-430°С 430-500°С 500-570°С. Из куба колонны выводится гудрон (>570°С).
Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 240°С. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей которые получаются на АВТ при переработке Веснянской нефти. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ в ПО «Нафтан».
При разработке схемы теплообмена в первую очередь решается вопрос об утилизации теплоты теплоносителей с максимальной температурой (³290°С) т.к. они позволяют подогреть нефть до 240°С и выше.
Количество потоков нефти проходящей через теплообменники определяется производительностью установки и площадью проходного сечения для нефти и теплоносителей. Для АВТ производительностью по Веснянской нефти 5 млн тгод выбираем кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой с диаметром кожуха D=1400 мм; числом ходов по нефти – 4; площадью проходного сечения одного хода по трубам – 11010-3 м2. [4]
Рассчитаем скорость нефти по трубному пространству:
где V объемный расход нефти м3с;
F площадь проходного сечения одного хода по трубам.
где G массовый расход нефти кгс:
плотность нефти при 20°С.
Следовательно пускаем нефть через теплообменники двумя потоками. Скорость нефти по трубному пространству теплообменников будет составлять 091 мс. В первый и во второй поток направляем по 50% нефти.
Таблица 3.1 – Характеристика теплоносителей
Расход % масс. на нефть
Начальная температура теплоносителя °С
Промежуточное циркуляционное орошение К-2 – ПЦО-1 К-2 (кратность 183)
Промежуточное циркуляционное орошение К-2 – ПЦО-2 К-2 (кратность 415)
Теплоносители вакуумной колонны К-5
Лёгкий вакуумный газойль (кратность 20)
Среднее циркуляционное орошение К-5 – СЦО-1 К-5 (кратность 15)
Среднее циркуляционное орошение К-5 – СЦО-2 К-5 (кратность 15)
Среднее циркуляционное орошение К-5 – СЦО-3 К-5 (кратность 15)
Фракция 360-430°С VD-1
Фракция 430-500°С VD-2
Фракция 500-570°С VD-3
Расходы теплоносителей берём из материального баланса (пункт 5).
Схема теплообмена была рассчитана по следующим формулам:
tн=tтGтGн при t≤200°С;
tн=078tтGтGн при t>200°С
где tн и tт – разность между температурами на входе и на выходе соответственно для нефти и теплоносителя °С.
Gт и Gн – расход в теплообменнике теплоносителя и нефти соответственно кгч или % масс. от общего количества нефти.
Расход нефти при 340 работающих днях в году равен:
09(34024)=61274510 кгч.
На основании данных таблицы 3.1 производится расчёт схемы подогрева нефти перед колонной К-1 которая представлена на рис. 3.1. и 3.2.
Начальная температура вакуумного газойля входящей в теплообменник составляет tн=150°С. Охлаждаем её на 90°С конечная температура теплоносителя будет tк=60°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:
Начальная температура VD-2 на входе в теплообменник Т-102 составляет tн=195°С охлаждаем его на 105°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=90°С.
тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:
Начальная температура VD-1 входящего в теплообменник составляет tн=290°С охлаждаем его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=190°С.
Начальная температура ПЦО-1 К2 входящего в теплообменник составляет tн=176°С охлаждаем его на 39°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=137°С.
Теплообменник Т-201
Начальная температура фр180-270°С на входе в теплообменик составляет tн=225°С охлаждаем его на 155°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=70°С.
Теплообменник Т-203
Начальная температура ПЦО-1 К2: tн=220°С охлаждаем её на 44°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=176°С.
Начальная температура ПЦО-2 К2 входящего в теплообменик составляет tн=315°С охлаждаем его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=215°С.
Начальная температура гудрона входящего в теплообменник составляет tн=340°С охлаждаем его на 163°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=177°С.
Начальная температура СЦО-2 К5 на входе в теплообменник Т-107 составляет tн=320°С охлаждаем её на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=220°С.
Начальная температура СЦО-3 К5 входящего в теплообменник составляет tн=350°С охлаждаем его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=250°С.
Начальная температура VD-3 входящего в теплообменник составляет tн=350°С охлаждаем его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=250°С.
Начальная температура гудрона на входе в теплообменик составляет tн=310°С охлаждаем его на 190°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=120°С.
Начальная температура СЦО-1 К5 tн=290°С охлаждаем его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=190°С.
Начальная температура VD-2 входящего в теплообменник составляет tн=320°С. Охлаждаем его на 125°С конечная температура теплоносителя будет tк=195°С.
Начальная температура ПЦО-2 К2 на входе в теплообменник Т-207 составляет tн=315°С охлаждаем его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=215°С.
РАСЧЕТ СОСТАВА И КОЛИЧЕСТВА ГАЗА И БЕНЗИНА В ЕМКОСТИ ОРОШЕНИЯ ОТБЕНЗИНИВАЮЩЕЙ КОЛОННЫ К-1 (ЭВМ)
Подбирается такое давление при котором весь верхний продукт отбензинивающей колонны переходил бы после охлаждения в жидкую фазу. Задаемся следующими данными: температура в емкости орошения равна 40°С; давление в емкости орошения обычно на 50 кПа ниже чем давление на верху К-1 из-за гидравлического сопротивления трубопроводов и холодильников-конденсаторов и равно 450 кПа; кратность орошения равна 2.
Для расчёта состава газа и бензина в ёмкости орошения зададимся:
Расход нефти в отбензинивающую колонну 61274510 кгч.
Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Состав смеси на входе в емкость орошения
Номер компо-нента по табл.1.2
Массовая доля компонента в нефти
Количество компонентов в нефти кгч
Смесь углеводородов на входе в емкость с учетом орошения
* - взято 40% от потенциального содержания.
В емкость орошения поступает весь газ вся фракция н.к.-85°С и 40% мас. от потенциала фракции 85-140°С [5].
Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны производится с помощью программы “Oil”. Результаты расчета представлены в таблицах.
Pacxoд нeфти или фpaкции G= 215073.54 Kгчac
Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 612.75 Kгчac
Плoтнocть ocтaткa P19= 979.2999877929688 KгM^3
Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 450 KПa
Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 40 ^C
Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 4.410053406900261E-006
Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006
Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 74.91932678222656
Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 74.91970825195312
Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 33.03982925415039
Taблицa 4.2-Cocтaв жидкoй фaзы
Taблицa 4.3-Cocтaв паровой фaзы
Taблицa 4.4-Исходная смесь
Taблицa 4.5- Moлeкуляpныe мaccы дaвлeния нacыщeныx пapoв и
кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoв
020421E+04 2.932815E+03
Так как полученная доля отгона равна 4410-6 то принимаем что происходит полная конденсация паров в конденсаторе.
РАСЧЁТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА РЕКТИФИКАЦИОННЫХ КОЛОНН И УСТАНОВКИ В ЦЕЛОМ
1 Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1
В отбензинивающую колонну поступает обессоленная и обезвоженная нефть в количестве Gн=61274510 кгч.
Фракцию газ + н.к.-140°С составляет газ н.к.-85°С и 85-140°С (40% мас. от потенциала 60% остаётся в бензине уходящим с нефтью) взяты из таблицы 1.2.
Составляем материальный баланс К-1 и сводим результаты в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Материальный баланс К-1
нефть обессоленная и обезвоженая
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 [5] которые отгоняются в вакуумной колонне.
Следовательно 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 дизельной фракции 270-360°С уменьшится с 2072% до 1826% на отбензиненную нефть.
На основании этих данных составляем материальный баланс К-2 и сводим результаты в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 – Материальный баланс К-2
3 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.
На основании этих данных составляем материальный баланс К-4 и сводим результаты в таблицу 5.3.
Gгаз+н.к.-140°С=7162999 кгч
G85-180°С=7297786 кгч.
Таблица 5.3 – Материальный баланс К-4
газ+н.к.-140°С (с К-1)
4 Материальный баланс вакуумной колонны К-5
Так как известно что из-за нечёткости разделения в гудроне остаётся до 10%(на гудрон) масляной фракции [49] то выход гудрона на мазут будет:
где Xн— потенциальное содержание гудрона в нефти %мас.;
Yн— выход мазута на нефть мас. доли;
a— содержание светлых в гудроне мас. доли.
При вакуумной перегонке неизбежно образуются газы разложения — около 02% на мазут.
Выход гудрона уменьшится: Xм=3266-02=3246%мас. на мазут.
Выход вакуумного газойля составит 5%масc. на мазут.
На основании этих данных составляем материальный баланс К-5 и сводим результаты в таблицу 5.4.
Таблица 5.4 — Материальный баланс вакуумной колонны К-5
5 Материальный баланс колонны четкой ректификации К-6
В колонну К-6 поступает фракция н.к.-180°С из колонны К-4 для дальнейшего разделения на более узкие (н.к.-70°С 70-180°C)по таблице 5.3:
Gн.к.-180°С=13112746кгч.
На основании этих данных составляем материальный баланс К-6 и сводим результаты в таблицу 5.5.
Таблица 5.5 — Материальный баланс колонны четкой ректификации К-6
6Материальный баланс колонны четкой ректификации К-7
В колонну К-7 поступает фракция 70-180°С из колонны К-6 для дальнейшего разделения на более узкие (70-140°С и 140-180°C)по таблице 5.6:
G70-180°С=10386030 кгч.
На основании этих данных составляем материальный баланс К-7 и сводим результаты в таблицу 5.6.
Таблица 5.6 - Материальный баланс колонны четкой ректификации К-7
7 Материальный баланс установки АВТ-5
На основании материальных балансов отдельных колонн составляем материальный баланс установки в целом представленный в таблице 5.6.
Таблица 5.7 – Материальный баланс установки АВТ-5
РАСЧЁТ ДОЛИ ОТГОНА СЫРЬЯ НА ВХОДЕ В ОСНОВНУЮ АТМОСФЕРНУЮ КОЛОННУ
Расход нефти в основную атмосферную колонну 54111511 кгч.
Состав смеси на входе в колонну представлен в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Состав смеси на входе в колонну
* - взято 60% от потенциального содержания.
Pacxoд нeфти или фpaкции G= 541115.125 Kгчac
Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 10822 Kгчac
Плoтнocть ocтaткa P19= 979.3 KгM^3
Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 261 KПa
Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 370 ^C
Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .570518970489502
Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .7772199511528015
Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 249.8195037841797
Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 481.602294921875
Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 183.3802032470703
Taблицa6.2-Cocтaв жидкoй фaзы
кoмпoнeнты мoльн.дoли мacc.дoли Kмoльчac Kгчac
Ocтaтoк 0.3017112 0.5326243 145.5917 123781.1953
CУMMA 1.0000 1.0000 482.5531 232398.6875
Taблицa6.3-Cocтaв пapoвoй фaзы
Ocтaтoк 0.0021731 0.0100749 3.6583 3110.3010
CУMMA 1.0000 1.0000 1683.4714 308716.4375
Taблицa6.4-Иcxoднaя cмecь
Ocтaтoк 0.0689050 0.2345000 149.2500 126891.5000
CУMMA 1.000 1.000 2166.0244 541115.1250
Taблицa6.5-Moлeкуляpныe мaccы дaвлeния нacыщeныx пapoв и
кoмпoнeнты мoлeк. мacca Pi KПa Ki
-105 94.7538 5.529042E+03 2.118407E+01
5-140 107.8197 4.129853E+03 1.582319E+01
0-180 128.4400 2.682171E+03 1.027652E+01
0-210 150.6037 1.727853E+03 6.620125E+00
0-310 199.2400 6.888091E+02 2.639115E+00
0-360 267.4337 1.970552E+02 7.550007E-01
0-400 314.5600 8.287190E+01 3.175169E-01
0-450 366.3438 3.147287E+01 1.205857E-01
0-500 429.3438 9.333618E+00 3.576099E-02
Ocтaтoк 850.1943 1.471415E+00 5.637606E-03
Доля отгона паров сырья на входе в колонну считается удовлетворительной если выполняется требование:
где е – массовая доля отгона сырья;е=05705
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОЛОННЫ
1 Общая характеристика работы колонны
Для колонны К-2 принимаем клапанные тарелки т.к. они имеют высокий к.п.д. в широком диапазоне скоростей. Количество тарелок следующее: 6 – в отгонной части по 10 – от места ввода сырья до места отбора первого бокового погона и между боковыми погонами 12 – от места вывода верхнего бокового погона до верхней тарелки. Расстояние между тарелками принимаем равное 05 м. Общее число тарелок – 38. Гидравлическое сопротивление одной тарелки 500 Па. Расход водяного пара: в основной колонне - 2% на сырьё в стриппинги – по 1% на дистиллят.
Давление в различных сечениях колонны с учётом сопротивления конденсационной аппаратуры и гидравлического сопротивления тарелок:
- верх колонны : 245кПа
- вывод фр.180-270°С : 245 + 12·05 = 251кПа
- вывод фр.270-360°С : 251 + 10·05 = 256кПа
- ввод сырья : 256 + 10·05 = 261кПа
- низ колонны : 261 + 6·05 = 264кПа
Таблица 7.5 – Материальный баланс К-2
3 Расчёт доли отгона сырья на входе в колонну
Доля отгона сырья на входе в колонну К-2 равна е = 05705
4 Температура верха колонны
Сверху колонны выходят пары фракции 85 – 1800С и весь водяной пар который подают в колонну и стриппинги. Вследствие подачи водяного пара парциальное давление данной фракции понижается.
Молярный расход паров фракции: = где
G – массовый расход паров кгч
R – кратность орошения
Молярный расход водяного пара:
=54111511·002 + 10251225·001 + 9883578·001 = 1283578кгч
Мольная доля фракции в парах:
Парциальное давление фракции в парах: Р = 245·07235 = 17726кПа
Определяем температуру верха колонны по уравнению изотермы паровой фазы:
- константа фазового равновесия i-го компонента.
Фракцию 85 – 1800С которая выходит в верху колонны разбиваем на составляющие:
tср.мол - среднемолярная температура кипения фракции 0С
М – средняя молярная масса фракции кгкмоль
Рнi - давление насыщенных паров кПа
Для того чтобы перевести массовые проценты в мольные в данном случае необходимо определить средние молярные массы фракций [8]:
Принимаем температуру верха колонны Т = 1680С и по формуле Ашворта находим давление насыщенных паров каждой фракции при этой температуре [8]
f(T) – функция температуры при которой определяется давление насыщенных паров;
f(T0) – функция средней температуры кипения фракции;
- давление насыщенных паров Па
Из [9] находим значения этих функций:
f(95)=573; f(1225)=5049; f(1336)=4297; f(168)=4149
Находим константу К для каждой фракции:
Результаты расчета заносим в таблицу 7.6
Массовая доля компонента
Мольная доля компонента
Проверяем удовлетворяет ли принятая температура условию при котором
Температура подобрана верно и равна 1680С.
5 Температура вывода боковых продуктов
Принимаем кратность внутреннего орошения 1. Определяем температуры вывода боковых продуктов по уравнению изотермы жидкой фазы:
- константа фазового равновесия i-го компонента.
5.1 Температура вывода фракции 180-2700С
Через сечение колонны в зоне вывода фракции 180-2700С проходят пары фракции 85 – 1800С пары фракции 180-2700С и водяной пар(кроме пара подаваемого в стриппинги К-21 и К-22).
Молярный расход паров фракции 180-2700С:
Молярный расход водяного пара: кмольч
Парциальное давление фракции в парах: Р = 251·027 = 6777кПа
Принимаем температуру вывода фракции 180-2700С Т = 2010С и по формуле Ашворта находим давление насыщенных паров каждой фракции при этой температуре [8]
Из [9] находим значения функций:
f(195)=3730; f(240)=3144; f(201)=3643.
Результаты расчета давления насыщенных паров фракций заносим в таблицу 7.8. Фракцию 180 – 2700С разбиваем на составляющие:
Температура подобрана верно и равна 2010С.
5.1 Температура вывода фракции 270-3600С
Через сечение колонны в зоне вывода фракции 270-3600С проходят пары фракции 85 – 1800С(=6229 кмольч – потенциальное содержание) пары фракции 180-2700С(=5755кмольч – потенциальное содержание) пары фракции 270-3600С и водяной пар подаваемый вниз колонны.
Молярный расход паров фракции 270-3600С:
Парциальное давление фракции в парах: Р = 256·030 = 768кПа
Принимаем температуру вывода фракции 270-3600С Т = 2960С и по формуле Ашворта находим давление насыщенных паров каждой фракции при этой температуре [8]
f(290)=2630; f(335)=2260; f(296)=2574.
Результаты расчета заносим в таблицу 7.9 Фракцию 270 – 3600С разбиваем на составляющие:
Температура подобрана верно и равна 2960С.
6 Температура низа колонны
Температуру низа колонны принимаем на 200С ниже температуры ввода сырья и равной 3500С.
7 Температуры выводов и вводов циркуляционных орошений
Принимаем что циркуляционные орошения выводятся на три тарелки ниже тарелки отбора боковых фракций. На этих тарелках градиент температур максимальный. Принимаем температуры вывода циркуляционных орошений на 20 выше температур вывода дистиллятных фракций. Охлаждаем циркуляционные орошения на 90-1000С.
- вывод: 201 + 19= 220
- вывод: 296 + 19=315
8 Тепловой баланс колонны
На основе материального баланса рассчитаем тепловой баланс атмосферной колонны К-2 а расчёты сведём в таблицы. Тепловой баланс учитывает всё количество тепла вносимого в колонну и выносимого из неё. Согласно закону сохранения энергии тогда можно написать (без учёта потерь тепла в окружающую среду):.
Колонну разбиваем на три контура (АБВ) далее составляем тепловой баланс по контурам как это описано в [11]. Схема контуров представлена на рисунке 7.1
Рис.7.1 – Схема контуров колонны К-2
При определении температур вывода боковых погонов а также верхнего и нижнего продуктов были определены их молярные массы. Заносим основные данные в таблицу 7.10.
Таблица 7.10 — Молярные массы и относительные плотности продуктов
Относительная плотность
Относительная плотность в таблице рассчитана по формуле Крэга исходя из молярной массы продукта [10]:
Энтальпии продуктов рассчитывались:
—для жидких продуктов по формуле Крэга
а = (00017·Т² + 0762·Т – 33425) – определяем по таблице
Т – среднемолярная температура кипения фракции К
—для паров по формуле Уира и Иттона
b = (12958 + 0134·Т + 000059·Т²) - определяем по таблице
Расчёт теплового баланса проводим по контурам.
Схема контуров колонны К-2 представлена на рисунке.
Результаты расчётов заносим в таблицы 7.11–7.13.
Таблица 7.11 — Тепловой баланс контура «А»
Разность между теплом входящим в контур «А» и выходящим из него составляет:
ΔQА = 60245·106- 50303·106= 9942·106 кДжч.
Определим расход циркуляционного орошения (ПЦО-2) из уравнения
- количество теплоты снимаемой циркуляционным орошением кВт;
- энтальпия циркуляционного орошения на выводе из колонны и на входе в колонну соответственно кДжкг.
Таблица 7.12 — Тепловой баланс контура «Б»
Водяной пар ( К-2 + К-22)
Разность между теплом входящим в контур «Б» и выходящим из него составляет:
ΔQБ = 28503·106- = 5486·106 кДжч.
Определим расход циркуляционного орошения (ПЦО-1) из уравнения
Таблица 7.13— Тепловой баланс контура «В»
Водяной пар ( К-2 + К-21 +
Разность между теплом входящим в контур «В» и выходящим из него составляет:
ΔQВ = 16508·106- 1311·106= 3398·106 кДжч.
Определим расход острого орошения из уравнения
9 Расчет диаметра колонны
Диаметр колонны определяют в зависимости от максимального расхода паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны. Предварительно вычисляем объемный расход паров проходящих через сечение колонны в зоне подачи сырья и вверху колонны [8].
где t – температура в данном сечении0С;
Р – давление в сечении атм.
Расход паров в зоне ввода сырья составит:
- расход паров отбензиненной нефти на входе в колонну кгч
- средняя молярная масса паров кгкмоль(на основе данных полученных при расчёте доли отгона сырья на входе в колонну п.6)
- расход водяного пара подаваемого в колонну кгч
Расход паров вверху колонны составит
и - расход и молярная масса верхней дистиллятной фракции
R – кратность острого орошения
- суммарный расход водяного пара подаваемого в колонну и стриппинги кгч
Затем по наибольшему объему вычисляем диаметр т.е. в зоне ввода сырья. Для этого находим скорость паров в сечении колонны по уравнению:
где К – коэффициент зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации;
абсолютная плотность соответственно паров и жидкости кгм3.
По графику находим К = 900 [8].
Находим плотность паров по формуле:
где Gп – массовый расход паров (таблица 6.3)кгч.
Плотность жидкости находим следующим образом. По формуле Крэга найдем плотность при 150С:
М – средняя молярная масса жидкости кгкмоль
Затем найденную плотность переведем в плотность при 200С отнесенную к плотности воды при 40С.
Теперь по формуле Менделеева найдем плотность при 3700С
Таким образом rж = 7368 кгм3
Следовательно скорость паров составит:
мс Диаметр колонны определяем по уравнению [8]:
Из стандартного ряда диаметров [8] выбираем диаметр 50м.
10 Расчет высоты колонны
Высоту от крышки до первой ректификационной тарелки h1 (рисунок 7.2) конструктивно принимаем равной диаметра т.е. 25 м. Высоты h2 и h4 определяем исходя из числа тарелок в этой части колонны и расстояния между ними
Высоту h3 берем из расчета расстояния между четырьмя тарелками [8]
Высоту h5 принимаем равной 15м. Высоту h6 определяем исходя из запаса остатка на 10 минут. Объем мазута внизу составляет:
Площадь поперечного сечения колонны
Высоту юбки h7 принимаем равной 3 м. Люков 6 штук диаметром по 04 м
Общая высота колонны составит
Рис.7.2-Высота колонны
РАСЧЕТ ПОЛЕЗНОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ПЕЧИ
В качестве объекта расчета принимаем печь атмосферного блока для нагрева и частичного испарения «горячей струи» (отбензиненной нефти) колонны К-1 и нагрева и частичного испарения отбензиненной нефти подаваемой в колонну К-2а также перегрева водяного пара в колонну К-2. В расчете используется доля отгона «горячей струи» найденная с помощью ПЭВМ.
Количество теплоты Qпол.(кВт) затрачиваемой на нагрев и частичное испарение «горячей струи» определяется по формуле [5]:
Qс.=Gc(еНt2п+(1-е)Нt2ж-Нt1ж)
где: Gс – расход сырья кгс;
е – массовая доля отгона «горячей струи» на выходе из печи (рассчитывается с помощью программы «Oil» при температуре на выходе из печи 330°С и давлении 470 кПа):
Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .2243162244558334
Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .3795298039913177
Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 312.31298828125
Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 147.6526031494141
Нt1ж Нt2ж Нt2п – энтальпии жидкой и паровой фаз отбензиненной нефти при температурах на входе (t1=270°С) и выходе (t2=330°С) из печи кДжкг.
Энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи при температуре 330°С [8]:
Нt2п=b(4–)–30899=42515(4–0875)–30899=10196кДжкг
где: b=(12958+0134Т+000059Т2).
Энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи при температуре 330°С [8]:
Нt2ж=а()05=74200 087505=79323 кДжкг
где: а=(00017Т2+0762Т-33425).
Энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на входе в печь при температуре 270°С (температура куба колонны К-1):
Нt1ж=57960087505=61962кДжкг.
Принимаем расход «горячей струи» равный 6127451·03 = 18382353кгч или 5106 кгс ( 30% на нефть).
Qс.=5106(0224310196+(1-02243)79323-61962)=1123694 кВт.
Количество теплоты Qон.(кВт) затрачиваемой на нагрев и частичное испарение отбензиненной нефти подаваемой в колонну К-2 определяется по формуле [8]:
Qон.=Gон(еНt2п+(1-е)Нt2ж-Нt1ж)
где: Gон – расход отбензиненной нефти подаваемой в колонну К-2 кгс;
е – массовая доля отгона отбензиненной нефти на выходе из печи (рассчитывается с помощью программы «O
Нt1ж Нt2ж Нt2п – энтальпии жидкой и паровой фаз отбензиненной нефти при температурах на входе (t1=270°С) и выходе (t2=370°С) из печи кДжкг.
Энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи:
Нt2п=b(4–)–30899=4596(4–0875)–30899=112726 кДжкг.
Энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи:
Нt2ж=а()05=85706087505=91624 кДжкг.
Нt1ж=57960087505=61962 кДжкг.
Qон.=15031(05705112726+(1-05705)91624-61962)=6268031 кВт.
Количество теплоты Qпол.(кВт) затрачиваемой на перегрев водяного пара:
Qпол.=Gпар·(Нt2пер.пар – Нt1нас.пар) где
Нt2пер.пар – энтальпия перегретого водяного пара(400°С; 10ат) кДжкг
Нt1нас.пар – энтальпия насыщенного водяного пара(10ат) кДжкг
Qпол.=356·(32811 – 27950) = 173052 кВт.
Суммарное количество теплоты затрачиваемое на работу печи:
Qсумм=Qс+Qон +Qпол =1123694+6268031+173052=7564777 кВт.
Теплопроизводительность трубчатой печи (Qт) определяется по уравнению [9]:
где: – КПД печи равное 08 [7].
Qт=7564777075=10086369 кВт.
РАСЧЁТ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ (ЭВМ) В ТЕПЛООБМЕННИКЕ “НЕФТЬ – ЦО-1 К-2”
Произведём расчёт коэффициента теплопередачи теплообменника Т-203 с помощью программы “Ktepper”. Для этого на основании количества и свойств нефти и ЦО-1 К-2 подготовим исходные данные для расчёта. Характеристику ЦО-1 К-2 принимаем как для фракции 180-270°С (по таблице 19 [2]).
Расход теплоносителей:
Gн=612745112=30637255 кгч — расход нефти через теплообменник по одному потоку.
G=3063725501673=5125613 кгч — расход ЦО-1 К-2.
Средние температуры теплоносителей:
Физические свойства теплоносителей при средних температурах.
Относительные плотности ЦО-1 К-2:
Относительные плотности нефти:
Определим кинематические вязкости:
и — для нефти тогда можно составить систему уравнений из формулы и определить A и B.
мм2с и мм2с — для ЦО-1 К-2 тогда можно составить систему уравнений из формулы и определить A и B.
К расчету принимаем кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой четырёхходовой диаметром 1400 мм в соответствии с ГОСТ 14246–79 [4]. Заносим необходимые данные в таблицу 9.1.
Таблица 9.1 — Исходные данные для расчёта коэффициента теплопередачи
Наименование параметра
Средняя температура нефти в трубном пространстве
Плотность потока нефти в трубном пространстве при 288 К
Плотность потока нефти в трубном пространстве при 34229 К
Вязкость потока нефти в трубном пространстве при 34229 К
Средняя температура ЦО-1 К-2 в межтрубном пространстве
Плотность потока ЦО-1 К-2 в межтрубном пространстве при 288 К
Плотность потока ЦО-1 К-2 в межтрубном пространстве при 4205К
Вязкость потока ЦО-1 К-2 в межтрубном пространстве при 413 К
Внутренний диаметр труб
Наружный диаметр труб
Количество труб на поток
Площадь проходного сечения в вырезе перегородки
Площадь проходного сечения между перегородками
Коэффициент теплопроводности материала труб
Расход нефти в трубном пространстве
Расход ЦО-1 К-2 в межтрубном пространстве
Результаты расчёта теплообменника по программе “Ktepper” представлены в таблице 9.2.
Таблица 9.2 — Результаты расчёта теплообменника
Скорость потока в трубном пространстве
Скорость потока в межтрубном пространстве
Коэффициент теплоотдачи в трубном пространстве
Коэффициент теплоотдачи в межтрубном пространстве
Коэффициент теплопередачи
Тепловую нагрузку теплообменного аппарата определим по формуле [8]:
где Gн=612745112=30637255 кгч — расход нефти;
— относительная плотность нефти;
—энтальпия нефти на входе в теплообменник;
—энтальпия нефти на выходе из теплообменника.
Рассчитаем среднюю разность температур. Схема теплообмена перекрёстная.
Температурная схема.
Средняя разность температур:
Определяем поправку =09 [13] для перекрёстного тока тогда Δt=09·6142=5528С.
Требуемая площадь поверхности теплообмена рассчитаем по уравнению:
где К— коэффициент теплопередачи определённый в предыдущем разделе Втм2 ·К.
Выбранный теплообменник при длине труб L= 9 м имеет поверхность теплообмена F=963 м2.
Рассчитаем необходимое количество теплообменников данного типа:
Таким образом требуемую поверхность теплообмена смогут обеспечить 2 теплообменника диаметром .
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Переработка нефти на любом НПЗ которая начинается на АВТ установках связана с потреблением целого ряда побочных веществ и реагентов выполняющих определённые технологические функции.
К таким веществам для АВТ установок относятся:
вода используемая для различных целей;
водяной пар используемый как технологический компонент и как теплоноситель;
деэмульгаторы для обезвоживания нефти;
аммиак для нейтрализации сероводорода в потоках паров бензина и предотвращения коррозии шлемовых труб и конденсаторов;
щёлочь и серная кислота для очистки светлых дистиллятов.
Все эти вещества могут служить источниками вредных отходов производства загрязняющих окружающую среду.
Количество потребляемой технологическими установками воды зависит от конкретной технологии переработки нефти или её фракций а также от доли использования воздушного охлаждения (экологически более предпочтительного) для конденсации или охлаждения технологических потоков.
Водяной пар используют на установках переработки нефти как греющий теплоноситель и как технологический агент в результате он превращается в технологический конденсат загрязнённый нефтепродуктами и другими веществами образуя заметный поток загрязнённых стоков.
В канализационную сеть завода сбрасываются вода и конденсаты только из незамкнутых систем водоснабжения и в зависимости от того от каких технологических процессов сбрасывается вода и чем она загрязнена на НПЗ существует несколько изолированных друг от друга систем канализации.
Водные стоки с АВТ установок направляются в каждую из этих систем причём стоки ЭЛОУ относятся к наиболее загрязнённым и трудно поддающимся обезвреживанию.
При первичной перегонке нефти на АВТ обычно получают не более 15% от нефти углеводородного газа низкого давления который используют в качестве печного топлива. В атмосферу этот газ может попадать двумя путями – через неплотности аппаратов и арматуры и через предохранительные клапаны ректификационных колонн и сепараторов. Количество утечек газа невелико а выбросы через предохранительные клапаны хотя и значительны по количеству но происходят в моменты аварийных ситуаций – при недопустимом повышении давления в аппаратах.
Кроме прямогонного углеводородног газа на АВТ образуется и углеводородный газ вторичного происхождения – при нагреве мазута перед вакуумной колонной. Этот газ откачивается эжекторами вакуумной колонны и вместе с водяным паром подаваемым на эжекцию выбрасывается из последней ступени эжектора.
Значительное количество легких углеводородов попадает в атмосферу из резервуаров нефти и готовых легких нефтепродуктов. В основном они попадают за счет испарения от нагревания резервуара солнечными лучами и поэтому их количество меняется в течение года. Кроме того углеводороды теряются за счёт "дыхания" резервуара при его заполнении и опорожнении.
Дымовые газы – это наиболее крупнотоннажный газовый поток загрязняющий атмосферу продуктами горения топлива в печах АВТ. В составе дымовых газов кроме азота диоксида углерода и небольшого количества избыточного кислорода (12%) содержатся вредные оксиды азота серы и углерода (в сумме 10%) а также продукты неполного сгорания топлива. На одну тонну перерабатываемой нефти из печей выбрасывается около 500-600 м3 дымового газа.
К прочим отходам следует отнести отходы периодического характера возникающие при очистке нагревательно-теплообменного оборудования а также ректификационных колонн. Так при ремонтных работах из труб змеевика печей и с некоторых тарелок атмосферной и особенно вакуумной колонны удаляется кокс. Эта коксовая мелочь скапливается на площадках вблизи очищаемых аппаратов и после ремонта вывозится с установки.
При ремонтах и очистках теплообменников из их трубного пространства где проходит нефть удаляется отложившийся на трубках слой содержащий асфальтосмолистые вещества нефти в смеси с минеральными примесями.
При очистке трубчатых холодильников где в качестве хладагента используется вода (как правило оборотная) из внутренней поверхности трубного пучка удаляются загрязнения двух видов:
минерально-биологический слой отложений (ил) удаляемый промывкой трубок водной струей под высоким давлением;
слой накипи образующийся непосредственно на внутренней поверхности трубок из растворенных в воде солей и удаляемый механическими методами.
Эти загрязнения в виде шлама (ил) или твердых частиц накипи попадают на площадку установки и затем после ремонта аппаратов удаляются.
Экологические проблемы на земном шаре приобрели такие масштабы что для сохранения среды обитания в промышленно развитых странах и регионах затраты на защиту или очистку окружающей среды становятся соизмеримыми с капиталовложениями в новые технологии или больше их.
Законодательством практически всех стран предусматриваются меры защиты природы которые применительно к нефтепереработке можно отнести к трем категориям:
меры ограничительно-запретительные;
меры предупредительного характера;
инженерно-технические мероприятия по уменьшению или прекращению выбросов вредных веществ в окружающую среду на действующих производствах.
К мерам ограничительно-запретительным относится в частности установление предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных веществ в воде воздухе и почве превышение которых наказуемо по закону.
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 АВТ установкам относятся следующие меры:
) Уменшение количества засоленных стоков с блока ЭЛОУ за счёт подбора оптимального режима обессоливания (температура расход деэмульгатора напряжённость поля и др.) и выбора рациональной схемы подачи промывной воды на каждую ступень и по ступени.
) Использование биологически разлагаемых деэмульгаторов частично остающихся в растворённом состоянии в водном стоке ЭЛОУ.
) Герметизация тех аппаратов и оборудования в которых возможны утечки лёгких углеводородов. В первую очередь речь идёт о герметизации нефтяных резервуаров и ёмкостей куда пступают готовые лёгкие нефтепродукты с установки.
) 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 02% (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 установках 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).
) Сокращение количества сбрасываемой в естественные водоемы воды использованной в технологии в качестве хладагента.
) Сокращение количества щелочных стоков за счёт использования новых экологически более предпочтительных процессов удалениё 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 и в этом смысле являются активными и радикальными мерами. Однако несмотря на все эти активные меры пока не удается создать полностью замкнутые технологии не взаимодействующие с окружающей средой. Технология переработки нефти в этом смысле не является исключением. Она 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 [1].
Характеристика нефти по СТБ ГОСТ Р 51858-2003 и выбор варианта её переработки.
Характеристика фракций нефти и их возможное применение.
1 Характеристика газов и их применение.
2 Характеристика бензиновых фракций и их применение.
3 Характеристика дизельных фракций и их применение.
4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Веснянской нефти и их применение.
Выбор и обоснование технологической схемы АВТ.
2.1 Атмосферный блок.
2.2 Блок стабилизации.
Расчёт состава и количества газа и бензина в ёмкости орошения отбензинивающей колонны К-1 (ЭВМ).
Расчёт материального баланса ректификационных колонн и установки в целом.
1 Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1.
2 Материальный баланс основной атмосферной колонны К-2.
3 Материальный баланс стабилизационной колонны К-4.
4 Материальный баланс вакуумной колонны К-5.
5 Материальный баланс К-6.
6 Материальный баланс установки АВТ-5.
Расчёт доли отгона сырья (ЭВМ) на входе в основную атмосферную колонну.
Технологический расчёт колонны.
2 Материальный баланс основной колонны К-2
4 Расчёт температуры в верхней части колонны
6 Определение температуры низа колонны
9 Расчёт диаметра колонны
10 Расчёт высоты колонны
Расчёт полезной тепловой нагрузки атмосферного блока по секции подогрева сырья основной атмосферной колонны.
Расчёт в теплообменника “Нефть – ЦО-1 К-2”.
Охрана окружающей среды.
Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. Учебное пособие для вузов. 2-е изд. – М. Химия 2001 – 568 с ил.
Нефти северных регионов. Справочник. – Новополоцк: ПГУ 2004. – 126с.
СТБ ГОСТ Р 51858-2003 Нефть. Общие технические условия.
Танатаров М.А. Ахметшина М.Н. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти. – М.: Химия 1987. – 352с.
Корж А.Ф. Хорошко С.И. Установка первичной переработки нефти Методические указания . – Новополоцк: ПГУ 2000. – 32с.
Сарданашвили А.Г. Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. – М.: Химия 1980. – 256с.
Скобло А.И. Трегубова И.А. и др. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. – М.: Химия 1982. – 583с.
С.И.Хорошко А.Н.Хорошко. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа. – Мн. 2001.