Установка атмосферно-вакуумных трубчатых установок для переработки ашировской нефти

Установка атмосферно-вакуумных трубчатых установок для переработки ашировской нефти

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

"Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Кафедра технологии нефти и газа

Пояснительная записка к курсовой работе

Установка АВТ для переработки Ашировской нефти

Уфа, 2011

Введение

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их в качестве компонентов товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмо-сферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.

Установки АВТ (атмосферно-вакуумные трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти методом многократного (двух- и трехкратного) испарения. При первичной переработке нефти используются физические процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы переработки базируются в основном на деструктивных методах (термический, каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация и др.).

Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего - трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензинеиную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350-360˚C.

Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга). Установки АВТ, как правило, комбинируются с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ). Кроме того, используются установки вторичной перегонки бензина для получения узких бензиновых фракций.

Еще более существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании АВТ (или ЭЛОУ-АВТ) с другими технологическими процессами, такими как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т. д.

1. Технологический расчет

.1 Характеристика перерабатываемой нефти

Все нефти являются в основном сернистыми и высокосернистыми. Содержание серы в большинстве из них составляет от 1,3 % и выше и доходит в некоторых нефтях до 5,0 %; при этом содержание смол силикагелевых колеблется от 8 до 25 %. Бензиновые дистилляты из исследованных нефтей отличаются невысокими октановыми числами. Фракция 28-200 ^оС характеризуется октановым числом 34-48 в чистом виде и содержанием серы в пределах от 0,006 % до 0,3%. Таким образом, бензиновые фракции из нефтей Оренбургской области являются лишь компонентами автомобильных бензинов.

Легки керосиновые дистилляты при температуре начала кристаллизации -60 ^оС из большинства нефтей Оренбургской области обладают завышенным содержанием общей или меркаптановой серы. Керосиновые дистилляты, полученные из пронькинской, бобровской, покровской, твердиловской и тархановской нефтей по высоте некоптящего пламени (20-23 мм) отвечают требованиям ГОСТ на осветительные керосины. Аналогичные керосиновые фракции, выделенные из остальных нефтей, имеют высоту некоптящего пламени ниже 20 мм.

Содержание серы в рассматриваемых фракциях нефтей выше требований, предъявляемых техническими нормами.

Дизельные топлива и их компоненты разного фракционного состава имеют цетановые числа порядка 50-61 и температуру застывания, отвечающую требованиям ГОСТ на летние сорта топлив. Содержание серы в некоторых дизельных дистиллятах ряда нефтей очень высокое и составляет 1,7-2,3 %. Для получения топлив кондиционных качеств необходима специальная очистка. После карбамидной депарафинизации фракции 240-350 ^оС из таких нефтей, как никольская, пронькинская, бобровская, родинская, пономаревская, могут быть получены компоненты зимних и арктических дизельных топлив с температурой застывания -58 ÷ -60 ^оС.

Из большинства нефтей области можно получить топочные мазуты марок 40, 100 и 200. Из родинской, пономаревской, султангуловской и байтуганской нефтей могут быть получены также флотские мазуты марок

Ф-5 и Ф-12.

Суммарное потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел с индексом вязкости 85 и выше составляет 12-27 %. Поэтому самое низкое содержание базовых масел (12%) - в бобровской нефти угленосного горизонта м самое большое (27%) - в пономаревской и султангуловской нефтях

Таблица 1.1 - Основные физико-химические свойства ашировской нефти

1.2 Построение кривых разгонки нефти

Основные кривые разгонки нефти: кривая ИТК (истинных температур кипения), кривая молекулярной массы и кривая относительной плотности.

Для построения кривой ИТК нефти используются данные таблицы "По-тенциальное содержание фракций в нефти", которые имеются в справочнике "Нефти СССР", т. 2.

Таблица 1.2 - Данные для построения кривой ИТК ашировской нефти

На основании данных таблицы 1.2 строится кривая ИТК нефти в координатах: температура, °С - массовый суммарный выход, % на нефть.

Затем проводятся средние ординаты фракций и при их пересечении с кривой ИТК определяются средние температуры кипения каждой фракции (t _i).

По формуле Воинова рассчитываются значения молекулярной массы фракций:

Mi = 60 + 0,3 ∙ t_i + 0,001 ∙t_i ²

М₁= 60 + 0,3 ∙ 43 + 0,001 ∙43² = 75 г/моль

М₂= 60 + 0,3 ∙ 82 + 0,001 ∙82² = 90 г/моль

М₃= 60 + 0,3 ∙ 150 + 0,001 ∙150² = 128 г/моль

М₄= 60 + 0,3 ∙ 174 + 0,001 ∙174² = 143 г/моль

М₅= 60 + 0,3 ∙228 + 0,001 ∙ 228² = 180 г/моль

М₆= 60 + 0,3 ∙274 + 0,001 ∙ 274² = 217 г/моль

М₇= 60 + 0,3 ∙326 + 0,001 ∙ 326² = 264 г/моль

М₈= 60 + 0,3 ∙374 + 0,001 ∙ 374² = 312 г/моль

М₉= 60 + 0,3 ∙426 + 0,001 ∙ 426² = 369 г/моль

М₁₀= 60 + 0,3 ∙465 + 0,001 ∙ 465² = 416 г/моль

М₁₁= 60 + 0,3 ∙534 + 0,001 ∙ 534² = 505 г/моль

Плотность дистиллятных фракций (при атмосферно-вакуумной перегонке нефти - это фракции, выкипающие до 500°С) рассчитывается по формуле:

p_i= p₄²⁰(0,58 + 0,12∙ (X_cp)^1/3),

где р₄²⁰ - относительная плотность нефти (см. таблицу 1.1);

Х_ср - средняя ордината фракций (см. таблицу 1.2).

p₁= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙2,3^1/3)=0,597 г/мл

p₂= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙7,9^1/3)=0,662 г/мл

p₃= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙17,1^1/3)=0,719 г/мл

p₄= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙28,8^1/3)=0,766 г/мл

p₅= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙40,7^1/3)=0,802 г/мл

p₆= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙52,4^1/3)=0,832 г/мл

p₇= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙62,45^1/3)=0,854 г/мл

p₈= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙70,45^1/3)=0,869 г/мл

p₉= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙77,4^1/3)=0,882 г/мл

p₁₀= 0,8088*(0,58 + 0,12∙83,1^1/3)=0,892 г/мл

Для остатка перегонки плотность рассчитывается по формуле:

p_ост. = p₄²⁰ ∙ [ 1 + 0,204 ∙ (Х_сум/100)^0,8 ],

где Х_сум - суммарный отгон дистиллятов до получения данного остатка (в нашем примере это суммарный выход до 480 С = 85,4%).

p_ост. = 0,8088 ∙ [ 1 + 0,204 ∙ (85,4/100)^0,8 ] = 0,954 г/мл

На средних ординатах фракций откладываются значения плотностей и молекулярных масс, полученные точки соединяются плавными кривыми.

Все данные по характеристикам узких фракций сводятся в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика узких фракций ашировской нефти

1.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов

Выбор ассортимента производится на основании потребности конкретного региона в определенных продуктах, а также определяется оптимальным вариантом переработки заданной нефти.

Основными критериями оценки возможности получения товарных продуктов в атмосферной части установки являются:

1.      для бензинов - октановое число, фракционный состав, содержание серы;

2.      для реактивных топлив - плотность, фракционный состав, температура начала кристаллизации, содержание серы;

3.      для дизельных топлив - температура застывания, цетановое число, содержание серы, температура вспышки, фракционный состав.

В настоящее время на установке АВТ можно получить товарные продукты только из отдельных высококачественных нефтей. Как правило, на установках АВТ получают компоненты товарных продуктов и сырье для установок вторичной переработки.

Продукты, получаемые на установке при переработке ашировской нефти имеют следующие пределы выкипания:

1.    Бензиновая фракция н.к. - 180˚С

2.      Первая дизельная фракция 180-270˚С

.        Вторая дизельная фракция 270-350˚С

4.      Вакуумный газойль 350-480˚С

5.    Гудрон 480˚С и выше

Таблица 1.4 - Сравнение характеристик фракций ашировской нефти с ГОСТом

Нефть с высоким содержанием нафтенов. Бензиновую фракцию рекомендуется направить на гидроочистку, ОЧ низкое. Выбираем топливный вариант переработки нефти (в столбце «Подгруппа» таблицы «Шифр нефтей по технологической квалификации» стоит прочерк). Пределы выкипания вакуумного газойля - 350-480^о С. Начало кипения гудрона - 480^оС. Вакуумный газойль направляется на каталитический крекинг, а гудрон направляется на термический крекинг или на производство битума (коксуемость нефти 7,1 %) .

1.4 Выбор и обоснование технологической схемы установки

Перерабатываемая нефть содержит более 10% бензиновых фракций, поэтому в атмосферной части необходимо применить схему двукратного испарения и двукратной ректификации.

Паровое орошение в колонне предварительного испарения создается с помощью горячей струи, т.к. при подаче в низ колонны водяного пара существует опасность его конденсации в верхней части колонны, что создаст аварийную ситуацию. Паровое орошение в основной атмосферной колонне создается подачей перегретого водяного пара, что позволяет в значительной степени уменьшить термическое разложение мазута за счет снижения температуры перегонки.

Для четкого регулирования начала кипения боковых погонов последние необходимо выводить через отпарные колонны, в которых отпарка легких примесей производится подачей перегретого водяного пара или путем подвода тепла.

Содержание растворенных газов в нефти более 0,3%, поэтому необходимо ставить стабилизационную колонну для бензина. Для конденсации паров, уходящих с верха стабилизатора, без применения громоздкой и энергоемкой системы искусственного охлаждения в колонне необходимо поддерживать высокое давление (0,8-1,2 МПа).

Для обеспечения необходимого отбора дистиллятов при минимальном термическом разложении перегонку мазута необходимо проводить в глубоком вакууме в сочетании с подачей в низ вакуумной колонны перегретого водяного пара.

Для регенерации тепла горячих потоков, снижения расхода топлива для нагрева сырья в печи и расхода хладагента для охлаждения продуктов следует использовать теплообменники.

Многопоточная схема движения через теплообменники позволит более полно использовать тепло горячих потоков.

В системе создания вакуума целесообразно использовать поверхностные конденсаторы, т.к. это улучшит технико-экономические показатели установки за счет повышения эффективности теплообмена и экономии электроэнергии для подачи хладоагента.

Следует отдать предпочтение аппаратам воздушного охлаждения, которые по сравнению с конденсаторами и холодильниками занимают меньшую площадь, имеют меньший расход электроэнергии, в большей степени способствуют хорошей экологии воды.

1.5 Описание технологической схемы установки

Поступающая на установку нефть разделяется на два параллельных потока. Первый поток нефти проходит через теплообменник Т-1(ДТ с отпарной колонны К-3/1), Т-2(ПЦО2), Т-3(легкий вакуумный газойль), Т-4(гудрон). Второй поток проходит через теплообменники Т-5(ДТ с отпарной колонны К-3/2), Т-6(ПЦО1), Т-7(тяжелый вакуумный газойль), Т-8(гудрон). Затем оба потока нефти смешиваются и поступают на разделение в колонну частичного отбензинивания К-1. Уходящие с верху К-1 углеводородный газ и легкий бензин конденсируют и охлаждают последовательно в конденсаторе воздушного охлаждения КВО-1 и направляют в емкость Е-1.Часть конденсата возвращается на верх колонны в качестве орошения.

Верхний продукт К-1 перетекает из емкости Е-1 в сырьевую емкость стабилизатора К-4.

Нижний продукт колонны К-1 - отбензиненная нефть забирается насосом Н-2 и направляется в печь П-1. Первый поток из печи поступает в низ колонны К-1 как горячая струя, второй - в качестве сырья в основную атмосферную колонну К-2 с температурой 350˚С.

Для снижения температуры низа колонны и более полного извлечения из мазута светлых нефтепродуктов ректификацию в К-2 проводят в присутствии водяного пара.

С верха К-2 выходят пары бензиновой фракции с концом кипения 180˚С а также водяной пар. Пары поступают в воздушный конденсатор-холодильник КВО-2, после чего продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-2, далее в сырьевую емкость стабилизатора К-4.

Для отвода тепла из К-2 предусмотрено ПЦО1(с 19-ой тарелки прокачивается насосом Н-4 через т/о Т-6 и возвращается на 20-ю тарелку), ПЦО2(с 31-ой тарелки прокачивается насосом Н-5 через т/о Т-2 и возвращается в К-2 на 32-ю тарелку), а также ВЦО.

Из колонны К-2 осуществляется вывод в виде боковых погонов двух фракций: фракция 180-270˚С и фракция 270-350˚С. Эти погоны поступают в отпарные колонны К-3/1 и К-3/2.

Фракция 180-270˚С перекачивается насосом Н-8 через т/о Т-1, холодильник воздушного охлаждения ХВО-1 и направляется в парк.

Фракция 270-350˚С перекачивается насосом Н-7 через т/о Т-5, холодильник ХВО-2 и направляется в парк.

С верха стабилизационной колонны К-4 выводится головка стабилизации и через КВО-3 поступает в емкость Е-3. Часть головки стабилизации с помощью насоса Н-10 подается на орошение в К-4, а другая часть отправляется в парк.

Стабильный бензин с низа К-4 поступает в кипятильник, нагреваемый водяным паром. Из кипятильника стабильный бензин насосом Н-9 прокачивается через т/о Т-9, нагревая нестабильный бензин, через Х-1 направляется в парк. нефть разгонка отгон конденсатор

С низа атмосферной колонны К-2 мазут насосом Н-6 подается в печь П-2. Нагретый мазут в виде парожидкостной смеси поступает в вакуумную колонну К-5. Для снижения температуры низа и обеспечения условий испарения из гудрона легких компонентов в низ колонны К-5 подают водяной пар.

С верха вакуумной колонны К-5 пары поступают в КХ-1, где конденсируется водяной пар и унесенные с парами углеводороды. Несконденсированные газы отсасываются первой ступенью эжектора Н-16 с помощью подачи острого водяного пара. Смесь поступает в КХ-2, где конденсируется рабочий водяной пар первой ступени, а газы охлаждаются для уменьшения объема.

Затем газы отсасываются второй ступенью эжектора и выбрасываются в атмосферу.

Легкий вакуумный газойль насосом Н-13 подается на подогрев нефти в т/о Т-3 и через ХВО-8 выводится с установки и отправляется на дальнейшую переработку.

Тяжелый вакуумный газойль насосом Н-12 подается на подогрев нефти в теплообменник Т-7 и через холодильник ХВО-6 выводится с установки на дальнейшую переработку.

С низа вакуумной колонны К-5 выводится гудрон и насосом Н-11 прокачивается через теплообменник Т-8 и направляется на коксование через холодильник Х-2.

1.6 Материальный баланс установки

Материальный баланс оформлен в виде таблицы.

Таблица 1.5 - Материальный баланс установки

Фактический выход гудрона определяется как разность:

,0 - (34,055+30,72+17,81)=16,92

Примечание. Материальный баланс установки рассчитан без учета потерь из условия: производительность 6,3 млн. т/год, число рабочих дней 350.

Исходные данные для расчета доли отгона, температуры вывода бокового погона и отпарной колонны

.7 Технологический расчет основной атмосферной колонны

На основании практических и литературных источников принимаю следующие исходные данные:

·        температура сырья на входе в колонну 344 °С;

·        давление в низу колонны Р_н = 0,17МПа;

·        количество водяного пара, подаваемого в низ колонны 1% масс, на сырье;

·        количество водяного пара в отпарные колонны 1% масс, на выводимый из отпарной колонны дистиллят;

·        число тарелок: в отпарной части колонны N_от=6, в концентрационной части N_ДТ1=12, N_ДТ2=10, N_Б=15;

·        перепад давления на тарелку ∆Р=0,0008МПа (3 мм рт. ст.);

·        температура низа принимается на 20˚С ниже температуры сырья.

1.7.1 Материальный баланс колонны

Таблица 1.6 - Материальный баланс основной атмосферной колонны

Итого 91,9 91,9

^*)Фактический выход мазута:

,5 - (17,44+20,16+14,88) =33

Отбор мазута:

33 / 31,2 = 1,057.

1.7.2 Расчет доли отгона сырья на входе в К-2

Для повышения точности расчета нефть разбивается на ряд узких фракций, которые принимаются за индивидуальные компоненты. Характеристика узких фракций приведена в таблице 1.3.

Расчет ОИ производится методом подбора из условия:

ƩХ_i=ƩХ_Fi/(1+е∙(k_i-1))=1, (1.1)

где х_Fi, х_i - мольная доля компонента в сырье и жидкой фазе соответственно;

е - мольная доля отгона;

k_i - константа фазового равновесия i-го компонента.

Порядок расчета ОИ:

) рассчитывается число киломолей i-го компонента (N_i);

N_i=a_i/М_i;

) рассчитывается Х_Fi=N_i/ƩN_i;

) рассчитывается упругость паров i-го компонента (Р_i) при заданной температуре (t) по формуле:

Р_i=0,1∙10^{[-16,188+32,124bi-20,704∙bi²+4,768∙bi³]}, МПа, (1.2)

где b_i=;

) задаются значением мольной доли отгона (е=0,844);

) рассчитывается константа фазового равновесия i-го компонента:

k_i=∙(1+ ),

где Р_к - давление на входе в колонну (Р_к=Р_н - ∆р∙N_о);

Z - величина отношения кгмоли водяного пара/ кгмоли сырья;

) по формуле (1.1) рассчитываются мольные доли компонентов в жидкой фазе сырья (х_i), находится Ʃх_i. Если Ʃх_i получилась в пределах заданной точности, переходим к пункту 7, в противном случае задаются новой величиной «е» и повторяют расчеты с пункта 5;

) рассчитываются мольные доли компонентов в паровой фазе сырья

y_i=k_i∙x_i;

) рассчитываются молярные массы жидкости (М_х) и паров (М_у):

М_х=ƩМ_i∙x_i,

М_у=ƩМ_i∙у_i;

) рассчитываются массовые доли компонентов в жидкой и паровой фазах:

= М_i∙x_i/М_х;

= М_i∙у_i/М_у;

) рассчитываются удельные объемы жидкой и паровой фаз:

Ʃ(/ρ_i),

Ʃ(/ρ_i).

Массовая доля отгона рассчитывается по уравнению:

e^M=e∙M_y/(M_y∙e+M_x∙ (1-e))^M=0,844∙196,4168/(196,4168∙0,844+382,882∙ (1-0,844)=0,73512

Плотность пара:

ρ_y=1/∑ (y^M_i/ ρ_i )

ρ_y=1/1,2547=0,79700

Плотность жидкости:

ρ_х=1/∑ (х^M_i/ ρ_i )

ρ_х=1/1,09754=0,91112

1.7.3 Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива.

Рисунок 1.3 - К расчету температуры вывода бокового погона

Температура бокового погона определяется методом подбора: задаются количеством флегмы "g " и ее составом (Х принятое). Последующими расчетами доказывают правильность принятого состава флегмы.

Количество флегмы рекомендуется принимать в пределах 15-20 кг.

1) Принимается количество флегмы g=17 кг. Состав флегмы массовый (Х принятое):

Б=0,0202

ДТ1=0,1138

ДТ2= (1-0,0202-0,1138)=0,8660

) Рассчитывается количество компонентов во флегме:

Б_g=17∙0,0202=0,3434 кг

ДT1_g=17∙0,1138=1,934 кг

ДТ2_g=17∙0,8660=14,722 кг

Составим уравнение материального баланса по обозначенному на рисунке 3 контуру:

F + g + в.п. = G + М_ф ,

Подставим в это выражение величину

F=Б_ф+РТ_ф+ДТ_ф+М_ф ,

где Б_ф, РТ_ф, ДТ_ф, М_ф - соответственно фактические выходы бензина, реактивного топлива, дизтоплива и мазута (эти данные берутся из таблицы 1.7).

После подстановки и сокращения Мф получим:

G = (ТБ_ф+ТБ_g)+(РТ_ф+РТ_g)+(ДТ_ф+ДТ_g)+в.п.

) Рассчитывается количество компонентов в парах:

Б_G = 18,42+0,3434 =18,763 кг

ДT1_G= 20,54+1,934 =22,474 кг

ДТ2_G= 14,88+14,722 =29,602 кг

в.п.= 85,5 ∙ 0,01 = 0,855 кг (1% на сырьё)

) Рассчитывается давление в зоне вывода бокового погона:

Р_ДТ=Р_н-(N_o+N_ДТ) ∙∆Р

Р_ДТ=0,17-(6+10) ∙0,0008=0,1572 МПа

Температура паров рассчитывается методом подбора из условия конца ОИ:

∑Yi/Ki=1

Константа фазового равновесия в.п. принимается "∞" из условия, что конденсация в.п. недопустима и, следовательно, Х_в.п.=Y_в.п./К_в.п.=0.

Y_в.п. не = 0, поэтому Х_в.п.=0 только при К_в.п. =∞ .

По данным расчета делаю вывод: принятый состав флегмы близок к расчетному, поэтому можно переходить к составлению теплового баланса по контуру, обозначенному на рисунке 1.3.

Уравнение теплового баланса по обозначенному контуру:

Q_F+Q_g=Q_G+Q_M+Q_пцо1,

где Q_f, Q_g - тепло, вносимое сырьем и флегмой;

Q_G, Q_m- тепло, выносимое парами и мазутом;

Q_ПЦО1 - тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением под тарелкой вывода бокового погона.

Водяной пар в тепловом балансе не учитывается.

Приход тепла

. С сырьем

Q_f = F ∙ J^F,

где F - количество сырья;

J^F - энтальпия парожидкостной смеси.

J^F = j∙e^масс. + i∙(1- e^масс.),

где i, j - соответственно энтальпия жидкой и паровой фаз сырья.

i = 4,187 ∙  кДж/кг,

i = 4,187 ∙  кДж/кг =4,187∙[(50,2+0,109∙t + 0,00014∙t² ∙(4 - ρ_у) -73,8] кДж/кг, =4,187∙[(50,2+0,109∙344 + 0,00014∙344² )∙(4 - 0,797) -73,8]=1089 кДж/кг

где t, ρ_х, ρ_y - соответственно температура, плотности жидкости и пара

ρ_х = 0,911, ρ_y = 0,797, e^масс =0,716 [ П.з., с. 24],

t=344 °С

J^F=1089∙0,716 +(1-0,716) ∙818=1012 кДж/кг.

Q_F=85,5∙1012=86529 кДж

2. С флегмой:

Температура флегмы (а это и есть температура вывода бокового погона) рассчитывается по уравнению:

t_g=t_G-(t_F-t_G)/N_дт , (3)

t_g=279-(344-279)/10=273˚С

Плотность флегмы:

ρ_g= , (4)

ρ_g== 0,840.

Энтальпия флегмы i_g рассчитывается по формуле (1) с использованием значений t_g и p_g.

i = 4,187 ∙ (0,403∙273+0,000405∙273²)/ (0,840)^0,5 =641 кДж/кг ,

Q_g=g∙i_g

Q_g=17∙641=10897 кДж

Итого: приход тепла

Q_пpиx = Q_f + Q_g=86529+10897=97426 кДж

Расход тепла:

1. С мазутом (ρ мазута из таблицы 1.6)

t_M = t_F-20=344-20=324

Q_M = М_ф ∙ i_М

i_М рассчитывается по формуле (1).

i_м= 4,187∙  = 759 кДж/кг.

Q_M =34,95∙759=26527 кДж

. С парами G:

Q_G = G∙J_G.

Количество углеводородных паров:

G = Б_G + ДТ1_G + ДТ2_G.

G =18,763+22,474+29,602=70,839 кг

Плотность углеводородных паров:

ρ_G =  ,

ρ_G== 0,801.

j_g рассчитывается по формуле (2)

j_g=4,187∙ [(50,2+0,109∙279+0,00014∙279²) ∙ (4-0,840)-73,8]=902 кДж/кг

Q_G =70,839∙902=63897

Расход тепла:

Q_pacx = Q_M + Q_G

Q_pacx =26527 +63897=90424 кДж

Из теплового баланса рассчитывается тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением:

Q_пцо1= Q_прих - Q_pacx

Q_пцо1= 97426 - 90424=7002 кДж

.7.4 Расчет отпарной колонны дизельного топлива

Расчет отпарной колонны заключается в итерационном подборе количества флегмы "g _ст", поступающей в аппарат из основной колонны, и определении температуры дизтоплива, уходящего с низа отпарной колонны. Необходимо привести рисунок, изображающий фрагмент основной колонны и отпарную колонну дизельного топлива.

Рисунок 1.4 - К расчету отпарной колонны дизтоплива.

Рассчитывается количество водяного пара, подаваемого в низ колонны

G_в.п. = ДТф ∙ 0,01 = 14,88 ∙ 0,01 = 0,1488 кг.

Температура верха отпарной колонны принимается на 5˚С ниже температуры флегмы t _GCT =t _gCT - 5 = 273- 5=268˚С.

1) Принимаем g_CT ⁼ 18,68 кг (g_cтДТ_ф).

Принимаем, что с верха отпарной колонны уходят полностью бензин, реактивное топливо, водяной пар и часть дизельного топлива.

2) Рассчитывается количество углеводородных компонентов в парах Gст (состав g_СТ принимается из таблицы 1.8 равным Х_расч.):

Б= g_ст ∙ 0,0202 = 18,68∙ 0,0202=0,3773

ДТ1= g_ст ∙0,1138 = 18,68∙0,1138=2,125

ДТ2= g_ст ∙0,8660 - 14,88 = 18,68∙0,8660 - 14,88 = 1,297

где 14,88 - количество ДТф, уходящего с низа отпарной колонны.

G_CT=0,3773+2,125+1,297=3,799 кг

3)      Определяем, находятся ли пары данного состава в состоянии насыщения. Расчет сводится в таблицу 1.9.

Таблица 1.9 - Проверка насыщенности паров G_ст

Ʃ=0,0285 Ʃ=1

Ʃ=0,999

При выполнении условия для последнего столбца таблицы можно сделать вывод, что пар G_ct насыщенный и, следовательно, количество g_CT принято правильно.

4) Расчет температуры вывода ДТ_ф

Уравнение теплового баланса отпарной колонны:

Qg_ст = Q_Gст + Q_ДТ или g_cт ∙ i = G_ст ∙ j + ДТ_ф ∙ i_ДТ, откуда

i_ДТ = (g_cт ∙ i - G_ст ∙ j) / ДТ_ф.

Для определения энтальпии паров G_ct необходимо предварительно рассчитать плотность паров по формуле (4), а затем использовать формулу (2). Энтальпия i=i_g и берется из расчета теплового баланса нижнего контура основной колонны.

ρ_ст =  = 0,809

j_G = 4,187 ∙ [(50,2+0,109∙268+0,00014∙268²) ∙ (4-0,809) - 73,8] = 886 кДж/кг

Q_дт2 = 18,68∙641-3,799∙886 =8608 кДж

i_ДТ2 = 8608/14,88=578,5 кДж/кг

Зная плотность ДТ и энтальпию iдт, можно рассчитать его температуру из квадратного уравнения:

,000405 ∙t² + 0,403∙t - [i ∙ (ρ)^0,5/4,187] = 0,

где t - температура продукта;

i - энтальпия продукта;

ρ - относительная плотность продукта.

t_ДТ =  . (5)

t_дт = [-0,403+(0,403² + 4∙0,000405∙ 578,5∙ (0,847)^0,5/ 4,187)^0,5] / 2∙ 0,000405 = 251,806˚С

.7.5 Расчет температуры верха колонны К-2

Температура верха рассчитывается из условия конца ОИ паров, уходящих с верха колонны ∑Yi/Xi=1

Для повышения точности расчета бензиновая фракция разбивается на 3 более узкие фракции:

Б1 (100-130 °С),

Б2 (130-155 °С).

Б3 (155-180 °С).

Рассчитывается количество водяного пара, уходящего с верха колонны:

G_в.п.=G_H+G_ДТ1+G_ДТ2

где G_H, G_ДТ1, G_ДТ2 - соответственно количество водяного пара, подаваемого в низ К-2, отпарную колонну ДТ1 и отпарную колонну ДТ2.

G_в.п.= 0,855+0,2054+0,1488=1,2092 кг

Рассчитывается давление верха колонны:

Р_в = Р_н - ∆р ∙ (N_о + N_ДТ + N_РТ + N_Б), МПа,

где N_о, N_ДТ, N_РТ, N_Б - соответственно число тарелок в отпарной части колонны, между подачей сырья и выводом дизтоплива, между выводом дизтоплива и выводом РТ, между выводом РТ и выводом бензина.

Р_в = 0,17 - 0,0008 ∙ (6 + 10 + 12 + 15) = 0,1356 МПа.

Таблица 1.10 - К расчету температуры верха при циркуляционном орошении

Рассчитывается парциальное давление водяного пара:

Р_в.п. = Р_в ∙ Y_В.П. ∙ 7600 , мм рт.ст.

Р_в.п. =0,1356∙0,3025∙7600=311,7 мм рт.ст.

Рассчитывается температура конденсации водяного пара t_к:

t_к =   273, (6)

t_к =   273= 76,77 °С.

- 76,77 = 66,43 °С

(tв - tк) > 10°С, опасности конденсации водяного пара не возникает, следовательно, можно использовать циркуляционное орошение.

Уравнение теплового баланса колонны при циркуляционном орошении:

Q_F = Q_Б + Q_М + Q_ДТ2 + Q_ДТ1 + Q_ПЦО1 + Q_ПЦО2 + Q_ВЦО.

Приход тепла

1 С сырьем Q_F= 86529 кДж [п.з., с. 29]

Расход тепла

1. С парами бензина Q_Б = Бф∙J

где j - энтальпия паров бензина, рассчитывается по формуле (2) с использованием плотности Б и температуры верха колонны

J=4,187∙ [(50,2+0,109∙143+0,00014∙143²) ∙ (4-0,735)-73,8]=630 кДж/кг

Q_Б = 18,42∙630=11605 кДж

2. С мазутом Q_M =26527 кДж [п.з., с. 30]

З. С ДТ 2 Q_ДТ2=8608 кДж [п.з.,с. 33]

. С ПЦО1 Q_ПЦО1 = 7002 кДж [п.з.,с. 31]

5. С ДТ1

Рассчитаем температуру вывода ДТ1 из отпарной колонны

t_ОК^ДТ1 = t_В +(t_G-t_B) ∙N_Б/(N_ДТ1+N_Б)-15,

где t_G - температура паров в зоне вывода ДТ2.

t_ОК^ДТ1= 143+ (279-143) ∙15/(12+15)-15 = 203,64°С

i _ДТ1= 4,187 ∙ (0,403∙203,64+0,000405∙203,64²)/ (0,803)^0,5 =462 кДж/кг

Q_ДТ1 = 20,54∙462 = 9490 кДж

Из теплового баланса определяется сумма Q_ПЦО2 + Q_ВЦО .Это тепло рекомендуется разбивать в следующем соотношении: Qвцо = 60%, Q_ПЦО2 = 40% от полученной суммы.

Ʃ(Q_ВЦО+Q_ПЦО2) = Q_F - Q_расх

Ʃ(Q_ВЦО+Q_ПЦО2) = 86529 - 11605 - 26527 - 8608 - 7002 - 9490 = 23297 кДж

Q_ПЦО2 =9319 кДж

Q_ВЦО =13978 кДж

.7.6 Расчет диаметра колонны

Рисунок 1.5 - К расчету диаметра колонны

1. Рассчитывается количество горячего орошения:

g_г.ор. = Q_ВЦО / (- ),

где  - энтальпия жидкого бензина при температуре верха, рассчитывается по плотности бензина и температуре верха;

 определено ранее при расчете теплового баланса колонны. [П.з., с. 34]

i^tв = 4,187 ∙ (0,403∙143+0,000405∙143²)/ (0,735)^0,5 =322 кДж/кг

J^tв определено ранее при расчете теплового баланса колонны, J^tв =630 кДж/кг

g _г.op. = 13978/(630-322)=45,38 кг

. Рассчитывается количество углеводородных паров, поступающих под верхнюю тарелку:

G = ТБф +g _г.op.

G =18,42+45,38=63,8 кг

. Рассчитывается секундный объем паров, м /с:

V_c =  ,

где М_Б - молярная масса тяжелого бензина;

К_П - коэффициент производительности.

К_П равен производительности установки по нефти в кг/ч, деленной на 100 (т.к. все расчеты были выполнены на 100 кг исходной нефти)

К_п = 6300∙1000000/(350∙24∙100)= 7500 кг/(ч∙100)

V_c= (63,8/122 + 1,2092/18) ∙ 22,4 ∙ (0,1/0,1356) ∙ (143+273) ∙ 7500 / 273 / 3600 =30,96 м³/с

4. Рассчитывается плотность бензина, кг/м³:

ρ_ж = ( - (0,001828-0,00132∙ ) ∙ (t_в - 20)) ∙1000

ρ_ж = (0,735 - (0,001828-0,00132∙ 0,735) ∙ (143 - 20)) ∙1000 = 629,5 кг/м³

. Рассчитывается плотность паров, кт/м³:

ρ_П = (G+ G_вп) ∙ К_п / V_c / 3600

ρ_П = (63,8+1,2092) ∙ 7500 / 30,96 / 3600 = 4,374 кг/м³

. Рассчитывается допустимая скорость паров по формуле

W_доп = , м/с,

где С - коэффициент, зависящий от типа тарелок, расстояния между тарелками и нагрузки тарелок по жидкости. Для колпачковых тарелок при нагрузке по жидкости 70-90м³/м∙ч и расстоянии между тарелками 700 мм [4, с. 80]

С = 700 [3, с. 84]

W_доп =  = 0,708 м/с.

. Рассчитывается диаметр колонны:

D = ,

D =  = 7,46 м

Расчетный диаметр округляю до ближайшего стандартного в большую сторону. Принимаю D = 7,5 м.

2. Расчет и подбор основных аппаратов

.1 Расчет атмосферной печи

Рассчитывается тепловая нагрузка печи.

для атмосферной части с двумя колоннами:

Q_п =[(100 - ЛБ) ∙ (J_F - i_отб.н.) + В] ∙ К_п,

где В - теплоподвод в низ колонны К-1, кДж;

i_отб.н. - энтальпия отбензиненной нефти (рассчитывается по формуле (1.3) при температуре 236 °С), кДж/кг;

J_F - энтальпия нефти на выходе из печи (известна из расчета ОИ), кДж/кг.

i_отб.н. = 4,187 ∙  = 579 кДж/кг.

Q_п =[(100 - 11,20) ∙ (1012 -579) + 28809] ∙ 7500=504∙10⁶ кДж/ч.

∙10⁶/4,187=120,48 Гкал/ч.

В зависимости от тепловой нагрузки выбирается стандартная печь и определяется число печей.

Ставим две печи с теплопроизводительностью 63 Гкал/ч. Техническая характеристика печи приводится в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Техническая характеристика печи типа СКВ1

Печь СКВ1 - печь свободного вертикального сжигания комбинированного топлива, коробчатая, с вертикальным расположением труб змеевика в камере радиации. Под каждой камерой радиации расположена своя камера конвекции с горизонтальными трубами.

Принимаем к.п.д. печи η=0,85, теплотворную способность топлива Q_P^H=10500 ккал/кг и рассчитываем расход топлива G_T :

g_t = Q_П / Q_P^H / η, кг/ч

g_t =120,47∙10⁶/10500/0,85=13498 кг/ч

2.2 Расчет конденсатора воздушного охлаждения

Рассчитывается тепловая нагрузка (холодопроизводительность) аппарата при циркуляционном орошении, кДж:

Qкво = ТБф ∙ ( - i⁴⁰)+Gв.п. ∙ (j^z - 4,187∙40),

j^z - энтальпия водяного пара при температуре верха;

i⁴⁰ - энтальпия жидкого бензина при 40 ^оС, рассчитывается по формуле (2);

j^z = 4,187 ∙ [606, 5 + 0,305 ∙ t_к + 0,5 ∙ (t_в - t_к)].

j^z = 4,187 ∙ [606,5 + 0,305∙76,77+ 0,5 ∙ (143 - 76,77)] =2777 кДж/кг

i ⁴⁰ - энтальпия жидкого бензина при 40°С, рассчитывается:

i ⁴⁰ = 4,187 ∙ (0,403∙40+0,000405∙40²)/ (0,735)^0,5 =82 кДж/кг

q_kbo = 17,44 ∙ (630 - 82) + 1,2092 ∙ (2777 - 4,187∙40) = 12712 кДж

Рассчитывается средняя разность температур (∆tcp).

т.к (∆t₁ / ∆t₂) > 2, ∆ tcp = (∆t₁ -∆ t₂) / [2,3 ∙ log(∆t₁ /∆ t₂)], °С .

∆ tcp =(83-15)/(2,3∙log(83/15)) = 39,85 °С

Рассчитывается поверхность охлаждения:

F = Q_kbo - K_п

/ К_тп / ∆t_cp , м²,

где К_тп - коэффициент теплопередачи, принимается из литературных данных, К_тп = 35 Вт/м² • град =126 кДж/(м² • ч • град).[2, c.32]

F =12712∙7500/126/39,85=18988 м²

Из справочников выбираем поверхность стандартного аппарата (F_o=9800м²) и рассчитывается число аппаратов N_aп = F / F_o.

N_aп =18988/9800 =1,94

N_aп округляется до целого числа в большую сторону. N_aп =2

Таблица 2.2 -Характеристика зигзагообразных аппаратов воздушного охлаждения (ОСТ 26-02-1521-77)

2.3 Расчет теплообменника (ДТ1 - нефть)

Принимаются следующие исходные данные:

- нефть делится на два потока по 50 кг;

- температура ДТ на выходе из теплообменника 90 ˚С;

- температура нефти на входе в теплообменник 40 ˚С.

Количество передаваемого потоком дизтоплива тепла:

Q =ДТ_Ф∙ (i_ДТ-i¹⁰⁰)

где i_дт берется из расчетов, i¹⁰⁰ рассчитывается

i ¹⁰⁰ = 4,187 ∙ (0,403∙100+0,000405∙100²)/ (0,803)^0,5 =207 кДж/кг

Q = 20,54∙ (462-207) = 5238 кДж

Рассчитывается энтальпия нефти при 40°С

i ⁴⁰ = 4,187 ∙ (0,403∙40+0,000405∙40²)/ (0,809)^0,5 =78 кДж/кг

Затем определяется энтальпия нефти на выходе из теплообменника:

i_tx=i⁴⁰+Q∙η/50

где η - к.п.д. теплообменника (принимается 0,95).

i_tx= 78+5238∙0,95/50= 178 кДж/кг

Зная энтальпию нефти и плотность, можно рассчитать температуру t_x по формуле (5):

t_х = [-0,403+(0,403² + 4∙0,000405∙ 178∙ (0,809)^0,5/ 4,187)^0,5] / 0,00081= 87,23˚С

∆t₁ = 203,64-87,23=116,41 °С

∆t₂ = 100-40=60 °С

Рассчитывается средняя разность температур ∆tcp:

(∆t₁ / ∆t₂) > 2, ∆ t_cp = (∆t₁ -∆ t₂) / [2,3 ∙ log(∆t₁ /∆ t₂)], °С

∆ t_cp = (116,41-60 ) / [2,3 ∙ log(116,41 /60)] =85,20°С

Рассчитывается поверхность теплообмена:

F =  ,

где К_тп = 175 Вт/м² • град = 630 кДж/(м² • ч • град), принимаем из [2, с. 32]

F = 5238∙ 7500 / 630 / 85,20 =731,89 м²

Из справочных данных [2, с. 43] выбирается поверхность стандартного аппарата F_o =733 и рассчитывается число аппаратов

N_aп = F / F_o

N_aп=731,89/733 =0,998

N_aп округляется до целого числа в большую сторону. N_aп=1

Таблица 2.3 - Характеристика кожухотрубчатых теплообменников с плавающей головкой (ГОСТ 14245-79)

Заключение

В данной работе я рассчитал и спроектировал установку АВТ для переработки ашировской нефти.

Для заданной нефти я произвел расчет кривых разгонки (истинных температур кипения, молекулярной массы и относительной плотности), выбор и обоснование ассортимента получаемых продуктов, выбор и обоснование технологической схемы установки. Построенные кривые разгонки и принципиальная технологическая схема установки приведены в пояснительной записке.

В ходе технологического расчета основной атмосферной колонны я рассчитал процесс однократного испарения в зоне питания колонны (е_m=0,716), осуществил расчёт температуры верха колонны(143,2˚С), температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива (251,806˚С), рассчитал отпарную колонну, составил покомпонентный материальный и тепловой балансы колонны.

В проектном расчете я определил диаметр колонны (7,5 м), подобрал печи, конденсаторы воздушного охлаждения и теплообменник.

В общем, выполнение курсового проекта способствовало дальнейшему углублению моих знаний в области первичной перегонки нефти. Кроме того, выполняя курсовой проект, я закрепил знания о схематическом начертании типовых аппаратов и машин, а также приобрел дополнительные навыки работы в прикладных программах Microsoft.

Список использованной литературы

1. Нефти СССР: Справочник. - Т.3. - М.: Химия, 1972. - 392с.

2. Фасхутдинов Р.А., Фасхутдинов Р.Р. Методические указания по выполнению курсовой работы по АВТ. - Уфа: УГНТУ, 2004.- 45с.

.Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. Технологические расчеты устаовок переработки нефти. - М.: Химия, 1987.- 352с.

. Ластовкин Г.А., Радченко Е.Д., Рудин М.Г. Справочник нефтепереработчика. - Л. Химия, 1986. - 648с.

5. Ахметов С.А., Ишмияров М.Х., Веревкин А.П., Докучаев Е.С., Малышев Ю.М. Технология, Экономика и автоматизация процессов глубокой переработки нефти и газа. - М.: Химия, 2005. - 735с.

6. Ахметшина М.Н., Горелов Ю.С., Давыдов Г.Ф. Методические указания по схематическому начертанию типовых аппаратов. - Уфа: УГНТУ, 1995.- 21с.