Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны
Министерство
образования и науки Российской
Федерации
федеральное бюджетное образовательное
учреждение
высшего профессионального образования
"Тюменский
государственный нефтегазовый университет"
Технологический
институт
Кафедра
переработки нефти и газа
Расчётно-пояснительная
записка к курсовому проекту
Проект
установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6
млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны
Выполнил:
студент Гатиятов И.В.
Руководитель:
Трушкова Л.В.
Тюмень 2014
Аннотация
нефть перегонка ректификация колонна
Курсовой проект на тему "Проект установки первичной перегонки
Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год.
Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны" состоит из
литературного обзора, технологической части и заключения. Литературный обзор
содержит систематизированный материал по технологии проектирования установки.
Технологическая часть состоит из выбора и обоснования технологической
схемы производства, характеристики сырья, принципиальной технологической схемы
производства с описанием, материального баланса производства, расчёта
нефтеперегонной колонны К-2.
Содержание
Введение
Перечень
сокращений и условных обозначений
.
Литературный обзор
1.1 Подготовка нефти к переработке
1.1.1
Фракционный состав нефти
.1.2 Основные
нефтяные фракции
.1.3 Выбор направления переработки нефти
1.2 Теоретические основы процессов
перегонки нефти
1.2.1 Общие
сведения о перегонке и ректификации нефти
.2.2 Простые
и сложные колонны
.2.3 Способы регулирования температурного
режима ректификационной колонны
2.
Технологическая часть
2.1
Технологическая схема установки
.2
Материальный баланс установки
.3
Технологическая классификация нефти
.4
Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны К-2
2.4.1
Температурный режим колонны К-2
.4.2 Доля отгона сырья, поступающего в
колонну К-2
.4.3 Тепловой
баланс колонны К-2
2.5 Определение геометрических размеров
колонны К-2
2.5.1 Диаметр
колонны
.5.2
Определение числа тарелок
.5.3 Высота
колонны
Заключение
Список
использованной литературы
Введение
Разделение смесей и очистка продуктов - типичные и широко
распространенные задачи химической технологии. Для жидких и газообразных
потоков (в последнем случае после ожижения путем конденсации) эти задачи во
многих отраслях производства чаще всего решают методом ректификации. Широко
различаются масштабы ректификационных установок - от крупнейших
ректификационных колонн нефте- и газо-переработки до малых установок в производствах
фармацевтических препаратов, реактивов и особо чистых веществ.
Ректификация осуществляется в простой аппаратуре без привода и движущихся
частей.
Ректификация (от позднелатинского rectificatio - выпрямление,
исправление), один из способов разделения жидких смесей, основанный на
различном распределении компонентов смеси между жидкой и паровой фазами. При
ректификации потоки пара и жидкости, перемещаются в противоположных
направлениях (противотоком), многократно контактируют друг с другом в
специальных аппаратах (ректификационных колоннах), причем часть выходящего из
аппарата пара (или жидкости) возвращается обратно после конденсации (для пара)
или испарения (для жидкости). Такое противоточное движение контактирующих
потоков сопровождается процессами равновесия; при этом восходящие потоки пара
непрерывно обогащаются более летучими компонентами, а стекающая жидкость -
менее летучими. При затрате того же количества тепла, что и при дистилляции,
ректификация позволяет достигнуть большего извлечения и обогащения по нужному
компоненту или группе компонентов.
Основные области промышленного применения ректификации - получение
отдельных фракций и индивидуальных углеводородов из нефтяного сырья в
нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, получение окиси этилена,
акрилонитрила, капролактама, алкилхлорсиланов - в химической промышленности.
Ректификация широко используется и в других отраслях народного хозяйства:
цветной металлургии, коксохимической, лесохимической, пищевой,
химико-фармацевтической промышленностях.
Перечень сокращений и условных обозначений
В данном курсовом проекте используются следующие условные сокращения:
НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;
АТ - атмосферная трубчатая установка;
ВТ - вакуумная трубчатая установка;
ВПБ - установка вторичной перегонки бензина;
ДТ - дизельное топливо;
УГ - углеводородные газы;
Условные обозначения в системе СИ:- энтальпия, кДж/кг;
Р - давление, МПа;
Т - температура,0 С;- температура, К;
М - молярная масса, кг/кмоль;молярныйобьем, м3/кмоль;-
массовый расход, кг/с;
Ф - тепловой поток, Вт;
ж, рп- плотность жидкой и паровой фаз, кг/м3;л - линейная
скорость пара, м/с;
D - диаметр, м;
Н - высота, м;
1. Литературный
обзор
.1 Подготовка
нефти к переработке
Одно из важнейших мероприятий по уменьшению коррозии оборудования -
обессоливание нефти. Нефть, поступающая на переработку на установки
нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), проходит подготовку на промыслах, где ее
освобождают от попутного газа, части легких углеводородов, значительного
количества пластовой воды и механических примесей. Содержание солей в товарной
нефти в настоящее время, как правило, не превышает 300 мг/л (по ГОСТ 9965-76
допускается до 1800 мг/л), воды- 1%.
Хорошо обезвоженная и обессоленная нефть при температуре ниже 260
практически не оказывает действия на
металл. Скорость коррозии углеродистой стали не превышает 0,05 мм/год.
Некоторые нефти содержат сероорганические соединения, отличающиеся низким
порогом термостабильности и частично выделяют сероводород при нагревании нефти
в процессе ее подготовки на блоке ЭЛОУ. Одновременное присутствие в водной фазе
сероводорода и хлороводорода (или хлоридов) приводит к усиленной коррозии
оборудования до 8 мм/год, в то время как в насыщенной сероводородом воде
коррозия стали не превышает 0,5 мм/год.
Уменьшить образование сероводорода с помощью химико-технологических
методов не представляется возможным. Поэтому удаление из нефти большого
количества хлорсодержащих соединений (минеральных и органических) способствует
снижению низкотемпературной электрохимической коррозии оборудования на
установках нефтеперерабатывающих заводов.
Значительная часть коррозионных примесей нефти находится в каплях
пластовой воды, поэтому сущность процесса обессоливания состоит в наиболее
полном удалении из нефти этих капель. Процесс обессоливания связан со
значительными сложностями, так как после промысловой подготовки нефти в ней
остаются очень мелкие капли воды. При транспортировке и хранении нефти
образуется устойчивая водонефтяная эмульсия.
.1.1 Фракционный состав нефти
Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь
углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не
удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными
физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении.
Принято разделять нефть и нефтепродукты путем перегонки на отдельные
компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты
называют фракциями или дистиллятами.
В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные
фракции отгоняются при постоянно повышающейся температуре кипения.
Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а
температурными пределами начала кипения и конца кипения.
При исследовании качества новых нефтей (т.е. составлении технического
паспорта), их фракционный состав определяют на стандартных перегонных
аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН-2 по ГОСТ
11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и
построить по результатам перегонки так называемую кривую истинной температуры
кипения в координатах температура - выход фракций в % мас., (или % об.).
1.1.2 Основные нефтяные фракции
Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое
значение. Сначала из нее удаляют растворенные газообразные углеводороды
(преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают.
Первыми переходят в парообразное состояние и отгоняются углеводороды с
небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую
температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с
более высокой температурой кипения. Таким образом можно собрать отдельные смеси
(фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают четыре летучие
фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.
Основные фракции нефти следующие:
• Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200°С, содержит углеводороды
от C5H12 до C11H24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают
газолин (tкип = 40-70°С), бензин (tкип = 70-120°С) - авиационный, автомобильный
и т.д.
• Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 150 до 250°С, содержит
углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов.
Большие количества лигроина перерабатывают в бензин.
• Керосиновая фракция включает, углеводороды от С12Н26 до С18Н38
собираемая от 180 до 300 °С. Керосин после очистки используется в качестве
горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.
• Газойлевая фракция (tкип > 275°С), по-другому называется дизельным
топливом.
• Остаток после перегонки нефти - мазут - содержит углеводороды с большим
числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют
на фракции перегонкой под уменьшенным давлением, чтобы избежать разложения. В
результате получают соляровые масла (дизельное топливо), смазочные масла
(автотракторные, авиационные, индустриальные и др.), вазелин (технический
вазелин применяется для смазки металлических изделий с целью предохранения их
от коррозии, очищенный вазелин используется как основа для косметических
средств и в медицине). Из некоторых сортов нефти получают парафин (для
производства спичек, свечей и др.). После отгонки летучих компонентов из мазута
остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве. Кроме
переработки на смазочные масла мазут также используют в качестве жидкого
топлива в котельных установках.
.1.3 Выбор направления переработки нефти
Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых
нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем
технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в
товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:
· топливный,
· топливно-масляный,
· нефтехимический.
По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и
котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом
участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают
глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти
стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и
автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для
реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к
минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной
переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка - гудрона
получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся
каталитические процессы - каталитический крекинг, каталитический риформинг,
гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование.
Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных
бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход
котельного топлива.
По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами
получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти
с высоким потенциальным содержанием масляных фракций.
В этом случае для выработки высококачественных масел требуется
минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции,
выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке
избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть
смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию
при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения
температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций
доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел
используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки
отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и
средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные,
цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При
этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке,
а асфальт перерабатывают в битум или кокс.
Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими
вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи
с этим наибольшим числом технологических установок и высокими
капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых
проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую
переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой
сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных
моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов,
ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого
органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические
процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений,
синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ,
жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.
.2 Теоретические основы процессов перегонки нефти
С основными закономерностями процессов физической переработки нефти и
газов, в частности перегонки и ректификации, студенты ознакомились в курсе
"Процессы и аппараты нефтепереработки". В этой связи ниже будут
изложены лишь обобщающие сведения по теоретическим основам процессов,
получивших в нефтепереработке наименование первичной (прямой) перегонки
(переработки), подразумевая, что продукты этих головных на НПЗ процессов будут
подвергаться далее вторичной переработке с получением товарных нефтепродуктов
или их компонентов.
.2.1 Общие сведения о перегонке и ректификации нефти
Перегонка (фракционирование) - это процесс физического разделения нефти и
газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси
по температурным пределам (или t) кипения.
Перегонка с ректификацией - наиболее распространенный в химической и
нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах -
ректификационных колоннах - путем многократного противоточного контактирования
паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться
либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых
ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и
жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между
ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением системы к
состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты
перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость
- высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой
эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или
слоя насадки, могут достичь состояния равновесия, т.е. температуры потоков
станут одинаковыми и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия.
Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия,
принято называть равновесной ступенью, или теоретической тарелкой. Подбирая
число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление,
соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую
четкость фракционирования нефтяных смесей. Место ввода в ректификационную
колонну нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где
осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше
питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется
концентрационной (укрепляющей), а другая - нижняя часть, в которой
осуществляется ректификация жидкого потока, - отгонной, или исчерпывающей,
секцией.
.2.2 Простые и сложные колонны
Простые ректификационные колонны обеспечивают разделение исходной смеси
(сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят), выводимый с верха колонны в
парообразном состоянии, и остаток - нижний жидкий продукт ректификации.
Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на
два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций
непосредственно из колонны в виде боковых погонов и колонны, у которых
дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн, именуемых
стриппингами. Последний тип колонн нашел широкое применение на установках
первичной перегонки нефти.
Четкость погоноразделения - основной показатель эффективности работы
ректификационной колоны - характеризует их разделительную способность. Она
может быть выражена в случае бинарных смесей концентрацией целевого компонента
в продукте.
Применительно к ректификации нефтяных смесей она обычно характеризуется
групповой чистотой отбираемых фракций, т.е. долей компонентов, выкипающих по
кривой истинной температуры кипения до заданной температурной границы деления
смеси в отобранных фракциях (дистиллятах или остатке), а также отбором фракций
от потенциала. Как косвенный показатель четкости (чистоты) разделения на
практике часто используют такую характеристику, как налегание температур
кипения соседних фракций в продукте. В промышленной практике обычно не
предъявляют сверхвысоких требований по отношению к четкости погоноразделения,
поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхузких фракций
потребуются соответствующие сверхбольшие капитальные и эксплуатационные
затраты.
В нефтепереработке, например, в качестве критерия достаточно высокой
разделительной способности колонн перегонки нефти на топливные фракции
считается налегание температур кипения соседних фракций в пределах 10-30°С.
Установлено, что на разделительную способность ректификационной колонны
значительно влияние оказывают число контактных ступеней и соотношение потоков жидкой
и паровой фаз. Для получения продуктов, отвечающих заданным требованиям,
необходимо, наряду с другими параметрами ректификационной колоны (давление,
температура, место ввода сырья и т.д.), иметь достаточное число тарелок (или
высоту насадки) и соотвествующее флегмовое и паровое числа.
Флегмовое число (R) характеризует соотношение жидкого и парового потоков
в концентрационной части колонны и рассчитывается как
= L/D,
где L и D - количества соответствующей флегмы и ректификата.
Паровое число (П) характеризует соотношение контактирующихся потоков пара
и жидкости в отгонной секции колонны, рассчитываемое как:
где G и W - количества соответствующих паров и кубового продукта.
Число тарелок (N) колонны (или высота насадки) определяется числом
теоретических тарелок (NТ), обеспечивающим заданную четкость разделения при
принятом флегмовом (и паровом) числе, а также эффективностью контактного
устройства (обычно коэффициент полезного действия реальных тарелок или удельной
высотой насадки, соответствующей 1 теоретической тарелке).
Очевидно, при увеличении количества орошения будут расти эксплуатационные
затраты связанные с расходом энергии на перекачку, тепла в кипятильнике и
холода в конденсаторах, а капитальные затраты вначале будут существенно
уменьшаться в результате снижения высоты, а затем расти из-за увеличения
диаметра колонны.
1.2.3 Способы регулирования температурного режима ректификационной
колонны
Нормальная работа ректификационной колонны и требуемое качество продуктов
перегонки обеспечиваются путем регулирования теплового режима - отводом тепла в
концентрационной и подводом тепла в отгонной секциях колонн, а также нагревом
сырья до оптимальной температуры. В промышленных процессах перегонки нефти
применяют следующие способы регулирования температурного режима по высоте
ректификационной колонны.
Способы создания орошения:
а) холодного (острого);
б) горячего (глухого);
в) циркуляционного.
Подвод тепла в нижнюю часть колонны при помощи:
а) куба;
б) внутреннего подогревателя (паром или горячим теплоносителем);
в) внешнего подогревателя - кипятильника;
г) трубчатые печи
На современных установках перегонки нефти чаще применяют комбинированные
схемы орошения. Так, сложная ректификационная колонна атмосферной перегонки нефти
обычно имеет вверху острое орошение и затем по высоте несколько промежуточных
циркуляционных орошений.
Из промежуточных орошений чаще применяют циркуляционные орошения,
располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор
бокового погона для создания циркуляционного орошения с подачей последнего в
колонну выше точки возврата паров из отпарной секции.
При подводе тепла в низ ректификационной колонны кипятильником
осуществляют дополнительный подогрев кубового продукта в выносном кипятильнике
с паровым пространством (рибойлере), где он частично испаряется. Образовавшиеся
пары возвращают под нижнюю тарелку ректификационной колонны. Характерной
особенностью этого способа является обеспечение в кипятильнике постоянного
уровня жидкости и парового пространства над этой жидкостью. По своему
разделительному действию кипятильник эквивалентен одной теоретической тарелке.
Этот способ подвода тепла в низ колонны наиболее широко применяется на
установках фракционирования попутных нефтей и нефтезаводских газов, при
стабилизации и отбензинивании нефтей, стабилизации бензинов прямой перегонки и
вторичных процессов нефтепереработки.
При подводе тепла в низ колонны часть кубового продукта прокачивается
через трубчатую печь, и подогретая парожидкостная смесь (горячая струя) вновь
поступает в низ колонны. Этот способ применяют при необходимости обеспечения
сравнительно высокой температуре низа колонны, когда применение обычных
теплоносителей (водяной пар и др.) невозможно или нецелесообразно (например, в
колоннах отбензинивания нефти).
Выбор давления и температурного режима в ректификационной колонне. При
принятых значениях флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические
показатели процессов перегонки наиболее влияние оказывают давление и
температурный режим в колонне. Оба эти рабочих параметра тесно взаимосвязаны:
нельзя оптимизировать, например, только давление без учета требуемого
температурного режима и наоборот.
При оптимизации технологических параметров ректификационной колонны
целесообразно выбрать такие значения давления и температуры, которые:
) обеспечивают состояние разделяемой системы, далекое от критического
(иначе нельзя реализовать процесс ректификации), и возможно большее значение
коэффициента относительной летучести;
) исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов
перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;
) позволяют использовать дешевые и доступные хладоагенты для конденсации
паров ректификата (вода, воздух) (например, в стабилизационных ректификационных
колоннах) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жидкости (например,
водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности
холодильников, конденсаторов, теплообменников и кипятильников.
По величине давления ректификационные колонны можно подразделить на
следующие типы:
а) атмосферные, работающие при давлением несколько выше атмосферного
(0,1-0,2 МПа), применяемые при перегонке стабилизированных или отбензиненных
нефтей на топливные фракции и мазут;
б) вакуумные (глубоковакуумные), работающие под вакуумом (или глубоким
вакуумом) при остаточном давлении в зоне питания (? 100 и 30 гПа
соответственно), предназначенные для фракционирования мазута на вакуумный
(глубоковакуумный) газойль или узкие масляные фракции и гудрон;
в) колонны, работающие под повышенным давлением (1-4 МПа), применяемые
при стабилизации или отбензинивании нефтей, стабилизации газовых бензинов,
бензинов перегонки нефти и вторичных процессов и фракционировании
нефтезаводских или попутных нефтяных газов.
Повышение или понижение давления в ректификационной колонне
сопровождается, как правило, соответствующим повышением или понижением
температурного режима.
Температурный режим, наряду с давлением, является одним из наиболее
значимых параметров процесса, изменением которого peгулируется качество
продуктов ректификации. Важнейшими точками регулирования является температура
поступающего сырья и выводимых из колонны продуктов ректификации. Как показала
практика эксплуатации промышленных установок, перегонка нефти при атмосферном
давлении осуществляется при температуре в зоне питания ректификационной колонны
320-360°С, а вторичная перегонка мазута - при температуре на выходе из печи не
выше 430°С.
2. Технологическая часть
Технологический расчёт установки первичной перегонки нефти проводился в
соответствии с методикой и с использованием справочных данных, приведённой в
пособии.
.1 Технологическая схема установки
Рассмотрим схему установки с двухкратным испарением и двухкратной
ректификации нефти (рис 2.1). Эта схема технологически гибкая и работоспособная
при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов.
Коррозионно-активные вещества удаляются в первой (отбензинивающей) колонне К-1
и основная сложная колонна (атмосферная) К-2 защищена от их воздействия.
Колонна К-2 работает совместно с двумя отпарными секциями (К-3/1 и К-3/2) в
виде дополнительных боковых погонов. Благодаря предварительному удалению в
отбензинивающей колонне растворенных газов и легкого бензина в змеевиках печи,
в теплообменниках не создается большого давления, и основная колонна не
перегружается по парам.
Рис. 2.1. Принципиальная схема установки подготовки нефти.
2.2
Материальный баланс установки
Составим материальный баланс установки мощностью 6 млн. тонн в год по
нефти, разгонка (ИТК) которой приведена в таблице. В отбензинивающей колонне
К-1 предусмотрим отбор фракций легкого бензина 28-1250С. В
атмосферной колонне К-2 следующих фракций: тяжелого бензина 125-1800С,
керосина 180-2400С, дизтоплива 240-3500С, и мазута больше
3500С
Таблица 2.1. Разгонка (ИТК) Усть-Балыкской (Ю-II) нефти.
|
Температура выкипания фракции при 760 мм.рт.ст., 
|
Выход (на нефть), %
|
|
отдельных фракций
|
суммарный
|
|
до 28
|
|
1,91
|
|
28-60
|
|
3,83
|
|
60-90
|
|
5,84
|
|
90-123
|
|
8,13
|
|
123-144
|
|
10,25
|
|
144-163
|
|
12,47
|
|
163-180
|
|
14,69
|
|
180-200
|
|
16,95
|
|
200-217
|
|
19,42
|
|
217-232
|
|
21,85
|
|
232-252
|
|
24,32
|
|
252-268
|
|
26,79
|
|
268-285
|
|
29,36
|
|
285-300
|
|
31,83
|
|
300-314
|
|
34,33
|
|
314-331
|
|
36,86
|
|
331-343
|
|
39,46
|
|
343-358
|
|
42,1
|
|
358-372
|
|
44,74
|
|
372-387
|
|
47,38
|
|
387-401
|
|
50,12
|
|
401-413
|
|
52,79
|
|
413-425
|
|
55,53
|
|
425-439
|
|
58,34
|
|
439-452
|
|
61,05
|
|
452-460
|
|
63,55
|
|
460-472
|
|
66,55
|
|
472-480
|
|
69,57
|
|
остаток
|
|
100
|
Рис. 2.2. Кривая ИТК
Таблица 2.2. Материальный баланс всей установки
|
Статьи баланса
|
Выход на нефть
|
|
%, масс
|
тысяч т/год
|
т/сут
|
кг/час
|
|
Приход:
|
|
1. Нефть
|
100
|
6000
|
17142,9
|
714286
|
|
Всего
|
100
|
6000
|
17142,9
|
714286
|
|
Расход:
|
|
1. Газ (до 28)
|
2
|
120
|
342,9
|
14286
|
|
2. Бензиновая фракция (28-180)
|
12,7
|
762
|
2177,1
|
90714
|
|
3. Керосиновая фракция (180-240)
|
8,1
|
486
|
1388,6
|
57857
|
|
4. Дизельная фракция (240-350)
|
17,4
|
1044
|
2982,9
|
124286
|
|
5. Вакуумный дистиллят (350-480)
|
29,4
|
1764
|
5040,0
|
210000
|
|
6. Гудрон (480 >)
|
30,4
|
1824
|
5211,4
|
217143
|
|
Всего
|
100
|
6000
|
17142,9
|
714286
|
Таблица 2.3. Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1.
|
Статьи баланса
|
Выход на нефть
|
|
%, масс
|
тысяч т/год
|
т/сут
|
кг/час
|
|
Приход:
|
|
1. Нефть
|
100
|
6000
|
17142,9
|
714286
|
|
Всего
|
100
|
6000
|
17142,9
|
714286
|
|
Расход:
|
|
1. Газ (до 28)
|
2
|
120
|
342,9
|
14286
|
|
2. Бензиновая фракция (28-125)
|
6,4
|
384
|
1097,1
|
45714
|
|
3. Полуотбензиненная нефть (125 >)
|
91,6
|
5496
|
15702,9
|
654286
|
|
Всего
|
100
|
6000
|
17142,9
|
714286
|
Таблица 2.4. Материальный баланс основной нефтеперегонной колонны К-2
|
Статьи баланса
|
Выход на нефть
|
|
%, нефть
|
%, масс
|
тысяч т/год
|
т/сут
|
кг/час
|
|
Приход:
|
|
1. Полуотбензиненная нефть (125 >)
|
91,6
|
100
|
5496
|
15702,9
|
654286
|
|
Всего
|
91,6
|
100
|
5496
|
15702,9
|
654286
|
|
Расход:
|
|
1. Бензиновая фракция (125-180)
|
6,3
|
6,9
|
378
|
1080,0
|
45000
|
|
2. Керосиновая фракция (180-240)
|
8,1
|
8,8
|
486
|
1388,6
|
57857
|
|
3. Дизельная фракция (240-350)
|
17,4
|
19,0
|
1044
|
2982,9
|
124286
|
|
4. Вакуумный дистиллят (350-480)
|
29,4
|
32,1
|
1764
|
5040,0
|
210000
|
|
5. Гудрон ( > 480)
|
30,4
|
33,2
|
1824
|
5211,4
|
|
Всего
|
91,6
|
100
|
5496
|
15702,9
|
654286
|
2.3 Технологическая классификация нефти
Усть-Балыкская (Ю-II) нефть относится к классу высокосернистых нефтей,
т.к. в ней содержится 2,06%масс. серы на нефть.
Массовая доля фракций, выкипающих до 350°С составляет 40,1%, что
указывает на принадлежность Усть-Балыкской (Ю-II) нефти к 3 типу.
Усть-Балыкская (Ю-II) нефть относится к 1 группе 3 подгруппы, т.к. в ней
содержится 29,4% базовых масел с индексом вязкости 85.
Усть-Балыкская (Ю-II) нефть содержит 1,25% масс. парафинов и относится к
нефтям первого вида.
Таким образом, в соответствии с ГОСТ 38 01197 - 80 технологический индекс
Усть-Балыкской (Ю-II) нефти 3.3.1.3.1.
.4 Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны К-2
.4.1 Температурный режим колонны К-2
Температура
верха колонны К-2.
Температуру верха можно найти графически, построив линию ОИ. Строим ИТК
для тяжелой бензиновой фракции (125-180
(рис. 2.4.1)
Таблица 2.4.1. Выход узких фракций тяжелой бензиновой фракции.
|
№
|
Температурные пределы выкипания
|
Выход, % масс.
|
|
|
на нефть
|
сумм.
|
на фр.
|
сумм.фр.
|
|
1
|
125-130
|
0,6
|
0,60
|
9,52
|
9,52
|
|
2
|
130-140
|
1,0
|
1,60
|
15,87
|
25,40
|
|
3
|
140-160
|
2,0
|
3,60
|
31,75
|
57,14
|
|
4
|
160-180
|
2,7
|
6,30
|
42,86
|
100,00
|
|
Всего:
|
|
6,3
|
|
100,00
|
|
Таблица 2.4.2. Характеристика кривой ИТК тяжелой бензиновой фракции.
|
Фракция
|
Температура оС
|
Тангенс угла наклона (t70-t10)/60
|
Температура 50% отгона по кривой ИТК t 50% оС
|
|
10% отгона по кривой ИТК t10oC
|
70% отгона по кривой ИТК t70oC
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
125-180
|
130
|
165
|
0,6
|
156
|
На графике Обрядчикова и Смидович находим значения, соответствующие
температурам 0% и 100% отгона. Эти значения откладываем на ИТК, соединяя точки
получаем кривую ОИ. (рис. 2.4.1)
Так как давление в колонные К-2 составляет 0,14 МПа, производим
перерасчет парциального давления фракции:
где 
- число молей соответственно тяжелой бензиновой фракции,
орошения и водяных паров низа колонны и двух боковых стриппингов.
По графику Кокса определяем температуру и корректируем кривую ОИ на
данное давление (рис. 2.4.1)
Рис. 2.4.1
Температура верха колонны К-2 равна 140
Температура
вывода боковых погонов.
Температуру боковых погонов находим аналогично нахождению температуры
верха колонны.
Таблица 2.4.3. Выход узких фракций керосиновой фракции (180-240.
|
№
|
Температурные пределы выкипания
|
Выход, % масс.
|
|
|
на нефть
|
сумм.
|
на фр.
|
сумм.фр.
|
|
1
|
180-200
|
2,0
|
2,00
|
24,69
|
24,69
|
|
2
|
200-220
|
3,1
|
5,10
|
38,27
|
62,96
|
|
3
|
220-240
|
3,0
|
8,10
|
37,04
|
100,00
|
|
Всего:
|
|
8,1
|
|
100,00
|
|
Таблица 2.4.4. Характеристика ИТК фракции 180-240
|
Фракция
|
Температура оС
|
Тангенс угла наклона (t70-t10)/60
|
Температура 50% отгона по кривой ИТК t 50% оС
|
|
10% отгона по кривой ИТК t10oC
|
70% отгона по кривой ИТК t70oC
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
180-240
|
190
|
225
|
0,6
|
215
|
На графике Обрядчикова и Смидович находим значения, соответствующие
температурам 0% и 100% отгона. Эти значения откладываем на ИТК, соединяя точки
получаем кривую ОИ. (рис. 2.4.2)
Так как давление в колонные К-2 составляет 0,14 МПа, производим
перерасчет парциального давления фракции:
где 
- число молей соответственно керосиновой фракции, орошения и
водяных паров низа колонны и из отпарной секции дизельного топлива.
По графику Кокса определяем температуру и корректируем кривую ОИ на
данное давление (рис. 2.4.2)
Рис. 2.4.2
Таблица 2.4.5. Выход узких фракций дизельной фракции (240-350.
|
№
|
Температурные пределы выкипания
|
Выход, % масс.
|
|
|
на нефть
|
сумм.
|
на фр.
|
сумм.фр.
|
|
1
|
240-260
|
3,1
|
3,10
|
17,83
|
17,83
|
|
2
|
260-280
|
2,6
|
5,70
|
14,95
|
32,78
|
|
3
|
280-300
|
3,3
|
9,03
|
19,15
|
51,93
|
|
4
|
300-320
|
3,5
|
12,50
|
19,95
|
71,88
|
|
5
|
320-350
|
4,9
|
17,39
|
28,12
|
100,00
|
|
Всего:
|
|
17,4
|
|
100,00
|
|
Таблица 2.4.6. Характеристика ИТК фракции 180-240
|
Фракция
|
Температура оС
|
Тангенс угла наклона (t70-t10)/60
|
Температура 50% отгона по кривой ИТК t 50% оС
|
|
10% отгона по кривой ИТК t10oC
|
70% отгона по кривой ИТК t70oC
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
240-350.
|
250
|
320
|
1,2
|
300
|
На графике Обрядчикова и Смидович находим значения, соответствующие
температурам 0% и 100% отгона. Эти значения откладываем на ИТК, соединяя точки
получаем кривую ОИ. (рис. 2.4.3)
Так как давление в колонные К-2 составляет 0,14 МПа, производим
перерасчет парциального давления фракции:
где - число молей соответственно керосиновой фракции, орошения и
водяных паров низа колонны и из отпарной секции дизельного топлива.
По графику Кокса определяем температуру и корректируем кривую ОИ на
данное давление (рис. 2.4.3).
Рис. 2.4.3
Температура вывода фракции 180-240 равна 165, а температура вывода фракции
240-350 равна 232
Температура
низа колонны К-2
Температура низа колонны К-2 принимается 340.
2.4.2 Доля
отгона сырья поступающего в колонну К-2
Определим молярную долю отгона при температуре подачи сырья равной 350. Результаты расчетов сведены в
таблицу 2.4.7
Таблица 2.4.7
|
Фракция
|
|
|
|
|
|
|
|
|
125-180
|
153
|
350
|
131
|
0,063
|
4,81
|
0,1464
|
2343,90
|
|
180-240
|
210
|
350
|
169
|
0,081
|
4,79
|
0,1459
|
1084,85
|
|
240-350
|
295
|
350
|
238
|
0,174
|
7,31
|
0,2226
|
280,71
|
|
350-480
|
415
|
350
|
338
|
0,294
|
8,70
|
0,2648
|
26,88
|
|
> 480
|
580
|
350
|
420
|
0,304
|
7,24
|
0,2203
|
0
|
|
Всего
|
|
|
|
0,916
|
32,85
|
1,00
|
|
Продолжение таблица 2.4.7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20,50
|
1076,7
|
0,019
|
0,319
|
41,8
|
16,74
|
0,32
|
140
|
0,425
|
|
20,43
|
541,6
|
0,038
|
0,292
|
49,4
|
7,75
|
0,29
|
140
|
0,425
|
|
31,16
|
199,8
|
0,156
|
0,313
|
74,4
|
2,01
|
0,31
|
140
|
0,425
|
|
37,07
|
91,9
|
0,403
|
0,077
|
26,2
|
0,19
|
0,08
|
140
|
0,425
|
|
30,85
|
80,5
|
0,383
|
0,00
|
0,0
|
|
|
140
|
0,425
|
|
|
|
1,00
|
1,00
|
191,7
|
|
1,00
|
|
|
Молярная доля отгона равна 0,425
Определим массовую долю отгона:
где 
- средняя молярная масса нефти.
Таким образом, массовая доля отгона равна:
2.4.3
Тепловой баланс колонны К-2
Тепловой баланс составим по дизельной, керосиновой и бензиновой секциям
(Контур А, Б, В). Энтальпию жидких и парообразных нефтепродуктов рассчитаем по
формулам:
и 
.
Энтальпию водяного пара возьмем с литературных данных с учетом его
парциального давления.
Плотность 
.
Все результаты сведем в таблицы 2.4.8, 2.4.9, 2.4.10.
Таблица 2.4.8
|
Тепловой баланс секции диз.топлива - контур А
|
|
Приход
|
|
Продукт
|
t, C
|
G, кг/с
|
I, кДж/кг
|
Ф, кВт
|
|
Паровая фаза:
|
350
|
|
|
бензиновая
|
|
12,50
|
1121,0
|
14012,06
|
|
керосиновая
|
|
16,07
|
1103,8
|
17740,44
|
|
дизельная
|
|
34,52
|
1080,5
|
37303,77
|
350
|
|
|
мазут
|
|
118,65
|
829,7
|
98448,78
|
|
Водяной пар:
|
400
|
3,63
|
3276,5
|
11909,82
|
|
Итого
|
|
179414,87
|
|
Расход
|
|
Жидкая фаза:
|
340
|
|
|
мазут
|
|
118,65
|
829,7
|
98448,78
|
|
Паровая фаза:
|
232
|
|
|
бензиновая
|
|
12,50
|
816,3
|
10203,37
|
|
керосиновая
|
|
16,07
|
802,8
|
12902,16
|
|
дизельная
|
|
34,52
|
784,4
|
27082,04
|
|
Водяной пар:
|
232
|
3,63
|
2928,6
|
10645,23
|
|
Итого
|
|
159281,58
|
Таблица 2.4.9
|
Тепловой баланс секции керосиновой фр - контур Б
|
|
Приход
|
|
Продукт
|
t, C
|
G, кг/с
|
I, кДж/кг
|
Ф, кВт
|
|
Паровая фаза:
|
232
|
|
|
бензиновая
|
|
12,50
|
816,3
|
10203,37
|
|
керосиновая
|
|
16,07
|
802,8
|
12902,16
|
|
дизельная
|
|
34,52
|
784,4
|
27082,04
|
|
Водяной пар:
|
|
|
с низу колонны
|
232
|
3,63
|
2928,6
|
10645,23
|
|
из отпарной сек.
|
400
|
0,36
|
3276,5
|
1190,98
|
|
Итого
|
|
62023,78
|
|
Расход
|
|
Паровая фаза:
|
165
|
|
|
бензиновая
|
|
12,50
|
666,9
|
8336,43
|
|
керосиновая
|
|
16,07
|
655,2
|
10530,54
|
|
Жидкая фаза:
|
232
|
|
|
дизельная
|
|
34,52
|
522,0
|
18020,60
|
|
Водяной пар:
|
165
|
4,00
|
2788,0
|
11147,57
|
|
Итого
|
|
48035,15
|
Избыток необходимо снять одним или нескольким циркуляционными орошениями.
Примем одно циркуляционное орошение (
с температурой вывода 250 и возврата 90.Энтальпия жидкого орошении при таких
температурах будет равна 636,19 кДж/кг. Расход циркуляционного орошения
составит:
Таблица 2.4.10
|
Тепловой баланс секции бензиновой фракции - контур В
|
|
Приход
|
|
Продукт
|
t, C
|
G, кг/с
|
I, кДж/кг
|
Ф, кВт
|
|
Паровая фаза:
|
165
|
|
|
бензиновая
|
|
12,50
|
666,9
|
8336,43
|
|
керосиновая
|
|
16,07
|
655,2
|
10530,54
|
|
Водяной пар:
|
|
|
|
с низу колонны
|
165
|
3,63
|
2788,0
|
10134,16
|
|
от отпарной секции
|
400
|
0,55
|
3276,5
|
1786,47
|
|
Итого:
|
|
30787,60
|
|
Расход
|
|
Паровая фаза:
|
140
|
|
|
бензиновая
|
|
12,50
|
615,4
|
7692,3
|
|
Жидкая фаза:
|
165
|
|
|
керосиновая
|
|
16,07
|
362,3
|
5823,1
|
|
Водяной пар:
|
140
|
4,18
|
2005,1
|
8381,6
|
|
Итого:
|
|
21897,1
|
Избыток необходимо снять одним холодным орошениями. Примем одно холодное
орошение с температурой 50. Энтальпия орошения при этой температуре будет равна 101,36
кДж/кг. Расход холодного орошения составит:
.5 Определение геометрических размеров колонны К-2
Для вычисления геометрических размеров были выбраны колпачковые тарелки
со следующими параметрами:т=800мм
2.5.1 Диаметр колонны
Диаметр колонны зависит от объема паров и их допустимой скорости в
свободном сечении колонны. Разделим колонну на два сечения и рассчитаем
диаметры по формуле:
Верхнее сечение:
Найдем объемный расход паров:
Допустимую линейную скорость вычисляют по уравнению:
Полученный результат округляется до ближайшего, большего по ГОСТ 21944-76
равным 4 м
Нижнее сечение:
Допустимую линейную скорость вычисляют по уравнению:
Из двух полученных диаметров выбирается больший. Диаметр колонны равен
4,5 м, что соответствует ГОСТ.
.5.2 Определение числа тарелок
Для данной колонны выбираем колпачковые тарелки, перекрестного тока, в
них между клапаном и ограничителем установлен тяжелый балласт. Клапан начинает
приподниматься при небольших скоростях газа и пара. С дальнейшим увеличением
скорости пара клапан упирается в балласт и затем приподнимается вместе с ним. В
результате такая тарелка значительно раньше вступает в работу, имеет более
широкий рабочий диапазон, более высокую эффективность разделения и пониженное
гидравлическое сопротивление. Коэффициент полезного действия такой тарелки 70%.
Для определения числа тарелок разделим колонну на три, рассчитаем
количество тарелок в каждом сечении.
Верхнее сечение:
Минимальное число тарелок:
Среднее сечение:
Нижнее сечение:
Общее количество:
Количество теоретических тарелок примерно в 2 раза больше минимального,
поэтому:
Вычислим практическое число тарелок по формуле:
Учитывая тарелки отпарных стриппингов, то число тарелок в самой колонне
равно 50.
.5.3 Высота колонны
Высота ректификационных колонн рассчитывается в зависимости от числа,
типа контактных устройств и расстояния между ними.
Высота h1 принимается равной 0,5D для сферического днища. В нашем случае:
Число промежутков между тарелками меньше количества тарелок на единицу,
поэтому:
Высота эвапорационного пространства принимается равной трем расстояниям
между тарелками:
Высота h4 определяется аналогично h2:
Свободное пространство между уровнем жидкости внизу колонны и нижней
тарелкой необходимо для равномерного распределения паров. Высота принимается: 
Высоту слоя жидкости нижней части колонны рассчитывают по ее 10-минутному
запасу, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас
на 600 с, объем мазута составит:
Площадь поперечного сечения колонны:
Тогда:
Высота юбки принимается равной 4м.
Общая высота колонны: 
Заключение
В данной курсовой работе был проведен технологический расчет основной
нефтеперегонной колонны К-2. В результате расчетов получены следующие данные:
|
Характеристика
|
Величина
|
|
Температура верха колонны,°С
|
140
|
|
Температура вывода керосина (180-240°С)
|
165
|
|
Температура вывода диз.топлива (240-350°С)
|
232
|
|
Температура низа колонны,°С
|
340
|
|
Температура ввода сырья,°С
|
350
|
|
Давление, МПа
|
0,14
|
|
Диаметр колонны, м
|
4,5
|
|
Высота колонны, м
|
58,3
|
|
Количество тарелок
|
50
|
|
Количество тарелок в боковых стриппингах
|
12
|
Список
использованной литературы
1. Ахметов
С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учебное пособие / С.А.
Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.А. Кауфман. - СПб: Недра, 2009. - 832 с.
. Магарил
Р.. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное
пособие / Р.З. Магарил. - М.: КДУ, 2010. - 280 с.
3. Мановян
А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие
для вузов. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. - 568 с.
4. Александров
И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке: монография / И.А. Александров.
- М.: Химия, 1981. - 352 с
. Основные
процессы и аппараты химической технологии: пособие по проектированию / Г.С.
Борисов [и др.]; под редакцией Ю.И. Дытнерского. - четвертое издание, стер.,
перепечатка с издания 1991 года - М.: АльянС, 2008. - 494 с.
. Альбом
технологических схем процессов переработки нефти и газа / Под ред. Б.И.
Бондаренко. М.: Химия,1983.-128с.
. Нефти
СССР: Справочник / Под ред. С.Н. Павловой, З.В. Дриацкой. - т.4. - М.: Химия,
1976.
. Справочник
нефтепереработчика: справочное издание / под ред. Г.А. Ластовкина, Е.Д.
Радченко, М.Г. Рудина. - Л.: Химия. Ленинградское отделение, 1986. - 648 с.
. Расчёты
основных процессов и аппаратов нефтепереработки: справочник / Е.Н. Судаков. -
3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. - 567с.
. Физико-химические
свойства индивидуальных углеводородов: справочник / под редакцией В.М.
Татевского. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 412 с.
. Рид
Р. Свойства газов и жидкостей / Р. Рид, Дж. Праусниц, Т. Шервуд; пер. под ред.
Б.И. Соколова. - Л.: Химия, 1982. - 592 с.
. Александров
И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. Методы расчета и основы
конструирования. - 3-е изд. М.: Химия, 1987. - 280с.