Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Другое
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    147,77 Кб
  • Опубликовано:
    2015-03-13
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

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.

Похожие работы на - Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!