Установка для перегонки нефти

Оглавление Введение

1. Исходные данные. Выбор способа переработки нефти

1.1 Характеристика нефти

1.2 Обоснование выбора

2. Материальный баланс

3. Поточная схема установки

4. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

4.1 Температурный режим колонны

4.1.1 Температура верха колонны

4.1.2 Температура низа колонны

4.1.3 Температура ввода сырья

4.1.4 Температура вывода боковых погонов

5. Тепловой баланс колонны

5.1 Расчет теплового баланса

6. Определение геометрических размеров колонны

6.1 Диаметр колонны

6.2 Число тарелок

6.3 Высота колонны

6.4 Заключение

7. Список использованной литературы Приложение 1. Принципиальная схема блока атмосферной перегонки мортымьинской нефти.

Приложение 2. Материальный баланс блоков гидроочистки керосиновой и дизельной фракций, газофракционирования.

Одно из основных направлений технического прогресса в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности — строительство высокопроизводительных комбинированных установок. Высокие технико-экономические показатели достигнуты при эксплуатации отечественных комбинированных установок глубокой переработки нефти (ГК-3), производства топлив (ЛК-6у), установок деасфальтизации и селективной очистки масел, депарафинизации масел и обезмасливания парафинов. В состав комбинированной установки ЛК-6у входят блок двухступенчатого обессоливания сырой нефти в горизонтальных электродегидраторах; блок двухколонной атмосферной перегонки нефти и стабилизации и фракционирования бензина; блок каталитического риформннга бензина с предварительной гидроочисткой сырья; секции гидроочистки керосина и дизельного топлива; блок газофракционирования.

В блоке газофракционнрования предусмотрена единая централизованная детализация головных фракций, поступающих после стабилизации продуктов из всех секций установки; в этом блоке вырабатываются сухой газ, пропановая, изобутановая и н-бутановая фракции, а также фракцияС₅ и выше.

На установке ЛК-6у вырабатывают продукты высокого качества: компонент автобензина с октановым числом 90—95 (исследовательский метод), гидроочищенный керосин, малосернистое дизельное топливо с содержанием серы менее 0,2% (масс.), мазут.

По данным Ленгипронефтехима, в результате комбинирования процессов на установках ЛК-6у удельные капитальные вложения снижаются на 11—12%, стоимость переработки нефти на 9—10%, прибыль возрастает на 6%, а производительность труда на 45—50%, территория установки сокращается более чем в два раза.

Вместе с тем более сложная эксплуатация технологических блоков предъявляет и более жесткие требования к надежной и бесперебойной работе аппаратов и оборудования, часть которого монтируется без резерва.

Основные преимущества комбинированных установок:

· сокращенные сроки строительства в связи с уменьшением строительно-монтажных работ;

· меньшая длина дорогостоящих коммуникаций (технологические трубопроводы, кабели, трассы контроля и автоматики);

· меньшая территория установки;

· централизация управления всеми технологическими процессами (из одного помещения);

· размещение однотипного оборудования и в специальных помещениях;

· более низкие затраты на сооружение общезаводских объектов; резервуарных парков, сетей водопровода, канализации, автодорог;

· более высокая производительность труда.

1. Исходные данные. Выбор способа переработки нефти

В качестве исходного сырья на установке ЛК-6У используется мортымьинская нефть.

1.1 Характеристика нефти

Технологический индекс нефти 1.1.2.4.2 ГОСТ 38–1 197−80

Таблица 1.1.

Технологический индекс нефти

1.2 Обоснование выбора

Для перегонки легких нефтей (I тип) с высоким выходом фракций до 350 оС (57,8%), повышенным содержанием бензиновых фракций (28,18%) целесообразно применять установки АТ двухкратного испарения. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного отбензинивания нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. В первой колонне из нефти отбирают большую часть газа и низкокипящих бензиновых фракций. Мазут целесообразно использовать как сырье каталитического крекинга для получения высокооктанового компонента бензина, либо использовать как котельное топливо. Принципиальная схема переработки представлена в приложении 1.

Разгонка мортымьинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций представлена в таблице 1.2

Таблица 1.2.

Разгонка (ИТК) мортымьинской нефти

По данным таблицы построена кривая ИТК, представленная на рисунке 1.1.

2. Материальный баланс

Материальные балансы установки ЛК-6У и блока атмосферной перегонки представлены в таблицах ниже.

Таблица 2.1.

Материальный баланс установки ЛК-6У

Таблица 2.2.

Материальный баланс блока атмосферной перегонки

Материальный баланс остальных блоков представлен в приложении 2.

3. Поточная схема установки

Поточная схема установки ЛК-6У представлена на рис. 3.1.

4. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

4.1 Температурный режим колонны

4.1.1 Температура верха колонны

Для расчета температуры верха колонны аналитическим методом необходимо рассматривать каждую фракцию как отдельный компонент и вести расчет для двухкомпонентной системы. Молярная доля низкокипящего компонента равна 0,95, следовательно, высококипящего — 0,05. Чтобы найти константы фазового равновесия k₁ и k₂, необходимо определить давление насыщеннх паров компонентов. Для этого используем формулу Ашворта, приняв в качестве температур кипения компонентов средние арифметические температуры начала и конца кипения фракции.

где Р_н — давление насыщенных паров при температуре Т, Па; Т₀ — средняя температура кипения фракции при атмосферном давлении, К. Значения функции температур f (T) и f (T₀) при различных температурах приводятся в справочной литературе

Результаты расчета сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Результаты расчета температуры верха колонны

где 4,129; 4,480; 3,804 — функции температур 169,7; 150; 190 ^оС соответственно.

где 84 022; 11 630 — расход бензиновой фракции и водяного пара соответственно; 130,7; 18 — молярные массы бензиновой фракции и водорода соответственно.

Температуру верха принимаем равной 169,7 ^оС.

4.1.2 Температура низа колонны

Температуру низа колонны принимаем по практическим данным, равной 330 ^оС.

4.1.3 Температура ввода сырья

Сырье поступает в колонну в парожидкостном состоянии.

При температуре ввода сырья равной 340 °C и доле отгона 0,28 получатся следующие результаты, сведенные в таблицу 3.1.

Таблица 4.2.

Расчет доли отгона

4.1.4 Температура вывода боковых погонов

Для расчета температуры боковых погонов необходимо построить линию ОИ данной фракции, приняв ее ИТК как диагональ координатного прямоугольника. Поскольку на тарелке отбора находятся и другие компоненты, линию ОИ необходимо скорректировать на парциальное давление выводимой фракции. После корректировки по графику Кокса, температура начала кипения ОИ будет равна температуре отбора фракции. Для расчета давления воспользуемся следующей формулой:

Давление на тарелке отбора керосиновой фракции:

Давление на тарелке отбора дизельной фракции:

Результаты расчета сведены в таблицу 4.3.

Таблица 4.3.

Температура отбора боковых погонов

5. Тепловой баланс колонны

Количество тепла, поступающее в колонну и количество тепла, уносимое из нее должны быть равны.

Ф_вх=Ф_вых

где Ф_вх и Ф_вых — тепловой поток, входящий и выходящий из колонны соответственно, Вт.

Тепловой поток поступает в колонну:

1. С сырьем, нагретым до температуры t₀

Ф₀=G₀· I^ж_t0

где G₀ — расход сырья, кг/с; I^ж_t0 — энтальпия жидкого сырья, Дж/кг.

Энтальпия жидкости считается по формуле где с₁₅¹⁵ — относительная плотность компонента, а — коэффициент, постоянный для определенной температуры, его значения приводятся в справочной литературе.

2. С горячей струей Ф_г. с.

Ф_г. с.=G_г. с.· (I^п_tг.с — I^ж_tW)

Суммарный тепловой поток, входящий в колонну равен:

Ф_вх=Ф₀+Ф_г._с.

Тепловой поток покидает колонну:

1. С парами дистиллята Ф_D=G_D· I^п_tD

где G_D — расход дистиллята, кг/с; I^п_tD — энтальпия паров дистиллята, Дж/кг.

Энтальпия паров считается по формуле где с₁₅¹⁵ — относительная плотность компонента, b — коэффициент, постоянный для определенной температуры, его значения привоятся в справочной литературе.

2. C жидким нижним продуктом Ф_W=G_W· I^ж_tW

где G_W — расход нижнего продукта, кг/с; I^ж_tW — энтальпия жидкого остатка, Дж/кг.

3. С верхним орошением Пары, покидающие колонну имеют такую же температуру, что и пары дистиллята, и после их конденсации орошающая жидкость входит в колонну с температурой t_ор.

Ф_ор=G_ор· (I^п_tD — I^ж_tор)

Суммарный тепловой поток, входящий в колонну равен:

Ф_вх=Ф_D+Ф_W +Ф_ор

5.1 Расчет теплового баланса

Тепловой баланс рассчитаем отдельно для бензиновой, керосиновой и дизельной фракций.

Таблица 5.1.

Данные для расчета теплового баланса

Приведем пример расчета теплового баланса для керосиновой фракции.

Ввод в керосиновую фракцию осуществляется в паровой фазе. В ней будут находится бензиновая, керосиновая, дизельная фракции, а также водяной пар, введенный снизу колонны, и в отпарную колонну дизельной фракции. На выходе из керосиновой секции колонны в паровой фазе выводится бензиновая, керосиновая фракции и водяной пар, введенный снизу колонны, а также из отпарной колонны дизельной фракции. В жидком виде выводится дизельная фракция.

Для расчета энтальпии бензиновой фракции в паровой фазе воспользуемся формулой, записанной ранее:

= 813,7 кДж/кг Для расчета энтальпии дизельной фракции в жидкой фазе воспользуемся формулой, записанной ранее:

= 525,65 кДж/кг.

Аналогично рассчитываем данные для других секций колонны. Результаты сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

Тепловой баланс колонны

Превышение приходной части теплового баланса по керосиновой секции составляет:

Избыток необходимо снять циркуляционным орошением. Примем температуру вывода 185 ^оС и возврата 90 ^оС. Расход циркуляционного орошения составит:

Где 701,72; 187,36 — энтальпии циркуляционного орошения вывода и ввода соответственно.

Аналогично проведем рассчеты орошений для бензиновой и дизельной секций. В бензиновой секции в качестве орошения примем острое орошение с температурой вывода, равной температуре верха колонны. Результаты сведены в таблицу 5.3.

Таблица 5.3.

Расход орошения

6. Определение геометрических размеров колонны

6.1 Диаметр колонны

Диаметр колонны зависит от объема паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны. Объемный расход паров (G_п', м³/с) рассчитывается по формуле:

где, Т — температура системы, К; Р — общее давление в системе, МПа; G_i — расход компонента, кг/с; M_i — молярная масса компонента, кг/кмоль;

допустимую линейную скорость (х_л, м/с) паров вычислим по уравнению Саудерса и Брауна:

,

где, с — коэффициент; с_ж, с_п — плотность жидкой и паровой фаз, кг/м³. Коэффициент с определяется по графику [1,с.74] в зависимости от типа тарелок и расстояния между ними в колонне.

Диаметр колонны (D, м) определяется по формуле Объемный расход в данном сечении равен:

где, 166,2 — температура вверху колонны, ^оС; 0,16 -давление в верху колонны, МПа; 23,34; 3,23; 9,37- расход бензиновой фракции, водяного пара, орошения соответственно, кг/с; 130,7, 18, 130,7 — молярные массы бензиновой фракции, водяного пара, орошения соответственно, кг/кмоль;

Допустимая линейная скорость равна:

где, 850 — коэффициент, определенный по графику [1,c.74]; 767,12; 3,41 — плотность жидкой и паровой фаз соответственно, кг/м³.

Диаметр колонны равен:

Аналогично определяем диаметр колонны в сечении ввода сырья. Все результаты сведены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1.

Определение диаметров колонны

Диаметр в колонне считаем одинаковым и округляем до ближайшего большего стандартного значения по ГОСТ 21 944;76.

Принимаем диаметр колонны, равный 4,5 м.

6.2 Число тарелок

Число тарелок в ректификационной колонне определяется требуемой эффективностью погоноразделения, физико-химическими свойствам жидкостей и паровой фаз.

Число теоретических, а затем и практических тарелок в колонне, которое обеспечит заданное разделение сырья, определяют графически или аналитически.

Для расчёта ректификации сырья, состоящего из двух компонентов с билзкими температурами кипения, можно использовать уравнение Фенске:

где N_min — минимальное число теоретических тарелок, отвечающих полному орошению; б=к_А/к_В — средний коэффициент относительной летучести НКК (компонента А) в условиях колонны.

где Т₁ и Т₂ — температуры кипения низкои высококипящего компонента при атмосферном давлении; Т — температура, при которой определяется относительная летучесть смеси (под относительной летучестью б_i компонента i в многокомпонентной смеси понимается б_i=k_i/k_э, где k_i — константа парожидкостного равновесия компонента i при температуре t и давлении р системы; k_э — то же, для компонента, принятого за эталон.)

Для расчета данной нефтеперегонной колонны представим ее в виде трех колонн, в которых происходит разделение бинарных смесей. Так, в первой колонне верхом будет отбираться фракция (120−180 ^оС), низом отбирается фракция (>180 ^oC). Во второй колонне верхом отбирается фракция (180−230 ^оС), низом фракция (>230 ^oC). В третьей колонне верхом отбирается фракция (230−350 ^оС), низом фракция (>350 ^оC).

Пример расчета для первой колонны:

где 468 и 438 — температуры кипения низко- (120−180 ^oC) и высококипящего (>180 ^oC) компонента при атмосферном давлении, K; 443,4 — температура, при которой определяется относительная летучесть смеси, K.

Минимальное число теоретических тарелок равно:

Аналогично проводим расчеты минимального числа для второй и третьих колонн. Все результаты сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2.

Минимальное число тарелок

Согласно опытным данным, при оптимальном флегмовом числе в колонне требуется теоретических тарелок примерно в 2 раза больше минимального, т. е. N_т = 27,83· 2 = 55,66 тарелок.

Отношение числа реальных тарелок к числу теоретических тарелок называется КПД тарелки.

КПД=0,17−0,616· lgм,

Где м — вязкость разделяемой смеси, сП.

Примем КПД из практических данных равным 0,8.

Тогда число реальных тарелок будет равно

— тарелок в колонне.

В каждой из отпарных секций примем число реальных тарелок 5, значит в основной колонне будет 60 реальных тарелок.

6.3 Высота колонны

Высота ректификационной колонны рассчитывается в зависимости от числа, типа контактных устройств и расстояния между ними. Расстояние между тарелками в промышленных колоннах обычно равно 0,4 — 0,7 м. Общая высота колонны больше высоты контактной части на величину свободных пространств и дополнительных устройств.

Высота колонны рассчитывается по уравнению:

Н_к=h₁+h₂+h₃+h₄+h₅+ h₆, м Где h₁ — высота сепарационного пространства — расстояние от верхней тарелки до выпуклой части крышки. Для сферического днища принимается равной половине диаметра колонны;

h₂ — высота части колонны, занятой тарелками;

h₃ — высота эвапорационной части колонны (зоны питания колонны), принимается равной 3 расстояниям между тарелками;

h₄ — высота низа колонны — расстояние между уровнем жидкости в колонне и нижней тарелкой. Принимают в пределах 1−2 м.

h₅ — высота нижней части колонны — расстояние до выпуклой части днища;

h₆ — высота юбки колонны. Принимается по практическим данным равной 4 м.

Рассчитаем высоту колонны

где 0,7 — расстояние между тарелками, 59 — число промежутков между тарелками, оно меньше количества тарелок на единицу.

Высоту слоя жидкости h₅ в нижней части колонны рассчитываем по её 10-минутному запасу, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас на 600 с, объём мазута составит:

Общая высота колонны складывается из всех найденных высот Ректификационная колонна имеет следующие геометрические размеры:

Диаметр колонны 4,5 м;

Высота колонны — 54,3 м;

Число тарелок — 70, из них в отпарных колоннах по 5, в основной колонне 60;

Расстояние между тарелками 0,7 м.

Заключение

В данном курсовом проекте был разработан проект комбинированной установки ЛК-6У для мортымьинской нефти. В процессе работы были рассчитаны технологические параметры работы основной нефтеперегонной колонны, определение ее теплового баланса, геометрических размеров. В эти расчёты входили:

· расчёт температур верха (T=169 ^оС), низа колонны (330 ^оС), ввода сырья (340 ^оС), вывода боковых погонов (171 ^оС, 232 ^оС);

· расчет диаметра (D=4,5 м), высоты колонны (54,3 м), числа практических тарелок (70 шт, из них по 5 в каждой отпарной колонне).

1. Трушкова Л. В., Пауков А. Н. Расчёты по технологии переработки нефти и газа; учебное пособие.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2013, 124с.

2. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа/ Под ред. Б. И. Бондаренко._М.:Химия, 2003. 128с.

3. Сарданашвили А. Г., Львова А. И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.- 2-е изд.-М., Химия, 1980.-256с.

4. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: Учебное пособие.-М.: КДУ, 2008.-280с.

5. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа.ч.2: Учебник для вузов. М.: Химия, 1980.-328с.

6. Технологические расчеты установок переработки нефти: Учебное пособие для вузов / Танатаров М. А., Ахметшина М. Н., Фасхутдинов Р. А. и др.-М.: Химия, 1987.-352с.

7. Трушкова Л. В. Курс лекций по дисциплине «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов» .: Учебное пособие.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. 63с.

8. Справочник нефтепереработчика: Справочник / Под. Ред. Г. А. Ластовкина, Е. Д. Радченко.- Л.: Химия, 1986.-648с.

9. Эмирджанов Р. Т., Лемберанский Р. А. Основы технологических расчетов в нефтепереработке и нефтехимии: Учебное пособие для вузов.- М.: Химия, 1989. 192с.

10. Крекинг нефтяных фракций на цеолитсодержащих катализаторах/ Под ред. С. Н. Хаджиева.-М.: Химия, 1982.-280с.

11. Суханов В. П. Каталитические процессы в нефтепереработке.-М.: Химия, 1973.-416с.

Приложение 1

Принципиальная схема блока атмосферной перегонки мортымьинской нефти.

Приложение 2

Материальный баланс блоков гидроочистки керосиновой и дизельной фракций, газофракционирования.