Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн.
тонн в год.
Технологический расчет основной нефтеперегонной коло
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… Читать ещё >
Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной коло (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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.
- Введение
- Перечень сокращений и условных обозначений
- 1. Литературный обзор
- 1.1 Подготовка нефти к переработке
- 1.1.1 Фракционный состав нефти
- 1.1.2 Основные нефтяные фракции
- 1.1.3 Выбор направления переработки нефти
- 1.2 Теоретические основы процессов перегонки нефти
- 1.2.1 Общие сведения о перегонке и ректификации нефти
- 1.2.2 Простые и сложные колонны
- 1.2.3 Способы регулирования температурного режима ректификационной колонны
- 2. Технологическая часть
- 2.1 Технологическая схема установки
- 2.2 Материальный баланс установки
- 2.3 Технологическая классификация нефти
- 2.4 Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны К-2
- 2.4.1 Температурный режим колонны К-2
- 2.4.2 Доля отгона сырья, поступающего в колонну К-2
- 2.4.3 Тепловой баланс колонны К-2
- 2.5 Определение геометрических размеров колонны К-2
- 2.5.1 Диаметр колонны
- 2.5.2 Определение числа тарелок
- 2.5.3 Высота колонны
- Заключение
- Список использованной литературы
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 нефтеи 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:
I — энтальпия, кДж/кг;
Р — давление, МПа;
Т — температура, 0 С;
t — температура, К;
М — молярная масса, кг/кмоль;
Vмолярныйобьем, м3/кмоль;
G — массовый расход, кг/с;
Ф — тепловой поток, Вт;
ж, рпплотность жидкой и паровой фаз, кг/м3;
vл — линейная скорость пара, м/с;
D — диаметр, м;
Н — высота, м;
1. Литературный обзор
1.1 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.
1.1.1 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 11 011–85). 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 °C, 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 °C, 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 °C. 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.
1.1.3 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.
1.2 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.
1.2.1 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 теплои 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.
1.2.2 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 ® характеризует соотношение жидкого и парового потоков в концентрационной части колонны и рассчитывается как
R = 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:
1) обеспечивают состояние разделяемой системы, далекое от критического (иначе нельзя реализовать процесс ректификации), и возможно большее значение коэффициента относительной летучести;
2) исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;
3) 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 °C.
- 2. Технологическая часть
- Технологический расчёт установки первичной перегонки нефти проводился в соответствии с методикой и с использованием справочных данных, приведённой в пособии.
- 2.1 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 | |||
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 | 17 142,9 | ||||
Всего | 17 142,9 | ||||
Расход: | |||||
1. Газ (до 28) | 342,9 | ||||
2. Бензиновая фракция (28−180) | 12,7 | 2177,1 | |||
3. Керосиновая фракция (180−240) | 8,1 | 1388,6 | |||
4. Дизельная фракция (240−350) | 17,4 | 2982,9 | |||
5. Вакуумный дистиллят (350−480) | 29,4 | 5040,0 | |||
6. Гудрон (480 >) | 30,4 | 5211,4 | |||
Всего | 17 142,9 | ||||
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 | 17 142,9 | ||||
Всего | 17 142,9 | ||||
Расход: | |||||
1. Газ (до 28) | 342,9 | ||||
2. Бензиновая фракция (28−125) | 6,4 | 1097,1 | |||
3. Полуотбензиненная нефть (125 >) | 91,6 | 15 702,9 | |||
Всего | 17 142,9 | ||||
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 | 15 702,9 | ||||
Всего | 91,6 | 15 702,9 | ||||
Расход: | ||||||
1. Бензиновая фракция (125−180) | 6,3 | 6,9 | 1080,0 | |||
2. Керосиновая фракция (180−240) | 8,1 | 8,8 | 1388,6 | |||
3. Дизельная фракция (240−350) | 17,4 | 19,0 | 2982,9 | |||
4. Вакуумный дистиллят (350−480) | 29,4 | 32,1 | 5040,0 | |||
5. Гудрон (> 480) | 30,4 | 33,2 | 5211,4 | |||
Всего | 91,6 | 15 702,9 | ||||
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 °C 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 1 197 — 80 технологический индекс Усть-Балыкской (Ю-II) нефти 3.3.1.3.1.
2.4 Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны К-2
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. | |||
125−130 | 0,6 | 0,60 | 9,52 | 9,52 | ||
130−140 | 1,0 | 1,60 | 15,87 | 25,40 | ||
140−160 | 2,0 | 3,60 | 31,75 | 57,14 | ||
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 | 0,6 | ||||
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. | |||
180−200 | 2,0 | 2,00 | 24,69 | 24,69 | ||
200−220 | 3,1 | 5,10 | 38,27 | 62,96 | ||
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 | 0,6 | ||||
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. | |||
240−260 | 3,1 | 3,10 | 17,83 | 17,83 | ||
260−280 | 2,6 | 5,70 | 14,95 | 32,78 | ||
280−300 | 3,3 | 9,03 | 19,15 | 51,93 | ||
300−320 | 3,5 | 12,50 | 19,95 | 71,88 | ||
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. | 1,2 | ||||
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 | 0,063 | 4,81 | 0,1464 | 2343,90 | ||||
180−240 | 0,081 | 4,79 | 0,1459 | 1084,85 | ||||
240−350 | 0,174 | 7,31 | 0,2226 | 280,71 | ||||
350−480 | 0,294 | 8,70 | 0,2648 | 26,88 | ||||
> 480 | 0,304 | 7,24 | 0,2203 | |||||
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 | 0,425 | ||
20,43 | 541,6 | 0,038 | 0,292 | 49,4 | 7,75 | 0,29 | 0,425 | ||
31,16 | 199,8 | 0,156 | 0,313 | 74,4 | 2,01 | 0,31 | 0,425 | ||
37,07 | 91,9 | 0,403 | 0,077 | 26,2 | 0,19 | 0,08 | 0,425 | ||
30,85 | 80,5 | 0,383 | 0,00 | 0,0 | 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: | |||||
бензиновая | 12,50 | 1121,0 | 14 012,06 | ||
керосиновая | 16,07 | 1103,8 | 17 740,44 | ||
дизельная | 34,52 | 1080,5 | 37 303,77 | ||
Жидкая фаза: | |||||
мазут | 118,65 | 829,7 | 98 448,78 | ||
Водяной пар: | 3,63 | 3276,5 | 11 909,82 | ||
Итого | 179 414,87 | ||||
Расход | |||||
Жидкая фаза: | |||||
мазут | 118,65 | 829,7 | 98 448,78 | ||
Паровая фаза: | |||||
бензиновая | 12,50 | 816,3 | 10 203,37 | ||
керосиновая | 16,07 | 802,8 | 12 902,16 | ||
дизельная | 34,52 | 784,4 | 27 082,04 | ||
Водяной пар: | 3,63 | 2928,6 | 10 645,23 | ||
Итого | 159 281,58 | ||||
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: | |||||
бензиновая | 12,50 | 816,3 | 10 203,37 | ||
керосиновая | 16,07 | 802,8 | 12 902,16 | ||
дизельная | 34,52 | 784,4 | 27 082,04 | ||
Водяной пар: | |||||
с низу колонны | 3,63 | 2928,6 | 10 645,23 | ||
из отпарной сек. | 0,36 | 3276,5 | 1190,98 | ||
Итого | 62 023,78 | ||||
Расход | |||||
Паровая фаза: | |||||
бензиновая | 12,50 | 666,9 | 8336,43 | ||
керосиновая | 16,07 | 655,2 | 10 530,54 | ||
Жидкая фаза: | |||||
дизельная | 34,52 | 522,0 | 18 020,60 | ||
Водяной пар: | 4,00 | 2788,0 | 11 147,57 | ||
Итого | 48 035,15 | ||||
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: | |||||
бензиновая | 12,50 | 666,9 | 8336,43 | ||
керосиновая | 16,07 | 655,2 | 10 530,54 | ||
Водяной пар: | |||||
с низу колонны | 3,63 | 2788,0 | 10 134,16 | ||
от отпарной секции | 0,55 | 3276,5 | 1786,47 | ||
Итого: | 30 787,60 | ||||
Расход | |||||
Паровая фаза: | |||||
бензиновая | 12,50 | 615,4 | 7692,3 | ||
Жидкая фаза: | |||||
керосиновая | 16,07 | 362,3 | 5823,1 | ||
Водяной пар: | 4,18 | 2005,1 | 8381,6 | ||
Итого: | 21 897,1 | ||||
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:
2.5 Определение геометрических размеров колонны К-2
Для вычисления геометрических размеров были выбраны колпачковые тарелки со следующими параметрами:
Hт=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 21 944;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.
2.5.2 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.
2.5.3 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 4 м.
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 | ||
Температура вывода керосина (180−240°С) | ||
Температура вывода диз. топлива (240−350°С) | ||
Температура низа колонны,°С | ||
Температура ввода сырья,°С | ||
Давление, МПа | 0,14 | |
Диаметр колонны, м | 4,5 | |
Высота колонны, м | 58,3 | |
Количество тарелок | ||
Количество тарелок в боковых стриппингах | ||
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.
2. 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
5. 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.
6. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа / Под ред. Б. И. Бондаренко. М.: Химия, 1983.-128с.
7. Нефти СССР: Справочник / Под ред. С. Н. Павловой, З. В. Дриацкой. — т.4. — М.: Химия, 1976.
8. Справочник нефтепереработчика: справочное издание / под ред. Г. А. Ластовкина, Е. Д. Радченко, М. Г. Рудина. — Л.: Химия. Ленинградское отделение, 1986. — 648 с.
9. Расчёты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: справочник / Е. Н. Судаков. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Химия, 1979. — 567с.
10. Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов: справочник / под редакцией В. М. Татевского. — М.: Гостоптехиздат, 1960. — 412 с.
11. Рид Р. Свойства газов и жидкостей / Р. Рид, Дж. Праусниц, Т. Шервуд; пер. под ред. Б. И. Соколова. — Л.: Химия, 1982. — 592 с.
12. Александров И. А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. Методы расчета и основы конструирования. — 3-е изд. М.: Химия, 1987. — 280с.