Меню

Поиск

Установка первичной переработки нефти

Диаметр колонны можно определить по уравнению [15]:

D=,

Где Gп – объемный расход паров, м3/с

Vл - допустимая линейная скорость паров, м/с.

Для расчета диаметра ректификационной колонны необходимо определить объемный расход паров (м3/с) в тех сечениях колонны где они образуются.

Объемный расход паров [15]:

Gп = 22,4∙Т∙0,101∙∑ (Gi/Мi)/(273∙Р)/3600,

где Т – температура системы, К;

Р – давление в системе, МПа;

Gi – расход компонента, кг/ч;

Мi – молекулярная масса компонента кг/кмоль.

Определение объемного расхода паров в точке ввода сырья:

Температура в точке ввода сырья 1400С

Давление в точке ввода сырья 350 кПа

Расход паров 16890 кг/ч

Молекулярная масса паров 88,99 кг/кмоль

Тогда объёмный расход паров:

Gп=22,4∙(140+273)∙0,101∙(16890/(3600∙88,99))/(273∙0,350)=0,516 м3/с,

Определение объемного расхода паров в точке ввода горячей струи:

Температура в точке ввода горячей струи 2000С

Давление в точке ввода горячей струи 356 кПа

Расход паров 10756 кг/ч (табл. 7.3)

Молекулярная масса паров 100,6 кг/кмоль

Тогда объёмный расход паров:

Gп=22,4∙(200+273)∙0,101∙(10756/(3600∙100,6))/(273∙0,356)=0,327 м3/с,

Определение объемного расхода паров в точке вывода паров дистиллята:

Температура в точке вывода паров дистиллята 93,50С

Давление в точке вывода паров дистиллята 341 кПа

Расход паров: фр нк-70оС+орошение 7500+15000=22500 кг/ч (табл. 7.3).

Молекулярная масса паров 76,5 кг/кмоль

Тогда объёмный расход паров:

Gп=22,4∙(93,5+273)∙0,101∙(22500/(3600∙76,5))/(273∙0,341)=0,73 м3/с,

Дальнейшее определение диаметра производим по максимальному расходу паров т.е. Gп=0,73 м3/с.

Допустимая линейная скорость паров [15]:

Vл= (0,305*С*Ö(ρж – ρп)/ ρп )/3600,

где С – коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации; С=300 [15];

ρж , ρп – абсолютная плотность соответственно жидкости и паров, кг/м3.

а) Плотность жидкой фазы

r1515 = 1,03∙М/(44,29+М),

где М – молярная масса паровой фазы, кг/кмоль.

r1515 = 1,03∙76,6/(44,29+76,6)=0,6526

r493,5=r1515-(93,5-15)∙a=0,6526-93∙0,000962= 0,5771

rж(93,5°С)= 577,1 кг/м3

б) Плотность паровой фазы

rп=rо∙Т0∙Р/(Т∙Р0) [15],

где rо – плотность пара при нормальных условиях, кг/м3

rп=76,6∙273∙0,341/(22,4∙381∙0,101)=0,86 кг/м3

Получаем,

Vл= 0,305∙300∙Ö((577,1-0,86) / 0,86) /3600=0,66 м/с

Соответственно диаметр колонны равен:

D =

По ГОСТ 21944-76 принимаем диаметр 1,3 м.

7.7 Расчет высоты колонны

Рис. 6. К расчету высоты колонны четкой ректификации.

h1 = ½D=½∙1,3=0,65 м

h2=(nв-1)∙hт=(36-1)∙0,25=8,75 м

h3= hт∙3=0,25∙3=0,75 м

h4=(nн-1)∙ hт=(24-1)∙0,25=5,75 м

h5=1,5 м

Высоту слоя жидкости в нижней части колонны рассчитывают по её запасу на 10 минуты, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас на 600 с, объем кубового остатка с учётом расхода горячей струи составит:

V=(Gк+Gгс)∙600/3600r

Где r - плотность кубового остатка при температуре внизу колонны, кг/м3:

r=(0,7151-0,000884∙(154-15))∙1000=679,7 кг/м3

тогда

V=(24286+5621)∙600/(3600∙679,7)=7,33 м3

Площадь поперечного сечения колонны:

S=pD2/4=0,785∙1,32=1,33 м2

тогда

h6=V/S=7,33/1,33=5,6 м.

Высоту юбки h7 принимают, исходя из практических данных, равной 4 м.

Общая высота колонны составляет:

H=h1+ h2+ h3+ h4+ h5+ h6+ h7 =0,65+8,75+0,75+5,75+1,5+5,6+4=27,00 м

8 Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока

Печь атмосферного блока для нагрева и частичного испарения отбензиненной нефти подаваемой в колонну К-2 и «горячей струи» для подогрева низа колонны К-1. В расчете используем доли отгона, найденные с помощью ПЭВМ. Количество теплоты Qпол.(кВт), затрачиваемой на нагрев и частичное испарение отбензиненной нефти, определяется по формуле [12]:

Qпол.=Gc∙(е∙Нt2п+(1-е)∙ Нt2ж- Нt1ж)/3600,

где Gс – расход сырья, кг/ч;

е – массовая доля отгона отбензиненной нефти на выходе из печи;

Нt1ж, Нt2ж, Нt2п – энтальпия жидкой и паровой фаз отбензиненной нефти при температурах на входе (t1) и выходе (t2) из печи, кДж/кг.

Зададимся следующими данными для расчета:

- температура нефти на входе в печь- 260 оС;

- температура выхода «горячей струи» в К-1 – 330 оС;

- температура выхода нефти в К-2 – 360 оС;

- давление в колонне К-1 – 350 кПа;

- давление в колонне К-2 – 150 кПа;

- расход «горячей струи» в К-1 (30% на сырье) – 329500∙0,3=98850 кг/ч;

Таблица 8.1. - Для нахождения доли отгона в печи атмосферного блока

Номер компонента

Компоненты, фракции

Массовая доля компонента в нефти, xi

Массовая доля компонента в смеси, xi

105-140°С

0,0216

0,0233

140-180°С

0,046

0,0499

180-210°С

0,039

0,0423

210-310°С

0,138

0,1496

310-360°С

0,072

0,078

360-400°С

0,061

0,0661

400-450°С

0,064

0,0694

450-500°С

0,062

0,0672

>500°С

0,419

0,4542

Итого:

0,9226

1,0000

Найденные доли отгона:

Поток в К-1

Peзультaты pacчeтa:

Мaccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .1237363666296005

Мoльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .2630500495433807

Мoлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 326.7590942382812

Мoлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 388.5292358398438

Мoлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 153.7045288085938

- энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-1 (3300С):

r1515=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙154/(44,29+154)=0,7999;

Нп=b∙(4 - r1515) – 308,99=425,15∙(4 – 0,7999) – 308,99=1051,52 кДж/кг;

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (3300С):

r1515=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙339/(44,29+339)=0,9110;

Нж =а/(r1515)0,5=742,00/0,91100,5=777,40 кДж/кг

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на входе в печь при температуре 2600С (температура куба колонны К-1):

=0,9752+0,00270=0,9779

Нж =а/(r1515)0,5=533,75/0,97790,5=539,75 кДж/кг

Qпол. К-1= 98850∙(0,124∙1051,52+(1-0,124)∙777,40-539,75)=26,852∙106 кДж

Поток в К-2

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .3821409940719604

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .6407902240753174

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 326.7590637207031

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 562.0350952148438

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 194.8656921386719

- энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (3600С):

r1515=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙195/(44,29+195)=0,8394;

Нп=b∙(4 - r1515) – 308,99=450,76∙(4 – 0,8394) – 308,99=1115,70 кДж/кг

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (3600С):

r1515=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙562/(44,29+562)=0,9548;

Нж =а/(r1515)0,5=827,81/0,95480,5=847,20 кДж/кг

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на входе в печь при температуре 2600С (температура куба колонны К-1):

=0,9752+0,00270=0,9779

Нж =а/(r1515)0,5=533,75/0,97790,5=539,75 кДж/кг

Qпол.К-2= 329500∙(0,382∙1115,70+(1-0,382)∙847,20-539,75)=135,101∙106 кДж

Теплопроизводительность трубчатой печи (Qп, МВт) определяется по уравнению [12]:

Qп= (Qпол.К-1+ Qпол.К-2)/η,

где η – КПД печи, равное 0,85 [12].

Qп=(26,852+135,101)∙106/(3600∙0,85)=52926 кВт

9 РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ (ЭВМ)

В ТЕПЛООБМЕННИКЕ «НЕФТЬ-ДТ»

Произведём расчёт коэффициента теплопередачи теплообменника Т-204 с помощью программы “Ktepper”. Для этого на основании количества и свойств нефти и ДТ подготовим исходные данные для расчёта.

Расход теплоносителей:

Gн=357143∙0,5=178571,5 кг/ч — расход нефти, теплоноситель 1.

Gдт=357143∙0,1613=57607 кг/ч — расход ДТ через теплообменник по одному потоку, теплоноситель 2;

Средние температуры теплоносителей:

Физические свойства теплоносителей:

– относительные плотности нефти:

- относительные плотности ДТ:

определим кинематические вязкости:

и — для нефти, тогда можно составить систему уравнений из формулы и определить A и B.

отсюда .

и — для ДТ, тогда можно составить систему уравнений из формулы и определить A и B.

отсюда .

Принимаем кожухотрубчатый теплообменник в соответствии с ГОСТ 15122–79 [13]. Заносим необходимые данные в таблицу 9.1.

таблица 9.1 исходные данные для расчёта коэффициента теплопередачи

Наименование параметра

размерность

значение

средняя температура ДТ в трубном пространстве

4. К

450,5

плотность ДТ в трубном пространстве при 288 К

кг/м3

863,3

плотность ДТ в трубном пространстве при 450,5 К

кг/м3

749,7

вязкость ДТ в трубном пространстве при 450,5 К

м2/с

0,00000034

средняя температура нефти в межтрубном пространстве

356,5

плотность нефти в межтрубном пространстве при 288 К

кг/м3

892,8

плотность нефти в межтрубном пространстве при 356,5 К

кг/м3

842,6

вязкость нефти в межтрубном пространстве при 356,5 К

м2/с

0,00000615

внутренний диаметр труб

0,021

Наружный диаметр труб

0,025

толщину стенки труб

0,002

количество труб на поток

шт.

площадь проходного сечения в вырезе перегородки

м2

0,045

площадь проходного сечения между перегородками

м2

0,040

коэффициент теплопроводности материала труб

вт/м•к

17,5

расход ДТ в трубном пространстве

кг/ч

57607

расход нефти в межтрубном пространстве

кг/ч

178571,5

Результаты расчёта теплообменника по программе “Ktepper” представлены в таблице 9.2.

таблица 9.2 - Результаты расчёта теплообменника

Наименование параметра

размерность

значение

Скорость потока в трубном пространстве

м/с

1,2

Скорость потока в межтрубном пространстве

м/с

1,39

Коэффициент теплоотдачи в трубном пространстве

Вт/м2•К

1965

Коэффициент теплоотдачи в межтрубном пространстве

Вт/м2•К

Коэффициент теплопередачи

Вт/м2•К

57,3

----------------------------------------------------------------

Показатели ! Пространство

!---------------------------------------

! Трубное ! Межтрубное

----------------------------------------------------------------

Скорость потока,м/с ! 1.208945751190186 ! 1.387560606002808

Коэф-т теплоотдачи, ! 1964.802124023438 ! 64.82077026367188

Вт/м^2*К !

Коэф-т теплопередачи ! 57.3052864074707

Вт/м^2*К !

----------------------------------------------------------------

11 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА УСТАНОВКЕ

На современном этапе развития производства все большее применение находит принцип «от техники безопасности к безопасной технике». Если раньше обеспечение безопасности работающих сводилось к применению предохранительных устройств и защитных приспособлений, то теперь основным направлением охраны труда является создание таких процессов и оборудования, в которых практически исключается возникновение опасностей и вредностей. Энергонасыщенность современных объектов стала огромной. Постоянно интенсифицируются технологии, вследствие этого такие параметры, как температура, давление, содержание опасных веществ, растут и приближаются к критическим. Растут единичные мощности аппаратов, количества находящихся в них веществ. Номенклатура выпуска нефтеперерабатывающего или нефтехимического заводов с передовой технологией, обеспечивающей комплексную переработку сырья, стала состоять из тысяч позиций, причем многие из изготавливаемых продуктов взрыво-, пожароопасные и (или) токсичны. Успешное решение экологических проблем в значительной степени зависит от рационального проектирования и совершенствования таких технологических процессов, как системы факельного хозяйства, каталитического обезвреживания газовых выбросов и очистки производственных сточных вод [1].

Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. При ветровом потоке воздуха, направленном на здание, над крышей и за зданием создаётся область пониженного давления (зона аэродинамической тени). Внутри этой зоны возникает циркуляция воздуха, в результате которой в зону вовлекается пыль и газовые выбросы. Поэтому все организованные выбросы должны направляться выше той зоны. При этом приземные концентрации вредных веществ могут быть уменьшены до 6 раз [2].

Для уменьшения выбросов углеводородов необходимо постоянно контролировать герметичность аппаратов, резервуаров, фланцевых соединений и т.д. особое внимание необходимо уделить резервуарам для хранения нефтепродуктов.

Плавающие понтоны предназначены для резервуаров со щитовым или сферическим покрытием с целью снижения потерь хранящихся в них легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов. Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения по сравнению с обычным резервуаром, благодаря чему резко снижаются (в 4-5 раз) потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100-300 мм во избежание заклинивания понтона вследствие неровностей стенки. Зазор перекрывается уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако наибольшее применение имеет затвор из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом. Герметизирующий затвор является неотъемлемой частью понтона. Без затвора работа понтона мало эффективна [1].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения данного курсового проекта была разработана схема установки АВТ мощностью 3 млн.т/г Девонской нефти. Приведёны расчёты: состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны, колонны четкой ректификации бензина, тепловой нагрузки печи атмосферного блока, теплообменника, материального баланса установки. На данной установке получаем продукты согласно задания.

Список литературы

[1] Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Нефти северных регионов. Справочник. – Новополоцк, 2004. – 126 с.

[2] Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. и др. Технологические расчёты установок переработки нефти. – М.: Химия, 1987. – 352 с.

[3] Корж А.Ф., Хорошко С.И. Установка первичной переработки нефти. Методические указания к выполнению курсового проекта № 1 по курсу «Технология переработки нефти и газа» для студентов специальности Т.15.02. – Новополоцк, ПГУ: 2000.

[4] Богомолов А.И., Гайле А.А., Громова В.В. и др. Химия нефти и газа. – СПб.: Химия, 1995.–448 с.

[5] Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа./ под ред. Б.И. Бондаренко. –М.: Химия, 1983. – 128 с.

[6] Рудин М. Г., Драбкин А. Е. Краткий справочник нефтепереработчика.– Л.: Химия, 1980. – 328 с.

[7] Поникаров И.И., Перелыгин О.А., Доронин В.Н., Гайнулин М.Г. Машины и аппараты химических производств.– М.: Машиностроение, 1989.–368 с.

[8] Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Часть 1. – М.: Химия, 1972.–360 с.

[9] Эмирджанов Р. Т., Лемберанский Р. А. Основы технологических расчётов в нефтепереработке и нефтехимии. – М.: Химия, 1989. – 192 с.

[10] Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.– М.: Химия, 1980. – 256 с.

[11] Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчёты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. –Л., Химия, 1974. –334 с.

[12] Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию/ Под ред. Ю. И. Дытнерского. – М.: Химия, 1983. – 272 с.

[13] Левченко Д.Н. и др. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. – М.: Химия, 1985. – 186 с., ил.

[14] Абросимов А.А. Экологические аспекты производства и применения нефтепродуктов.– М.: ВАС, 1999.–731с.

[15] Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа. – Мн.: Вышэйшая школа, 1989. – 122 с.

[16] Томин В.П., Корчевин Н.А. и др. Ингибитор коррозии для защиты оборудования. – ХТТМ, № 3: 2000.

[17] Эмирджанов Р.Т., Лемберанский Р.А. Основы технологических расчетов в нефтепереработке и нефтехимии. – М.: Химия, 1989. – 191с.

[18] Стандартные кожухотрубчатые теплообменные аппараты общего назначения. Каталог.-М.:ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ 1988.-39с.

[19] Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по проектированию. Под ред. Ю.И. Дытнерского, М.: Химия,1991-496с

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7

Новости

Мои настройки

Наверх