Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны
Работа из раздела: «
Производство и технологии»
/
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
- 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
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:
I - энтальпия, кДж/кг;
Р - давление, МПа;
Т - температура,0 С;
t - температура, К;
М - молярная масса, кг/кмоль;
V- молярныйобьем, м3/кмоль;
G - массовый расход, кг/с;
Ф - тепловой поток, Вт;
ж, рп- плотность 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 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.
1.1.3 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 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.
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 (R) 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°С.
- 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
|
|
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
|
217143
|
|
|
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.
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.
|
|
|
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
|
|
|
Жидкая фаза:
|
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:
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 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.
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 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.
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.
