Содержание Введение 1 Теоретические основы первичной переработки нефти 1.1 Физические основы подготовки и первичной переработки нефти 1.2 Первичная переработка нефти 1.3 Классификация ректификационных колонн 2 Характеристика перерабатываемой нефти 3 Выбор варианта и технологической схемы переработки нефти 4 Характеристика получаемых продуктов 5 Технологический расчет установки 5.1 Материальный баланс установки 5.2 Расчет отбензинивающей колонны 5.3 Расчет сложной ректификационной колонны 5.4 Расчет теплообменной аппаратуры Заключение Список использованной литературы Введение В настоящее время из нефти можно получить различные виды топлива, нефтяные масла, парафины, битумы, керосины, растворители, сажу, смазки и другие нефтепродукты, полученные путем переработки сырья. Добытое углеводородное сырье (нефть, попутный нефтяной газ и природный газ) на месторождении проходит долгий этап, прежде чем из этой смеси будут выделены важные и ценные компоненты, из которых впоследствии будут получены пригодные к использованию нефтепродукты. Переработка нефти очень сложный технологический процесс, который начинается с транспортировки нефтепродуктов на нефтеперерабатывающие заводы. Здесь нефть проходит несколько этапов, прежде чем стать готовым к использованию продуктом: 1. подготовка нефти к первичной переработке 2. первичная переработка нефти (прямая перегонка) 3. вторичная переработка нефти 4. очистка нефтепродуктов Нефть - сложная исключительно многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетеро органических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Поэтому обсуждение можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82,5-87% углерода; 11,5-14,5% водорода; 0,05 - 0,35, редко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота и до 5,3, редко до 10% серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т.ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.). 3 Поскольку нефть и нефтепродукты представляют 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 нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н.к.) и конца кипения (к.к.). При исследовании качества новых нефтей (т.е. составлении технического паспорта нефти) фракционный состав их определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость результатам фракционирования погоноразделения так называемую и построить кривую по истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура -выход фракций в % масс, (или % об.). Отбор фракций до 200°, проводятся при атмосферном давлении, а более высококипящих - под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к.к. 475 - 550°С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.) Первичная производственный переработка процесс. нефти, предполагает Производственные объекты, непрерывный входящие в структуру нефтеперерабатывающих предприятий, находятся в режиме 4 постоянной нагрузки, своевременного оборудования, выполняя проведения функциональные капитального нефтеперегонные заводы, ремонта задачи. Для технологического вынуждены останавливать производство, не реже, одного раза в 3 года. Роль нефти и природного газа в мировой экономике исключительно велика . Нефть, газ и продукты их переработки используются почти во всех отраслях народного хозяйства : на транспорте и в медицине , в судостроении и сельском хозяйстве, текстильной промышленности и энергетике. Нефть и газ служат в основном дешевыми источниками энергии, но с развитием химической промышленности они все более широко используются в качестве химического сырья. Сейчас из нефти и газа получают самые разнообразные продукты : синтетические волокна, пластмассы, органические кислоты, бензины, спирты, синтетические растворители и многое другое. Для увеличения глубины переработки нефтяного сырья запланировано построить около 30 установок и несколько реконструировать. Среди процессов, позволяющих, наряду с углублением нефтепереработки, получать качественные компоненты топлив, в основном два типа процессов – каталитический крекинг (высокооктановый компонент бензинов, сырье для нефтехимии) и гидрокрекинг (высокооктановые компоненты автобензинов с низким содержанием серы, авиакеросин). 5 1 Теоретические основы первичной переработки нефти В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти проводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться нефть делили на 3 вида в зависимости от плотности: легкие, средние, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация. По этой классификации в зависимости от содержания серы в нефти и светлых нефтепродуктов (бензиновая, керосиновая, дизельная фракции) нефть делят на 3 класса: малосернистые, сернистые, высокосернистые. В зависимости от выхода фракций, выкипающих до 350 ºС нефть делят на 3 типа. В зависимости от суммарного содержания базовых дистиллятных и остаточных масел, нефть классифицируют на 4 группы. В зависимости от индекса вязкости масла (вязкостно-температурные характеристики) классифицируют на 4 подгруппы. По содержанию в нефти парафинов нефть классифицируют на 3 вида. На основе технологической классификации определяется наиболее оптимальный вариант переработки нефти. 6 1.1 Подготовка нефти к переработке Процесс переработки нефти начинается с ее специализированной подготовки. Это вызвано наличием в природном сырье многочисленных примесей. В нефтеносной залежи содержится песок, соли, вода, грунт, газообразные частицы. Для добычи большого количества продуктов и сохранения месторождения энергоресурса используют воду. Это имеет свои преимущества, но значительно снижает качество полученного материала. Наличие примесей в составе нефтепродуктов делает невозможной их транспортировку к заводу. Они провоцируют образование налета на теплообменных аппаратах и других емкостях, что значительно снижает их срок службы. Поэтому добытые материалы подвергаются комплексной очистке – механической и тонкой. На данном этапе производственного процесса происходит разделение полученного сырья на нефть и природный газ. Это происходит при помощи специальных нефтяных сепараторов. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отлаганию их в трубопроводах, снижая их проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Наличие воды в нефти, поступающей на переработку, приводит к повышению давления в змеевиках печей и теплообменников, за счет перехода воды в паровую фазу при нагревании. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. 7 Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л. Нефтяные эмульсии Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, - дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть – вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физикохимических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», т.е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению). Способы разрушения нефтяных эмульсий Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием и укрупнением и осаждением частиц дисперсной среды. 8 Разработан ряд методов разрушения нефтяных эмульсий, которые делятся на 4 гр.: 1.Механический метод разрушения нефтяных эмульсий. К ним относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование. Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, в этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей 2-х сред (частицы воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяется на нефтепромыслах в местах добычи нефти. Центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет ее вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Этот метод не нашел применение в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях. Фильтрование основано на различной смачиваемости фильтра некоторыми жидкостями. Для разрушения нефтяных эмульсий в качестве фильтра можно использовать опилки древесины, стекловату. В этом случае фильтр смачивается водой и не смачивается нефть. Но из-за быстрого загрязнения фильтра и необходимости его частой смены, метод также применяется только в лабораторных условиях; 2.Термический метод – основан на нагревании нефтяных эмульсий. При этом частицы дисперсной фазы расширяются или адсорбционная пленка лопается, что приводит к слиянию частиц; 3.Химический метод – основан на применении химических реагентов, которые либо разрушают адсорбционный слой, вступая с ним в химическую реакцию, либо вытесняют действующий эмульгатор и становятся на его место, но имеют плотность, меньшую плотности адсорбционной пленки. Эти вещества называются деэмульгаторами На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые деэмульгаторы. Последние более предпочтительны, поскольку: 9 -они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью, в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды; -их расход практически не зависит от обводненной нефти; -оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и их “старение”; -обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами; -являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой застывания и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки. В качестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропиловый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных соотношениях. К современным деэмульгаторам предъявляются следующие основные требования: -они должны обладать максимально высокой деэмульгирующей активностью, быть биологически легко разлагаемы (если водорастворимые), нетоксичными, дешевыми, доступными; -не должны обладать бактерицидной активностью (от которой зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и корродировать металлы. 4.Электрический метод – основан на помещении нефтяных эмульсий в поле электрического тока. В этом случае частицы воды начинают вытягиваться одним концом то к одному, то к другому полюсу (электроду). При смене полюсов они как будто дрожат. При этом происходит столкновение и слияние частиц воды. Разрушение нефтяных эмульсий под действием электрического поля происходит в аппаратах – электродегидраторах. Разрушение нефтяных эмульсий в электродегидраторах происходит в трех зонах: первая зона – это зона отстаивания воды с деэмульгатором. Эмульсия из маточника попадает в слой воды, в результате чего происходит отделение 10 от эмульсии наиболее крупных капель. Затем, эмульсия, поднимаясь вверх, попадает во вторую зону, в зону слабого электрического поля. Она расположена между уровнем воды и нижним электродом. В этой зоне происходит отделение от нефти по размеру средних капель воды, что позволяет разгрузить третью зону, расположенную между электродами. В этой зоне наиболее сильное электрическое поле, под действием которого происходит отделение от нефти самых мелких капель воды (рис. 1). Нефтяная эмульсия Очищенная нефть Маточник для ввода эмульсии электроды Вода + соли Рисунок 1 - Устройство электродегидратора. Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти (60-150°С) в зависимости от ее плотности, вязкостно температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в результате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора. 11 12 Описание принципиальной технологической схемы ЭЛОУ Разрушение нефтяных эмульсий происходит на блоках ЭЛОУ, которые могут входить в состав установки АВТ или являться отдельными установками. Поступающая на установку нефть нагревается сначала (на установке) в теплообменнике, а затем в пароподогревателе до температуры 150-160 ºС, сливается с щелочью и поступает в электродегидратор первой ступени. В Э-1 происходит отделение от нефти основной массы воды и солей. Вода выводится снизу электродегидратора, а сверху вводится частично очищенная нефть. Она вновь смешивается со щелочью и деэмульгатором и поступает в электродегидратор второй ступени. В Э-2 происходит полное отделение от нефти воды и солей. Вода выводится снизу Э-2, поступает на смещение с нефтью перед Э-1. Сверху Э-2 выводится очищенная нефть, которая в теплообменнике Т-1 отдает тепло поступающей нефти и выводится с установки. Число степени электродегидрации зависит от степени обводненности нефти и может достигать до четырех. На установке ЭЛОУ применяются все четыре способа разрушения нефтяных эмульсий (рисунок 2). 13 1.2 Первичная переработка нефти Общие сведения о перегонки и ректификации нефти Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку. Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением. Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава. При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти. Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса. Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией. При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из 14 системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей [3]. Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо- и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массобмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость – высококипящими компонентами. Перегонка нефти в присутствии испаряющего агента Одним из методов повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти является ввод в нижнюю часть ректификационной колонны испаряющего агента. В качестве такового можно применять водяной пар, инертный газ (азот, двуокись углерода, нефтяной газ), пары бензина, лигроина или керосина. Наиболее широко в качестве испаряющего агента при перегонке нефти применяют водяной пар. В его присутствии в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно, их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10—20° С. Рекомендуется применять перегретый водяной пар и вводить его в колонну с температурой, Равной температуре подаваемого сырья или несколько выше. Обычно отработанный после паровых насосов и турбин водяной пар под давлением 15 2—3 am перегревают в змеевиках трубчатой печи и вводят в колонну с температурой 350—450° С. Замена водяного пара инертным газом могла бы привести к большой экономии тепла, затрачиваемого на производство водяного пара, и к снижению расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, так как, сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов паро-газовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности полного извлечения отгоняемого нефтепродукта из газового потока. В промышленности применяют различные испаряющие агенты, но чаще всего водяной пар, который подают вниз ректификационных колонн, работающих при атмосферном давлении и в вакууме. Перегонка нефти в вакууме Перегонку нефти на промышленных установках непрерывного действия осуществляют при температуре не выше 370° С, так как при более высокой температуре начинается разложение углеводородов — крекинг. В данном случае крекинг нежелателен, так как при этом образуются непредельные углеводороды, которые резко снижают качество нефтепродуктов. В результате атмосферной перегонки нефти при 350—370° С остается мазут, для исключающие перегонки которого возможность необходимо крекинга и подобрать способствующие условия, отбору максимального количества дистиллятов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410—420° С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500° С (в пересчете на атмосферное давление). Конечно, нагрев мазута до 420° С 16 сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляты затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистиллятов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и т. д. Чтобы увеличить отбор дистиллятов из мазутов, в вакуумную колонну подают перегретый водяной пар или перегоняют полученный остаток (гудрон) с испаряющим агентом — лигроино-керосиновой фракцией. 17 1.2 Классификация ректификационных колонн Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5м), высоты (от 10-12 до 30-35м). Изготовляется она из специальной марки стали и оснащена специальными контактными устройствами. Все ректификационные колонны делят по нескольким признакам: 1.по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом; 2.по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны. 3.по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта – верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны; Простые 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 колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта. 18 Рисунок 3 - Простая ректификационная колонна. Рисунок 4 - Сложная ректификационная колонна. 19 При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций. Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количеством растворенных газов (до 1,2% по С4 включительно), относительно невысоким содержанием бензина (12-15%) и выходом фракций до 350 °С не более 45% энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках (блоках) АТ по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяют на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток – меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3%) отбор светлых, по сравнению с двухколонной схемой, требуют более качественной подготовки нефти. Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2%) и бензиновых фракций (до 20-30%) и фракций до 350 °С (5060%) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50-60% бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в фракционном составе нефти и обеспечивает 20 стабильную работу основной ректификационной колонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность. Недостатками двухколонной АТ является более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны дополнительной дополнительной горячей энергии. струей, Кроме аппаратурой: на того, колонной, что требуются установка насосами, затраты оборудована конденсаторами- холодильниками и т.д. Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута топливного фракционного профиля состава – получение (350-500°С), вакуумного используя газойля широкого сырье установок как каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях – термического крекинга с получением дистиллятного крекингостатка, направляемого далее на коксование с цель получения высококачественных нефтяных коксов. В процессах вакуумной перегонки, помимо проблемы уноса жидкости, усиленное внимание уделяется обеспечению благоприятных условий для максимального отбора целевого продукта без заметного его разложения. Многолетним опытом эксплуатации промышленных установок ВТ установлено, что нагрев мазута в печи выше 420-425°С вызывает интенсивное образование газов разложения, закоксование и прогар труб печи, осмоление вакуумного газойля. В процессах вакуумной перегонки мазута по топливному варианту преимущественно используют схему однократного испарения, применяя одну сложную ректификационную колонну с выводом дистиллятных фракций через отпарные колонны или без них. При использовании отпарных колонн по высоте основной вакуумной колонны организуют несколько циркуляционных орошений. 21 Контактные устройства Контактными называют внутренние устройства колонны, на которых происходит контакт паровой и жидкой фаз, в результате которого реализуется процесс тепло и массообмена и в итоге процесс ректификационного разделения сложной смеси. В зависимости от способа организации этого контакта устройства делятся на две большие группы насадки и тарелки. Насадки представляют собой ячейки, заполняющие объем колонны на определенной высоте и имеющие развитую внешнюю поверхность в единице объема колонны. В зависимости от того, как располагаются ячейки насадки в объеме колонны, насадки бывают нерегулярные и регулярные. Нерегулярными считаются насадки, элементы которых засыпаются в колонну на определенную высоту и располагаются в ней хаотично. Существует большое количество нерегулярных насадок: насадки кольцевого типа, их изготавливают из фарфора, керамики или нержавеющей стали; насадки из проволочных пружин, седловидные насадки, кольца Рашига, Лессинга. Рисунок 7 - Кольца Рашига и Лессинга. 22 К регулярным относятся насадки, расположение элементов которых в объеме колонны подчинено определенному геометрическому порядку, создающему упорядоченные каналы для прохода паров. К ним относятся плоскопараллельные насадки, насадки Зульцера, Гудлоу. Тарелки представляют собой такой тип контактного устройства, на котором контакт ( и соответственно тепло – и массообмен ) пара и жидкости осуществляется в барботажном струйном или вихревом режиме. Конструкций ректификационных тарелок, так же как и насадок, очень много. Простейшее из них – решетчатая провальная тарелка. Рисунок 8 - Решетчатая провальная тарелка. 1. корпус колонны 2. основание тарелки 3. отверстие для прохода паров. Полотно которое имеет геометрический упорядоченные ряды щелей, через которые вверх проходит пар, барбатируя через слой жидкости на тарелке, и через которв\ые часть избыточной жидкости стекает на ниже лежащую тарелку. Ситчатые тарелки это тарелки с отверстиями ( 3-12 мм ) и расстояние между отверстиями в 3,5 – 4 раза больше их отверстий. Слой жидкости высотой 25-30 мм удерживается на тарелках восходящем потоком паров, которые переходят через отверстия и барботируют через слой 23 жидкости. Избыток флегмы перетекает вниз по сливным стаканам, а если сливные стаканы отсутствуют, то жидкость перетекает на ниже лежащую тарелку. Недостатками ситчатых тарелок являются высокое гидравлическое сопротивление и возможное закупоривание отверстий сетки продуктами коррозии. Помимо этого ситчатые тарелки чувствительны к колебаниям режимов колонны: снижение скорости паров может привести к снижению уровня флегмы вплоть до ее «осушения», таким образом нарушив контакт. Рисунок 9 - Ситчатые тарелки. 1. уровень жидкости на тарелке 2. отверстие тарелки 3. сливной стакан 4. стенки колонны. Тарелки с S-образными элементами. Их штампуют из листовой стали с прорезями для прохода паров только с одной стороны. При сборке образуется ряд продольно расположенных и чередующихся колпачков. На тарелке поддерживается определенный слой флегмы, а ее избыток перетекает вниз через сливные стаканы. Тарелки из sобразных элементов нашли большое распространение во всех колоннах АВТ, кроме вакуумных ( из-за повышенного гидравлического сопротивления ), благодаря малой металлоемкости, по простоте изготовления и монтажа. 24 Рисунок 10 - Тарелка c S- образными элементами. 1. колпачок 2. сливной стакан 3. стенка колонны. 25 2 Характеристика перерабатываемой нефти Исходная нефть, для первичной переработки которой проектируется установка, указывается в задании на курсовое проектирование. Физикохимические свойства заданной нефти принимаем либо по справочным данным, либо из научно-технических отчетов организаций, выполнявших исследование данной нефти. Все сведения сводим в следующие таблицы: - общие свойства нефти; - потенциальное содержание фракций в нефти; - свойства, определяющие шифр нефти. Таблица 1- Общие свойства Губкинской нефти. Наименование 1 Значение 2 0,8112 -15 <-35 0.57 Плотность, 420 Температура застывания, 0 С Температура вспышки, 0 С Коксуемость, % масс. Содержание, % масс.: 2.3 - смол силикагелевых следы - асфальтенов - парафина 7.63 - серы 0.13 -азота 0,10 Кислотное число, мг/г Фракционный состав по ГОСТ 2177-82 0,067 Таблица 2 - «Потенциальное содержание фракций в нефти» Отгоняется до температуры, 0 % выкипания Отгоняется до температуры, С 28 (газ до С4) 60 62 0 3,1 8,5 8,7 С 250 260 270 26 % выкипания 49 51,3 53,6 70 80 85 90 95 100 105 110 120 122 130 140 145 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 10,3 12,6 13,5 14,7 15,8 17,1 18,3 19,7 22,1 22,5 24,4 26,6 27,7 28,6 31 33,1 35 37 38,9 40,8 42,7 44,6 46,6 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500 остаток 55,8 57,9 60 61,9 63,9 65,7 67,6 69 70,7 72,3 73,7 75 76,1 77,5 78,7 79,9 80,9 82,1 83,3 84,5 85,3 87,2 88,5 11,5 Таблица 3 - Свойства, определяющие шифр Губкинской нефти Наименование 1 Значение 2 1. Содержание серы, % масс. - в нефти 0,013 - в бензине (н.к.-120 0 С ) 0,05 - в реактивном топливе (120-240 0 С ) 0 - в дизельном топливе (240-350 0 С ) 0,050 Класс нефти: 3 27 2. Содержание фракций, выкипающих до 350С, % масс. 69 Тип нефти: 1 3. Суммарное содержание базовых масел, % масс. - на нефть 17,5 - на мазут 25,36 Группа нефти: 1 4. Индекс вязкости базовых масел: - Подгруппа нефти: 5. Содержание парафина в нефти, % масс. 3 7,63 Вид нефти: Шифр нефти: Топливный вариант. 3 Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти Классификация установок первичной переработки нефти Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350 0 С ) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки. При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов. I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций. Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти 28 растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества. 1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают металлоемкость по минимальные сравнению с энергозатраты другими схемами. и меньшую Существенный недостаток этих установок – отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 ºС, с мазутом (рис. 4). 2. При двухкратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ºС), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте (рис. 5). 29 УВ газ + бенз. фр. кер. фр. Диз. фр. нефть мазут Рисунок 11 - Схема установки с ОИ. легкая кер. фр. УВ газ + бенз. фр. т. кер. фр. диз. фр. нефть гор.ст. отбенз. нефть мазут Рисунок 12 - Схема установки с двухкратным испарением (предварительным отбензиниванием). 30 3. Разновидностью блока АТ с двухкратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, т.е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т.к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко. паровая фаза УВ газ кер. фр. диз. фр. нефть мазут жидкая фаза Рисунок 13 - Схема установки с двухкратным испарением (предварительным испарением легких фракций). II. Вакуумная трубчатка (ВТ). Этот блок предназначен для перегонки мазута. В зависимости от варианта переработки нефти от мазута отбирают вакуумный газойль (350-500 0 С ) – топливный вариант или масленые 31 дистилляты (350-400, 400-450, 450-500 0 С ) – топливно-масляный вариант. При отборе от мазута вакуумного газойля применяют схему с ОИ, т.е. мазут после нагрева в печи поступает в вакуумную колонну, где от него отбирается вакуумный газойль, а снизу колонны выводится гудрон (рис. 12). В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350-500 и 350-520 ºС), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше (рис. 8). В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить: а) протяженность трубопроводов; б) число промежуточных емкостей; в) эксплуатационные затраты; г) количество обслуживаемого персонала. 32 ВСА вак. газойль мазу т гудро н Рисунок 14 - Схема установки с ОИ (при перегонке мазута топливным вариантом). Описание технологической схемы АВТ Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180-200 °с, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °с. Далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. 33 34 В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе – холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 °с и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 °с во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары – разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20-40 °с в холодильнике погружного типа и выводится с установки. 35 4 Характеристика получаемых продуктов Выбранный вариант переработки нефти и технологической схемы установки определяем ассортимент продуктов перегонки. Характеристика Показатели 1 Выход на нефть, % масс. Плотность, 420 Фракционный состав по ГОСТ 2177-88, 0 С НК 10% 50% 90% НК-85 62-85 2 10,4 0,6815 3 19 07015 42 49 63 81 50 66 84 106 Фракция, 0 С 85НК180 120 4 5 19 0,7015 - 50 66 84 106 НК140 6 23,5 0,7120 НК180 7 31,9 0,7310 53 67 92 118 55 73 110 157 качества этих продуктов приводится на основании справочных данных по соответствующей нефти. Показатели физико-химических свойств фракций приводятся по следующей форме. Бензиновые фракции Справочные данные по бензинам включают физико-химические свойства нескольких бензиновых фракций. На основании варианта перегонки нефти и схемы установки необходимо охарактеризовать качество получаемых на проектируемой установке бензиновых фракций и их последующее использование на НПЗ (сырье каталитического реформинга и изомеризации, компонент низкооктановых бензинов и т.д.). Таблица 4 - Характеристика бензиновых фракций. 36 Содержание серы, % масс. В том числе меркоптановой Октановое число Кислотность,мг КОН/100мл 0 70,2 0 0 66 0 37 - 0 66 0 63,9 0 57,7 - Керосиновые фракции В зависимости от класса и вида нефти, а также группового углеводородного состава ее фракций, выкипающих от 120-180 0 С , возможно получение одного из 3-х продуктов: авиакеросина, осветительного керосина или компонента зимнего (арктического) дизельного топлива. Соответственно для нефти, на переработку которой проектируется установка, приводятся показатели качества одного из 3-х продуктов (соответственно фракции 120230 0 С , 150-280 0 С , 140-300 0 С ). Таблица 5 - Характеристика керосиновых фракций. Показатели 1 Плотность, Вязкость кинематическая, мм2/с при 20 0 С при 40 0 С Низшая теплота сгорания, кДж/кг Высота некоптящего пламени, мм Температура, 0 С -помутнения ( для дизтоплива) - начала кристаллизации (для авиакеросина) Кислотность мгКОН/100мл Содержание, % масс. - ароматических углеводородов - серы общей - серы меркоптановой 20 4 Фракции, 0 С 120-240 150-300 140-300 2 3 4 0,7850 0,8113 1,27 5,18 10342 26 22 - - -28 - - 0,20 - 10 0 0 0,010 - - Дизельные фракции Дизельная фракция может использоваться в качестве (в зависимости от схемы перегонки нефти): - компонентом дизельного топлива «зимнего»; - компонентом дизельного топлива «летнего». Соответственно приводят свойства для одной из фракций (240-350 0 С , 140320 0 С , 180-350 0 С ) и обосновывают дальнейшее использование продукта. Таблица 6 - Характеристика дизельной фракции. Показатели 1 Плотность, Вязкость кинематическая при 20 0 С , мм2/с Температура, С - вспышки - помутнения - застывания Цетановое число Кислотность мгКОН/100мл Коксуемость, % масс. 20 4 Фракция, 0 С 240-350 180-350 2 3 0,8477 0,8278 3,23 -4 -5 62 1,03 - -23 -27 53 0,51 - Вакуумные дистиллят. Это обычно фракция 350-500 0 С (реже 350-540 0 С ). Характеристику его качества приводят в соответствии с требованиями для сырья каталитического крекинга. Таблица 7 - Характеристика вакуумного газойля. Показатели 1 Фракция 2 0,8927 Плотность, 420 Вязкость кинематическая, мм2/с при 50 0 С при 100 0 С Температура застывания, 0 С Содержание, % масс. -серы -азота Коксуемость, % масс. Содержание смол, % масс. Содержание мг/кг - ванадия - никеля 20,21 5,89 34 0,22 0.04 1 - 38 Масляные дистилляты Обычно отбирают два масляных дистиллята 350-420 0 С и 420-490 0 С . Таблица 8 - Характеристика масляных дистиллятов. Фракция, 0 С 350-420 420-500 2 3 0,8820 0.8834 Показатели 1 Плотность, Вязкость кинематическая, мм2/с - при 50 0 С - при 100 0 С Температура застывания, 0 С Показатель преломления, nD20 Содержание, % масс. - серы - парафина 20 4 17,3 58 -19 1,4943 4,53 10,33 -19 1,5105 0,18 - 0,28 - Гудрон Гудрон используют в качестве сырья для различных термодеструктивных процессов, получения битума или как компонент котельного топлива. В масленом варианте переработки мазута гудрон – сырье для производства остаточных масел. Таблица 9 - Характеристика гудрона. Показатели 1 Гудрон 2 0,9375 Плотность, 420 Условная вязкость - при 80 0 С - при 100 0 С Температура застывания, 0 С Содержание серы, % масс. Коксуемость, % масс. Содержание, мг/кг - ванадия - никеля 23,85 6,75 38 0,53 9,85 0,00152 - 39 5 Технологический расчет установки В этом разделе проекта составляется материальный баланс установки и выполняется технологический расчет основных аппаратов: ректификационных колон, трубчатой печи, теплообменника, холодильника. 5.1 Материальный баланс установки Материальный баланс любой установки может быть составлен одним из трех методов: - по исследовательским данным, полученным непосредственно на промышленной, полупромышленной, пилотной или лабораторной установке для заданного сырья; - по эмпирическим формулам, графика, номограммам; - по литературным данным. При выполнении курсового проекта наиболее приемлем последний метод, т.е. составление материального баланса по литературным и справочным данным [2]. Материальный баланс АВТ составляют определением выхода фракций из нефти. Для упрощения в курсовых проектах выход фракции можно определить по началу и концу кипения непосредственно по кривой ИТК или в таблице потенциального содержания фракций. В тех случаях, когда в задании на проектирование указана годовая производительность установки, для определения суточной производительности принимают по практическим данным число рабочих суток в году (335-345). Материальный баланс оформляется в виде таблицы. Потери продуктов на установке составляют 0,5-1% от перерабатываемого сырья, но в техническом расчете не учитывают. 40 Таблица 10 - Материальный баланс установки Статьи баланса % масс Производительность т/год т/сут кг/ч 4 5 1 2 3 Приход: 100 4800000 14117,6 588233,3 100 4800000 14177,6 588233,3 1.Углеводородный газ 3,1 148800 437,6 18235,2 2.Бензиновая фракция (28-120 0 С ) 19 912000 2682,3 111764,3 3.Керосиновая фракция (120-240 0 С ) 24,5 1176000 3458,8 144117,1 4.Дизельная фракция (240-350 0 С ) 24,4 1075200 3162,3 131764,2 5. Вакуумный газойль (350-500 оС) 19,5 936000 2752,9 114705,5 6.Гудрон (>500 0 С ) 11,5 552000 1623,7 67646,8 100 4800000 14177,6 588233,3 Сырье (Губкинская нефть) Итого: Получено: Итого: 5.2 Расчет отбензинивающей колонны Перед началом расчета подготовим исходные данные и представим в виде таблицы. Таблица 11 - Исходные данные для расчета отбензинивающей колонны. Обозна-е Ед. измер. Значение 1 2 3 4 1. Количество: - нефти; GH кг/ч 588233,3 - углеводородного газа; GГ кг/ч 18235,2 - бензиновой фракции; GБ кг/ч 111764,3 - отбензиненной нефти; Gотб.н кг/ч 458233,8 Gм кг/ч 182352 2. Кратность холодного орошение Кх. ор. - 1,5 3.Температура холодного орошения tх.ор. С 40 - мазута. 41 0 4. Плотность: - нефти; ( 420 ) н - 0,8112 - бензиновой фракции; ( 420 )б - 0,7015 - керосиновой фракции; ( 420 ) к .фр . - 0,7850 - дизельной фракции; ( 420 ) д.фр . - 0,8477 - мазута. ( 420 ) м. - 0,8983 5.Потеря давления на одной Р тарелке. Технологический расчет МПа отбензинивающей 0,05 ректификационной колонны целесообразно вести в следующей последовательности: - принимают тип и число ректификационных тарелок в укрепляющей и отгонной секциях колонны; - определяют давление в верхней, питательной и нижней частях колонны; - находят температурный режим работы колонны; - составляют тепловой баланс колонны и определяют количество «горячей струи»; - вычисляют диаметр и высоту колонны. Перед началом расчета составляем схему материальных потоков колонны, как показано на рис.1. 42 43 Для отбензинивающих колонн рекомендуется к применению тарелки клапанные или S-образными элементами, которые отличаются широким диапазоном работоспособности и легкостью эксплуатации. Число тарелок в укрепляющей секции колонны 10-14 штук, в отгонной 6-8 штук. Средний перепад давлений на одной тарелке составляет 0,7-1,0 кПа, т. е. 0,0007 – 0,001 МПа. Для определения давления в верхней части колонны принимают абсолютное давление Рс в газосепараторе. В зависимости от типа нефти (по содержанию в ней светлых фракций и растворенного газа) абсолютное давление в сепараторе принимают из условия полной конденсации паров бензина при температуре достигаемой в конденсаторе – холодильнике. Так как требуемой температуры охлаждения (35-40С) в аппарате воздушного охлаждения (особенно в летнее время) достичь не удается, после АВО ставят холодильники водяного охлаждения. При температуре охлаждения 35-40С Рс обычно составляет 0,25-0,3 МПа. Потери давления Рк.х. от колонны до сепаратора принимают в пределах 0,050,06 МПа. Рверх = Рс + Рк.х, МПа Рэв. = Рверх + nуР, МПа Ротг. = Рэв. + nоР, МПа где Рверх – давление в эвапорационной секции колонны; Ротг. – давление в отгонной секции колонны; nу, nо – число тарелок в укрепляющей и отгонной секциях колонны; Р – перепад давлений на одной тарелке. Рс = 0,25; Рк.х,= 0,005; Рверх = 0,25+ 0,005 = 0,3 МПа Рэв. = 0,3 + 10*0,0007 = 0,307 МПа Ротг. = 0,307 +6*0,0007 = 0,0063 МПа 44 Определение температурного режима колонны Температурный режим является одним из основных параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками контроля являются температуры поступающего сырья и продуктов ректификации, покидающих колонну. Температура нефти на входе в колонну (tвх.) либо должна быть известна из предварительно выполненного расчета теплообменников, либо ее принимают, исходя из практических данных в пределах 180-280С в зависимости от содержания растворенного газа и светлых фракций в нефти. Температурный режим колонны определяется при помощи кривых однократного испарения (ОИ). Исходя из того, что с верха отбензинивающей колонны выводится бензиновая фракция в паровой фазе, температура верха (tверх.) колонны определяют как температуру конца ОИ ( по 100%-ой точке на кривой ОИ) бензиновой фракции при парциальном давлении ее паров (Рб). Рб. = Рверх ∙ Уб, МПа где уб – мольная доля бензина в парах, отводимых с верха колонны. Строят линии ИТК и ОИ бензиновой фракции при атмосферном давлении. Кривая ОИ может быть построена аналитическим методом, разработанным профессором А.М.Трегубовым. Этот метод дает относительно точные результаты, но требует сложных расчетов. При расчете курсовых проектов рекомендуется пользоваться эмпирическими методами, основанными на зависимости угла наклона кривых ИТК или разгонки по ГОСТ 2177-82. К ним относятся методы Пирумова, Нельсона, но наиболее распространен метод Обрядчикова и Смидовича [1]. 45 Таблица 12 - Данные для ИТК бензиновой фракции. Температура °С 28 60 80 100 120 Выход на нефть в % масс 0 8,5 12,6 17,1 22,1 Выход на бензин в % масс 0 38,4 57 77,3 100 Затем строят кривую ОИ при парциальном давлении паров бензина. Для пересчета температур однократного испарения на давление, отличные от атмосферного, делают допущения, что кривые ОИ при различных давлениях параллельны. t50%=70оС tgугла наклона ИТК= t 70% t10% 95 30 1,08 70 10 60 НОИ соответствует 25% по ИТК КОИ соотвествует 63% по ИТК Gб G х.ор. 111764,3 1,5 111764,3 М х.ор. 14527147,13 85,9 Уб 0,9 Gб G х.ор. G г 111764,3 1,5 111764,3 18235,5 14527602,017 85,9 40 М х.ор. Мг М б 60 0,3 t ср 0,001 t ср 60 0,3 70 0,001 70 2 85,9 2 Рб Рверх Уб 0,3 0,8 0,24Мпа 1818,5 мм. рт.ст Рб 0,24 760 1818,5 мм. рт.ст 0,1013 Построение сводится к тому, что по графику Кокса [1] пересчитывают температуру 40% отгона [6] по ОИ с атмосферного на парциальное давление паров бензина. Через найденную точку проводят линию параллельную линии ОИ при атмосферном давлении. Температура конца кривой ОИ бензина при парциальном давлении его паров соответствует температуре верха (tверх.) колонны. Температура верха колонны - 115°С Температура входа -170°С Температуру низа колонны принимаем: Tэв Tвх 30 170 200 0 С 46 Рисунок 9- ИТК и ОИ бензиновой фракции 47 Температуру низа колонны (tн.) определяют по началу ОИ отбензиненной нефти при давлении низа колонны. В курсовых проектах допускается принимать температуру низа колонны на 20-30С больше температуры входа (tвх.) в колонну, так как колонна работает с вводом «горячей струи». Tн Tвх 20 30 170 30 200 0 С Определение количества «горячей струи» Количество «горячей струи» определяют из теплового баланса отбензинивающей колонны. Таблица 13 - Тепловой баланс отбензинивающей колонны. Статьи баланса. Кол-во Продукты. кг/ч 1 Плотность 15 15 Темп Энтальпия, Кол-во ер- кДж/кг тепла ра 0 С 2 3 4 129999,5 0,7015 177 458233,8 0,8561 177 167646,4 0,7015 40 qп qж 5 6 Q=Gq кДж/ч 7 Приход: 1.Паровая фаза 92663643,6 712,8 нефти 2.Жидкая фаза 384,06 175991577,5 нефти 3.Холодное 83,9 14065532,9 острое орошение итого 282720754 755879,7 Расход: 1. Углев. газ 18235,2 0,7015 115 584,4 10556650,8 2.Бензиновая 279410,7 0,7015 115 584,4 47938781,1 0,7015 115 584,4 0,8561 207 фракция + орошение 4.Отбензиненная 458233,8 97972556,1 730,4 334693967,5 нефть Итого 755879,7 200 48 508638231,3 При составлении теплового баланса делаем допущение, что в паровой фазе нефти на входе в отбензинивающую колонну находится только бензиновая фракция. Энтальпию нефтяных фракций находим из таблиц [4]. При этом плотность 420 пересчитывают на 1515 по формуле: 15 15 = 420 + 5 где - средняя температурная поправка к плотности [1,3,5]. p бен. р х.ор. 15 15 15 15 р 20 4 отб.нефть Gк.фр . Gд.фр . G м. Gк.фр . Gд.фр . G м. 20 20 20 4 к .фр . 4 д.фр . 4 м. 111764,3 131764,2 182352,3 0,8561 111764,3 131764,2 182352,3 0,7850 0,8477 0,9135 Количество «горячей струи» рассчитывают, исходя из необходимости поддержания заданной температуры низа колонны (tниз.). Тепло, вносимое «горячей струей» (Qг.стр.), вычисляется по разности Q Qpacx. Qприх. кДж / ч Q Qpacx. Qппри. 508638231,3 282770754 225867477,3 кДж/ч Qг' .стр. Qг".стр. Q расх. Qприх. Qг' .стр. Gг.стр. [(1 ) qtжвх. qtпвх. ] , кДж/ч где Qг' .стр. - тепло, вносимое «горячей струей» в колонну; Qг".стр. - тепло, уносимое «горячей струей» из колонны. где – доля отгона «горячей струи» на входе в колонну на выходе из печи); qtжв х. , qtпв х. - энтальпии паровой и жидкой фаз «горячей струи» при температуре входа в колонну (tвх). Для определения доли отгона ( ) при расчете курсовых проектов разрешается допущение, что в паровой фазе «горячей струи» на входе в колонну находится керосиновая и дизельная фракции. 49 Тогда Gк.фр. Gд.фр. Gотб .н. 144117,1 131764,2 0,314 458233,8 Для определения энтальпии паровой и жидкой фаз «горячей струи» необходимы следующие плотности: 20 п 4 г .стр. Gк.фр . Gд.фр . Gк.фр . Gд.фр . 20 20 4 Gг.стр. Gг .стр. к .фр . 20 ж 4 г .стр. 0,8177 д.фр . 4 420 м. 0,9016 Q расх. Qприх. [ q п tвх . (1 ) qtжвх. ] qtжн. , кг/ч. 225867477,3 798303,9 кг/ч. [0,314 1186,87 (1 0,434) 934,08] 730,4 Определение диаметра и высоты колонны Диаметр колонны определяем по наиболее нагруженному парами сечению колонны, которым может быть питательная секция или верхняя часть. Находим это сечение сравнением секционных объемов паров и допустимых скоростей их движения в разных сечениях колонны. В отбензинивающей колонне наиболее нагруженным сечением, по практическим данным, является верхняя часть колонны (под верхней тарелкой). Для определения объема паров, проходящих через поперечное сечение аппарата в единицу времени широко используют формулу: Vсек . G 22,4 0,1 (Т 273) i , м3/с Р 273 3600 Mi 50 где Т – температура в рассчитываемом сечении колонны; Р – давление в том же сечении колонны; Gi – количество компонента; Мi – молекулярная масса компонента. Для верхней части отбензинивающей колонны эта формула будет иметь вид: Vсек . Vсек . 22,4 0,1 (Т 273) Gб Gх.ор. Gг Р 273 3600 Мб Мг 3 , м /с 22,4 0,1 388 18235,2 111764,3 1,5 * 76562,4 ( ) 5,8722 м3/с 0,3 273 3600 45 110,4 где Gб Gх.ор. – количество бензина и холодного орошения, кг/ч; Мб – молекулярная масса бензина. Для определения молекулярных масс нефтяных фракций в расчетах наибольшее применение нашла формула Б.П.Воинова: М = 60 + 0,3t + 0,001t2 где t – средняя температура кипения фракции, ее можно принять приближенно равной температуре кипения 50% - фракции по ИТК. Скорость паров в колонне влияет на эффективность ректификации. Чем выше скорость, тем лучше барботаж на тарелке. Однако при увеличении скорости паров выше допустимой происходит унос капельной жидкости на вышележащую тарелку, что снижает эффект ректификации. Допустимая скорость паров зависит от типа ректификационных тарелок и расстояния между ними, давления в колонне, способности разделяемых компонентов к вспениванию и др. В нефтепереработке для определения допустимой скорости паров в колоннах с тарелками широко используют формулу Саудерса и Брауна [3]: доп. ж п 0,305 , м/с К 3600 п 51 где К – коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации, находят по графику [3]; ж и п – плотность жидкости и равновесных паров соответственно при температуре и давлении в рассматриваемом сечении колонны. Плотность паров вычисляют по формуле: п G i 3600 Vсек 8 Плотность жидкой фазы: ж 1000[ 420 (t 20)] ж 1000[0,7015 0,000897(115 20)] 1000 0,6163 616,3 доп. 0,305 616,3 14,08 710 0,39 м/с 3600 814,08 Диаметр колонны определяют по формуле: Dк 1,128 Vсек доп. 1,128 5,8722 4,36 м 0,39 Если найденный диаметр не совпадает со значением , данным в стандарте, то принимают ближайший больший диаметр. Принимаем Dк 4 м Высота ректификационной колонны зависит от числа и типа тарелок, а также от расстояния между ними. Общую высоту колонны находят, предварительно определив высоты отдельных частей: H h1 h2 h3 h4 h5 h6 Расстояние от верхней тарелки до верхнего днища можно принять h1 = 1,5 м Высота укрепляющей секции колонны зависит от числа ректификационных тарелок и расстояния между ними (h). Для обеспечения эффективной ректификации это расстояние должно быть таким, чтобы не было уноса жидкости с нижележащих тарелок на вышележащие, и обычно принимается в пределах 0,5-0,7м. h2 h(n у 1) ,м 52 где nу – число тарелок в укрепляющей секции колонны. h2 0,6 (14 1) 7,8 м Высоту эвапорационной секции колонны можно принять из расчета расстояния между четырьмя тарелками: h3 3 h 3 0,6 1,8 ,м Высоту отгонной секции колонны (h4) также рассчитывают, исходя из числа тарелок в этой секции и расстояния между ними h4 h (n0 1) 0,6 6 1 3 м где n0 – число тарелок в отгонной секции колонны. Расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки (h5) принимают равным 1-2 м, чтобы пары, поступающие в составе «горячей струи», равномерно распределились по сечению колонны. h5 1м Высоту низа колонны (слоя жидкости внизу колонны) рассчитывают из 5-10 минутного () запаса нижнего продукта колонны. Для отбензинивающей колонны рассчитывают 5-ти минутный запас отбензиненной нефти. h6 Vотб.н. , м F где Vотб.н. – объем отбензиненной нефти внизу колонны; F – площадь поперечного сечения колонны h6 4(Gотб.н. Gг .стр. ) 2 t 60 3,14 * Dк отб .н. t отб .н. - плотность отбензиненной нефти при температуре низа колонны. P отб.н P отб.н 1000 200 20 731,1 20 4 20 4 h6 10,9 м 53 H 1,5 7,8 1,8 4,2 1 10,9 25 м h1 h2 H h3 h4 h5 h6 Рисунок 18 - Схема к определению высоты колонны. 5.3 Расчет сложной ректификационной колонны Сложная ректификационная колонна предназначена для отбора светлых фракций (выкипающих до 350 0 С ) от отбензиненной нефти. Исходные данные для ее расчета целесообразно представить в виде таблицы. Технологический расчет сложной колонны ведем в такой последовательности: - принимаем тип и число тарелок в каждой секции и отпарных колоннах; - определяем давление в верхней части колонны и в сечениях вывода боковых погонов; - определяем количество водяного пара, подаваемого в сложную колонну и стриппинги (отпарные колонны); 54 - составляем тепловой баланс колонны и определяем количество циркуляционного орошения; - определяем диаметр и высоту колонны. Таблица 14 - Исходные данные для расчета сложной ректификационной колонны. Обозна-е Ед. измер. Значение 2 3 4 - отбензиненной нефти Gотб .н. кг/ч 458233,8 - легкой керосиновой фракции Gл.к.фр. кг/ч 72058,55 - тяжелой керосиновой фракции Gт.к.фр. кг/ч 1 1. Количество: - дизельной фракции Gд.фр . - мазута. 72058,55 кг/ч 131764,2 кг/ч 182352,3 - 1,5 Gм 2. Кратность холодного орошение К 3. Температура холодного tх.ор. орошения. 0 С 40 4. Плотность: - легкой керосиновой фракции ( 420 ) л.к.фр. - 0,7734 - тяжелой керосиновой фракции ( 420 ) т.к.фр. - 0,7902 - дизельной фракции ( 420 )д.фр. - 0,8477 - 0,8983 - мазута Технологический ( 420 ) м. расчет сложной колонны ведем в такой последовательности: - принимаем тип и число тарелок в каждой секции и отпарных колоннах; - определяем давление в верхней части колонны и в сечениях вывода боковых погонов; 55 - определяем количество водяного пара, подаваемого в сложную колонну и стриппинги (отпарные колонны); - составляем тепловой баланс колонны и определяем количество циркуляционного орошения; - определяем диаметр и высоту колонны. . Gл.к.фр. Gв.п. Gвт.п.к. .фр. Gвд..пфр . Тип тарелки в сложной колонне принимают такой же, как и в тбензинивающей колонне. Число тарелок в Gв.п.т.к.фр. укрепляющей секции колонны принимают из расчета 10-12 тарелок на каждый дистиллят, Gт.к.фр. отбираемый в укрепляющей Gотб.н . Gвд..пфр . Gд.фр секции колонны, в отгонный – 4-6 штук, в стриппинге – 4-6 штук.В связи с тем, что Gв.п.. упругость насыщенных Рисунок 19 - Схема материальных паров легкой керосиновой потоков сложной ректификационной фракции, отбираемой сверху колонне. сложной колонны, низкая, абсолютное давление Рс в газосепараторе принимаем минимальное (обычно 130-150кПа). Рверх. Рс Рк. х. = 0,2 МПа Давление внизу стриппингов определяем по формулам : 56 ' Рстр . Рверх. (n1 nстр. ) Р 0,2 (10 6) 0,007 0,2112 МПа " Рстр . Рверх. (n1 n2 nстр. ) Р 0,2 (10 10 6) 0,0007 0,2182 МПа где n1 и n2 – число тарелок в секциях вывода боковых погонов; nстр. – число тарелок в стриппинге. Рэв. Рверх. n у Р 0,2 30 0,0007 0,221 МПа где Рэв – давление в эвапорационной секции колонны; nу – общее число тарелок в укрепляющей секции колонны. Ротг. Рэв. nо Р 0,207 4 0,0007 0,2035 МПа где Ротг. – давление в отгонной секции колонны; nо – число тарелок в отгонной секции колонны Определение количества водяного пара, подаваемого в сложную колонну и в стриппинги Для расчета количества водяного пара, подаваемого в сложную колонну и в стриппинги, есть формулы на основе закона Дальтона. В целях упрощения в курсовом проектировании принимаем расход водяного пара по практическим данным: - в низ ректификационной колонны – 1,2 3,5% масс. от сырья, поступающего в колонну; - в стриппинге – 4 5% масс. от выводимого продукта (Gт.к.фр. и Gд.фр. соответственно). Gв.п. Gв' .п. Gв".п. Gотб.н. 2 458233,8 2 9164,7 кг/ч 100% 100% Gт.к.фр 4 100% Gд.фр 4 100% 72058,55 4 2882,3 кг/ч 100% 131764,2 4 5270,5 кг/ч 100% где Gв.п. , Gв' .п. , Gв".п. - количества водяного пара, подаваемого в низ колонны, в стриппинги тяжелой керосиновой и дизельной фракций соответственно. 57 Определение температурного режима колонны Температуру входа (tвх) отбензиненной нефти в колонну определяем по ее линии ОИ (построенной при давлении в питательной секции) и доле отгона, равной сумме светлых фракций, отбираемых в колонне. В промышленных условиях эта температура находится в пределах 350-370С. Температуру верха колонны (tверх.) определяем по концу ОИ легкой керосиновой фракции при парциальном давлении ее паров (Рл.к.фр.) Рл.к.фр. Рверх. У л.к.фр. , МПа где У л.к.фр. - мольная доля легкой керосиновой фракции в парах, уходящих с верха колонны. Таблица 15 - Данные для ИТК легкой керосиновой фракции. Температура °С 120 140 160 180 Выход на нефть % масс 0 4,5 8,9 12,9 Выход на фракцию в % масс 0 34,8 68,9 100 t50%=149оС tgугла наклона ИТК= t 70% t10% 162 125 0,61 70 10 60 НОИ соответствует 35% по ИТК КОИ соотвествует 57% по ИТК G л.к.фр . К х.о. G л.к.фр . У л.к.фр . М л.к .фр . G л.к.фр . К х.о. G л.к.фр . М л.к.фр . Gв.п. Gв' .п. Gв".п. М в .п. М л.к.фр . 60 0,3 152 0,0011522 128,7 У л.к .фр . 72058,55 1,5 72058,55 126,9 =0,59 72058,55 1,5 72058,55 9164,7 2882,3 5270,5 126,9 18 где М л.к.фр. - молекулярная масса легкой керосиновой фракции; 58 М в.п. - молекулярная масса водяного пара (М = 18). Р л.к.фр . 0,2 0,59 0,118 МПа Р л.к.фр . 0,118 760 885,29 мм.рт.ст. 0,1013 Температура верха колонны - 164°С 59 Рисунок 8- ИТК и ОИ легкой керосиновой фракции 60 Температура вывода тяжелой керосиновой фракции (tт.к.фр.) из стриппинга определяем как температуру начала ОИ (тяжелая керосиновая фракции выводится с низа стриппинга в жидком состоянии, что соответствует началу однократного испарения) тяжелой керосиновой фракции при парциальном давлении ее паров, сделав при этом допущения: а) выводимая из стриппинга фракция находится в равновесии с отгоняемыми углеводородными (нефтяными) парами; б) молекулярная масса отгоняемых паров есть среднее арифметическое масс легкой и тяжелой керосиновых фракций, т.е. Таблица 16 - Данные для ИТК тяжелой керосиновой фракции. Температура °С 180 200 220 240 Выход на нефть в % масс 0 3,9 7,7 11,6 Выход на фракцию в % масс 0 33,6 66,4 100 t50%=211оС tgугла наклона ИТК= t 70% t10% 224 184 0,66 70 10 60 НОИ соответствует 32% по ИТК КОИ соотвествует 58% по ИТК М т.к.фр . 60 0,3 211 0,001 2112 167,82 М н' .п. М л.к.фр . М т.к.фр . 2 126,9 167,82 147,36 2 (0,2 0,3) Gд.фр. Тогда У н".п. М н".п. (0,2 0,3) Gд.фр. М н".п. У Т' .К .фр Gв".п. 18 18064,63 147,36 0,43 18064,63 2882,3 147,36 18 " " РТ .К .фр Рстр . У н.п. 0,2112 0,43 0,09 МПа 61 РТ .К .фр 0,09 760 675,22 мм.рт.ст. 0,1013 Парциальное давление паров тяжелой керосиновой фракции с учетом сделанных допущений можно определить: где У н' .п. - мольная доля нефтяных паров, отгоняемых в первом стриппинге. Температура в первом стриппинге - 200°С При расчете парциального давления ориентировочно принимаем количество отгоняемых нефтяных паров в пределах 20-30% от количества тяжелой керосиновой фракции, выводимой с низа стриппинга. 62 Рисунок 10- ИТК и ОИ тяжелой керосиновой фракции 63 Температуру выводы дизельной фракции (t) из 2-го стриппинга определяем аналогично. Таблица 17 - Данные для ИТК дизельной фракции. Температура °С 240 280 300 320 350 Выход на нефть в % масс 0 9.2 13,4 17,3 22,4 Выход на фракцию в % масс 0 41 59 77,2 100 t50%=290оС tgугла наклона ИТК= t 70% t10% 312 248 1,06 70 10 60 НОИ соответствует 33% по ИТК КОИ соотвествует 60% по ИТК М д.фр . 60 0,3 290 0,001 290 2 231,1 М " н.п М т.к.фр . М д.фр . 2 167,82 231,1 199,46 2 0,2 Glд.ф 32941,05 M н.п 199,46 0,36 " 0,2 Gд.ф G в.п 32941,05 5270,5 " 199,46 18 18 M н.п " У д .ф Рд.фр . 0,2182 0,36 0,07 МПа Рд.фр . 0,07 760 525,17 мм.рт.ст. 0,1013 Температура во- втором стриппинге - 270°С Температура Твх=360°С Температура Тниз=350°С 64 Рисунок 10- ИТК и ОИ дизельной фракции 65 Определение количества циркуляционного орошения Количество тепла, которое необходимо снимать циркуляционным орошением, определяем из теплового баланса колонны. Тепловой баланс сложной ректификационной колонны желательно составлять по контуру, включающему стриппинги. Таблица 18 - Тепловой баланс сложной ректификационной колонны. Статьи баланса. Кол-во Продукты. кг/ч 1 2 275881,3 Плот- Темп Энтальпия, Кол-во ность ер-ра кДж/кг тепла 15 15 С qп qж кДж/ч 3 4 5 6 7 0,803 380 1186,87 0 Приход: 1.Паровая фаза 327435238,5 отбензиненной 31 нефти 2.Жидкая фаза 182352,3 0,9016 380 934,08 отбензиненной 170331636,3 нефти 84 3.Холодное острое 108087,8 07774 40 81,06 орошение Всего (Qприх.) 8761597,068 506528471,9 566321,4 83 Расход: 1.Легкая 72058,55 0,7774 164 667,42 42093317,44 керасиновая 1 фракция 2.Холодное острое 108087,8 0,7774 164 667,42 72139959,47 орошение 3.Тяжелая 6 72058,55 0,7940 керосиновая 191 446,27 32157569,10 66 фракция. 8 4.Дизельная 131764,2 0,8512 270 622,62 82039026,20 фракция 4 5.Мазут 182352,3 0,9016 350 865,81 157893386,0 01 Всего (Qрасх.) 566321,4 386323258,2 3 Тепло снимаемое циркуляционным орошением (Qц.ор.) вычисляется по формуле: Qц .ор. Qприх. Q расх. 120205213,753 кДж/ч Перепад температуры на одной тарелке можно определить по формуле: t t верх t ввод N 170 115 1,83 C 30 где N – число тарелок в концентрационной секции колонны. Температура вывода промежуточного циркуляционного орошения определяется как: t вцы.орв. t верх. t n 170 15 1,83 197,450 С где t - перепад температуры на одной тарелке; n – число тарелок в секции, выше вывода промежуточного циркуляционного орошения. Температура ввода циркуляционного орошения обычно на 100-150С ниже температуры вывода. Для определения энтальпий плотность циркуляционного орошения можно приравнять к плотности бокового дистиллята, выводимого в этой секции. . 0 t цввод t цвыв 1 .ор 114 С 197,45 140 С 57,45 C .ор 67 Gц1 120205213,753 307084,64 кг/ч 593,75 202,31 Определение диаметра и высоты колонны VСЕК 22,4 0,1 (t в 273) 2,5 G л.к .фр Gв.п M л.к .фр 3600 Рв 273 18 22,4 0,1 (164 273) 72058,55 108087,825 89164,7 2882,3 5270,5 4,76 м 3 / с 3600 0,2 273 126,9 18 n 11,52 ж 1000 420 t 20 1000 (0,7774 0,000805 144) 628,5 W n 0,305 0,305 628,5 11,52 720 Ж 720 0,43 м/с 3600 n 3600 11,52 D 1,128 Vсек 4,76 1,128 1,128 м W 0,43 Принимаем D 1,128 м h1 1,5 м h2 h (n y 1) 0,6 (36 1) 17,9 м h3 3 h 3 0,6 1,8 м h4 h (n0 1) 0,6 (6 1) 3 м h5 1 м 1000 ( 330 м ) (350 20) 1000 0,9016 0,000633 330 629,8 20 4 м h6 4 Gm 5 1,3 м th 2 3.14 m D 60 H 1,5 17,9 1,8 1,8 3 1,3 26,5 м 5.4 Расчет теплообменной аппаратуры Процессы теплообмена широко используются на нефтеперерабатывающих предприятиях как для утилизации тепла отводимых 68 с установки продуктов, так и для их охлаждения до температур хранения в резервуарах. Расчет теплообменной аппаратуры состоит из 4-х этапов: - выбор рациональной схемы теплообмена, при которой достигается максимальная утилизация тепла на установке; - выбор теплообменников с учетом с целью температур, вязкости и загрязненности теплоносителей; - расчет теплообменников определения необходимой поверхности теплообмена для каждого потока; - выбор стандартного аппарата по ГОСТ и количества аппаратов. Правильно разработанная схема теплообмена позволяет более полно утилизировать тепло материальных потоков, тем самым значительно сократить расход топлива на нагрев сырья и расход хладагентов (воздуха, воды) на охлаждение продуктов. Одновременно решаются и проблемы экологии: уменьшается количество дымовых газов и сточных вод, а так же тепловое загрязнение окружающей среды. При выборе схемы теплообмена следует руководствоваться следующими положениями: - для нагрева исходного сырья в начале используют тепло потоков с более низкой температурой, затем с более высокой; - более эффективна схема противотока; - разность температур в схеме теплообмена должна быть не менее 2030С, в противном случае потребуется слишком большая поверхность теплообмена, а это приведет к ухудшению технико-экономических показателей установки. 5.4.1 Расчет теплообменника При выборе типа теплообменников исходят из того, что: 69 - для маловязких продуктов, градиент которых не велик, можно применять кожухотрубчатые теплообменники жесткой конструкции, но из-за ряда недостатков их применение ограничено; - для маловязких продуктов, не содержащих взвешенных частиц, желательно применение кожухотрубчатых теплообменников с «плавающей головкой» или с U-образными трубками (последние предпочтительнее , если не наблюдается загрязнения внутренней поверхности трубок); Рисунок 23 - Эскиз кожухотрубчатого двухходового теплообменника с U- образными трубами. 1- распределительная камера; 2- кожух; 3- теплообменная труба; 4- опора; L- длина труб. - для вязких, склонных к шламоотложению, продуктов используют теплообменники типа «труба в трубе», желательно разборные однопоточные. 70 Стоимость 1м2 поверхности теплообмена этих теплообменников выше, чем кожухотрубчатых. Однако в них легко обеспечивается высокая скорость движения теплообменивающихся сред и поэтому высокие коэффициенты теплопередач. Одновременно достигается более высокая турбулентность потоков, что предупреждает оседание шлама на стенках труб. Расчет теплообменников заключается в расчете поверхности теплообмена. Ее определяют по формуле: F где Qполез. - тепловая Qполез. , м2 tср. К нагрузка аппарата; tср. - средняя логарифмическая разность температур; К – коэффициент теплопередачи.(К =330) Тепловую нагрузку аппарата определяют из теплового баланса: Qполез. Gг (qt1 qt 2 ) Gх (qt 4 qt 3 ) где Gг и G х - количество горячего и холодного теплоносителей, кг/ч; qt1 и qt 2 - энтальпия горячего теплоносителя при температурах входа и выхода из аппарата, кДж/кг; - коэффициент полезного действия аппарата. КПД теплообменника учитывает потери тепла в окружающую среду. Чем выше разность температур с окружающей средой, тем ниже значение КПД. Практически = 0,92 0,98. 200 t1 Горячий теплоноситель Холодный t4 71 90 t2 t3 t м 100 0 С t б 204 0 С Qполн. GТ .К .фр (q ж t1 q ж t2 ) , где qt262 622,62 кДж/кг 1 qt303 58,28 кДж/кг q t160 2 269 кДж/кг p т.к .фр . 0,2112 0,95 Qполн. Gд.ф (q ж t1 q ж t2 ) 131764,2 622,62 269 0,95 44264733,58кДж / ч Qполез. Gн. (qtж4 qtж3 ) qtж4 Qполн 44264733,58 qtж3 58,28 133,53 Gн 588233,3 Тогда температура нефти на выходе из теплообменника t 4 66 Средняя логарифмическая разность температур в случае противотока определяется по формуле: t ср. F t в t м 146,47 °С 2 Qполез. 44264733,58 902,22 м2 t ср. К 146 334,96 Таблица 19- Теплообменник. Диаметр мм Чис- Поверхност Площадь Площадь проходных Условное ло ь проходного сечений по межтрубному давление в ходов теплообмен сечения пространству 1000 м2, трубном и по а, м2, при одного хода при расположении труб межтруб- тру- длине труб по трубам ном бам мм, и 1000 м2, пространст расположен при их ве кгс/см2 ии их в расположен 72 решетке ии По вершинам треугольник ов Кожу Тру ха б 1000 25 6000 2 325 По По вершинам вершинам треугольников 9000 треугольник В вырезе Между ов перегород перегородка ки ми 11,2 12,5 488 119 40 Заключение Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,2% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С. 73 С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке. Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти. Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов качественными с наиболее показателями. точными Тяжелые удовлетворительными фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках. Список использованной литературы 1. Гуревич И.А. Технология переработки нефти и газа. Ч. 1-я. Общие свойства и первичные методы переработки нефти и газа. 3-е изд., пер. и доп. – М.: Химия, 1972. -360с.:ил. 2. Нефти СССР. Справочник. Т.т. 1-4. – М.: Химия, 1970-1974. 3. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа: Учеб. пособие. – М.: Химия, 1980. -256с.: ил. 4. Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. Изд. 2-е, пер. и доп. – Л.: Химия, 1974. -344с.: ил. 74 5. Справочник нефтепереработчика: Справочник /Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко, М.Г.Рудина. – Л.: Химия, 1986. -648.:ил. 6. Александров И.А. Ректификационные и адсорбционные аппараты. – М.: Химия, 1971. -297с.:ил. 7. Химия нефти и газа: Учеб. пособие для ВУЗов /под ред. В.А.Проскурякова, А.Е.Драбкина/ - 2-е изд., пер. и доп. – Л.: Химия, 1989. -424с. 8. Шицкова А.П., Новиков Ю.А., Гуревич Л.С., Климкина Н.В. Охрана окружающей среды в нефтеперерабатывающей промышленности. – М.: Химия, 1980. -176с.:ил. 9. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов, Уфа: Гимм, 2002. 672с.: ил. 10.Глаголева О.Ф., Капустин В.М.. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти. М.: КолосС. 2006. – 400с.: ил.- 75
