3 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………..…4 1. Характеристика нефти по ГОСТ 31378-2009 и выбор варианта ее переработки…………………………………………………………………....6 2. Характеристика фракций нефти и вариантов их применения……………...9 3. Выбор и обоснование технологической схемы АВТ……………………...12 4. Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны К-1 (ЭВМ)…………………………………….26 5. Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки …………………………………………………………................... 29 6. Расчет доли отгона сырья на входе в атмосферную колонну (ЭВМ) ………..……….........................................................................33 7. Технологический расчет атмосферной колонны ……………………………36 8. Расчет коэффициента теплопередачи теплообменника «нефть – гудрон»…………………............................................................48 9. Расчет площади поверхности нагрева теплообменника ка «нефть – гудрон»…………………............................................................51 10. Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока....………..52 11. Охрана окружающей среды на установке……………………….…………55 ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….58 Список литературы...................................................……………….…………59 Приложение А. Схема блока теплообмена до блока ЭЛОУ Приложение Б. Схема блока теплообмена после блока ЭЛОУ 4 ВВЕДЕНИЕ Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность играет важную роль в экономике любой страны, в том числе и Республики Беларусь. Поэтому развитие данной отрасли и мероприятия по совершенствованию существующих технологий являются чрезвычайно важными. Основными направлениями развития нефтеперерабатывающих предприятий в настоящее время являются следующие: - увеличение глубины переработки нефти; - комплексность переработки нефти и газа; - безотходность переработки; - укрупнение технологических объектов и предприятий; - комбинирование процессов; - автоматизация и компьютерное управление процессами; - использование энерго- и ресурсосберегающих технологий и оборудования; - обеспечение экологичности продукции и действующих производств; - экологическая и промышленная безопасность производств и т.д. С января 2000 года страны Европы перешли на автомобильные бензины, содержащие ароматические углеводороды в количествах, не превышающих 42%, а бензола – не более 1 % (Евро-3). По нормам Евро-4 и Евро-5 планируется снизить содержание суммы ароматических углеводородов в бензинах сначала до 35%, а затем до 25%. По совершенствованию качества дизельных топлив большие усилия прилагают европейские страны. В них принята концепция ужесточения требований к этому виду топлива, особенно по содержанию в нем сернистых соединений. Отечественные НПЗ уже сейчас освоили выпуск продукции, удовлетворяющей европейским требованиям к экологически чистым дизельным топливам, в том числе и с содержанием общей серы до 0,001% масс. Такое топливо производится в ОАО «Мозырский НПЗ» с середины 2002 года, а в ОАО «Нафтан» - с 2003 года. Основу всех нефтеперерабатывающих заводов составляют установки первичной переработки нефти. От работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти. В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания, с применением процессов нагрева, дистилляции и ректификации, конденсации и охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а перегонку остатков – под вакуумом. Установка АВТ предназначена для получения из нефти дистиллятов бензина, керосина, дизельного топлива, масляных фракций разной вязкости и гудрона. Кроме этих продуктов на установке получаются сухой и жирный газы, сжиженный газ (рефлюкс), легкий вакуумный газойль. Процесс первичной переработки нефти наиболее часто комбинируют с процессами обезвоживания и обессоливания: установки ЭЛОУ-АВТ. 5 Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания (с мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций). В практике фракционирования остатков атмосферной перегонки наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации. Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВС, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т.е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах. Таким образом, можно сделать вывод о том, что установки первичной переработки нефти еще не являются идеальными и универсальными. Поэтому необходимо их дальнейшее совершенствование. Это приведет к решению перечисленных проблем и поспособствует улучшению экологической обстановки, что на сегодняшний день весьма актуально [1]. Целью данного курсового проекта является закрепление и углубление теоретических знаний по дисциплине: «Технология переработки нефти и газа», в частности, по технологическому оформлению установок первичной переработки нефти и по методам расчёта основных аппаратов/ 6 1 Характеристика нефти по ГОСТ 31378-2009 и выбор варианта её переработки Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Показатели качества ильинской нефти приведены в виде таблицах 1.1 и 1.2. Данные о нефти взяты в справочной литературе [2]. Таблица 1.1 – Показатели качества Ильинской нефти Показатели Плотность нефти при 20°С Содержание в нефти: хлористых солей воды серы парафина фракции до 360°С фракции 360-500°С фракции 500-530°С Плотность гудрона (остатка) при 20°С (фр.>500°С) Кинематическая вязкость нефти: при t=20°C при t=50°C Выход суммы базовых масел с ИВ90 и температурой застывания минус 15°С Единицы измерения кг/м3 Значение показателя 829,4 мг/дм3 % масс. % масс. % масс. % масс. % масс. % масс. 53 0,4 1,28 4,9 58,6 23,2 3,6 кг/м3 964,1 мм2/с мм2/с 6,30 3,08 % масс. 23,16 7 Таблица 1.2 –Потенциальное содержание фракций в Ильинской нефти Номер компонента Компоненты, фракции 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 H2 CH4 C2H6 C2H4 H2S C3 C4 28-62°С 62-85°С 85-105°С 105-140°С 140-180°С 180-210°С 210-310°С 310-360°С 360-400°С 400-450°С 450-500°С 500-530°С 530°С Итого: Массовая доля компонента в смеси, xi 0 0,00056 0,001026 0 0 0,003145 0,008668 0,0346 0,0234 0,0360 0,0630 0,0830 0,0555 0,1850 0,0925 0,0697 0,0836 0,0753 0,0395 0,1455 1,00000 На основании данных, представленных в таблицах 1.1 и 1.2 необходимо сделать вывод о целесообразности производства базовых масел, т.е. о получении узких масляных фракций на установке АВТ. 23,16 100 Выход базовых масел на мазут: 55,94% 100 58,6 Такое количество масел с ИВ>90 и температурой застывания ниже минус 15°С обеспечивает их производство равное 6 10 6 340 ( 0,2316 1294421,92 т/г где 340 – число рабочих дней в году) при 365 мощности АВТ 6,0 млн. т/год (где 0,2316 – выход базовых масел на нефть, масс. доли). Так как выход базовых масел на мазут превышает 20% и общий выход базовых масел превышает 200 000 т/год, то экономически выгодно перерабатывать Ильинскую нефть на установке АВТ с получением узких масляных фракций (т.е. нефть следует перерабатывать по топливно-масляному варианту с применением физических методов очистки масляных фракций). Шифр нефти по ГОСТ 31378-2009 - 2.0.1.1., т.е. ее показатели: - массовая доля серы 1,28 % (класс 2); - плотность при 20 °С 829,4 (тип 0); - концентрация хлористых солей 55 мг/дм3, массовая доля воды 0,4% (группа 1); 8 - массовая доля сероводорода 17 ppm, массовая доля метил- и этилмеркаптанов 33 ppm (вид1). Кривая ИТК Ильинской нефти построена по данным [2]. 600 550 500 450 температура, оС 400 350 300 250 200 150 100 50 0 0 10 20 30 40 50 60 70 выход, % масс. Рис. 1. Кривая ИТК Ильинской нефти. 80 90 100 9 2 Характеристика фракций нефти и вариантов их применения Характеристики всех фракций нефти составим по данным справочника [2] и приведем в виде таблиц. 2.1 Характеристика газов Ильинская нефть в основном содержит тяжелые газы, т.е пропан, бутан и изобутан (таблица 2.1). Поэтому смесь этих газов можно получать в жидком состоянии в емкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса и далее использовать как товарный сжиженный газ. Данные о составе газа взяты в справочной литературе [2]. Таблица 2.1 – Состав и выход газов на нефть Компоненты Сухой газ: Метан Этан Рефлюкс: Пропан Бутан Изобутан Итого: Выход на нефть, % масс. 0,1586 1,34·0,0418=0,0560 1,34·0,0766=0,1026 1,1814 1,34·0,2347=0,3144 1,34·0,5010=0,6713 1,34·0,1459=0,1955 1,3400 Содержание метана и этана в газе: 0,1586 100 11,83% , где 0,1586 – вы1,34 ход сухого газа на нефть, % масс., 1,34 – суммарный выход газов на нефть, % масс. Так как содержание этана более 5% [2], то газ целесообразно направить для переработки на газофракционирующую установку. 2.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение В таблице 2.2 представлены характеристики бензиновых фракций [2]. Таблица 2.2 – Характеристика бензиновых фракций Ильинской нефти Пределы кипения фракции, °С н.к.-70 70-180 Выход на нефть, % масс. 3,70 20,30 Октановое число в чистом виде 59 41 Содержание, % масс. серы ароматических углеводородов нафтеновых углеводородов отс. 0,04 0 10 22 19 Фракция н.к. – 70°С является сырьем для процесса изомеризации. В ходе данного процесса из неё получают изомеризат, использующийся как экологически чистая высокооктановая добавка к автомобильным бензинам. 10 Фракция 85-180°С не удовлетворяет требованиям на товарный бензин из-за низкого октанового числа, поэтому её необходимо отправить на каталитический риформинг для повышения ОЧ. 2.3 Характеристика дизельных фракций и их применение В соответствии с заданием курсового проекта из Ильинской нефти получать фракцию 180-360°С как основной компонент дизельного топлива при работе АВТ без производства реактивного топлива. Характеристика дизельной фракции представлена в таблице 2.3. Данные взяты в справочной литературе [2]. Таблица 2.3 – Характеристика дизельной фракции Ильинской нефти Пределы кипения, °С 180-360 Выход на нефть, %масс Цетановое число Вязкость при 20°С, мм2/с (сСт) 33,30 52 4,22 Температура, °С ПТФ помутнения минус 7 Содержание, серы, % масс. минус 5 0,53 Фракция отвечает требованиям стандарта на летнее дизельное топливо, но требуется ее гидроочистка для понижения содержания серы [6]. Для получения зимнего дизельного топлива необходима депарафинизация. 2.4 Характеристика вакуумных дистиллятов и их применение В таблице 2.4 представлены характеристики вакуумных дистиллятов [2]. Таблица 2.4 – Характеристика вакуумных дистиллятов Ильинской нефти Пределы кипения, °С Выход на нефть, % масс. Плотность при 20°С, кг/м3 360-420 420-480 480-530 10,45 9,75 6,60 840,2 859,6 889,1 Вязкость, мм2/с при при 50°С 100°С 9,54 34,25 98,37 3,24 7,38 15,10 Выход базовых масел с ИВ90 на дистиллят, % масс. 70,50 67,48 59,77 Т.к. на основании данной таблицы выход базовых масел, имеющих повышенный индекс вязкости, на дистиллят достаточно высок, то на установке целесообразно из Ильинской нефти получать все три вакуумных дистиллята, которые служат сырьем для производства базовых масел. Избыток этих дистиллятов можно отправить на установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга. 11 2.5 Характеристика остатков и их применение На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки – мазут (>360 °С) и остаток вакуумной перегонки – гудрон (>530°С). Характеристика остатков приведена в таблице 2.5. Данные взяты из справочной литературы [2]. Таблица 2.5 – Характеристика остатков Ильинской нефти Показатель Выход на нефть, % масс. Вязкость условная, °ВУ: при 80°С при 100°С Плотность при 20°С, кг/м3 Коксуемость, % масс. Содержание, % масс.: серы парафинов базовых масел с ИВ90 Остаток, выше 360°С Остаток, выше 530°С 41,36 14,56 3,80 2,06 926,2 4,81 78,65 59,72 971,0 10,34 2,16 5,9 23,16 2,76 1,7 5,27 Мазут может применяться в качестве компонента котельного топлива без переработки на установке висбрекинга, а также для производства высококачественных базовых масел. Из мазута ильинской нефти также могут быть получены высококачественные базовые масла (ИВ>90), так как суммарный выход около 23,16 %(см. табл. 2.5). Для Ильинской нефти выполняется условие (формула 5.5 [3]): А С 2,5 П 0,94 7,9 2,5 4,9 3,41 , где А – содержание асфальтенов в нефти, % масс; С – содержание смол в нефти, % масс; П – содержание парафинов в нефти, % масс; Если А+С-2,5∙П<0, то нефть не пригодна к использованию в качестве сырья для производства окисленных битумов. 12 3 Выбор и обоснование технологической схемы АВТ 3.1 Энергосберегающие технологии Основными потребителями энергии на всех заводах по нефтепереработке являются дистилляционные, отпарные и разделительные колонны, где сырая нефть разделяется на ряд конечных продуктов — от пропана до тяжелой топливной нефти. 50% потребляемой энергии идет на колонну первичной фракционной дистилляции, эта энергия расходуется для нагрева сырой нефти и получения пара, используемого в колонне. Еще 35% энергии потребляется в установке для конверсии, а остальные 15% —для конечной обработки продуктов. Доступными методами по увеличению эффективности использования топлива на нефтезаводах являются: - улучшение контроля за процессами, использование для этой цели вычислительной техники; - повышение эффективности утилизации сбросной теплоты; - увеличение КПД печи: - увеличение КПД дистилляционной установки путем использования дополнительных стадий; - усовершенствование тепловых насосов; - использование «общеэнергетических» схем; - использование низкопотенциальной сбросной теплоты для теплоснабжения. Увеличивая в колонне число тарелок, можно уменьшить подвод теплоты. Однако практически получаемая при этом стоимость сэкономленной энергии равна капиталовложениям в установку новых тарелок. Считают, что эффективность применения теплового насоса компрессоров с электроприводом на нефтеперерабатывающих заводах несколько уменьшается с учетом низкого КПД выработки электроэнергии и при рассмотрении электропотребления в целом. Утилизация тепловой энергии. После окончания всех термических и химических реакций в печах, тепло температурой 350-4000С не выбрасывать в атмосферу, что наносит ущерб экологии, а утилизировать его с пользой: отбор через калориферы тепло уходящих газов, передачу окружающему воздуху и возврат воздуха обратно в топку печи. Процесс будет состоять из 2-3 циклов вместо одного и тепло уходящих газов в атмосферу будет не 4000С, а 120-1500С. Однако этот процесс утилизации тепла будет более дорогостоящий в изготовлении печей из нержавеющей или высоколегированной стали, но в целом экономический эффект будет выгодным. Дополнительную экономию производства обеспечит снижение расхода топлива на разогрев воздуха в топке. Процесс эффективного окисления углеводородов начинается с температуры 100-1500С и при воспламенении газа часть его тепла теряется на подогрев воздуха в топке до этой температуры. После реконструкции же, эта часть газа будет экономиться, т.к. в топку пода- 13 ется тепло с температурой 400 С. Вследствие этого, весь объем газа, который заходит в топку, будет использован лишь на химический процесс термической обработки титанообогащенной смеси. И эта экономия значительна – сейчас порядка 15% объема газа уходит лишь на разогрев воздуха в топке. Внедрение мероприятий по теплоизоляции поверхностей барабана печи предполагает расчетную экономию газа в объемах 5-7 м.куб/час. с одной печи или 350-400 тыс.м.куб/год. Результатом реализации этого комплекса энергосберегающих мероприятий является экономия не менее 170 м куб природного газа в час одной печью. Использовать насосы на установке АВТ с большим КПД на полную допустимую мощность, не допускать их эксплуатацию на половину мощности. На таких участках использовать насосы с меньшим КПД для экономии энергозатрат. 0 3.2 Блок ЭЛОУ В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей 1 мг/л при степени обессоливания 95% устанавливается две ступени обессоливания. Это позволяет довести содержание хлористых солей до 53 53 0,95 2,65 мг / л , где 53 - содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см. таблицу 1.1) после первой ступени и до 2,65 2,65 0,95 0,133 мг / л после второй ступени. Однако на практике такая эффективность труднодостижима, поэтому ограничимся содержанием солей 1 мг/л в подготовленной нефти. Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти: С1 53 15214 мг 15,214 г л л 0,8294 0,0042 Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти: С 2 1 1205 мг 1,21 г л л 0,8294 0,001 где 0,0042 - содержание воды в сырой нефти, масс. доли (0,42%); 0,8294 – относительная плотность нефти; 1 – содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л; 0,001 - содержание воды в обессоленной нефти, масс. доли (0,1 % масс.). Для понижения концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду. Расход промывной воды (В) определяется из уравнения: C1 C2 1 В Для Ильинской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид: 14 15,214 1,21 , 1 В откуда В=11,57 л/м3 нефти или 1,157 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимаем расход промывной нефти на 100% больше, т.е. 2,314%. Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода (2,314%) подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса, т.е. применяется циркуляция воды. Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после отстоя - в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. 3.3 Блок колонн В атмосферном блоке АВТ применяют три схемы разделения нефти: 1) схема с одной сложной ректификационной колонной; 2) схема с предварительным испарителем и ректификационной колонной; 3) схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной. Схему 1 применяют для стабилизованных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10%. Установка проста и компактна. Совместное испарение легких и тяжелых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, т.к. повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебания состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования. С применением схемы 2 уменьшается перепад давления в печных трубах. Пары из испарителя направляются в атмосферную колонну, поэтому не нужно устанавливать самостоятельные конденсационные устройства и насосы для подачи орошения. Одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций несколько снижает необходимую температуру нагрева в печи. Однако при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-агрессивные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т.е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии. Схема 3 самая распространенная. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и раство- 15 ренных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой – колонной, насосами печными и для подачи орошения, конденсаторамихолодильниками и т.д.[4]. Основываясь на вышесказанном, принимаем схему атмосферного блока с предварительным отбензиниванием нефти. В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом является фракция н.к.- 1400С, которая состоит из 100% фракции н.к.- 850С и 40% фракции 85 -1400С. Для повышения четкости разделения вниз колонны К-1 подводится тепло в виде “горячей струи”. Из сепаратора отбирается углеводородный газ и нестабильный бензин. Часть нестабильного бензина поступает в колонну на орошение, остальная часть поступает на стабилизацию. Снизу К-1 отбирается отбензиненная нефть, которая проходит через печь П-1 и поступает в основную атмосферную колонну К-2. Вверху колонны К-2 отбираем оставшийся тяжелый бензин, а сбоку выводим необходимые фракции. По заданию требуется отобрать фракцию ДТ (180-360 ˚С), разбиваем ее на фракцию 180 - 270 ˚С, которую будем выводить через сприппинг, и 270 - 360 ˚С для большей четкости разделения и более эффективного использования тепла отходящих потоков. Атмосферная колонна имеет острое орошение. Внизу колонны выходит мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. В колоннах установлены клапанные тарелки однои двухпоточные, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок. Количество тарелок в колонне К-1 – 25, в колонне К-2 – 40. 16 Х-1 Х-2 Е-2 Е-2 В К-3 В К-3 Фр. Н.к.- 140 оС Фр. Н.к - 180 оС Т-1 Обессоленная нефть К-1 Т-2 К-3 К-2 Фр. 180-270 оС Фр. 270--360 оС П-2 Мазут в П-2 Рис. 3.1. Схема атмосферного блока с предварительным отбензиниванием нефти. Блок вакуумной перегонки мазута установки АВТ На практике осуществляют два варианта перегонки мазута: • с получением широких масляных фракций; • с получением узких масленых фракций. Принимаем второй вариант перегонки мазута. Переработка нефти в данном случае может осуществляться по следующим схемам: Одноколонная схема Вакуумная колонна может быть как насадочной, так и тарельчатой. Насадочная колонна является наиболее эффективной, так как на насадках происходит более четкое разделение при малом гидравлическом сопротивлении. Двухколонная схема Данная схема состоит из двух ректификационных колонн. В первой колонне под действием глубокого вакуума более полно отбирается широкая масляная фракция. Во второй колонне широкая масляная фракция разделяется на более узкие. Для увеличения четкости разделения необходимо увеличить число тарелок. Недостатком является усложнение схемы перегонки и эксплуа- 17 тации и увеличение капитальных вложений на строительство и эксплуатационных затрат на дополнительную аппаратуру. Принимаем одноколонную схему перегонки мазута с насадочной колонной К-5. В качестве контактных устройств используем пять пакетов насадки типа “GLITCH”, т.к. данные насадки обладают высокой эффективностью разделения при малом гидравлическом сопротивлении. Циркуляционные орошения колонны используются в качестве теплоносителей для подогрева нефти. Из колоны К-5 отбираются фракция ДТ и узкие масляные фракции (360-420,420-480, 480-530), которые также используются в качестве теплоносителей. Внизу колонны выводится гудрон. Вакуум в колонне К-5 может создаваться либо с помощью системы паровых эжекторов, либо путем применения гидроциркуляционной системы, например, с использованием дизельного топлива в качестве рабочего тела. Отказ от паровых эжекторов позволяет избежать образования на установке значительного количества кислых сточных вод, но требует постоянного расхода дизельной фракции для обновления рабочего тела гидроциркуляционной вакуумсоздающей системы [4]. Предлагается для создания вакуума в вакуумной колонне применять систему паровых эжекторов для отсутствия потерь дизельного топлива при использовании его в качестве рабочего тела в гидроциркуляционной системе. Предлагаемая технологическая схема установки АВТ обеспечивает получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом, обеспечивает большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технико-экономические показатели. Блок стабилизации четкой ректификации бензина Блок стабилизации и четкой ректификации бензинов, отбираемых с верха соответственно отбензинивающей и атмосферной колонн, предназначен для выделения из прямогонной бензиновой фракции компонентов сухого газа и рефлюкса (жирный газ) с получением стабилизата и его дальнейшего фракционирования на узкие бензиновые фракции — сырье для получения товарных бензинов и ароматики. Стабилизации можно подвергать только бензин К-1, либо смесь бензинов К-1 и К-2. За основу принимаем второй вариант, это обеспечит полноту выделения газов растворенных в бензине. Температура в низу стабилизационной колонны К-3 поддерживается за счет циркуляции через подогреватель нижнего продукта, что позволяет отказаться от печи и снизить расход топлива и выбросы дымовых газов. Колонна К-3 имеет 40 клапанных тарелок со сферическими клапанами. Верхняя часть колонны узкая и имеет 20 тарелок, нижняя часть - широкая и имеет 20 тарелок. 18 Стабильный бензин из куба колонны стабилизации отправляется в колонну чёткой ректификации К-4 с целью получения сырья процессов изомеризации (нк-85оС) и каталитического риформинга (85-180оС). Исходя из практических данных работы блока четкой ректификации [6] в колонне должны быть установлены 60 высокоэффективных клапанных тарелок. Сухой газ P-136 Газ С3 С 4 Бензин Нк-85 К-3 К-4 Нк -140 С из К-1 Бензин 28-180 С 85-180 °С из К-2 Бензин 85-180С Рис. 3.3. Блок стабилизации. 3.4 Блок теплообмена Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245°С [4]. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ при переработке лебединской нефти. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ и ОАО «Нафтан». При разработке схемы теплообмена в первую очередь решается вопрос об утилизации теплоты теплоносителей с максимальной температурой (290°С), т.к. они позволяют подогреть нефть до 245°С и выше. Количество потоков нефти, проходящей через теплообменники, определяется производительностью установки и площадью проходного сечения для нефти и теплоносителей. Для АВТ производительностью по Ильинской нефти 6 млн т/год выбираем теплообменники с плавающей головкой с диа- 19 метром кожуха 1200 мм, числом ходов по нефти - 4, площадью свободного (проходного) сечения одного хода по трубам 6,410-2 м2 [7]. Рассчитаем скорость нефти по трубному пространству: W V , где V−объемный расход нефти, м3/с; F F−площадь проходного сечения одного хода по трубам. V G , где G − массовый расход нефти, кг/с: 6,0 10 9 G 735294 ,12 кг/с 340 24 829,4 кг/м 3 − плотность нефти при 20С (табл.1.1) 735294 ,12 3,85 м / с 829,4 3600 0,064 Скорость нефти должна составлять 1 – 2 м/с. Для обеспечения необходимой скорости по трубному пространству разделим поток на три части по 34, 33 и 33%. Данные потоки будут обладать скоростями ≈ 1,28 м/с. Следовательно: W Таблица 3.1 – Характеристика теплоносителей Теплоноситель 1 Фракция 180-270°С 2 Верхнее циркуляционное орошение К-2 – ВЦО К-2 (кратность 2,3) 3 Фракция 270-360°С 4 Нижнее циркуляционное орошение К-2 – НЦО К-2 (кратность 2) 5 Лёгкий вакуумный газойль (кратность 20) 6 Фракция 360-420°С СЦО - 1 К-5 (кратность 2) 7 Фракция 420-480°С СЦО - 2 К-5 (кратность 2) 8 Фракция 480-530°С НЦО К-5 (кратность 3) Расход, % масс. на нефть 16,65 Начальная температура теплоносителя, °С 238,1 38,30 260 14,47 331 28,94 350 43,60 150 20,90 260 19,50 300 16,50 350 10,45 260 9,75 300 15,56 340 9 Фракция 360-420°С, VD-1 К-5 7 Фракция 420-480°С, VD-2 К-5 12 Гудрон (>530°C) Расходы теплоносителей берём из материального баланса (пункт 5). 20 До блока ЭЛОУ: 1-й поток: Теплообменник Т-101 Начальная температура ЛВГ (50 %), входящего в теплообменник, составляет tн=150С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=100С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 150 100 21,8 33C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+33=43С. Теплообменник Т-102 Начальная температура гудрона из Т-305, входящего в теплообменник, составляет tн=220С. Охлаждаем поток на 70С, конечная температура теплоносителя будет tк=150С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: 15,64 t Н 220 150 33C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 43+33=70С. Теплообменник Т-103 Начальная температура ВЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет tн=260С. Охлаждаем поток на 70С, конечная температура теплоносителя будет tк=190С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: 19,15 t Н 260 190 40C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 70+40=110С 2-й поток: Теплообменник Т-201 Начальная температура ЛВГ (50 %), входящего в теплообменник, составляет tн=150С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=100С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 150 100 21,8 33C , 33 21 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+33=43С. Теплообменник Т-202 Начальная температура фракции 360-420 оС из Т-104, входящей в теплообменник, составляет tн=170С. Охлаждаем поток на 85С, конечная температура теплоносителя будет tк=85С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: 10,45 t Н 170 85 27C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 43+27=70С. Теплообменник Т-203 Начальная температура ВЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет tн=260С. Охлаждаем поток на 70С, конечная температура теплоносителя будет tк=190С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: 19,15 t Н 260 190 40C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 70+40=110С 3-й поток: Теплообменник Т-301 Начальная температура фракции 270-360°С из Т-205, входящей в теплообменник, составляет tн=196С. Охлаждаем поток на 76С, конечная температура теплоносителя будет tк=120С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: 14,47 t Н 196 120 32C , 34 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+32=42 С. Теплообменник Т-302 Начальная температура СЦО1 К-5 из Т-204, входящего в теплообменник, составляет tн=210С. Охлаждаем поток на 55С, конечная температура теплоносителя будет tк=155С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: 20,9 t Н 210 155 34C , 34 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 42+34=76С. 22 Теплообменник Т-303 Начальная температура фракции 180-270°С, входящей в теплообменник, составляет tн=238,1С. Охлаждаем поток на 70,1С, конечная температура теплоносителя будет tк=168С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: 16,65 t Н 238,1 168 34C , 34 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 76+34=110С. Схема теплообмена до блока ЭЛОУ представлена в Приложении Б. После блока ЭЛОУ: 1-й поток: Теплообменник Т-104 Начальная температура фракции 360-420°С, входящей в теплообменник, составляет tн=260С. Охлаждаем поток на 90С, конечная температура теплоносителя будет tк=170С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 260 170 10,45 29C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 110+29 =139 С. Теплообменник Т-105 Начальная температура НЦО К-2 изТ-208, входящего в теплообменник, составляет tн=275С. Охлаждаем поток на 55С, конечная температура теплоносителя будет tк=220С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 275 220 14,47 26C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 139+26=165С. Теплообменник Т-106 Начальная температура фракции 420-480°С, входящей в теплообменник, составляет tн=300С. Охлаждаем поток на 80С, конечная температура теплоносителя будет tк=220С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 300 220 9,75 24C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 165+24=189С. 23 Теплообменник Т-107 Начальная температура фракции 270-360°С, входящей в теплообменник, составляет tн=331С. Охлаждаем поток на 71С, конечная температура теплоносителя будет tк=260С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 331 260 14,47 31C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 189+31=220С. Теплообменник Т-108 Начальная температура НЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет tн=350С. Охлаждаем поток на 75С, конечная температура теплоносителя будет tк=275С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 0,78 350 275 14,47 25C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 220+25=245С. 2-й поток: Теплообменник Т-204 Начальная температура СЦО1 К-5, входящего в теплообменник, составляет tн=260С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=210С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 260 210 20,9 32C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 110+32=142С. Теплообменник Т-205 Начальная температура фр. 270 – 360 оС из Т-107 входящего в теплообменник, составляет tн=271С. Охлаждаем поток на 75С, конечная температура теплоносителя будет tк=196С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 271 196 14,47 33C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 142+33=175С. 24 Теплообменник Т-206 Начальная температура НЦО К-2 изТ-208, входящего в теплообменник, составляет tн=275С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=215С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 265 215 14,47 22C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 175+22=197С. Теплообменник Т-207 Начальная температура СЦО2 К-5, входящего в теплообменник, составляет tн=300С. Охлаждаем поток на 45С, конечная температура теплоносителя будет tк=255С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 300 255 19,5 27C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 197+27=220С. Теплообменник Т-208 Начальная температура НЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет tн=350С. Охлаждаем поток на 75С, конечная температура теплоносителя будет tк=275С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 0,78 350 275 14,47 25C , 33 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 220+25=245С. 3-й поток: Теплообменник Т-304 Начальная температура СЦО2 К-5 из Т-207, входящего в теплообменник, составляет tн=255С. Охлаждаем поток на 55С, конечная температура теплоносителя будет tк=200С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 255 200 19,5 30C , 34 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 110+30=140С. 25 Теплообменник Т-305 Начальная температура фракции гудрона из Т-307, входящей в теплообменник, составляет tн=275С. Охлаждаем поток на 55С, конечная температура теплоносителя будет tк=220С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 275 220 15,56 25C , 34 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 140+25=165С. Теплообменник Т-306 Начальная температура НЦО К-5 из Т-308, входящего в теплообменник, составляет tн=284С. Охлаждаем поток на 52С, конечная температура теплоносителя будет tк=232С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 284 232 16,5 25C , 34 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 165+25=190С. Теплообменник Т-307 Начальная температура гудрона, входящего в теплообменник, составляет tн=340С. Охлаждаем поток на 65С, конечная температура теплоносителя будет tк=275С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 0,78 340 275 15,56 30C , 34 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 190+30=220С. Теплообменник Т-308 Начальная температура НЦО К-5, входящего в теплообменник, составляет tн=350С. Охлаждаем поток на 66С, конечная температура теплоносителя будет tк=284С. Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника: t Н 0,78 350 284 16,5 25C , 34 тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 220+25=245С. Схема теплообмена после блока ЭЛОУ показана в Приложении В. 26 4 Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны К-1 Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения необходим для того, чтобы выбрать давление в отбензинивающей колонне, при котором в емкости орошения получается сухой газ с содержанием пропана 710% (паровая фаза), и определить состав нестабильного бензина и его количество, что позволит в дальнейшем провести технологический расчет отбензинивающей колонны. По справочным данным [2] в составе газов, сопровождающих Ильинскую нефть, количество метана и этана мало. Поэтому нужно подобрать такое давление, при котором максимальное количество верхнего продукта отбензинивающей колонны переходило бы после охлаждения в жидкую фазу. В этом случае сухой газ будет получаться не в емкости орошения колонны К-1, а при стабилизации бензина. Необходимые данные для расчета: 1.Расход фракции на входе в емкость орошения К-1: 81617,65 кг/ч; 2.Расход водяного пара: 0 кг/ч; 3.Плотность остатка: 955,4 кг/м 3 ; 4.Давление в емкости орошения: 450 кПа; 5.Температура в емкости орошения: 35°С; 6. Кратность орошения: 2. 7. Для фракций 85-105С и 105-140С взято 40% масс. от потенциала, 60% масс. остаётся в бензине, уходящем с нефтью. Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1. Таблица 4.1 – Состав смеси на входе в ёмкость орошения Номер компоКомпонент нента (фракция) (по табл.1.2) 2 CH4 3 С2Н6 6 С3Н8 7 ∑С4 8 28-62°С 9 62-85°С 10* 85-105°С 11* 105-140°С Итого: Массовая доля компонента в нефти Количество компонентов в нефти, кг/ч 0,000560 0,001026 0,003145 0,008668 0,034600 0,023400 0,014400 0,025200 0,111000 411,85 754,74 2312,49 6373,87 25441,18 17205,88 10588,24 18529,41 81617,65 Смесь углеводородов на входе в емкость с учетом орошения кг/ч масс. доля 1235,56 2264,21 6937,46 19121,60 76323,53 51617,65 31764,71 55588,24 244852,94 0,005046 0,009247 0,028333 0,078094 0,311712 0,210811 0,129730 0,227027 1,000000 * - взято 40 % масс. от потенциального содержания 27 Пpoгpaммa << OIL >> Pacчeт пpoцecca oднoкpaтнoгo иcпapeния Иcxoдныe дaнныe: Pacxoд нeфти или фpaкции G= 244852.9375 Kг/чac Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac Плoтнocть ocтaткa P19= 971 Kг/M^3 Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 450 KПa Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 35 ^C Peзультaты pacчeтa: Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 3.690344328788342E-006 Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006 Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 78.63532257080078 Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 78.63581085205078 Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 29.01914405822754 Cocтaв жидкoй фaзы Taблицa 4.2 ╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗ ║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║ ║ Meтaн │ 0.0247942 │ 0.0050449 │ 77.2030 │ 1235.2478 ║ ║ Этaн │ 0.0242367 │ 0.0092464 │ 75.4669 │ 2264.0076 ║ ║ Пpoпaн │ 0.0518127 │ 0.0283324 │ 161.3315 │ 6937.2544 ║ ║ Бутaн │ 0.1077362 │ 0.0780937 │ 335.4631 │ 19121.3984 ║ ║ 28-62 │ 0.3248583 │ 0.3117127 │ 1011.5266 │ 76323.4766 ║ ║ 62-85 │ 0.1933216 │ 0.2108117 │ 601.9547 │ 51617.6641 ║ ║ 85-105 │ 0.1076629 │ 0.1297304 │ 335.2349 │ 31764.7637 ║ ║ 105-140 │ 0.1655775 │ 0.2270278 │ 515.5665 │ 55588.2227 ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢ ║ CУMMA │ 1.0000 │ 1.0000 │ 3113.7471 │ 244852.0313 ║ ╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝ Cocтaв пapoвoй фaзы Taблицa 4.3 ╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗ ║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║ ║ Meтaн │ 0.5622346 │ 0.3099937 │ 0.0175 │ 0.2801 ║ ║ Этaн │ 0.1579594 │ 0.1632985 │ 0.0049 │ 0.1476 ║ ║ Пpoпaн │ 0.1226511 │ 0.1817419 │ 0.0038 │ 0.1642 ║ ║ Бутaн │ 0.0826481 │ 0.1623391 │ 0.0026 │ 0.1467 ║ ║ 28-62 │ 0.0521259 │ 0.1355345 │ 0.0016 │ 0.1225 ║ ║ 62-85 │ 0.0111911 │ 0.0330691 │ 0.0003 │ 0.0299 ║ ║ 85-105 │ 0.0027361 │ 0.0089339 │ 0.0001 │ 0.0081 ║ ║ 105-140 │ 0.0013697 │ 0.0050892 │ 0.0000 │ 0.0046 ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢ ║ CУMMA │ 0.9930 │ 1.0000 │ 0.0309 │ 0.9036 ║ ╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝ 28 Иcxoднaя cмecь Taблицa 4.4 ╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗ ║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║ ║ Meтaн │ 0.0247996 │ 0.0050460 │ 77.2205 │ 1235.5278 ║ ║ Этaн │ 0.0242380 │ 0.0092470 │ 75.4718 │ 2264.1553 ║ ║ Пpoпaн │ 0.0518134 │ 0.0283330 │ 161.3353 │ 6937.4185 ║ ║ Бутaн │ 0.1077359 │ 0.0780940 │ 335.4657 │ 19121.5449 ║ ║ 28-62 │ 0.3248556 │ 0.3117120 │ 1011.5282 │ 76323.6016 ║ ║ 62-85 │ 0.1933198 │ 0.2108110 │ 601.9550 │ 51617.6953 ║ ║ 85-105 │ 0.1076618 │ 0.1297300 │ 335.2350 │ 31764.7715 ║ ║ 105-140 │ 0.1655759 │ 0.2270270 │ 515.5666 │ 55588.2266 ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢ ║ CУMMA │ 1.000 │ 1.000 │ 3113.7781 │ 244852.9375 ║ ╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝ Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoв Taблицa 4.5 ╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╗ ║кoмпoнeнты│ мoлeк. мacca │ Pi , KПa │ Ki ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────║ ║ Meтaн │ 16.0000 │ 1.020421E+04 │ 2.267602E+01 ║ ║ Этaн │ 30.0000 │ 2.932815E+03 │ 6.517366E+00 ║ ║ Пpoпaн │ 43.0000 │ 1.065241E+03 │ 2.367203E+00 ║ ║ Бутaн │ 57.0000 │ 3.452105E+02 │ 7.671345E-01 ║ ║ 28-62 │ 75.4538 │ 7.220580E+01 │ 1.604573E-01 ║ ║ 62-85 │ 85.7501 │ 2.604983E+01 │ 5.788851E-02 ║ ║ 85-105 │ 94.7538 │ 1.143607E+01 │ 2.541350E-02 ║ ║ 105-140 │ 107.8197 │ 3.722599E+00 │ 8.272443E-03 ║ ╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╝ В результате расчетов, проведенных с помощью программы «Oil», подобрали такое давление, равное 450 кПа, при котором сухой газ будет получаться не в емкости орошения, а при стабилизации бензина. 29 5 Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом 5.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1 В отбензинивающую колонну поступает обессоленная и обезвоженная 6 10 9 нефть в количестве G 735294 ,12 кг . Сверху К-1 выходит фракция: ч 340 24 газ+100% н.к.-85С + 40% 85-140С (60% остаётся в бензине, уходящем с нефтью). Составляем материальный баланс К-1 и сводим результаты в таблицу 5.1. Таблица 5.1 – Материальный баланс К-1 Продукты Взято: нефть обессоленная и обезвоженная Получено: газ+н.к. – 140С (жидкая фаза) нефть отбензиненная Итого: %масс. на сырьё %масс. на нефть кг/ч 100,00 100,00 735294,12 11,10 11,10 81617,65 88,90 88,90 653676,47 100,00 100,000 735294,12 5.2 Материальный баланс основной атмосферной колонны К-2 Сверху выходит фракция 85-180°С, которая состоит из 85-140°С (60% от потенциала) и 140-180°С. Из-за нечеткой ректификации в мазуте остаётся 5-10% (на мазут) дизельной фракции, которые отгоняются в вакуумной колонне. Принимаем 5%. Следовательно, выход мазута на отбензиненную нефть будет: X Xn 41,36 48,97% масс. , (1 a) X он (1 - 0,05) 0,889 где Xп – потенциальное содержание мазута в нефти, %масс.; Xон – выход отбензиненной нефти на нефть, масс. доли; a – содержание светлых в мазуте, масс. доли. Так как дизельного топлива в отбензиненной нефти больше 20% масс. (33,3∙100/88,9= 37,46%масс., где 33,3- выход фракции 180-360°С на нефть,% масс.), то такое большое количество жидкости целесообразно выводить двумя потоками, что позволит уравновесить нагрузки пара и жидкости по всей высоте колонны и, как следствие, улучшит чёткость ректификации. Фракцию делим следующим образом: 180-270°С и 270-360°С. Выход дизельной фракции 270-360С уменьшится с 18,73 % до 16,27 % на отбензиненную нефть: 30 На основании этих данных составляем материальный баланс К-2 и сводим результаты в таблицу 5.2. Таблица 5.2 – Материальный баланс К-2 Продукты Взято: нефть отбензиненная Получено: фр.85-180С фр.180-270С фр.270-360С мазут (>360С) Итого: %масс. на сырьё %масс. на нефть кг/ч 100,000 88,90 653676,47 16,02 18,73 16,28 48,97 100,000 14,24 16,65 14,47 43,54 88,90 104705,88 122426,47 106397,06 320147,06 653676,47 5.3 Материальный баланс вакуумной колонны К-5 В гудроне может оставаться до 10% (на гудрон) масляных фракций изза нечеткости разделения. Принимаем 7 %. Тогда выход гудрона на мазут составит: X Xn 14,56 35,96% масс, , (1 a) Yn (1 - 0,07) 0,4354 где Xн – потенциальное содержание гудрона в нефти, % масс.; Yн – выход мазута на нефть, масс. доли; a – содержание светлых в гудроне, масс. доли. Следовательно, фракция 480-530 уменьшится на величину 35,95 – 33,43 = 2,52 % на мазут. При вакуумной перегонке неизбежно образуются газы разложения – около 0,2% на мазут. На эту же величину уменьшается выход гудрона. Выход вакуумного газойля составит 5 % масc. на мазут. На основании этих данных составляем материальный баланс К-5 и сводим результаты в таблицу 5.3. Таблица 5.3 – Материальный баланс К-5 Продукты Взято: мазут (>360С) Получено: газы разложения вакуумный газойль VD-1 (фр.360-420С) VD-2 (фр.420-480С) VD-3 (фр.480-530С) Гудрон (>530С) Итого: %масс. на сырьё %масс. на нефть кг/ч 100,00 43,52 320147,06 0,20 5,00 24,01 22,40 12,63 35,76 0,10 2,18 10,45 9,75 5,50 15,56 735,29 16029,41 76838,24 71691,18 40441,18 114411,77 100,000 43,52 320147,06 31 5.4 Материальный баланс стабилизационной колонны К-3 В колонну К-3 поступает объединённая фракция газ+н.к.-140С из колонны К-1 и бензин К-2. На основании этих данных составляем материальный баланс К-3 и сводим результаты в таблицу 5.4. Таблица 5.4. – Материальный баланс К-3 Продукты Взято: газ+н.к.-140С фр.85-180С Итого: Получено: Сухой газ рефлюкс 28 -180С Итого: %масс. на сырьё %масс. на нефть кг/ч 50,28 49,72 100,000 11,10 14,24 25,34 81617,65 104705,88 186323,53 0,63 4,66 94,71 100,000 0,1586 1,1814 24,0 25,34 1166,59 8686,35 176470,59 186323,53 5.5 Материальный баланс К-4 В К-4 происходит разделение стабильного бензина на фракции н.к.70°С и 70-180°С. На основании этих данных составляем материальный баланс К-4 и сводим результаты в таблицу 5.5. Таблица 5.5 – Материальный баланс К-4 Продукты Взято: 28-180С Получено: 28-70С 70-180С Итого: %масс. на сырьё %масс. на нефть кг/ч 100,000 24,0 176470,59 15,48 84,52 5,80 18,20 27205,88 149264,71 100,000 24,0 176470,59 32 5.6 Материальный баланс установки АВТ На основании материальных балансов отдельных колонн составляем материальный баланс установки в целом, представленный в таблице 5.6. Фракции дизельного топлива после блока теплообмена объединяются. Таблица 5.6 – Материальный баланс установки АВТ-6 %масс. на нефть кг/ч т/г Взято: нефть Продукты 100,000 735294,12 6000000 Получено: сухой газ С1-С2 рефлюкс С3-С4 газы разложения Фр. 28 – 70 оС 70-180С фр.180-360С вакуумный газойль Фр.360-420°С Фр.420-480°С Фр.480-530°С гудрон (>530С) 0,1586 1,1814 0,10 5,80 18,20 31,12 2,18 10,45 9,75 5,50 15,56 1166,59 8686,35 735,29 27205,88 149264,71 228823,53 16029,41 76838,24 71691,18 40441,18 114411,70 9519,36 70880,64 6000 222000 1218000 1867200 130800 627000 585000 330000 993600 100,00 735294,12 6000000 Итого: 33 6 Расчет доли отгона сырья в колонне К-2 Расход нефти в основную атмосферную колонну 653676,47 кг/ч. Состав смеси на входе в колонну представлен в таблице 6.1. Таблица 6.1 – Состав смеси на входе в колонну Номер компонента по табл. 1.2 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Компонент (фракция) 85-105 ºС 105-140 ºС 140-180 ºС 180-210 ºС 210-310 ºС 310-360 ºС 360-400 ºС 400-450 ºС 450-500 ºС > 500 ºС Итого: Масс. доля компонента в нефти 0,0216 0,0378 0,083 0,0555 0,185 0,0925 0,0697 0,0836 0,0753 0,1850 0,8890 Масс. доля компонента в отбензиненной нефти 0,02430 0,04252 0,09340 0,06243 0,20810 0,10405 0,07840 0,09400 0,08470 0,20810 1,00000 Количество компонента в нефти, кг/ч 15884,34 27794,33 61053,38 40809,02 136030,08 68015,04 51248,23 61445,59 55366,40 136030,08 653676,47 Расчёт доли отгона на входе необходим для того, чтобы определить количество паров в точке ввода сырья в колонну. Доля отгона паров сырья на входе в колонну считается удовлетворительной, если выполняется требование: е ≥ ∑ хi , где е - массовая доля отгона сырья; хi - массовая доля i-фракции (кроме остатка), выводимой из данной колонны: ∑ хi = 1 – 0,4897 =0,5103 где 0,4897 – выход остатка (мазута) в колонне К-2 (масс. доли) Для проведения расчета необходимо задаться следующими данными: температура на входе в колону равна 350 ºС; давление на входе в колону принимаем равным 170 кПа; расход водяного пара 2 % от количества сырья (13073,53 кг/ч). 34 Пpoгpaммa << OIL >> Pacчeт пpoцecca oднoкpaтнoгo иcпapeния Иcxoдныe дaнныe: Pacxoд нeфти или фpaкции G= 653676.5 Kг/чac Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 13073.5302734375 Kг/чac Плoтнocть ocтaткa P19= 971 Kг/M^3 Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 170 KПa Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 360 ^C Peзультaты pacчeтa: Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .589316189289093 Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .7863500118255615 Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 237.266357421875 Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 456.0687255859375 Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 177.8150787353516 Cocтaв жидкoй фaзы Taблицa 6.2 ╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗ ║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║ ║ 85-105 │ 0.0021607 │ 0.0004489 │ 1.2718 │ 120.5097 ║ ║ 105-140 │ 0.0045234 │ 0.0010694 │ 2.6626 │ 287.0816 ║ ║ 140-180 │ 0.0131400 │ 0.0037006 │ 7.7346 │ 993.4291 ║ ║ 180-210 │ 0.0118593 │ 0.0039162 │ 6.9807 │ 1051.3219 ║ ║ 210-310 │ 0.0764312 │ 0.0333900 │ 44.9895 │ 8963.7012 ║ ║ 310-360 │ 0.0913547 │ 0.0535694 │ 53.7739 │ 14380.9443 ║ ║ 360-400 │ 0.1116000 │ 0.0769728 │ 65.6908 │ 20663.6953 ║ ║ 400-450 │ 0.1866241 │ 0.1499085 │ 109.8520 │ 40243.5938 ║ ║ 450-500 │ 0.1914972 │ 0.1802758 │ 112.7205 │ 48395.8242 ║ ║ Ocтaтoк │ 0.3108092 │ 0.4967484 │ 182.9507 │ 133354.2969 ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢ ║ CУMMA │ 1.0000 │ 1.0000 │ 588.6271 │ 268454.4063 ║ ╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝ Cocтaв пapoвoй фaзы Taблицa 6.3 ╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗ ║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║ ║ 85-105 │ 0.0767932 │ 0.0409214 │ 166.3663 │ 15763.8291 ║ ║ 105-140 │ 0.1177623 │ 0.0714062 │ 255.1227 │ 27507.2441 ║ ║ 140-180 │ 0.2158450 │ 0.1559099 │ 467.6110 │ 60059.9570 ║ ║ 180-210 │ 0.1218549 │ 0.1032072 │ 263.9888 │ 39757.7031 ║ ║ 210-310 │ 0.2943822 │ 0.3298523 │ 637.7554 │ 127066.3828 ║ ║ 310-360 │ 0.0925725 │ 0.1392290 │ 200.5510 │ 53634.0977 ║ ║ 360-400 │ 0.0448803 │ 0.0793946 │ 97.2296 │ 30584.5430 ║ ║ 400-450 │ 0.0267144 │ 0.0550384 │ 57.8746 │ 21201.9941 ║ ║ 450-500 │ 0.0074941 │ 0.0180950 │ 16.2354 │ 6970.5786 ║ ║ Ocтaтoк │ 0.0016945 │ 0.0069461 │ 3.6709 │ 2675.7798 ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢ ║ CУMMA │ 1.0000 │ 1.0000 │ 2166.4053 │ 385222.1250 ║ ╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝ 35 Иcxoднaя cмecь Taблицa 6.4 ╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗ ║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║ ║ 85-105 │ 0.0608480 │ 0.0243000 │ 167.6381 │ 15884.3389 ║ ║ 105-140 │ 0.0935689 │ 0.0425200 │ 257.7852 │ 27794.3262 ║ ║ 140-180 │ 0.1725372 │ 0.0934000 │ 475.3456 │ 61053.3867 ║ ║ 180-210 │ 0.0983544 │ 0.0624300 │ 270.9695 │ 40809.0234 ║ ║ 210-310 │ 0.2478173 │ 0.2081000 │ 682.7448 │ 136030.0781 ║ ║ 310-360 │ 0.0923128 │ 0.1040500 │ 254.3248 │ 68015.0391 ║ ║ 360-400 │ 0.0591356 │ 0.0784000 │ 162.9204 │ 51248.2383 ║ ║ 400-450 │ 0.0608801 │ 0.0940000 │ 167.7266 │ 61445.5898 ║ ║ 450-500 │ 0.0468074 │ 0.0847000 │ 128.9559 │ 55366.4023 ║ ║ Ocтaтoк │ 0.0677385 │ 0.2081000 │ 186.6217 │ 136030.0781 ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢ ║ CУMMA │ 1.000 │ 1.000 │ 2755.0325 │ 653676.5000 ║ ╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝ Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoв Taблицa 6.5 ╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╗ ║кoмпoнeнты│ мoлeк. мacca │ Pi , KПa │ Ki ║ ╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────║ ║ 85-105 │ 94.7538 │ 4.781159E+03 │ 2.812446E+01 ║ ║ 105-140 │ 107.8197 │ 3.502164E+03 │ 2.060096E+01 ║ ║ 140-180 │ 128.4400 │ 2.209744E+03 │ 1.299850E+01 ║ ║ 180-210 │ 150.6037 │ 1.382227E+03 │ 8.130749E+00 ║ ║ 210-310 │ 199.2400 │ 5.181294E+02 │ 3.047820E+00 ║ ║ 310-360 │ 267.4337 │ 1.363166E+02 │ 8.018622E-01 ║ ║ 360-400 │ 314.5600 │ 5.409902E+01 │ 3.182295E-01 ║ ║ 400-450 │ 366.3438 │ 1.925641E+01 │ 1.132730E-01 ║ ║ 450-500 │ 429.3438 │ 5.264488E+00 │ 3.096758E-02 ║ ║ Ocтaтoк │ 728.9083 │ 7.333992E-01 │ 4.314113E-03 ║ ╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╝ Расчёт доли отгона на входе в атмосферную колонну К-2 был проведён в программы «OIL». Полученная массовая доля отгона равна 0,589, т.е. выполняется условие е ≥ ∑ хi . 36 7 Технологический расчет колонны К-2 7.1 Общая характеристика работы колонны Для колонны К-2 принимаем клапанные тарелки, т.к. они имеют высокий к.п.д. в широком диапазоне скоростей. Количество тарелок следующее: от верха колонны до вывода 1-го бокового погона- 14; между выводами 1-го и 2-го боковых погонов- 12; от вывода 2-го бокового погона до ввода сырья – 8; ниже ввода сырья- 6. Общее число тарелок – 40. Гидравлическое сопротивление одной тарелки 0,5кПа. Расход водяного пара: в основной колонне - 2% на сырьё, в стриппинги – по 1% на дистиллят. Сопротивление конденсационной аппаратуры принимаем равным 50 кПа. Давление в различных сечениях колонны с учётом сопротивления конденсационной аппаратуры и гидравлического сопротивления тарелок: Рфр = Р - n · а, где Р – давление в точке ввода сырья, кПа; n – число тарелок, находящихся выше точки ввода; а – перепад давления на одной тарелке, - ввод сырья : 170 кПа - вывод фр.270-360С : 170 - 8·0,5 = 166кПа - вывод фр.180-270С : 166 - 12·0,5 = 160кПа - верх колонны : 170-14·0,5=163 кПа - низ колонны: 170+6·0,5=173 кПа 7.2 Материальный баланс основной колонны К-2 Таблица 7.1 – Материальный баланс основной колонны К-2 Продукты Взято: нефть отбензиненная Получено: фр.85-180С фр.180-270С фр.270-360С мазут (>360С) Итого: %масс. на сырьё %масс. на нефть кг/ч 100,000 88,90 653676,47 16,02 18,73 16,28 48,97 100,000 14,24 16,65 14,47 43,54 88,90 104705,88 122426,47 106397,06 320147,06 653676,47 7.3 Расчёт доли отгона сырья на входе в колонну Доля отгона сырья на входе в колонну К-2 равна е =0,589 (см. пункт 6). 37 7.4 Температура верха колонны Сверху колонны выходят пары фракции 85 – 1800С и весь водяной пар, который подают в колонну и стриппинги. Вследствие подачи водяного пара парциальное давление данной фракции понижается. Молярный расход паров фракции: x' = G R 1 , M Где: G – массовый расход паров, кг/ч; М – средняя молярная масса фракции 85 – 1800С М 60 0,3 tср. мол. 0,001 (tср. мол. ) 2 , где: tср.мол - среднемолярная температура кипения фракции, 0С tср.мол = 132,5°С, соответственно, М = 117,31 кг/кмоль; Принимаем кратность орошения равную 2. тогда: 104705 ,88 (2 1) x' = 2677 ,67 кмоль/ч 117,31 Молярный расход водяного пара: xв' Gв Мв Gв =653676,47·0,02 + 122426,47·0,01 = 14297,79 кг/ч 14297 ,79 xв' 794,32 кмоль/ч 18 Мольная доля фракции в парах: ' xфр x 2677 ,67 0,771 x xв' 2677 ,67 794,32 Парциальное давление фракции в парах: Р = 163·0,771 = 125,67 кПа Определяем температуру верха колонны по уравнению изотермы паровой фазы: yi' k 1, i где: yi' - мольная доля i-го компонента в смеси; ki - константа фазового равновесия i-го компонента. Принимаем температуру верха колонны Т = 150,80С и по формуле Ашворта находим давление насыщенных паров каждой фракции при этой температуре lg( Pн 3158) 7,6715 2,68 f (T ) , f (T0 ) где: f(T) – функция температуры, при которой определяется давление насыщенных паров; f(T0) – функция средней температуры кипения фракции; Pн - давление насыщенных паров, Па 38 f0(95)=5,7284; f0(122,5)=5,0498; f0(160)=4,2969; Значения этих функций взяты из [9]. Находим константу К для каждой фракции: Р К н, Р Температуру выхода фракции вверху колоны рассчитываем с помощью пакета Microsoft Exсel. При температуре 150,8 0С и давлении 117,9 кПа получены следующие результаты, которые приведены в таблице 7.1. Таблица 7.1 –Расчёт температуры вверху колонны К-2 фракция 85-105 105-140 140-180 tср 95 122,5 160 ИТОГО y на нефть M 97,525 111,7563 433 y′ на фракцию 0,02160 0,03780 0,08300 0,18754 0,2864 0,5262 0,1424 1 150,8 f(T0) 5,7284 5,0498 4,2969 p, кПа 384,83 203,09 79,976 125,67 k y'/k 3,264 1,723 0,678 0,057 0,166 0,776 0,9992 7.5 Температура вывода боковых продуктов Определяем температуры вывода боковых продуктов по уравнению изотермы жидкой фазы [9]: xi' ki 1 , где x i' - мольная доля i-го компонента в смеси; ki - константа фазового равновесия i-го компонента. 7.5.1 Температура вывода фракции 180-2700С Через сечение колонны в зоне вывода фракции 180-2700С проходят пары фракции 85 – 1800С, пары фракции 180-2700С и водяной пар (кроме пара, подаваемого в стриппинг К-2/1). Молярный расход паров фракции 180-2700С с учетом орошения: x1' 122426 ,47 746,50 кмоль/ч 164 Молярный расход водяного пара: xв' 794,32 кмоль/ч Мольная доля фракции в парах: x1' 746,50 ' xфр ' 0,177 ' ' x x1 xв 2677 ,67 746,50 794,32 Парциальное давление фракции в парах: Р = 160·0,177=28,32 кПа 39 Принимаем температуру вывода фракции 180-270 С Т = 238,1 С и по формуле Ашворта находим давление насыщенных паров каждой фракции при этой температуре [9]. 0 lg( Pн 3158) 7,6715 0 2,68 f (T ) f (T0 ) Из [9] находим значения функций: f(195)=3,730; f(240)=3,144; f(200)=3,6579. Результаты расчета давления насыщенных паров фракций заносим в таблицу 7.2. Фракцию 180 – 2700С разбиваем на составляющие: Таблица 7.2 – Результаты расчета температуры фракции 180-2700С x на фракция tср M нефть 180 210 195 156,525 0,0555 210 240 225 178,125 0,0555 240 270 255 201,525 0,0555 ИТОГО x′ на фракцию 228,5 f0(T) 0,352612 0,647388 0,1665 3,7302 3,3244 2,9768 1 p, кПа k 252,47 134,69 69,391 28,32 k*x' 1,5779 0,8418 0,4337 0,5942 0,2786 0,1269 0,9997 Находим температуру вывода фракции 180-270ºС T=238,1 ºС. 7.5.2 Температура вывода фракции 270-3600С Через сечение колонны в зоне вывода фракции 270-3600С проходят пары фракции 85 – 1800С ( x' =981,8 кмоль/ч – потенциальное содержание), пары фракции 180-2700С ( x1 =273,7кмоль/ч – потенциальное содержание), пары фракции 270-3600С и водяной пар, подаваемый вниз колонны. Молярный расход паров фракции 270-3600С: x2' 106397 ,06 422,21 кмоль/ч 252 Молярный расход водяного пара: 13076 ,53 xв' 726,47 кмоль/ч 18 Мольная доля фракции в парах: x2' 422,21 ' xфр 0,092 x x1' x2' xв' 2677 ,67 746,50 422,21 726,47 Парциальное давление фракции в парах: Р = 166·0,092 = 15,27 кПа Таблица 7.3–Расчёт температуры вывода фракции 270 – 360 оС фракция 270 310 335 310 335 360 tср 260 322,5 347,5 M x на нефть 31,1 0,0740 260,75 0,03535 285,00 0,03535 ИТОГО 0,1447 p, кПа x' 0,5523 0,2338 0,2139 1 331 f0(T) k 2,6306 221,515 2,3551 119,675 2,1681 72,6103 166 1,3344 0,7209 0,4374 k*x' 0,737 0,1686 0,0936 0,9991 40 Находим температуру вывода фракции 270-360ºС T=331 ºС. 7.6 Температура низа колонны Температуру низа колонны принимаем на 200С ниже температуры ввода сырья и равной 3400С. 7.7 Температуры выводов и вводов циркуляционных орошений Принимаем, что циркуляционные орошения выводятся на три тарелки ниже тарелки отбора боковых фракций. На этих тарелках градиент температур максимальный. Принимаем температуры вывода циркуляционных орошений 0 на 19-20 С выше температур вывода дистиллятных фракций. Охлаждаем циркуляционные орошения на 90-1200С. ВЦО К-2 0 0 0 - вывод: 238,1 С + 21,9 С = 260 С - ввод: 1400С НЦО К-2 0 0 0 - вывод: 331 С + 19 С =350 С - ввод: 2300С Острое орошение - вывод : 150,80С. - ввод : 400С. 7.8 Тепловой баланс колонны На основе материального баланса рассчитаем тепловой баланс атмосферной колонны К-2, а расчёты сведём в таблицы. Тепловой баланс учитывает всё количество тепла вносимого в колонну и выносимого из неё. Согласно закону сохранения энергии, тогда можно написать (без учёта потерь тепла в окружающую среду): Qвх Qвых Колонну разбиваем на три контура (А,Б,В), далее составляем тепловой баланс по контурам. Схема контуров представлена на рисунке 7.1 41 85-1800С В Б 180-2700С А 270-3600С Нефть Мазут Рис.7.1 – Схема контуров колонны К-2 При определении температур вывода боковых погонов, а также верхнего и нижнего продуктов были определены их молярные массы. Заносим основные данные в таблицу 7.4 Таблица 7.4— Молярные массы и относительные плотности продуктов Продукт Молярная масса Мi, кг/кмоль Относительная плотность, 15 15 85-1800С 180-2700С 270-3600С Мазут(>3600С) Отбензиненная нефть 117,31 178,13 253,73 - 0,748 0,825 0,877 0,9736 0,889 Относительная плотность в таблице рассчитана по формуле Крэга исходя из молярной массы продукта [9]: 15 15 1,03 M ; 44,29 M Энтальпии продуктов рассчитывались: —для жидких продуктов по формуле Крэга Н tж 1 15 15 a, где а = (0,0017·Т² + 0,762·Т – 334,25) – определяем по таблице 14 (стр.113 [9]) 42 Т – среднемолярная температура кипения фракции, К —для паров по формуле Уира и Иттона 15 Н tп b (4 15 ) 308,99 ,где b = (129,58 + 0,134·Т + 0,00059·Т²) - определяем по таблице 16 (стр.115 [9]) Расчёт теплового баланса проводим по контурам. Схема контуров колонны К-2 представлена на рисунке7.1. Результаты расчётов заносим в таблицы 7.5–7.7. Таблица 7.5— Тепловой баланс контура «А» Продукт t,С G, кг/ч Ht, кДж/кг Q, ∙10-6 кДж/ч Приход Паровая фаза: Отбензиненная нефть Водяной пар К-2 Жидкая фаза: Отбензиненная нефть Итого: Паровая фаза: 85-1800С 180-2700С 270-3600С Водяной пар К-2 Жидкая фаза: Мазут(>3600С) Итого: 360 400 385222,13 13073,53 1122,50 3264,60 432,41 42,68 360 - 268454,34 666750,00 Расход 855,86 229,76 704,85 331 331 331 331 38392,20 44889,70 39012,20 4793,60 1077,67 1042,84 1020,68 2761,40 112,84 127,67 108,60 36,10 340 117387,20 244474,90 782,06 250,37 635,58 Разность между теплом входящим в контур «А» и выходящим из него, составляет: ΔQА = 704,85 · 106 – 635,58 ·106 =69,27 · 106 кДж/ч. Определим расход циркуляционного орошения (ЦО-2) из уравнения G1 Q A , где H в Н вх QA - количество теплоты, снимаемой циркуляционным орошением, кВт; Н в , Н вх - энтальпия циркуляционного орошения на выходе из колонны и на входе в колонну соответственно, кДж/кг. 69,27·10 6 G1 215700 ,46 кг/ч 800,29 479,15 Кратность орошения: 215700 ,46 R= 2,0 106397 ,06 Принимаем кратность орошения НЦО К-2 равной 2. 43 Таблица 7.6 — Тепловой баланс контура «Б» Продукт H, кДж/кг Q, ∙10-6 кДж/ч 104705,88 122426,47 106397,06 13073,53 346602,94 Расход 1077,67 1042,84 1020,68 2761,4 - 112,84 127,67 108,60 36,10 385,21 238,1 238,1 238,1 104705,88 122426,47 13073,53 838,097 809,248 2799,6 87,75 99,07 36,60 331 - 106397,06 346602,94 796,83 - 84,78 308,21 t,С G, кг/ч Приход Паровая фаза: 85-1800С 180-2700С 270-3600С Водяной пар К-2 Итого: Паровая фаза: 85-1800С 180-2700С Водяной пар К-2 Жидкая фаза: 270-3600С Итого: 331 331 331 331 - Разность между теплом входящим в контур «Б» и выходящим из него, составляет: ΔQБ = 385,21·106 – 308,21·106= 77,00·106 кДж/ч. Определим расход циркуляционного орошения (ЦО-1) из уравнения G2 QБ , где H в Н вх QБ - количество теплоты, снимаемой циркуляционным орошением, кВт; Н в , Н вх - энтальпия циркуляционного орошения на выводе из колонны и на входе в колонну соответственно, кДж/кг. G2 77,00 10 6 270720 ,42 кг / ч 554,84 270,42 Кратность орошения: 270720 ,42 R= 2,21 122426,47 Принимаем кратность орошения ВЦО К-2 равным 2,3. 44 Таблица 7.7– Тепловой баланс контура «В» Продукт G, кг/ч t,С H, кДж/кг Q, ∙10-6 кДж/ч Приход Паровая фаза: 85-1800С 180-2700С Водяной пар К-2 Водяной пар К-2/1 Итого: Паровая фаза: 85-1800С Водяной пар ( К-2 + К2/1) Жидкая фаза: 180-2700С Итого: 238,1 238,1 238,1 400 - 104705,88 122426,47 13073,53 1224,26 241430,14 Расход 838,097 809,248 2799,6 3264,6 - 87,75 99,07 36,60 4,00 227,42 150,8 150,8 104705,88 14297,79 643,16 2755,5 67,34 39,40 238,1 - 122426,47 241430,14 549,73 - 67,30 174,04 Разность между теплом входящим в контур «В» и выходящим из него, составляет: ΔQВ = 227,42·106 – 174,04·106= 53,38·106 кДж/ч. Определим расход острого орошения из уравнения G4 QБ , H в Н вх где QБ - количество теплоты, снимаемой острым орошением, кВт; Н в , Н вх - энтальпия острого орошения на выводе из колонны и на входе в колонну, соответственно, кДж/кг. G3 53,38 10 6 239155 ,85 кг / ч 294,01 70,80 Кратность орошения: R= 539155 ,85 2,28 104705,88 Принимаем кратность острого орошения К-2 равной 2,3. 45 7.9 Расчет размеров колонны 7.9.1 Расчет диаметра колонны Диаметр колонны определяют в зависимости от максимального расхода паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны. Предварительно вычисляем объемный расход паров, проходящих через сечение колонны в зоне подачи сырья и вверху колонны [4]. Gп 22,4 G t 273 0,101 i , 273 Р Mi Где t – температура в данном сечении,0С; Gi – расход паров в сечении, кг/ч; Мi – молекулярная масса паров; Р – давление в сечении, атм. Расход паров в зоне ввода сырья составит: Gп 22.4 t 273 pатм Gн 273 p G в , Mн Mв где Gн – расход паров отбензиненной нефти на входе в колонну, кг/ч M н – средняя молярная масса паров, кг/кмоль(на основе данных, полученных при расчёте доли отгона сырья на входе в колонну п.6) Gв – расход водяного пара, подаваемого в колонну, кг/ч 22,4 360 273 101,3 385222,13 13073,53 24,87 м³/с 3600 273 170 177,82 18 Расход паров вверху колонны составит: Тогда Gп Gп 22.4 t 273 p 273 G G D в , p M D Mв атм где GD – расход паров дистиллята вверху колонны, кг/ч M D – средняя молярная масса паров дистиллята, кг/кмоль Gв – расход водяного пара, подаваемого в колонну, кг/ч Тогда 22,4 150,8 273 101,3 104705 ,88 (1 2,3) 14297 ,79 Gп 23,92 м³/с 3600 273 153 117,31 18 Наибольший объем паров в сечении колонны – в зоне ввода сырья, поэтому диаметр колонны определяем в точке ввода сырья. Для этого находим скорость паров в сечении колонны по уравнению: ж п , п где К – коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации; п , ж абсолютная плотность соответственно паров и жидкости, кг/м3. По графику находим К = 900 [15]. Находим плотность паров по формуле: u 0,305 К 3600 п Gп 385222 ,13 13073,53 4,45 кг / м 3 , Vп 3600 24,87 3600 46 где Gп – массовый расход паров, кг/ч. Плотность жидкости находим следующим образом. По формуле Крэга найдем плотность при 150С: 1515 М 1,03 456,07 1,03 0,9388 , где М 44,29 456,07 44,29 М – средняя молярная масса жидкости, кг/кмоль Затем найденную плотность переведем в плотность при 200С, отнесенную к плотности воды при 40С. 420 1515 5 0,9388 0,00303 0,9358 Теперь по формуле Менделеева найдем плотность при 3600С 4360 420 t 20 0,9358 0,000607 (360 20) 0,7294 Таким образом ж =729,4 кг/м3 Следовательно, скорость паров составит: 0,305 729,4 4,45 u 900 0,973 м/с 3600 4,45 Диаметр колонны определяем по уравнению [7]: d 1,128 Gп 24,87 1,128 5,70 м Vл 0,973 Из стандартного ряда диаметров [12] выбираем диаметр 6,0 м. 7.9.2 Расчет высоты колонны Высоту от крышки до первой ректификационной тарелки h1 (рисунок 7.2) конструктивно принимаем равной ½ диаметра. h1 0,5 d 3,0 м Высоты h2 и h4 определяем, исходя из числа тарелок в этой части колонны и расстояния между ними h2 34 1 0,8 26,40 м- высота верхней тарельчатой части колонны. h4 6 1 0,8 4,0 м- высота нижней тарельчатой части колонны. Высота h3- высота эвапорационного пространства. h3 2 0,8 1,60 м Высоту h5 принимаем равной 1,5 м- свободное пространство между уровнем жидкости внизу колонны и нижней тарелкой. Высоту h6 определяем, исходя из запаса остатка на 10 минут. Объем мазута внизу составляет: Vм Gм 10 320147 ,06 10 72,89 м 3 м 60 732 60 где м - плотность мазута при температуре низа колонны 340 оС. 4340 420 t 20 0,9262 0,000607 (340 20) 0,732 Таким образом м =732 кг/м3 47 Площадь поперечного сечения колонны F Отсюда 3,14 6,0 2 28,26 м 2 4 h6 V 72,89 2,56 2,60 м F 28,26 Высоту юбки h7 принимаем равной 8,0 м. Устанавливаем 5 люков диаметром по 0,6 м. С учетом того, что устанавливаются люки, на которые требуется дополнительно по 300 мм, то высота колонны увеличится на 1,5 м. Общая высота колонны составит: H h1 h2 h3 h4 h5 h6 h7 3,0 26,40 1,60 4,0 1,5 2,6 8 1,5 48,60 м h1 h2 h3 h4 h5 h6 h7 Рис.7.2 – Высота колонны 48 8 Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике «нефть-гудрон» Произведём расчёт коэффициента теплопередачи в теплообменнике Т307 с помощью программы “Ktepper” [8]. Для этого на основании количества и свойств нефти, а также гудрона, подготовим исходные данные для расчёта. Расход теплоносителей: Gн = 735294,12/3 = 245098,04 кг/ч — расход нефти через теплообменник по одному потоку; Gг= 114411,77 кг/ч — расход гудрона по материальному балансу. Средняя температура нефти: t н1 t к1 190 220 205С, 2 2 t ср.нефти 15 Плотность 15 для нефти: 15 15 420 0,0035 20 4 0,8294 0,0035 0,8336 . 0,8294 Энтальпия нефти на входе в теплообменник: а I 190 15 15 382,98 0.8336 419,46 кДж кг Энтальпия нефти на выходе из теплообменника: I 220 а 15 15 454,60 0,8336 497,903 кДж кг . Тепловая нагрузка аппарата: G I 220 I190 245098 ,04 497,903 419,46 5,340 МВт . Q 3600 3600 Определим энтальпию гудрона, выходящего из теплообменника. HТ ж ж Н 340 ж H 340 Q 3600 Gг a ( ) 15 0 , 5 15 , a 771,66кДж / кг , 1515 420 0,00277 420 0,971 0,00277 0,968 . 0,971 771,66 784,25 кДж / кг (0,968) 0,5 5340 3600 ж H Т 784,25 616,22кДж / кг 114411,77 тогда а Н Тж ( 1515 )0 , 5 616,22 (0,968)0 ,5 606,33 кДж / кг ж Отсюда H 340 По [9] определяем температуру теплоносителя. t = 281 0С Средняя температура гудрона: 49 t н1 t к1 340 281 310,5С, 2 2 Физические свойства теплоносителей: – относительные плотности нефти: 4205 420 a 205 20 0,8294 0,000738 205 0,6928 - относительные плотности гудрона: 4310,5 420 a 310,5 20 971 0,000541 310,5 20 0,8138 Определим кинематические вязкости: 20 6,30 мм 2 / с и 50 3,08 мм 2 / с — для нефти, тогда можно составить систему уравнений из формулы lg lg 100 t 0,8 A B lg T и определить A и B. t ср.г lg lg 100 6,30 0,8 A B lg 273 20 A 3,42 lg lg 100 3,08 0,8 A B lg 273 50 B 1,205 2 отсюда 205 0,982 мм / с . Для гудрона ВУ 100 59,72 ВУ 80 78,65 2 тогда 310,5 9,05 мм / с . Принимаем кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой в соответствии с ГОСТ 14246–79 с диаметром кожуха 800 мм, числом ходов по нефти – 4, площадью свободного (проходного) сечения одного хода по трубам 2,410-3 м2 [7]. Заносим необходимые данные в таблицу 8.1. Таблица 8.1 — исходные данные для расчёта коэффициента теплопередачи Наименование параметра Средняя температура нефти в трубном пространстве Плотность потока нефти в трубном пространстве при 288 К Плотность потока нефти в трубном пространстве при 478 К Вязкость потока нефти в трубном пространстве при 478К Средняя температура гудрона в межтрубном пространстве Плотность потока гудрона в межтрубном пространстве при 288 К Плотность потока гудрона в межтрубном пространстве при 583,5 К Вязкость потока гудрона в межтрубном пространстве при 583,5 К Внутренний диаметр труб Наружный диаметр труб Толщина стенки труб Количество труб на поток Площадь проходного сечения в вырезе перегородки Площадь проходного сечения между перегородками Коэффициент теплопроводности материала труб Расход гудрона в межтрубном пространстве Расход нефти в трубном пространстве Размерность К кг/м3 кг/м3 м2/с К Значение 478 833,6 692,8 0,000000982 583,5 кг/м3 968 кг/м3 813,8 м2/с 0,00000905 м м м шт. м2 м2 Вт/м∙К кг/ч кг/ч 0,016 0,020 0,002 284 0,101 0,156 17,5 114411,77 245098,04 50 Результаты расчёта теплообменника по программе “Ktepper” представлены в таблице 8.2 Таблица 8.2 — Результаты расчёта теплообменника Показатели Скорость потока, м/с Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·К) Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2·К) Пространство трубное 1,8565673389542 2297,736 межтрубное 1,598355543 150,26168823 121,110687 Коэффициент теплопередачи для трубчатых жидкостных теплообменников находится в пределах 120 – 270 Вт/м2К, следовательно расчет проведен правильно. 51 9 Расчет площади поверхности нагрева теплообменника «нефть – гудрон» Средний температурный напор определяется по формуле: t 1н 340С гудрон t1к 275С НЕФТЬ t 2к 220С t 2 н 190С Δt б 120С Δt м 85С 120 85 102,5С 2 Принимаем поправку ε=0,98 для перекрёстного тока, тогда: Δt 0,98 102,5 100,45 o C Требуемая площадь поверхности теплообмена рассчитывается по уравнению: Q 5,340 10 6 Fт 438,95 м 2 , K t 121,11 100,45 где К - коэффициент теплопередачи, определённый в предыдущем разделе, Вт/м2 ∙К. Для обеспечения необходимой поверхности теплообмена принимаем теплообменник с поверхностью теплообмена 494 м2 при длине труб 6 м [7]. Тогда запас поверхности теплообмена составляет: 494 438,95 100% 12,54% 438,95 Δt 52 10 Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока Полезная тепловая нагрузка равна количеству теплоты, необходимой для нагрева и частичного испарения «горячей струи» (отбензиненной нефти) колонны К-1, нагрева и частичного испарения отбензиненной нефти, подаваемой в колонну К-2 и на перегрев водяного пара с 200°С до 400°С. Количество теплоты необходимое для нагрева и частичного испарения «горячей струи» находится по формуле: Q ГС G ГС (e H tп2 (1 e) H tж2 H жt1 ) , где GГС – расход «горячей струи», принимаем 30% от количества отбензиненной нефти подаваемой в колонну К-1 GГС = 0,3 · 735294,12 = 220588,24 кг/ч; е – массовая доля отгона «горячей струи» на выходе из печи (рассчитывается с помощью программы «Oil» при температуре на выходе из печи 330°С и давлении 512,5 кПа). Давление в емкости орошения колонны К-1 равно 450 кПа (по п. 6), следовательно в верху колонны К-1 давление будет 500 кПа. В колонне установлено 25 тарелок, гидравлическое сопротивление каждой 0,5 кПа. следовательно, низу колонны К-1 давление составит 500 + 0,5 · 25 = 512,5 кПа; Pacxoд нeфти или фpaкции G= 220588.24 Kг/чac Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac Плoтнocть ocтaткa P19= 971 Kг/M^3 Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 512.5 KПa Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 330 ^C Peзультaты pacчeтa: Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 0.5376539349555969 Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 0.722590184211731 Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 296.392822265625 Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 520.158935546875 Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 160.7449035644531 - энтальпии жидкой и паровой фаз «горячей струи» при температурах на входе и выходе из печи, кДж/кг (принимаем t1=270°С, t2=330°С): H жt1 ; H жt2 ; H пt2 H ж270 564,47 596,30кДж / кг (0,896) 0,5 где a 0,0017 5432 0,762 543 334,25 564,47кДж / кг ; 1,03 296,39 15 15 0,896 , где М 296,39кг / кмоль - молярная масса 44,29 296,39 исходной смеси. H n 330 где 424,91 (4 - 0,8075) 308,99 1047,53 кДж кг b 0,00059 6032 0,134 603 129,58 424,91кДж / кг ; 1,03 160,74 15 15 0,8075 , где М 160,74кг / кмоль - молярная масса 44,29 160,74 паровой фазы. 53 ж H 330 где 743,37 763кДж / кг (0,949) 0,5 a 0,0017 6032 0,762 603 334,25 743,37кДж / кг ; 1,03 520,16 15 15 0,949 , где М 520,16кг / кмоль - молярная масса 44,29 520,16 жидкой фазы. Тогда: Q ГС 220588 ,24 (0,537 1047 ,53 (1 0,537 ) 763 596,30) 19576 ,75 кВт 3600 Количество теплоты, затрачиваемой на нагрев и частичное испарение отбензиненной нефти, подаваемой в К-2, определяется по формуле: Q К2 G К2 (e H tп2 (1 e) H жt2 H жt1 ) , где G К2 653676 ,47 кг / ч - расход отбензиненной нефти, подаваемой в К-2; e – массовая доля отгона отбензиненной нефти на выходе из печи (рассчитывается с помощью программы «Oil» при температуре на выходе из печи 360°С и давлении 170 кПа, см. п.6): H жt1 ; H жt2 ; H пt2 - энтальпии жидкой и паровой фаз отбензиненной нефти при температурах на входе и выходе из печи, кДж/кг (принимаем t1=270°С, t2=360°С): H ж270 564,47 596,30кДж / кг (0,896) 0,5 где a 0,0017 5432 0,762 543 334,25 564,47кДж / кг ; 1,03 296,39 15 15 0,896 , где М 296,39кг / кмоль - молярная масса 44,29 296,39 исходной смеси. Тогда: 653676 ,47 Q К2 0,589 1122,50 (1 0,589) 855,86 564,47 81426 ,47 кВт 3600 Расход тепла на перегрев водяного пара определяется по уравнению: QВП = GВП ( Н tВП Н tВП ), 2 1 где GВП – количество перегреваемого водяного пара, кг/с количество водяного пара: 1. подаваемого в низ колонны К-2, принимаем 2 % от количества отбензиненной нефти Gв.п(низ К-2) = 13073,53 кг/ч; 2. подаваемого в стриппинг К-2/1, принимаем 1% от количества фр. 180-270°C Gв.п.(К-3/1)= 1224,26 кг/ч; Тогда общее количество водяного пара будет: GВП = 18316,03 кг/ч; 54 – энтальпия водяного пара на выходе из печи (перегретый водяной пар) и на входе в печь (насыщенный водяной пар). Принимаем температуру пара на входе в пароперегреватель 200 °C, а на выходе 400 °C при давлении 1000 кПа. Н ВП t2 , Н ВП t1 H200=2876,9 кДж/кг; H400 =3266,9 кДж/кг. Тогда: 18316 ,03 (3266,9 2876,9) 1984,24 кВт 3600 Общая полезная тепловая нагрузка печи равна: QВП = Qпол = QГС + QK2 + QВП Qпол = 19576,75+81426,47+1,98 = 101005,2 кВт = 101,005 МВт. Теплопроизводительность трубчатой печи (QТ, МВт) определяется по уравнению: QТ Qпол , где Qпол – полезно затраченная теплота, МВт; = 0,70 – КПД печи. Qт = 101,005 /0,7 =144,293 МВт. 55 11 Охрана окружающей среды на установке Проблемы окружающей среды на установке АВТ связаны с тем, что эти установки являются высокопроизводительными, в их системе циркулируют и вырабатываются несколько десятков нефтепродуктов, а в аппаратах установки имеется несколько тысяч тонн нефтепродуктов. Разумеется, что это приводит к тому, что соленая вода, нефтепродукты, отработанная щелочь и газы попадают в атмосферу и открытые водоемы, т.е. в окружающую среду. Основными газообразными выбросами являются углеводороды, Н2S, оксиды углерода, серы и азота. Выбросы углеводородов и Н2S происходят на АВТ на последней ступени пароэжекторного агрегата неконденсированных газов. Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха оксидами углерода и оксидами серы являются трубчатые печи, выбросы от которых составляют 50% от общих. Сокращение выбросов SО2 при сжигании топлива достигается переходом на низкосернистое топливо (природный газ, низкосернистая нефть), удалением соединений серы. Для снижения выбросов оксидов азота необходимо модифицировать процесс сжигания топлива, понижая максимальную температуру пламени и ограничивая избыток воздуха. С целью снижения выбросов оксидов углерода проектируются форсунки, обеспечивающие хорошее смешение с воздухом, внедряются системы контроля за полнотой сгорания топлив и т.д.[15]. В последнее время на НПЗ стали использоваться газо-мазутные горелки с акустическим излучателем, ультразвуковые форсунки, что позволяет получить значительный экономичный и экологический эффект – снижается шум и объем вредных выбросов в атмосферу. С целью защиты воздушного бассейна необходимо предусмотреть освобождение установки при подготовках к ремонту от углеводородных газов и паров нефтепродуктов в закрытую систему сброса горючих газов на факел. К жидким отходам АВТ относятся солесодержащие сточные воды (стоки ЭЛОУ) и отработанная щелочь. Солесодержащие сточные воды имеют высокое содержание эмульсированной нефти и большую концентрацию растворенных солей (в основном NaCl). Содержание нефти в отдельных пробах может достигать до 30 г/л, что связано с негерметичностью технологического оборудования и дефектами в эксплуатации. Сероводородная вода, которая скапливается в емкостях К-1 и К-2, смешивается с охлажденными до 50°С стоками ЭЛОУ и выводится с установки по трубопроводу в канализационную сеть, по которой поступает на очистные сооружения. Освобождение от жидких нефтепродуктов при подготовке аппаратов к ремонту осуществляется через герметично-закрытый дренажный коллектор в заглубленные емкости [15]. Таким образом, существует несколько вариантов снижения загрязнения окружающей среды: - герметизация оборудования и трубопроводов, что позволяет снизить газообразные выбросы и потери нефтепродуктов; 56 - совершенствование насосов, которое уменьшит потери нефтепродуктов; - внедрение аппаратов воздушного охлаждения, что позволит снизить не только расход потребляемой воды, но и жидкие отходы производства. На вакуумном блоке АВТ-6 для охраны окружающей среды предусмотрено следующее: - выбрана рациональная технологическая схема с высокой степенью автоматизации (электронная распределительная система управления, система ПАЗ), позволяющая обеспечить стабильную работу оборудования, постоянство технологического режима, простоту обслуживания; - процесс вакуумной дистилляции мазута протекает в герметически закрытой аппаратуре. На вакуумном блоке предусмотрено использование оборудования: трубчатой печи, колонны, аппаратов воздушного охлаждения, кожухотрубчатых теплообменников, насосов с двойными торцовыми уплотнениями и герметичных насосов, паровых эжекторов, емкостных аппаратов; - для легких углеводородов предусмотрена одна система сброса в закрытую факельную систему через факельную емкость; - для тяжелых углеводородов жидкостный сброс осуществляется в емкость сырья или в закрытую систему дренажа. Для уменьшения выбросов в атмосферу на установке предусмотрено следующее: - для сокращения вредных выбросов от печи П-2 принята модернизированная печь с высоким КПД; - расход топлива на печи регулируется автоматически, печь оснащена высокоэффективными горелками, благодаря чему снижается расход топлива и соответственно выбросы в атмосферу; - для контроля полноты сгорания топлива, печи оборудованы кислородомерами и анализатором углекислого газа, распыл жидкого топлива производится паром; - газы разложения после последней ступени эжекторов дополнительно охлаждаются и направляются на сжигание в печь П-2; - установка сигнализаторов довзрывных концентраций по углеводородам, а также газоанализаторов на ПДК рабочей зоны по сероводороду; - заложена оптимальная схема утилизации тепла отходящих потоков с вакуумной колонны, что значительно снижает мощность печи, а, следовательно, и расход топлива; - наличие аварийно-предупредительной сигнализации и блокировок о нарушении режима, предельные значения которых указаны в соответствующем разделе. Благодаря выбранной технологии - точному определению рабочих параметров работы печи и колонны, существенно уменьшается количество загрязненного конденсата водяного пара выпускаемого вакуумсоздающей системой. Для уменьшения загрязнения атмосферы сероводородом и углеводородами от вакуумсоздающей установки применены поверхностные конденсато- 57 ры, обеспечивающие более полную конденсацию уносимых с газами разложения легких фракций. Итак, проблемы окружающей среды связаны с экономическими вопросами, поскольку предприятие не обладает достаточным капиталом для реализации вышеупомянутых задач, а также для ремонта либо модернизации оборудования. Однако решение экологических проблем сталкивается и с еще одним немаловажным препятствием – отсутствием необходимого сегодня экологического воспитания населения, низким уровнем экологической культуры многих руководителей предприятий. 58 Заключение В ходе выполнения курсового проекта по проектированию установки первичной переработки нефти была разработана поточная схема установки ЭЛОУ-АВТ мощностью 6,0 млн.т/год Ильинской нефти. Произведен расчет материального баланса установки, технологический и гидравлический расчет атмосферной колонны, некоторых аппаратов (трубчатой печи, теплообменника). В результате курсовой проект поспособствовал закреплению и углублению теоретических знаний по дисциплине «Технология переработки нефти и газа», в частности, по технологическому оформлению установки первичной переработки нефти и по методам расчета основных аппаратов, а также приобретению практических навыков работы с технической литературой, со стандартами на топлива и масла, развитию творческого мышления. 59 Список литературы 1. Еренков О.Ю., Еренкова А.О., Яворская Е.В. Технологические инновации в первичной переработке нефти. Наука, техника, инновации 2014, сборник статей Международной научно-технической конференции. Под общей редакцией А.Л. Сафонова. 2014 2. Нефти северных регионов: Справочник. – Новополоцк, 2014. – 126 с. 3. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. 2-е изд. – М.: Химия, 2001. –568с 4. Танатаров М.А. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти.-М.:Химия, 1987.-352с. 5. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунальнобытового потребления. Межгосударственный стандарт. ГОСТ 20448-90. Изд. стандартов. М. 6. Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение. Спр. / И.Г.Анисимов и др.; под ред. В.М.Школьникова. Изд. 2-е. – М.: Изд. центр "Техинформ", 1999. – 596., илл. 7. Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию/ Г. С. Борисов, В. П. Брыков, Ю. И. Дытнерский и др. Под. ред. Ю. И. Дытнерского, 2-е изд., перераб. И дополн. М.: Химия, 1991. – 496с. 8. Корж А.Ф., Хорошко С.И. Методические указания к выполнению курсового проекта №1 по курсу “Технология переработки нефти и газа” для студентов специальности Т.15.02. – Новополоцк, ПГУ,2000 9. Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа. – Минск: Вышэйшая школа, 1989. – 122с. 10. Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. – Л.: Химия, 1974. – 344с. 11.Корж А.Ф., Яско Л.С. Методические указания по использованию ЭВМ при расчете коэффициента теплопередачи при выполнении курсовых проектов по курсу “ Технология переработки нефти и газа” для студентов специальности 0801. – Новополоцк, НПИ: 1984. – 8с. 12.А.И. Скобло, И.А. Трегубова, Ю.К. Молоканов. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Химия, 1982 – 584 с. 13.Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. – М.: Химия, 1980. – 256с. 14. Промышленный технологический регламент установки «ЭЛОУ-АВТ». 15. Абросимов А.А. Экологические аспекты производства и применения нефтепродуктов.– М.: ВАС, 1999.–731с.
