Исследование Котуртепинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Исследование Котуртепинского месторождения

Выполнил: Хамзеева Э.Е.

Проверил: Кажикаиров Д.А.



Содержание

Введение

1. Общий раздел

1.1 Краткая характеристика Котуртепинского месторождения

2. Технологическая часть

2.1 Назначения, характеристика процесса

2.2 Теоретические основы процесса

2.3 Технологическая схема процесса

2.4 Сырье, продукция, материалы и катализаторы

• 3. Расчетная часть
• 3.1 Исходные данные для расчета
• 3.2 Кривая разгонка Котуртепинской нефти
• 3.3 Материальный баланс установки
• 3.3.1 Материальный баланс ЭЛОУ - АВТ. (АТ)
• 3.3.2 Расчет фактического отбора фракций
• 3.3.3 Материальный баланс аппарата
• 3.4 Тепловой баланс установки
• 4. Охрана труда и окружающей среды
• 4.1 Охрана труда
• 4.2 Охрана окружающей среды
• Список используемой литературы


Введение

Увеличение объема производства нефтепродуктов, расширение их ассортимента и улучшение качества - основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью в настоящее время. Решение этих задач в условиях, когда непрерывно возрастает доля переработки сернистых и высокосернистых, а за последние годы и высокопарафинистых нефтей, потребовало изменения технологии переработки нефти. Большое значение приобрели вторичные и, особенно, каталитические процессы. Производство топлив, отвечающих современным требованиям, невозможно без применения каталитического крекинга

Каталитический крекинг представляет собой современный процесс превращения высококипящих нефтяных фракций в базовые компоненты высококачественных авиационных и автомобильных бензинов и в средние дистиллятные фракции - газойли. Промышленные процессы основаны на контактировании сырья с активным катализатором в соответствующих условиях, когда 40-50 вес % исходного сырья без рециркуляции превращается в бензин и другие легкие продукты. В процессе крекинга на катализаторе образуются углистые отложения, резко снижающие его активность, в данном случае крекирующую способность. Для восстановления активности катализатор регенерируют. Наибольшее распространение получили установки с циркулирующим катализатором в движущемся потоке и псевдоожиженном, или кипящем, слое. Нефть использовалась людьми очень давно.



1. Общий раздел

1.1 Краткая характеристика Котуртепинского месторождения

КОТУРТЕПИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ нефтегазоконденсатное -- расположено в Туркменской CCP, в 70 км западнее г. Небит-Даг (Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1956. Центр добычи -- г. Небит-Даг. Приурочено к Апшероно-Прибалханской зоне поднятий. Антиклиналь, контролирующая месторождение, густой сетью сбросов расчленена на многочисленные блоки. Месторождение многопластовое (более 50 пластов). Залежи нефти и газа установлены по всему вскрытому разрезу неогена (апшеронский ярус, акчагыльский ярус и красноцветная толща). Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные, иногда литологически ограниченные. Водонефтяной контакт от -1642 до -4412 м, газонефтяной контакт от -1528 до -3770 м. Коллекторами являются песчаники, алевролиты, пески. Тип коллектора поровый. Пористость 14-27%, проницаемость до 1600 мД. Глубина залегания продуктивных горизонтов колеблется от 1400 до 4800 м. Эффективная мощность от 10 м (акчагыльский ярус) до 250 м (нижняя часть красноцветов). Начальное пластовое давление часто превышает гидростатическое в 1,1-1,7 раза, температура от 65 до 115°С.

Нефть содержит серы 0,2-0,4%, парафина 6-12%. Плотность нефти 850-880 кг/м3. Состав газа (%): CH4 93-96; С2Н6+высшие 5,5-2,7; CO2 0,2-0,9; N2 0,4-1,5. Плотность газа по воздуху 0,570-0,680. Содержание стабильного конденсата 40-180 г/м3. Плотность конденсата 730-800 кг/м3, содержание серы в нём до 0,1%. Способы разработки: законтурное заводнение, газлифтная и насосная эксплуатация.



2. Технологическая часть

2.1 Назначения, характеристика процесса

Каталитический крекинг -- термокаталитическая переработка нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина, легкого газойля и непредельных жирных газов.

Каталитический крекинг -- один из важнейших процессов, обеспечивающих глубокую переработку нефти. Внедрению каталитического крекинга в промышленность в конце 30-х гг. ХХ в. (США) способствовало создание эффективного, с большим сроком службы катализатора на основе алюмосиликатов (Э. Гудри, 1936 г). Основное достоинство процесса -- большая эксплуатационная гибкость: возможность перерабатывать различные нефтяные фракции с получением высокооктанового бензина и газа, богатого пропиленом, изобутаном и бутенами; сравнительная легкость совмещения с другими процессами, например, с алкилированием, гидрокрекингом, гидроочисткой, адсорбционной очисткой, деасфальтизацией и т. д. Такой универсальностью объясняется весьма значительная доля каталитического крекинга в общем объёме переработки нефти.

== Сырьё =вакуумный газойль -- прямогонная фракция с пределами выкипания 350--500°С. Конец кипения определяется, в основном, содержанием гидроочистке для удаления сернистых соединений и снижения коксуемости. Также у ряда компаний (UOP, IFP) имеется ряд разработанных процессов каталитического крекинга тяжелых фракций -- например, мазута (с коксуемостью до 6-8 %). Также в качестве сырья используют остаток гидрокрекинга, в качестве компонентов сырья возможно использование деасфальтизатов, петролатумов, фильтратов обезсмасливания гачей.

· Реактор

Кратность циркуляции катализатора к сырью -- 10:1 (для установок с лифт-реактором), Температура -- 510--540 °C, Давление -- 0,5-2 атм

· Регенератор

Температура -- 650--730 °C, давление -- 1-3 атм

Процесс каталитического крекинга является одним из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти и в значительной мере определяет технико-экономические показатели современных и перспективных НПЗ топливного профиля. Основное целевое назначение каталитического крекинга - производство с максимально высоким выходом ( до 50% и более) высокооктанового бензина и ценных сжиженных газов - сырья для последующих производств высокооктановых компонентов бензинов изомерного строения: алкилата и метилтрет-бутилового эфира, а также сырья для нефтехимических производств. Получающийся в процессе легкий газойль используется обычно как компонент дизельного топлива, а тяжелый газойль с высоким содержанием полициклических ароматических углеводородов - как сырье для производства технического углерода или высококачественного электродного кокса (например, игольчатого).

Процессы каталитического крекинга получили наибольшее развитие в США, где удельный вес их в 1999г. составил 34,2% от первичной переработки нефти, причем на некоторых НПЗ этот показатель достигает свыше 50%. Доля этого процесса на НПЗ других развитых капиталистических стран составляет 10-15%.

Еще в 1919-1920-х гг. академиком Н.Д. Зелинским была предложена идея по осуществлению низкотемпературного каталитического крекинга (~200°С) нефтяного сырья на хлориде алюминия. На основе этих работ была создана и испытана опытная установка по получению бензина. Однако в силу существенных недостатков хлорида алюминия как катализатора (сильная коррозия аппаратуры, большой расход катализатора вследствие образования комплексных соединений с углеводородами, периодичность процесса и др.) эта идея не нашла промышленного внедрения.

Первая промышленная установка по каталитическому крекингу керосино-газойлевых фракций, которая была пущена в США в 1936г., представляла собой периодически регенерируемый процесс со стационарным слоем катализатора из природной глины. В 1940г. Природная глина была заменена на более активный синтетический гранулированный алюмосиликатный катализатор (установки Гудри). В 1942г. Промышленный процесс каталитического крекинга переводят на непрерывную схему с применением шарикового катализатора, циркулирующего между реактором и регенератором. В последующие годы возникли и нашли широкое промышленное внедрение более совершенные установки каталитического крекинга с кипящим слоем микросферического катализатора.

Решающее значение для дальнейшего усовершенствования и интенсификации установок каталитического крекинга сыграли разработка в 1962г. и промышленное внедрение цеолитсодержащих алюмосиликатных катализаторов. Более высокие активность, селективность и термостабильность которых позволили существенно увеличить выход бензина, а также разработать и внедрить (1971г.) высокоинтенсивные технологии каталитического крекинга с прямоточным реактором - с восходящим потоком микросферического катализатора в так называемом лифт - реакторе.

Археологи относят начало применения каталитического крекинга к VI тыс. до н. э. В III тыс. до н. э. в Египте и Двуречье использовали как связующее и водонепроницаемое вещество асфальт вместе с песком и известью. Из их смеси делали мастику, применявшуюся для сооружения плотин, стен зданий, дорог. Нефть использовали для освещения, применяли как лекарство. Смешивая ее с серой, селитрой и смолой, получали так называемый «греческий огонь» -- легендарное оружие древности. В Средние века нефть стала предметом торговли. В Европу ее привозили из французского Лангедока, турецкой Смирны и сирийского Алеппо. Марко Поло в своих сочинениях описывал добычу нефти в районе Баку. Ее применяли для освещения и лечения кожных болезней. Она применялась в живописи как растворитель при изготовлении красок, а также в военном деле. Еще в начале нашей эры проводились опыты по перегонке нефти с целью уменьшения неприятного запаха при ее медицинском использовании. В XVIII в. в связи с изучением нефти ее перегонке уделялось большое внимание. Во второй половине XIX--начале XX века зародилась и получила широкое развитие нефтеперерабатывающая промышленность. В 1870 г. мировая добыча нефти составляла 0,7 млн тонн, в 1913 г. она достигла 52,3 млн тонн. Вначале из нефти получали керосин, затем -- керосин и масла, позже -- керосин, масла и бензин. Еще в 1823 г. русским крепостным мастерам братьям Дубининым удалось осуществить перегонку нефти на довольно крупной заводской установке. Она представляла собой железный куб емкостью 40 ведер, вмазанный и кирпичную печь. Куб накрывался медной крышкой. От крышки куба отходила медная труба через деревянный резервуар, наполненный водой. Этот резервуар играл роль холодильника, из которого по трубе выводился продукт перегонки в деревянное ведро.

2.2 Теоретические основы процесса

Цель каталитического крекинга: получения бензиновых фракций с октано-вым числом 78 - 81 по моторному методу, дизельных фракций, газов с большим содержанием пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций. Так же на базе каталитического крекинга возможно получение оксигенатов (диизопропилового и метил-третбутилового эфиров) и алкилата высокооктановых компонентов товарных автобензинов.

В процессе каталитического крекинга целевым продуктом является бензиновая фракция с высоким октановым числом. Кроме бензина в этом процессе получаются еще углеводородный газ, лёгкий газойль (фракция 195 - 350 °С), тяжелый газойль и кокс. Кокс откладывается на катализаторе и сжигается при регенерации катализатора. Количество и качество получаемых продуктов, а также количество образующегося кокса зависят как от качества сырья, так и от параметров процесса.

Основными видами сырья для каталитического крекинга являются фракции, выкипающие, как правило, в пределах 200 - 500 °С. К ним относятся керосино-газойлевые фракции (200 - 350 °С), вакуумный газойль прямой гонки и продукты вторичных процессов: газойли коксования, термического крекинга и гидрокрекинга. Более легкое сырье применяют для получения компонента базового авиационного бензина, более тяжелое - автобензина. Применяют также смешанное сырье - как по фракционному составу (225 - 490 °С, 265 - 500 °С), так и по происхождению. Смешанное сырье используют для производства автобензина.

2.3 Технологическая схема процесса

Каталитический крекинг (рис. 8.1) предназначен для получения широкой газойлевой фракции, высокооктанового бензина, газа и дизельного топлива. Катализатор с частицами в 2 - 3 мм обеспечивает снижение температуры крекинга и равномерный контакт катализатора с парами сырья в реакторе и с воздухом в регенераторе.

Вакуумный газойль насосом Н - 1 прокачивается через теплообменники легкого 1 и тяжелого 2 газойля и поступает в трубчатую печь 3, где нагреваясь до температуры 460 - 480⁰С, поступает в реакционную зону реактора 4. В реакторе контактируя с катализатором, поступающим из бункера реактора с температурой 520⁰С, пары сырья крекируются. Из нижней части реактора через сепарирующее устройство пары продуктов реакции вместе с перегретым водяным паром, подаваемым на отпарку катализатора с температурой 460⁰С, отводятся в ректификационную колонну 5 под отбойную тарелку. С верха ректификационной колонны жирный газ, пары бензина и водяной пар с температурой 130⁰С поступают в конденсатор - холодильник 6. Жирный газ, бензин и вода из холодильника 6 с температурой 40⁰С поступают в газосепаратор 7, где происходит разделение жирного газа, бензина и воды. Из газосепаратора жирный газ поступает на разделение. Нестабильный бензин частично подается на орошение колонны 5, остальная часть откачивается на стабилизацию.

Рис. 2.1

С тарелки 16 колонны 5 через отпарную колонну 8 насосом Н-3 легкий газойль откачивается в резервуар товарного парка. Тяжелый газойль с низа колонны 5 частично поступает на орошение низа колонны, а остальная часть откачивается в товарный парк. Отработанный катализатор воздухом, нагретым в топках под давлением 11, транспортируется в регенератор 12, где происходит выжиг кокса за счет подачи вентилятором воздуха, нагретого в топке под давлением. Регенерированный катализатор с температурой 580 - 600⁰С горячим воздухом транспортируется в бункер реактора, откуда поступает в реакционную зону реактора. Тепло, выделяемое при выжиге кокса с катализатора, снимается водой, подаваемой в охлаждающие змеевики регенератора насосом Н-5.2.4 Сырье, продукция, материалы и катализаторы

Сырье каталитического крекинга:

Основным сырьем промышленных установок каталитического крекинга являются атмосферные и вакуумные дистилляты первичной перегонки нефти. В зависимости от фракционного состава дистиллятное сырье можно отнести к одной из следующих групп.

Первая группа - легкое сырьё. К этой группе относятся дистилляты первичной перегонки нефти (керосино-соляровые и вакуумные). Средняя температура их кипения составляет 260-280°С. относительная плотность 0,830-0,870, средний молекулярный вес 190-220. Легкие керосино-соляровые дистилляты прямой гонки являются хорошим сырьем для производства базовых авиационных бензинов, так как дают большие выходы бензинов при малом коксообразовании.

Вторая группа - тяжелое дистиллятное сырье. К этой группе относятся тяжелые соляровые дистилляты, выкипающие при температурах от 300 до 550°С или в несколько более узких пределах, а также сырье вторичного происхождения, получаемое на установках термического крекинга и коксования (флегма термического крекинга и газойль коксования). Их средние молекулярные веса приблизительно в 1,5 раза выше, чем у легких видов сырья, а именно 280-330 вместо 190-220. В противоположность легкому сырью, тяжелое дистиллятное сырье перед направлением в реактор или в узел смешения с горячим катализатором в парообразное состояние переводят не целиком. Тяжелые соляровые дистилляты с относительной плотностью 0,880-0,920, как правило, используются для производства автомобильных бензинов.

Третья группа - сырье широкого фракционного состава. Это сырье можно рассматривать как смесь дистиллятов первой и второй групп; оно содержит керосиновые и высококипящие соляровые фракции, а также некоторые продукты, получаемые при производстве масел и парафинов (экстракты, гачи, петролатумы, легкоплавкие парафины и др.). Предел выкипания дистиллятов третьей группы 210-550°С.

Четвертая группа - промежуточное дистиллятное сырье. Оно представляет собой смесь тяжелых керосиновых фракций с легкими и средними соляровыми фракциями и имеет пределы выкипания - 250-470°С. К ним можно отнести также и смеси, перегоняющиеся в более узких пределах, например 300-430°С. Промежуточное сырье используется для получения автомобильных и авиационных базовых бензинов.

Керосиновые и соляровые дистилляты, вакуумные дистилляты прямой перегонки нефти являются хорошим сырьем для каталитического

крекинга. Это же относится и к легкоплавким парафинам (отходам от депарафинизации масел). Менее ценное сырье-экстракты, получаемые при очистке масляных дистиллятов избирательными растворителями так как они содержат много труднокрекируемых ароматических углеводородов. Во избежание сильного коксообразования экстракты крекируют в смеси с прямогонными соляровыми дистиллятами.

Реже в качестве сырья для каталитического крекинга используются нефти и остаточные нефтепродукты (без предварительной очистки). При каталитическом крекинге дистиллятов прямой гонки образуется больше бензина и меньше кокса, чем при крекинге подобных (по фракционному составу) дистиллятов с установок термического крекинга и коксования. При каталитическом крекинге тяжелых вакуумных дистиллятов, мазутов и других смолистых остатков образуется много кокса. Кроме того, содержащиеся в таком сырье сернистые, азотистые и металлорганические соединения отравляют катализатор. Поэтому высокосмолистые мазуты и тем более гудроны каталитическому крекингу не подвергают.

Продукты каталитического крекинга:

Ш Углеводородный газ. Доля пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций в нем составляет 80-90% (мас.). Фракции разделяются на газофракционных установках и используются в процессе алкилирования, полимеризации, для производства дивинила, изопрена, этилена, пропилена, метилэтилкетона и др.

Ш Бензиновая фракция (Н.К. - 195 єС) применяется как компонент авто- и авиационного бензина (октановое число по исследовательскому методу составляет 87-93).

Ш Дизельные фракции (195-280 єС) могут использоваться как компонент дизельного топлива с цетановым числом 40-45; t_зас. = -55 єС.

Ш Фракция 280-420 єС используется как сырье для производства технического углерода.

Ш Тяжелый газойль (фракция выше 420 єС) - как компонент котельного топлива.

В качестве сырья для крекинга применяются различные материалы, в первую очередь - это нефть и различные её фракции, получаемые в процессе перегонки. Основным сырьём для крекинга, являются вакуумные газойли, которые получаются путём прямой дистилляции нефти под давлением.

Газойль предварительно проходит гидроочистку, в процессе которой происходит снижение количества серосодержащих примесей и снижается процент коксуемости. Существуют новые наработки, позволяющие провести каталитический крекинг тяжёлых (маслянистых) фракций, имеющих высокую коксуемость.

Катализаторы каталитического крекинга

Как правило, промышленные катализаторы крекинга готовят на основе алюмосиликатов с различным соотношением Al2O3 и SiO2. Крекирующие катализаторы можно разделить на три типа:

- природные алюмосиликаты, обработанные кислотой;

- аморфные синтетические алюмосиликаты с различным соотношением оксида кремния и оксида алюминия;

- кристаллические синтетические алюмосиликаты.

Все катализаторы крекинга характеризуются наличием кислотных центров, которые проявляются при высоких температурах и определяют активность катализатора. Природные алюмосиликаты не термостабильны и содержат железо, катализирующее коксообразование водорода.

Аморфные алюмосиликаты с высоким (20 - 30%) и низким (10 - 15%) содержанием Al2O3 не содержат оксида железа, что делает их пригодными для переработки высокосернистых нефтяных фракций, отличаются высокой термостабильностью, однако степень превращения углеводородов за проход невелика.

Активность алюмосиликатных катализаторов можно повышать введением определенного количества соединений, промотирующих катализаторы, таких как СО2, галогеносодержащие углеводороды, олефины и др.

Катализаторы на основе цеолитов отличаются более высокой активностью, степень превращения сырья за проход увеличивается, превращение не сопровождается так называемым глубоким крекингом, состав бензинов отличается более высоким содержанием парафиновых и ароматических углеводородов. Выходы кокса и газа снижаются.

В настоящее время в процессе каталитического крекинга применяются алюмосиликатные ультрастабильные цеолитсодержащие микросферические катализаторы, обеспечивающие проведение процесса за 5 - 10 с. Создание и применение этих катализаторов позволило увеличить скорость химических реакций, имеющих место при каталитическом крекинге, в несколько тысяч раз. До 1970 года время контакта сырья с катализатором в реакторе составляло 12 - 16 мин (43200 - 59000 с), в настоящее время - 5 - 10 с. Это позволило уменьшить объем реактора, он превратился фактически в трубу (лифт-реактор), при этом увеличился выход высокооктанового компонента товарных бензинов с 32 - 40% масс. до 60 - 65% масс. на сырье.



3. Расчетная часть

3.1 Исходные данные для расчета

Годовая мощность установки Котуртепинской нефти 2 млн.т/год.

Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой нефти 30% масс.

Содержание воды в Котуртепинской нефти 0,2%масс.

Плотность Котуртепинской нефти 846 кг/м³.

Таблица 3.1. Химический состав нефти

Компонент	СО2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14+	Итого
% мольн.	0,72	0,38	26,87	5,26	7,25	1,36	3,66	1,34	2,18	50,98	100,00

3.2 Кривая разгонка Котуртепинской нефти

Кривая фактического отбора Котуртепинской нефти

Рис. 3.1 Кривые ИТК, плотности и молярной массы Котуртепинской нефти

Рис. 3.2

3.3 Материальный баланс установки

3.3.1 Материальный баланс ЭЛОУ - АВТ. (АТ)

На основании материальных балансов отдельных колонн составляем материальный баланс установки в целом, представленный в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Материальный баланс установки АВТ-3,2

Продукты	% масс.на нефть	кг/ч
Приход
Нефть	100	392160
Расход
Сухой газ	0,450	1764,740
Рефлюкс	3,150	12353,560
Газы разложения	0,040	141,590
н.к.-140°С	22,160	86903,530
фр.140-360°С	38,130	149546,760
Вакуумный газойль	1,772	6948,230
VD-1(фр.360-400°С)	5,252	20596,450
VD-2(фр.400-450°С)	7,443	29188,760
VD-3(фр.450-500°С)	7,676	30102,500
VD-4(фр.500-540°С)	4,959	19447,410
Гудрон (>540°С)	8,967	35166,870
Итого:	100	392160

3.3.2 Расчет фактического отбора фракций

Материальный баланс колонны и необходимые для расчета колонны данные представлены в табл.3.3

Таблица 3.3 Материальный баланс колонны К-2

Статьи баланса	Расход, % мас.	Расход, кг/ч	Плотность, 420	Температура кипения фракции, оС	Молярная масса
Взято:
Нефть отбензиненная	100	944092	-	-	-
Итого	100	944092	-	-	-
Получено:
1. Фракция 100-180 оС	15,9	150111	0,748	145	113
2. Фракция 180-230 оС	11,2	105738	0,794	205	160
3. Фракция 230-280 оС	9,9	93465	0,825	255	205
4. Фракция 280-350 оС	13,8	130285	0,856	315	262
5. Мазут	49,2	464493	0,917	494	383
Итого	100	944092	-	-	-

- значение плотностей и молярных масс фракций нефти определены по соответствующим кривым плотностей и молярных масс перерабатываемой нефти.

- за среднюю температуру кипения фракций принята их температура 50%-ного выкипания.

3.3.3 Материальный баланс аппарата

Материальные балансы аппаратов составляем на основе свободного материального баланса процесса, потери при этом не учитываем.

Материальный баланс колонны поз. К-1

Таблица 3.4. Материальный баланс колонны поз. К-1

Наименование продукта	Выход, %	Количество
кг/час	кг/сек
Поступило: 1. Нефть обессоленная	100,0	355392,157	98,72
Итого:	100,0	355392,157	98,72
Получено: · 1. Углеводородный газ · 2. Бензиновая фракция (н.к. - 140єС) · 3. Частично отбензиненная нефть	· 1,0 · 4,90 · 94,0	· 3553,922 · 17414,22 · 334068,628	· 0,987 · 4,837 · 92,797
Итого:	100,0	355392,157	98,72

Материальный баланс ректификационной колонны поз. К-2

Материальный баланс основной ректификационной колонны представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5 Материальный баланс ректификационной колонны поз. К-2

Наименование продукта кг/час	Выход, % кг/сек	Количество
Поступило: 1. Частично отбензиненная нефть	100,0	334068,628	92,797
Итого:	100,0	334068,628	92,797
Получено: · 1. Бензиновая фракция (н.к. - 180єС) + углеводородный газ · 2. Керосино-газойлевая фракция (180-350єС) · 3. Мазут ? 350єС	· 6,27 · 31,03 · 62,7	· 20946,103 · 103661,495 · 209461,030	· 5,818 · 28,795 · 58,184
Итого:	100,0	334068,628	92,797

Материальный баланс конденсатора-холодильника поз. КХ-1

В конденсаторе-холодильнике КХ-1 происходят конденсация и охлаждение паров бензина, углеводородного газа и водяного пара в количестве 5,818 кг/ч за счет воздуха.

3.4 Тепловой баланс установки

Целью расчета теплового баланса основной колонны является определение количества теплоты, которое необходимо вывести из колонны циркуляционными орошениями и расход циркуляционных орошений. Тепловой баланс основной ректификационной колонны приведен в табл. 3.6. При его составлении следует учесть следующее.

Сырье колонны (отбензиненная нефть) поступает в нее в виде парожидкостной смеси. Распределение вещества по паровой и жидкой фазам определяется расчетной массовой долей отгона, полученной в результате расчетов настоящего проекта. В нашем примере эта величина равна 0,494. Следовательно, на 100 кг сырья в колонну поступает 49,4 кг паровой фазы и 50,6 кг жидкой фазы.

Таблица 3.6 Материальный и тепловой баланс колонны К-2

Статьи баланса	Расход (Gi), кг		Средняя температурная поправка на один градус ()		Температура єС
Приход:
Нефть отбензиненная
в том числе:
- пары	50,9	0,804	0,000765	0,808	351
- жидкость	49,1	0,927	0,000607	0,930	351
Острое орошение	31,8	0,748	0,000841	0,752	30
Итого	139,8	-	-	-	-
Расход:
Фракция 100-180 + острое орошение	47,7	0,748	0,000841	0,752	156
Фракция 180-230	11,2	0,794	0,000778	0,798	189
Фракция 230-280	9,9	0,825	0,000738	0,829	230
Фракция 280-350	13,8	0,856	0,000699	0,859	286
Мазут	49,2	0,917	0,000620	0,920	336
Итого	131,8	-	-	-	-
Статьи баланса	Энтальпия, кДж/кг	Количество теплоты (Qi), 103, кДж/ч Q = Gi H или Q = Gi h
	Паров (Hi)	Жидкости (hi)
Приход:
Нефть отбензиненная
в том числе:
- пары	1104	-	56,2
- жидкость	-	831	40,8
Острое орошение	-	60	1,9
Итого	-	-	98,9
Расход:
Фракция 100-180 + острое орошение	651	-	31,1
Фракция 180-230	-	425	4,8
Фракция 230-280	-	525	5,2
Фракция 280-350	-	670	9,2
Мазут	-	791	38,9
Итого	-	-	89,2

Расчетная доля отгона равна теоретической доле отгона или несколько превышает ее. Следовательно, количество жидкой фазы, поступающей в сырье основной колонны равно количеству мазута в сырье (так как теоретическая доля отгона равна доле светлых нефтепродуктов в отбензиненной нефти) или несколько ниже его. Так как испаряются в первую очередь легкие компоненты фракции, то в нашем примере плотность мазута должна быть немного ниже плотности жидкой фазы, поступающей в колонну, что и имеет место в действительности.

Тепло водяного пара при составлении баланса не учитываем, так как принято считать, что оно компенсирует тепловые потери в окружающую среду. каталитический крекинг нефть

На основании данных, приведенных в табл.3.6 находим дисбаланс тепла, то есть относительную разность между количеством тепла, приносимым в колонну и количеством тепла, выводимого из колонны с фракциями. По величине дебаланса тепла судят о необходимости циркуляционных орошений. Дебаланс находим по следующей формуле

100,

где - дебаланс тепла, %отн.;

Q_прих - количество тепла, приносимое в колонну потоками сырья и острого орошения, кДж; в нашем примере Q_прих = 98,9 10³ кДж/кг;

Q_расх - количество тепла, выводимое из колонны с мазутом, верхним, нижним и боковыми погонами, кДж; Q_расх = 91,5 10³ кДж/кг.

100 = 9,8 %отн.



4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда

Эксплуатация установки осуществляется согласно действующим требованиям к технологическим процессам ГОСТ 12.3.002-75, которые предусматривают

- устранение непосредственного контакта работающих с исходными материалами, готовой продукции и отходами производства;

- герметизацию оборудования;

- применение дистанционного управления технологическим процессом;

- систему контроля и управления технологического процесса, обеспечивающую защиту работающих и аварийное отключение производственного оборудования.

Общие правила безопасности на территории предприятия.

Основные производственные объекты предприятия имеющие нефтеперерабатывающий и нефтехимический профиль, насыщенны оборудованием и механизмами, содержат в своих системах значительное количество горючих, легковоспламеняющихся взрывоопасных жидкостей и газов. Поэтому на территории предприятия потенциально возможны следующие опасности,

- возникновение пожара и взрыва при разгерметизации оборудования и трубопроводов или нарушениях режима работы оборудования;

-отравления работающих парами нефтепродуктов, сероводородом и другими вредными веществами;

-обморожение работающих при попадании сжиженных газов на незащищённые участки тела;

- химические ожоги кислотой, щёлочью;

-термические ожоги при соприкосновении с горячими частями оборудования, трубопроводов, водяным паром, конденсатом;

- травмирование вращающимися и движущимися частями насосов, компрессоров и других механизмов в случае отсутствия или неисправности ограждений;

-поражение электрическим током в случае выхода из строя заземления токоведущих частей электрооборудования или пробоя изоляции, неприменения средств защиты;

-возможность падения, при обслуживании оборудования, расположенного на высоте;

-возможность падения в негерметичные колодцы промканализации, приямки и т.п.;

- возможность травмирования транспортными средствами.

С целью предотвращения несчастных случаев от приведённых факторов необходимо:

- соблюдать внутренний трудовой распорядок и дисциплину труда;

-знать и выполнять требования нормативных актов об охране труда, правила пожарной и газовой безопасности, правила обращения с машинами, механизмами, оборудованием и другими средствами производства, пользоваться средствами коллективной и индивидуальной защиты, первичными средствами пожаротушения;

-содержать в порядке рабочее место, территорию, технически грамотно эксплуатировать и содержать технологическое оборудование, машины, механизмы, постоянно повышать профессиональный уровень;

- знать опасные и вредные свойства обращающихся на рабочем месте и на предприятии в целом веществ, соблюдать правила обращения с ними;

- чётко и грамотно действовать в соответствии с планами локализации и ликвидаций аварий и аварийных ситуаций;

-уметь оказывать первую помощь пострадавшим, а также выполнять другие требования охраны труда.

Средства защиты органов дыхания.

Для защиты органов дыхания, кожи лица и глаз от действия вредных паров, газов, пыли применяются следующие средства защиты:

- шланговые противогазы;

- воздушные дыхательные аппараты;

- фильтрующие противогазы.

Применение фильтрующих противогазов возможно только в атмосфере содержащей не менее 18 % об. свободного кислорода и не более 0,5% об. вредных веществ. Запрещается использования фильтрующих противогазов в условиях возможного недостатка свободного кислорода например (в емкостях, цистернах, колодцах).

Средства защиты на заводе подразделяются на индивидуальные и аварийные.

К индивидуальным средствам защиты относятся - фильтрующие промышленные противогазы, выдаваемые для пользования на руки каждому работнику.

К аварийным средствам относятся - фильтрующие противогазы и шланговые противогазы, хранящиеся на каждом газоопасном объекте. После применения этих противогазов запас должен быть восстановлен.

Организация безопасной работы на нефтеперерабатывающих

Предприятиях основана на знании опасных свойств сырья, промежуточных и конечных продуктов, на исключении контакта работающих с этими веществами и на проведении комплекса мероприятий, предотвращающих отравления, пожары, загорания и взрывы.

Большинство веществ, применяемых в нефтехимии, обладает вредными (токсичными), пожаро- и взрывоопасными свойствами.

4.2 Охрана окружающей среды

Процесс каталитического крекинга является вредным и опасным производством.

Самым крупным источником загрязнения атмосферного воздуха являются заводские резервуары для нефти и нефтепродуктов. Выброс осуществляется через специальные дыхательные каналы, через открытые люки, возможные неплотности в кровле резервуаров и при заполнении резервуаров нефтью или нефтепродуктами, Загрязнение атмосферы происходит в результате испарения нефти и нефтепродуктов с открытых поверхностей очистных сооружений. Загрязняют атмосферу и оборотные воды - при уносе и испарении с градирен. Сточные воды от барометрических конденсаторов, способы охлаждающей воды из конденсаторов смешения паров и другое, являются источниками загрязнения атмосферы сероводородом. Основным источником загрязнения атмосферного воздуха оксидом углерода на НПЗ служат следующие объекты: трубчатые печи(50%), реакторы каталитического крекинга (12%), выхлопы газовых компрессоров(11%), битумные установки(9%), факелы(18%).

Вентиляционные газы, выделяющиеся от оборудования, установленного в закрытых помещениях, объекты общезаводского хозяйства - такие, как открытые дренажи колонн и аппаратов, лотки и канализационные колодцы - тоже являются серьёзными источниками загрязнения атмосферы.

Чтобы снизить потери нефтепродуктов и загрязнение окружающего атмосферного воздуха позволяют следующие мероприятия: уменьшение выбросов предохранительных клапанов (автоматическое регулирование давления в аппаратах, расчётное рабочее давление аппаратах на 20% должно превышать оперативное технологическое); перевод технологических установок на прямое питание и передачу готовой продукции в товарные резервуары, минуя промежуточные ёмкости; замена насосов на бессальниковые; герметизация торцевыми уплотнениями или противодавлением сальниковых уплотнений насосов и компрессоров; ликвидация аварийных сбросов; своевременное удаление нефтепродуктов с зеркала прудов. Предотвратить загрязнение воздуха соединениями серы. При потери сухих газов неизбежно теряется и сероводород, содержание которого в атмосферном воздухе не должно превышать 0,008мг/мі. Потери сероводорода зависят от схемы сероочистки газов. Потери сероводорода ниже, если газ очищается до газофракционирования. В случае обессеривания газа после газофракционирования наблюдаются существенные потери сероводорода.

Для выделения сероводорода из газов могут быть использованы следующие процесс с получением концентрированного сероводорода: поглощение растворами этаноламинов; поглощение холодным метанолом; поглощение раствором трикалийфосфата; вакуум-карбоннатный метод и др., а также процессы с получением элементарной серы: мышьяково-содовый метод; щелочно-гидрохиновый метод; горячий поташный метод; сухой метод с использованием гидроксида железа; поглощение активным углём и другое.



Список используемой литературы

1. Айвазов Б.В. и др. Физико-химические константы сероорганических соединений. - М; Химия, 1964.

2. Аспель Н.Б., Демкина Г.Г. Гидроочистка моторных топлив. - Л; Химия, 1977.

3. Герасименко Н.Б. и др. Гидроочистка нефтепродуктов. - М; 1962.

4. Середин В.А. и др. Оборудование и трубопроводы установок риформинга и гидроочистки. - Л; Гостоптехиздат, 1962.

5. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. - М; Химия, 1973.

6. Тантаров М.А. и др. Проектирование установок первичной переработки нефти. - М; Химия, 1975.

7. Павлов К.Ф. Примеры и задачи по курсу химической технологии: учебное пособие для вузов/К.Ф. Павлов А.А., Носков, под. ред. чл-корр. АН ССР П.Г. Романова - 10-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1987-576с.

8. Ульянов Б.А. основные процессы и аппараты химической технологии в примерах и задачах/Б.А. Улдьянов, В.Я. Бадеников - Ангарск: Изд-во АГТА, 2005-802с.

Размещено на Allbest.ru

...