Выбор и обоснование схемы завода по топливному варианту глубокой переработки нефти в количестве

Для нормальной работы атмосферной колонны достаточно 1-2- кратного орошения.

В соответствии с этой рекомендацией зададимся кратностью орошения 1,5.

Тогда количество верхнего острого орошения составит:

Молярная концентрация паров бензина:

Общее давление наверху колонны К-2 принимается равным атмосферному давлению или несколько превышающему его.

Примем р = 0,15 МПа =1 140 мм рт. ст. Тогда парциальное давление паров бензина составит:

Температуру конца ОИ бензина находим по кривой ОИ, построенной при давлении 0,1095 МПа. Температура верха колонны К-2 составила 130 °С.

Температура низа атмосферной колонны должна быть на 20-30 °С ниже температуры в питательной секции. Принимаем tн2 = 350 -- 20 = 330 °С.

Температура верхнего острого орошения составляет 30-35 °С, примем top =30°С.

Температуру перегретого водяного пара, подаваемого в колонну, примем равной:

Этот пар обычно получают путем перегрева, отработанного (мятого) пара с давлением 0,2 - 0,3 МПа в змеевике, расположенном в сырьевой или в специальной печи.

Температура бокового погона устанавливается по началу соответствующей кривой ОИ, так как выводимый из колонны жидкий боковой погон находится на тарелке при температуре закипания. В сечении вывода боковых погонов находятся и более легкокипящие компоненты, снижающие парциальное давление паров, а потому истинные температуры вывода боковых погонов обычно на 10-20 °С ниже температур начальных точек их кривых ОИ, построенных при атмосферном давлении.

Определим температуру вывода зимней дизельной фракции (150-250 °С):

Давление на 25-ой тарелке отвода дизельной фракции, исходя из предположения о равномерном перепаде давлений между соседними тарелками в 5-10 мм рт. ст. , возьмем 5 мм = 0,00066 МПа:

Определим температуру вывода дизельной фракции 230-350°С:

Давление на 15-ой тарелке отвода фракции, исходя из предположения о равномерном перепаде давлений между соседними тарелками в 5-10 мм рт. ст., возьмем 5 мм = 0,00066 МПа:

Парциальное давление ДТЛ:

Температура вывода дизельной фракции из колонны К-2 соответствует температуре 0 %-ого отгона по кривой ОИ, построенной при Рd = 0,125 МПа и составляет:

Температуру ДТ на выходе из отпарной колонны принимают на 20°С ниже температуры жидкости на входе в стриппинг-секцию, то есть:

250-20=230°С

4.5 Тепловой баланс колонны К-2

В колонну К-2 тепло подается с нагретой в печи полуотбензиненной нефтью, а также с подаваемым в низ колонны водяным паром.

Отводится тепло с верхним продуктом -- бензиновой фракцией, боковыми погонами -- керосиновой фракцией, ДТ и остатком, а также отводится острым (испаряющимся) орошением.

Приход тепла:

1) Количество тепла, вносимое сырьем (полуотбензиненной нефтью) -- Qпон, определяется с учетом доли паровой и жидкой фаз.

Доля отгона е определяется по кривой ОИ полуотбензиненной нефти при температуре входа сырья в колонну К-2, (350 °С) и давлении, равном давлению в питательной секции колонны (0,2 МПа = 1 520 мм рт. ст.). Получаем е = 0,4424.

Энтальпию паров нефтепродуктов определяют по эмпирической формуле Б.П.Воинова:

Энтальпию жидких нефтепродуктов при температуре Т находят по уравнению Крэга:

Расход тепла:

2. с боковым продуктом КФ:

3. с боковым продуктом ДТ:

5. с острым (испаряющимся) орошением:

Результаты расчета теплового баланса колонны К-2 представлены таблице 27.

Поскольку при расчете теплового баланса колонны К-2 приход тепла оказался больше расхода, то избыточное тепло необходимо снять циркуляционным орошением:

QЦО = QПРИХ-QРАСХ= 341281068 - 298084987 = 43196081 кДж/ч

Рассчитаем количество циркуляционного орошения Gцо, необходимого для обеспечения нормальной работы колонны (кг/ч):

Температуру t1 принимаем исходя из равномерного перепада температур между соседними тарелками в 5-10 °С. Поскольку температура вывода ДТ с 18-ой тарелки равняется 306 °С, то получим t1 = 306 + 3 · 5 = 321 °С. q321ж=787,05 кДж/кг

Температуру входа в колонну К-2 циркуляционного орошения принимаем равной t2 = 200°С. q200ж=445,49 кДж/кг

Плотность циркулирующей жидкости принимаем, основываясь на предположении о равномерном перепаде данного показателя на каждую тарелку.

Расход циркулирующей жидкости составит:

4.6 Определение основных размеров колонны К-2

Диаметр колонны К-2 зависит от Vпаp - наибольшего секундного объема паров, проходящих через сечение колонны. Объем паров вычисляется с помощью уравнения Менделеева-Клапейрона:

При определении диаметра колонны К-2 для установления сечения, наиболее нагруженного по парам, проверяются объемы паров в испарительном пространстве (питательной секции) колонны и под тарелками, с которых выводится орошение.

1. Сечение под 43-ей тарелкой, на которую стекает холодное орошение (пары бензина, холодное орошение и водяной пар, подаваемый в низ К-2 и стриппинг-секции):

2. Сечение под 19-ой тарелкой (циркуляционное орошение, пары, поступающие из отпарной колонны, и суммарное количество водяных паров):

3. Сечение под 7-ой тарелкой (пары отбензиненной нефти и водяной пар, подаваемый в низ К-2):

Как видно из предлагаемых расчетов, наиболее нагруженным является сечение под 7-ой тарелкой, где нагрузка по парам составляет 193135,3561 кг/ч.

Исходя из этого рассчитаем объем паров по уравнению Менделеева- Клапейрона:

На основании практических данных линейная скорость паров в свободном сечении для колонны К-2 составляет w = 0,65 - 1,15 м/с.

Примем w = 1,0 м/с, тогда площадь поперечного сечения колонны составит:

Диаметр колонны рассчитывается по уравнению:

В нефтяной промышленности принят нормальный ряд диаметров, который предусматривает равномерное увеличение площади поперечного сечения колонны при переходе от одного диаметра к другому:

- от 1.0 до 4.0 - через 0.2 м;

- от 4.0 до 6.0 - через 0.5 м;

- далее 6.4, 7.0, 8.0, 9.0 м.

В соответствии с этими данными принимаем значение диаметра атмосферной колонны К-2, равное D = 2,6 м.

Расстояние между тарелками должно обеспечивать:

Расстояние между тарелками должно обеспечивать:

- легкость монтажа, ревизии и ремонта тарелок;

- осаждение основной части капель, уносимых паром с нижележащей тарелки;

- подпор для нормального стока флегмы по сливным трубам без захлебывания.

Одновременное увеличение диаметра и расстояния между тарелками связано в основном с необходимостью монтажа громоздких деталей. Так как рассчитанный диаметр колонны составляет 2,6 м, то принимаем расстояние между тарелками Н = 600 мм.

Высота колонны определяется числом тарелок и расстоянием между ними, остальные размеры принимаются на основании опыта работы промышленных установок.

Нормальные наружные люки для ревизии и ремонта размещают через несколько тарелок, в этом сечении расстояние между тарелками должно быть не менее 0,6 м. Примем это значение равным Нлюк = 600 мм.

Общее число тарелок в колонне: Nобщ = 43 тарелки.

Расстояние между верхней тарелкой и верхним днищем колонны может быть принято равным половине диаметра колонны, то есть h1 = 2,6 / 2= 1,3 м.

Высота концентрационной части колонны определяется в зависимости от числа тарелок

(n = 27) по выражению:

h2 = (n - 1)·Нт = (27 - 1)·0,6=15,6 м

Высота питательной секции колонны принимается 0,8 + 1,2 м в соответствии с соотношением:

h3 = (2 + 3) ·Нт = 2·0,600 = 1,2 м

Высоту отгонной части считают аналогично h2, а именно:

h4 = (n - 1)·Н = (17 - 1)·0,6 = 9,6 м

Расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки принимают равным

h5 = 1 - 2 м, чтобы пар равномерно распределялся по сечению колонны.

Высота, занимаемая жидким остатком в колонне, подсчитывается исходя из 5 - 10-минутного запаса жидкости при температуре низа колонны (330 °С):

Отсюда высота, занимаемая жидким остатком:

Высоту постамента принимаем h7 = 3м

При расчете высоты концентрационной секции колонны следует учитывать, что по высоте колонны установлено 6 люков для обеспечения монтажа и ремонта тарелок. В этих сечениях принимаем расстояние между тарелками Нт=600 мм.

Тогда h2=15,6+6·0,8=20,4 м.

Полезная высота колонны Нпол рассчитывается без учета высоты опорной обечайки h7и составляет:

Нпол= 1,3 + 20,4 + 1,2 + 9,6 + 2,0 + 6,5 = 41 м.

Полная высота колонны К-2:

HК-2= Нпод + h7= 41 + 3,0 = 44 м.

На рисунке представлена схема для расчета высоты колонны К-2, где приняты следующие размеры:

h1 = 1,3 м;

h2 = 20,4 м (высота концентрационной части);

h3 = 1,2 м (высота питательной секции);

h4= 9,6 м (высота отгонной части);

h5= 2,0 м (расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки);

h6 = 6,5 м (высота низа колонны);

h7 = 3,0 м (высота постамента);

HК-2= 44 м.

Рисунок 3

Заключение

Увеличение глубины переработки нефти - первостепенная задача современных НПЗ и нефтеперерабатывающей промышленности России в целом.

Пути углубления переработки нефти включают в первую очередь глубокую первичную переработку нефти на АВТ и затем - комплекс вторичных термокаталитических процессов с максимальным выходом топливных дистиллятов. Углубление переработки нефти, с одной стороны, позволяет решить проблему увеличения ресурсов моторных топлив, а с другой - обусловливает резкое сокращение выработки котельных топлив, так как мазут является основным компонентом этих топлив.

Целью работы:

1 Разработка поточной схемы переработки самотлорской нефти с получением максимального количества светлых фракций. Для этого использованы первичные процессы - перегонка нефти на АВТ с целью разделения ее на фракции, и вторичные процессы, необходимые для переработки остатков (мазута, гудрона), такие как каталитический крекинг (переработка фракции 350-480?С), гидрокрекинг (который является перспективным процессом в настоящее время, но достаточно дорогостоящим). Высокооктановые компоненты бензина были получены в процессе каталитического риформинга и изомеризации.

В результате были получены высокие выходы светлых фракций (77,65% масс.): бензина, ЛДТ, и реактивного топлива марки ТС-1 высшего сорта. Таким образом, предложенная схема переработки самотлорской нефти эффективно выполняет предложенную задачу по максимальному получению светлых фракций нефти.

Поэтому вовлечение в производство в России таких процессов, как гидрокрекинг, каталитический крекинг, является важным направлением переработки нефти.

2 Технологический расчет установки первичной перегонки нефти АВТ-3, а также проведен расчет основного аппарата - основной ректификационной колонны К-2, который включает:

- тепловой баланс, расчет которого показал, что в колонне избыточное тепло, которое необходимо снять циркуляционным орошением количество которой составило 126467,04 кг/ч;

- конструктивный расчет, в результате которого были определены диаметр и высота колонны, которые составили 2,6 м и 44 м соответственно;

Список литературы

1. Технологический регламент установки ЭЛОУ-АТ-6 ЗАО «РНПК», ТР 2.041.006-09

2. Технологический регламент установки ЭЛОУ-АВТ-4 (А-12/7) ЗАО «РНПК», ТР 2.041.005-09

3. Технология переработки нефти/ Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. - М.: Химия, КолосС, 2007. - 400 с.: ил.

4. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.

5. Технология переработки нефти и газа. Процессы глубокой переработки нефти и нефтяных фракций/Сост.: С.М. Ткачев - ч.1 Курс лекций. - Новополоцк: ПГУ, 2006. - 345 с.

6. Гидроочистка топлив: учебное пособие/ Н.Л. Солодова, Н.А. Терентьева. Казань: Изд-во Казан. гос. технол. ун-та, 2008. - 103 с.

7. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. - Под ред. Б.И. Бондаренко. - М.: Химия, 1983. - 128 с., ил.

8. Технологический регламент установки гидроочистки вакуумного газойля ЗАО «РНПК», (ТР 2.041.041-10)

9. Капустин В.М. Гуреев А.А. Технология переработки нефти, Ч.2.- М.: КолосС, 2007

10. Технологический регламент установки каталитического крекинга ЗАО «РНПК», (ТР 2.041.009-10)

11. Аладышева Э.З. и др. Химия и технология топлив и масел, 1988, N 3, с. 34-35).

12. Технологический регламент установки сернокислотного алкилирования ЗАО «РНПК»

13. Технологический регламент установки производства и восстановления серной кислоты (ТР-2.041.040.10)

14. Технологический регламент газофракционирующей установки с блоком сероочистки сухого газа (ТР 2.041.020-10)

15. Технологический регламент установки ЭЛОУ-АВТ-3 (А-12/3) по первичной переработке нефти, ТР 2.041.004-12

16. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. - 2-е изд., пер. и доп. - М., Химия, 1980. - 256 с.

17. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. - Л.: Химия, 2006. - 576с.7

Размещено на Allbest.ru