Проект установки первичной перегонки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Целью курсового проекта является рассчитать ректификационную колонну с производительностью 700000 т/г.

Перегонка нефти (в переводе с англ. preliminary distillation) -- разделение нефти на фракции путем ректификации. Процесс происходит при атмосферном давлении (0,1-0,2 МПа) с выделением фракций светлых нефтепродуктов: бензина, керосина, реактивного топлива, дизеля (летнего и зимнего) и темного остатка мазута. Мазут проходит повторную перегонку в вакууме при остаточном давлении 2,6-8 кПа. В зависимости от варианта переработки мазута (масляного или топливного), можно разделить на масляные фракции или выделить из него широкую фракцию в качестве сырья для каталитического крекинга или гидрокрекинга. В результате получается остаток -- гудрон, который служит сырьем для коксования, производства остаточных масел или битума.

Установки первичной перегонки нефти по методу перегонки различают: атмосферные (AT), вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ) установки первичной перегонки. Эти установки могут содержать блоки электрообезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ), блоки стабилизации и вторичной перегонки бензина.

На установках разделения нефти применяют простые или сложные ректификационные колонны, позволяющие проводить отбор нескольких боковых погонов.

Ректификационная колонна-- аппарат позволяющий разделять жидкую смесь, компоненты которой имеют различную температуру кипения.

В зависимости от числа ректификационных колонн и общей схемы разделения процесс ведут с одно-, двух-, трех- и четырехкратным испарением.

1. Технологическая часть

1.1 Теоретические основы процесса

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различающихся по температуре кипения. Для производства нефтепродуктов нефть разделяют на фракции и группы углеводородов, а так же изменяют ее химический состав.

Существуют первичные и вторичные методы переработки нефти. Первичными являются процессы разделения нефти на фракции путем перегонки, вторичные - процессы деструктивной (химической) перегонки нефти и очистки нефтепродуктов. Различают перегонку с однократными, многократными степенями испарения. Перегонка с однократным испарением характеризуется тем, что при нагревании смеси ее пара остаются в соприкосновении с жидкостью. При достижении определенной конечной температуры жидкую и паровую фазу разделяют в один прием - однократно. Примером однократного испарения является нагревание и испарение сырья в трубчатой печи. Исходный нефтепродукт нагревают, он часто испаряется в змеевике печи, а затем направляется в испаритель (колонну), где происходит однократное отделение образовавшихся паров от жидкости. После однократного испарения в системе остается все то, что до испарения исходная смесь находилась в жидком состоянии, после же испарения часть компонентов смеси перешла в пар. Четкость погоноразделения при перегонке с однократным испарением неудовлетворительна.

При перегонке с многократным испарением жидкая и паровая фазы разделяются в несколько приемов. Многократное испарение состоит из несколько повторяющихся несколько раз процессов однократного испарения. Образовавшиеся при испарение пары отделяют в несколько ступеней.

На второй ступени испаряется жидкая фаза, оставшиеся при отделении паров, образовавшихся на первой ступени, а на третьей ступени испаряется жидкая фаза оставшиеся после второй и т.д.

Перегонку нефти на промышленных установках осуществляют при 360 - 380С. При более высоких температурах начинается процесс разложения углеводородов - крекинг. В данном случае крекинг нерационален, так как образующиеся при разложении непредельные углеводороды резко снижают качество нефтепродуктов. Степень разложения увеличивается с повышением температуры. Чтобы этого избежать перегонку ведут при пониженном давлении - в вакууме, что позволяет из мазута извлекать дистиляты с температурой кипения да 500 С в пересчете на атмосферное давление.

1.2 Характеристика сырья вспомогательных материалов и готовой продукции

Установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6 предназначена для разделения нефти на фракции. Установка состоит: из блока электрообессоливания, атмосферного блока, блока стабилизации и вторичной перегонки бензина, блока защелачивания и промывки. На установке вырабатываются следующие нефтепродукты:

-Углеводородный (жирный) газ - используется как сырье ГФУ или как газообразное топливо в трубчатых печах.

-Сжиженный газ - рефлюкс (углеводородный состав С3-С5) используется как сырье ГФУ.

-Фракция НК-62°С - используется как сырье процесса изоселектоформинга или как компонент товарных автобензинов.

-Фракция 62-105°С - используется как сырье для установки ЛГ-35-8/ЗООБ, каталитических риформингов или как компонент прямо- гонного бензина.

-Фракция бензиновая прямогонная 105-180°С используется как сырье установки выделения суммарных ксилолов, как сырье установок каталитического риформинга, как компонент прямогонного бензина.

-Фракция 180-240°С - используется как компонент топлива ТС-1,АТКJ, как компонент дизельных топлив, как сырье установки гидроочистки керосина.

-Фракция 240-350°С - используется как сырье установок гидроочистки дизельных топлив, как прямогонный компонент дизельных топлив, как компонент мазутов, топлива технологического экспортного, как компонент топлива судового высоковязкого.

-Мазут прямогонный - используется как компонент при приготовлении товарных мазутов - флотского и топочного, топлива технологического экспортного, полугудрона, как сырье вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ-2, как топливо для технологических печей, как компонент топлива судового высоковязкого.

В качестве катализатора на установках используют деэмульгаторы и водяной пар.

Водяной пар -- газообразное состояние вещества в условиях, когда газовая фаза может находиться в равновесии с жидкой или твёрдой фазами того же вещества. Процесс возникновения пара из жидкой (твёрдой) фазы называется «парообразованием». Обратный процесс называется конденсация. При низких давлениях и высоких температурах свойства пара приближаются к свойствам идеального газа. В разговорной речи под словом «пар» почти всегда понимают водяной пар. Парым прочих веществ оговариваются в явном виде. Не следует путать оптически однородный и гомогенный пар с туманом -- гетерогенной системой, сильно рассеивающей свет.

Различают следующие виды состояний пара химически чистых веществ: Ненасыщенный пар -- пар, не достигший динамического равновесия (не термодинамического) со своей жидкостью. При данной температуре давление ненасыщенного пара всегда меньше давления насыщенного пара. При наличии над поверхностью жидкости ненасыщенного пара, процесс парообразования преобладает над процессом конденсации, и потому жидкости в сосуде с течением времени становится все меньше и меньше.

Деэмульгатор -- реагент, используемый для разрушения эмульсий, которые образованы из взаимно нерастворимых (мало растворимых) веществ, одно из которых раздробленно в другом в виде мелких капелек.

По своему составу деэмульгаторы -- это реагенты из нескольких химических веществ(поверхностно-активные вещества, модификаторы и растворители), разработанных на основании свойств и компонентов разделяемой эмульсии.

В нефтедобыче и переработке деэмульгатор применяется для удаления попутно добываемой воды и солей.

Для водонефтяных и водожировых эмульсий раньше применялись ионогенные деэмульгаторы, такие как нейтрализованный чёрный контакт и нейтрализованный кислый гудрон (в нефтяной промышленности), имеющие существенные недостатки:

- при взаимодействии с водой образуют твердые вещества,

- выпадающие в осадок,

- являются эмульгаторами для эмульсий обратного типа что ухудшает качество раслоения,

имеют большой расход.

Поэтому ионогенные деэмульгаторы в настоящее время почти не применяются.

В нефтяной и химической индустрии сейчас применяют неионогенные деэмульгаторы. Их синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена или окиси пропилена со спиртами, жирными кислотами и алкилфенолами. Неионогенные деэмульгаторы не взаимодействуют с солями и не образуют твёрдых осадков. Расход их значительно ниже, чем ионогенных. Удлинение оксиэтиленовой цепи повышает растворимость деэмульгатора в воде за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы. Если заменить окись этилена окисью пропилена, то можно существенно повысить растворимость деэмульгатора в масле(или нефти), не нарушая его гидрофильных свойств.

1.3 Описание технологической схемы

На установке реализован принцип двукратного испарения. Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменники 2--5, узел электродегидраторов 6 и теплообменники 7 в отбензинивающую колонну 8. Верхний продукт колонны 8 -- легкая бензиновая фракция -- охлаждается в воздушном и водяном холодильниках 9 и 10, после чего поступает в рефлюксную емкость 11, из которой часть бензина возвращается насосом 12 в колонну 8 в качестве орошения (флегмы), а балансовое количество под собственным давлением поступает в емкость 13.

Нижний продукт 8 -- частично отбензиненная нефть -- забирается насосом 14 и направляется в трубчатую печь 15. Из печи выходят два потока нагретой до 360 °С нефти, один из которых возвращается в колонну 8, внося дополнительное количество теплоты, необходимой для ректификации, а второй поступает в атмосферную колонну 16. В колонне 16 нефть разделяется на несколько фракций.

Для снижения температуры низа колонны и более полного из¬влечения из мазута светлых продуктов ректификация в 16 проводится в присутствии водяного пара. Пар подается в нижнюю часть колонны. Мазут выводится с низа 16 и через теплообменники подогрева нефти 7, 5 и холодильник 17 уходит с установки.

С верха колонны 16 уходят пары бензиновой фракций с концом кипения 180°С, а также водяной пар. Пары поступают в воз¬душный и водяной конденсаторы-холодильники 18 и 19, после конденсации продукт попадает в емкость-водоотделитель 20. Отстоявшийся от воды тяжелый бензин подается в 13. Часть бензина из 20 возвращается в 16 в качестве острого орошения.

Из колонны 16 выводятся два боковых погона -- керосиновый (180--230 °С) и дизельный (230--350 °С). Эти погоны поступают первоначально в отпарные колонны 21, 22. В отпарных колоннах из боковых погонов в присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Освобожденные от легких фракций целевые продукты через теплообменники и холодильники выводятся с установки, а пары легких фракций возвращаются в колонну 16.

Для улучшения условий работы колонны 16 и снятия избыточной теплоты в колонне предусмотрен вывод двух циркулирующих орошений -- верхнего и нижнего. Орошения забираются насосами, прокачиваются через теплообменники подогрева нефти 2--4, а затем возвращаются в 16 на тарелку, находящуюся над тарелкой вывода орошения.

Бензиновая фракция н. к.-- 180°С из емкости 13 насосом 24 подается в теплообменник 25, где подогревается фракцией 230-- 350 °С до 170°С, а затем в стабилизатор 26. Верхний продукт колонны 26 -- головка стабилизации -- отводится в конденсатор-холодильник 27. Из 27 конденсат поступает в 28. Из 28 часть верхнего продукта возвращается в качестве орошения в 26, а балансовое, количество выводится с установки. Нижний продукт колонны 26 -- стабильная бензиновая фракция н. к.-- 180 °С поступает в блок вторичной перегонки бензина, где разделяется на узкие фракции . Для поддержания необходимого теплового режима в 26 часть стабильной бензиновой фракции прокачивается насосом через печь 21, где испаряется, и в паровой фазе возвращается в 26.

1.4 Параметры процесса

По величине давления колонны ректификации, применяемые на промышленных установках перегонки нефтяного сырья, можно подразделить на следующие типы:

- атмосферные, работающие при давлении несколько выше атмосферного (0,1-0,2 МПа), применяемые при перегонке стабилизированных или отбензиненных нефтей на топливные фракции и мазут;

- вакуумные (глубоковакуумные), работающие под вакуумом при остаточном давлении в зоне питания (?100 и 30 гПа), предназначенные для фракционирования мазута на вакуумный газойль или узкие масляные фракции и гудрон;

- колонны, работающие под повышенным давлением (1-4 МПа), применяемые при стабилизации или отбензинивании нефтей, стабилизации газовых бензинов, бензинов перегонки нефти.

Повышение или понижение давления в ректификационной колонне сопровождается, как правило, соответствующим повышением или понижением температурного режима.

Температурный режим, наряду с давлением, является одним из наиболее значимых параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками регулирования являются температуры поступающего сырья и выводимых из колонны продуктов ректификации.

Необходимо указать на следующие недостатки применения водяного пара в качестве испаряющего агента:

- увеличение затрат энергии на перегонку и конденсацию;

- повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра аппаратов и уносу жидкости между тарелками;

- ухудшение условий регенерации тепла в теплообменниках;

- увеличение сопротивления и повышение давления в колонне и других аппаратах;

- обводнение нефтепродуктов и необходимость их последующей сушки;

- усиление коррозии нефтеаппаратуры и образование больших количеств загрязненных сточных вод.

Рассмотрим влияние отдельных факторов технологического процесса на процесс ректификации.

Температура нагрева сырья. Сырье перед поступлением в колонну подогревается. Необходимая температура подогрева сырья находится в прямой зависимости от количества низкокипящего компонента, содержащегося в исходном сырье. Чем выше содержание низкокипящих компонентов, тем меньше требуется предварительный подогрев сырья и наоборот.

Равномерность подачи сырья. Желательно, чтобы сырье в колонну поступало равномерно, т.е. соблюдалось постоянство сырья и постоянство потока, это обеспечит устойчивый режим работы колонны.

Подача орошения. Орошение подается для поддержания температуры верха колонны и образования жидкой фазы в зоне верхних тарелок. Количество подаваемого наверх колонны орошения должно быть постоянным и надежно обеспечивать регулирование температуры верха.

Орошение в колонну подается с определенной кратностью, изменение количества поступающего орошения резко меняет количество образующейся паровой фазы, что затрудняет регулирование давления в колонне.

Давление в колонне. От постоянства давления зависит постоянство скоростей движения паровой фазы по высоте колонны. Изменение давления влияет на количество паровой фазы, так как с понижением давления объем паровой фазы увеличивается. С увеличением паровой фазы скорость паров по высоте колонны растет и может быть такой, что при контактировании может вызвать чрезмерное вспенивание жидкой фазы на тарелках и забрасывание капель жидкости с нижней тарелки на верхнюю. В этом случае резко падает четкость погоноразделения ректификационной колонны. Поэтому необходимо в колонне поддерживать постоянное давление.

Температура низа колонны. Температура низа колонны поддерживается в пределах, обеспечивающих полноту испарения низкокипящего компонента. Если температура низа колонны будет поддерживаться ниже установленной нормы, то будет происходить потеря низкокипящих компонентов с остатком.

С повышением температуры выше заданной по режиму резко увеличивается поток паровой фазы и возможно захлебывание колонны, т.е. переполнение тарелок колонны жидкостью, образующейся при конденсации тяжелых паров в верхней зоне тарелок. От равномерности подогрева зависит и равномерность газового потока. Нужно следить также за уровнем жидкости внизу колонны, так как переполнение колонны ухудшает отпарку легких компонентов из остатка.

2. Расчетная часть

2.1 Материальный баланс установки

Материальный баланс установки первичной перегонке нефти представлен в таблице 1.

Таблица 1.

Сырьё	% (масс)	т/год	кг/ч	кг/с
Поступила сырая нефть	100%	700000	81018	22,5
Итого	100%	700000	81018	22,5
Продукты:	% (масс)	т/год	кг/ч	кг/с
Сжиженный газ	2	14000	1621	0,45
Фракция НК-62°С	12	84000	9722	2,7
Фракция 62-85°С	16	112000	12962	3,6
Фракция 85-105 °С	15	105000	12152	3,375
Фракция 140-180°С	7	49000	5671	1,575
Фракция 180-230°С	8	56000	7000	1,944
Фракция 230-350°С	6	42000	4861	1,35
Фракция выше 350°С	4	28000	3240	0,9
Мазут прямогонный	29	203000	23495	6,526
Потери	1	7000	810	0,225
Итого	100%	700000	81018	22,5

2.2 Материальный баланс основного аппарата

Материальный баланс ректификационной колонны первичной перегонке нефти представлен в таблице 2.

Таблица 2.

Поступило:	% (масс)	т/год	кг/ч	кг/с
Отбензиненная нефть	100%	700000	81018	22,5
Итого	100%	700000	81018	22,5
Продукты:	% (масс)	т/год	кг/ч	кг/с
Сжиженный газ	5	35000	4050,925	1,1252
Газойлевая -62°С	20	140000	16203,703	4,5010
Керосиновая 140-180°С	20	140000	16203,703	4,5010
Дизельная 230-350°С	18	126000	14583,333	4,0509
Мазут выше 350°С	35	245000	28356,481	7,8768
Потери	2	14000	1620,370	0,4501
Итого	100%	700000	81018	22,5

2.3 Тепловой баланс основного аппарата

Материальный баланс ректификационной колонны первичной перегонке нефти представлен в таблице 3.

Таблица 3.

	Т.с	кг.с.	Iх103	QВт
Отбензиненная нефть	40	22,5	1520	34200
Итого		22,5	1520	34200
Продукты:	% (масс)	т/год	кг/ч	кг/с
Отбензиненная нефть	40С		1560	1755,312
Газойлевая	62С	4,5	710	3195,71
Керосиновая	200С	4,5	1300	5851,3
Дизельная	300С	4,05	1510	6116,8
Мазут выше	400С	7,8	1720	13548,09
Газ	50С	1,12	620	310,569
Итого	-	22,5	-	30777,781

2.4 Определение основных размеров основного аппарата

1. Определение объемов пара и жидкости, проходящих через колонну.

Сначала определим мольные массы жидкостей и паров, средние мольные и массовые концентрации жидкостей и паров в колонне.

Средний мольный состав жидкости: в верхней части колонны

Х_ср.в=(Х_р+Х_f)/2 (2.1)

Х_ср.в =(1,01+0,17)/2=0,59

В нижней части колонны

Х_ср.н =(Х_f +Х_w)/2

Х_ср.н =(0,17+0,86)/2=0,515

Средний массовый состав жидкости: в верхней части колонны

Х^ґ_ср.в =(х+0,3)/2

Х^ґ_ср.в =(0,985+0,3)/2=0,6425

В нижней части колонны

Х^ґ_ср.н =(0,3+х )/2

Х^ґ _ср.н =(0,3+0,015)/2=0,1575

Средняя мольная масса жидкости: в верхней части колонны

М =82*Х +34*Х

М =82*0,59+34*0,6425=70,2кг/к моль

В нижней части колонны

М_в =82*Х +34*Х

М_в =82*0,515+34*0,1575=47,6кг/к моль

Мольная масса: дистиллята

М_р =82*Х_р +34(1-Х_р )

М _р=82*1,01+34(1-1,01)=85,9кг/к моль

Исходной смеси

М_f =82*Х_f (1-Х_f )

М_f =82*0,17+34(1-0,17)=42кг/к моль

Средний мольный состав паров: в верхней части колонны

Y_ср.в =(Х_р+0,65)/2

Y_ср.в=(1,01+0,65)/2=0,83

В нижней части колонны

Y_ср.н=(0,65+Х_w)/2

Y_ср.н=(0,65+0,86)/2=0,755

Средняя мольная масса паров: в верхней части колонны

М_в=82*Y_ср.в+34(1-Y_ср.в)

М_в=82*0,83+34(1-0,83)=73,9

В нижней части колонны

М_н=82*Y_ср.н+34(1-Y_ср.н)

М_н=82*0,755+34(1-0,755)=70,2

Средняя плотность жидкости: в верхней части колонны

с_в=3457*0,6925+1356(1-0,6925)=2810,94кг/мі

в нижней части колонны

с_н=3252*0,2075+1103(1-0,2075)=1548,92кг/мі, где 3457 и 1356 - плотности соответственно пентана и этана при t_ср=(50+85)/2=67єС; 3252 и 1103 - плотности соответственно пентана и этана при t_ср=(53+85)/2=69єС.

Средняя плотность пара: в верхней части колонны

с_ср.в=М_в/22,4*273/273+68

с_ср.в=73,9/22,4*273/273+68

в нижней части колонны

с_ср.н=М_н/22,4*273/273+69

с_ср.н=70,2/22,4*273/273+69=2,501кг/мі

Массовый расход жидкости: в верхней части колонны

L_в=P*R*М_н /М_р

L_в=0,6*1,02*70,2/85,9=0,5кг/в

нижней части колонны

L_н=R*P*М_н/Мр+2*Мр/М_н

L_н=0,6*1,02*47,6/85,9+2*85,9/74,6=2,5кг/с

Массовый поток пара: в верхней части колонны

G_в=P(R+1)*М_в/М_р

G_в=0,6(1,02+1)*73,9/85,9=1,04кг/с

В нижней части колонны

G_н=P(R+1)*М_н/М_р

G_н=0,6(1,02+1)*70,2/85,9=0,99кг/с

2.Расчет скорости пара и диаметра колонны.

Для верхней и нижней части колонны предельная скорость пара равна:

W_в.пр=0,05vс_в/с_в.ср

W_в.пр=0,05v2810,94/2,641=1,63м/с

W_н.пр=0,05v1548,92/2,501=3,11м/с

В соответствии с рекомендациями рабочую скорость паров в колонне определяют по формуле

W_р=0,85W_пр

Рабочая скорость паров в верхней и нижней части колонны соответственно равна

W_р.в=W_в.пр*0,85

W_р.в=1,63*0,85=1,4м/с

Число теоретических тарелок находим путем построения ступенчатой линии между линией равновесия и линиями рабочих концентраций в пределах от Х_р до Х_W. От точки А до точки В количество построенных ступеней соответствует количеству теоретических тарелок в нижней части колонны, от точки В до точки С в верхней части колонны.

n=n_T/n

n=11/0,6=18

Определяем высоту колонны

H_к=(18-1)*0,4+2,42+0,3=12,22м

Принимаем высоту колонны 12,3м.

Тогда основные размеры данной ректификационной колонны будут составлять

Диаметр - 1,4м; высота - 12,3м.

2.5 Описание основного и вспомогательного аппарата

Ректификационная колонна -- цилиндрический вертикальный сосуд постоянного или переменного сечения, оснащенный внутренними тепло- и массообменными устройствами и вспомогательными узлами, предназначенный для разделения жидких смесей на фракции, каждая из которых содержит вещества с близкой температурой кипения. Классическая колонна представляет собой вертикальный цилиндр, внутри которого располагаются контактные устройства -- тарелки или насадки. Соответственно различают ректификационные колонны тарельчатые и насадочные. Вспомогательные узлы предназначены для ввода, распределения и аккумулирования (сбора) жидкости и пара. Нагреваемая жидкая смесь поступает из контейнера в ректификационную колонну, где «легкие» фракции (продукты, имеющие более низкую температуру кипения) концентрируются в верхней части колонны, а «тяжелые» (продукты, имеющие более высокую температуру кипения) -- в нижней. Ректификационная колонна, в верхней части которой давление близко к атмосферному, называется атмосферной колонной. В вакуумных колоннах промышленного назначения используется низкое абсолютное давление в верхней части колонны -- как правило, 1,87--2,4 КПа и менее. Ректификационные колонны применяются в процессах дистилляции, экстрактивной ректификации, экстракции жидкостей, теплообмена между паром и жидкостью и в других процессах^[1]. Один и тот же принцип действия ректификационной колонны используется как в относительно простых лабораторных приборах, так и в сложных промышленных установках нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической, газовой, пивоваренной и других отраслей. Диаметр промышленных ректификационных колонн может достигать 16 метров, а высота -- 90 метров и более.

Принцип работы ректификационной колонны. Исходная смесь, нагретая до температуры питания t_f в паровой, парожидкостной или жидкой фазе, поступает в колонну в качестве питания (G_f). Зону, в которую подаётся питание, называют эвапорационной, так как там происходит процесс эвапорации -- однократного отделения пара от жидкости.Пары поднимаются в верхнюю часть колонны, охлаждаются, конденсируются в холодильнике-конденсаторе и подаются обратно на верхнюю тарелку колонны в качестве орошения. Таким образом в верхней части колонны (укрепляющей) противотоком движутся пары (снизу вверх) и стекает жидкость (сверху вниз).Стекая вниз по тарелкам, жидкость обогащается высококипящими компонентами, а пары, чем выше поднимаются вверх колонны, тем более обогащаются легкокипящими компонентами. Таким образом, отводимый с верха колонны продукт обогащен легкокипящим компонентом. Продукт, отводимый с верха колонны, называют дистиллятом. Часть дистиллята, сконденсированного в холодильнике и возвращённого обратно в колонну, называют орошением или флегмой. Отношение количества возвращемой в колонну флегмы и количества отводимого дистиллята называется флегмовым числом. Для создания восходящего потока паров в кубовой (нижней, отгонной) части ректификационной колонны часть кубовой жидкости направляют в теплообменник, образовавшиеся пары подают обратно под нижнюю тарелку колонны. Таким образом, в кубе колонны создается 2 потока: 1 поток -- жидкость, стекающая с верха (из зоны питания+орошение) 2 поток -- пары, поднимающиеся с низа колонны. Ректификационные установки по принципу действия делятся на периодические и непрерывные. В установках непрерывного действия разделяемая сырая смесь поступает в колонну, и продукты разделения выводятся из неё непрерывно. В установках периодического действия разделяемую смесь загружают в куб одновременно и ректификацию проводят до получения продуктов заданного конечного состава.Промышленные ректификационные колонны могут достигать 80 метров в высоту и более 6,0 метров в диаметре. В ректификационных колоннах в качестве контактных устройств применяются тарелки, которые дали название химическому термину, и насадки. Насадка, заполняющая колонну, может представлять собой металлические, керамические, стеклянные и другие элементы различной формы. Конденсация осуществляется на развитой поверхности этих элементов.

3. Техника безопасности и охрана окружающей среды

Нефть, горючие газы и нефтепродукты обладают опасными и вредными свойствами. При нарушении технологического режима, несоблюдении правил безопасности на производстве по переработке нефти происходят аварии и несчастные случаи, у работающих возникают профессиональные заболевания. Аварии и несчастные случаи вызываются следующими причинами: Нефть и нефтепродукты являются горючими веществами и кроме того, при определенной температуре способны самовоспламенятся. При замедленном коксовании и в некоторых других процессах сырье и продукты нагреваются до температуры, близких к температуре самовоспламенения и даже превышают ее. В тоже время на установках имеются источники открытого огня- трубчатые печи. В технологическом процессе участвует большое количество продуктов, пары которых могут создавать с воздухом взрывоопасные смеси. Такие смеси образуются в закрытых помещениях, внутри аппаратов. При наличии импульса воспламенения смеси взрываются. Источниками импульса воспламенения могут быть искры от неисправного электрооборудования, открытый огонь и т.д. Взрывы и пожары могут вызываться так называемым статическим электричеством, которое возникает при трении друг о друга двух диэлектриков или диэлектриков об метал (при перекачке нефтепродуктов по трубопроводам и резиновым шлангам, переливание нефтепродукта из сосуда в сосуд, транспортирование сыпучих продуктов (кокса) по транспортировкам и т.д.). Источником воспламенения также являются разряды атмосферного электричества - молнии.Процесс проводят при повышенном давлении и существует возможность разрыва аппаратов и трубопроводов из-за внезапного повышения давления выше расчетного. Сырье и продукты установки ГФУ относятся к числу вредных веществ, обладающих токсическими свойствами. На установке имеются электродвигатели, осветительные приборы и другие электрические устройства. При неправильном обращении с электрическим током возможны электрические удары, когда током поражается весь организм, и электротравмы, результатом которых являются местные поражения тела - ожоги. Схема расположения установки соответствует требованиям безопасности, указанным в нормах технологического проектирования нефтеперерабатывающего завода, причем применены следующие безопасные мероприятия:

Для неутепленного оборудования и трубопроводов с температурой более 60оС, на части, где часто производятся операции и обслуживание, устанавливаются теплоизоляционный слой или изоляционная сетка для защиты от ожога. Все электродвигатели и другое электрооборудование выполнены из взрывобезопасного исполнения. Предусмотрены пружинистые предохранительные клапаны для оборудования под давлением и в месте, где понадобится предохранительный клапан. Оборудования и помещения размещены по требованиям к расстоянию друг от друга, предусмотрены каналы для осмотра, ремонта, обслуживания, пожаротушения и эвакуации, с тем чтобы обеспечить безопасность зданий и сооружений, также эвакуацию людей при аварии. На установке предусмотрены датчики температуры, датчики дыма, сигнализатор пожара или кнопка сигнализации пожара, тревожный телефон, также и сеть трубопроводов пожарной воды и оросительные устройства, с тем, чтобы своевременно производить тушение пожара. Предусмотрено заземление заземлительным устройством для металлического оборудования, трубопроводов, каркасов, оболочек кобелей, коммуникации сниженного газа и т.д. Все насосы размещены в помещении, где предусмотрены отапливаемые и вентиляционные аппаратуры. Выброс при нормальном производстве или аварийной ситуации передается через закрытую систему и производится в месте факела, местный выброс не допускается. При начале и окончании работы установки следует провести проверку оборудования и трубопроводов инертным газом (азотом). Потребляемый азот поступает из азотной станции. Для предотвращения несчастных случаев во время ремонта, предусматриваются стационарные и передвижные механизмы: кран- балки для ремонта насосов, кран- укосины на колонных аппаратах, экстракторы для выемки трубных пучков из теплообменников.

С точки зрения безопасного проведения технологического процесса; во избежание возможной аварии, взрыва следует при пуске установки:

. провести осмотр оборудования, узлов и трубопроводов;

. проверить герметичность системы;

. переключить систему на режим автоуправления;

При остановке установки:

. переключить режим автоуправления системы на режим ручного управления;

. отсечь подачу сырья;

. продуть системы инертным газом.

После тщательного осмотра технического состояния резервного оборудования, устранение всех обнаруженных неисправностей, а также после убеждения исправности системы контроля, показания, предохранения, можно провести пуск резервного оборудования. Операция на установке должна быть выполнена плавно и аккуратно, Периодически обходить и проверять установку, при обнаружении замечания сразу же устранить его. Персонал, прошедший подготовку и экзамен, допускается работать на установку при соблюдении руководства по технике безопасности. Кроме охраны труда на производстве администрацией предприятия должны быть предусмотрены меры по гражданской обороне. Защита рабочих и служащих от ядерного оружия. Очаг ядерного поражения характеризуется множеством пораженных людей и животных, разрушением и повреждением зданий. Обстановка в очаге поражения потребует локализации и тушения массовых пожаров, проведения больших спасательных работ в условиях радиоактивного заражения местности в органическое время. Защита рабочих и служащих от химического оружия. Химическое оружие относится к средствам массового поражения. Обнаружив признаки применения ОВ (капли на почве, листьях растений и т.д.) немедленно принимаются меры защиты (надевают противогаз и средства защиты кожи), подают сигнал «химическое нападение», сообщают в ближайшие штабы гражданской обороны, директору предприятия.Защита рабочих служащих от бактериологического оружия. Чтобы вовремя принять меры защиты, необходимо своевременно обнаружить признаки нападения бактериологического; наличие в местах разрывов капель жидкости, порошкообразных веществ на почве, растительности. Обнаружив признаки нападения немедленно принимают меры защиты (надевают противогаз, респираторы, маски) и сообщают в ближайший штаб гражданской обороны, медицинское учреждение, директору предприятия. Защитные сооружения гражданской обороны. Убежища и противорадиационные укрытия служат для коллективной защиты людей от оружия массового поражения. Надежной защитой в убежищах достигают за счет прочности перекрытий и других ограждающих конструкций. Несущие и ограждающие конструкции убежищ обычно выполняют из железобетона. Убежища можно располагать в подвалах зданий или отдельно построенных сооружениях. Чтобы создать условия укрывающимся, убежища оборудуют водоснабжением, канализацией, электроосвещением. Аварийный запас воды хранят в проточных герметически закрытых резервуарах. Техника безопасности на установке соблюдается согласно законам Конституции РК. А также контролируется нормами отдельных законодательных актов.

Заключение

В настоящее время ужесточились требования к товарным нефтепродуктам, в частности, к бензину, дизельному топливу, мазуту, керосину, лигрроиновой фракции. Метод первичный перегонки помогает изьять из сырой нефти большее количество полезных нефтепродуктов.

Использование деструктивных процессов переработки нефти позволяет не только углубить процессы нефтепереработки с целью получения топливных продуктов, но и значительно повысить их качество. Именно к таким процессам относится переработка нефти. В моем курсовом проекте «Проект установки первичной перегонки нефти. Производительностью 700000т/г.» было рассмотрено влияние ужесточенных требований по охране окружающей среды и качеству товарных нефтепродуктов; были охарактиризованны сырье, готовая продукция и вспомогательные материалы; рассмотрены мероприятия по технике безопасности и наиболее безопасном использовании установки АВТ-6. В расчетном разделе проекта приведены данные по материальному и тепловому балансам процесса, рассчитаны размер аппарата ректефикационная колонна. Большое внимание в проекте было уделено охране окружающей среды; описано влияние нефтеперерабатывающих заводов на экологию, в частности на сточные воды и воздух, а также методам борьбы с загрязнениями.

нефтепродукт ректификационный колонна

Литература

1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. - Уфа: Гилем, 2002. - 669 с.

2. Черножуков Н.И. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов. - М.: Химия, 1978. - 423с.

3. Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. - М.: Химия, 1976. - 311 с.

4. Аспель Н.Б., Демкина Г.Г. Гидроочистка моторных топлив. - М.: Химия, 1977.- 158 с.

5. Танатаров М.А., Ахметшина М.Н. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти.- М.: Химия, 1987г. - 351 с.

6. Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти.- М.: Химия, 1974. - 237 с.

7. Ластовкин Г.А. Справочник нефтепереработчика. - М., 1986. - 649 с.

8. Эрих В.Н. Химия и технология нефти и газа. - М.: Химия, 1977. - 424 с.

9. Каминский Э.Ф. Глубокая переработка нефти. - Уфа, 2001. - 385 с.

10. Надиров Н.К. Нефть и газ Казахстана: В 2-х частях. Часть 2.-Алматы: Гылым, 1995. - 400с.

11. СТБ 1658-2006.Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Топливо дизельное. Технические требования и методы испытаний. Минск: Госстандарт, 2006. - 358с.

Размещено на Allbest.ru

...