Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Проект основного оборудования нефтеперерабатывающей установки НПУ-100

Проект основного оборудования нефтеперерабатывающей установки НПУ-100

Разработка технологической схемы. Проектирование основной колонны с клапанными тарелками. Подбор насоса подачи нефти в колонну через рекуперативные теплообменники и печь. Рассмотрение методов и технологии переработки нефтешламов, изготовления вала.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 10.07.2017
Размер файла 2,8 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Литературный обзор

2. Описание технологической схемы

3. Описание конструкции, технологический и механический расчёт колонны К-1

3.1 Описание конструкции К-1

3.2 Технологический расчёт колонны К-1

3.3 Тепловой расчёт

3.4 Конструктивный расчёт

3.5 Гидравлический расчёт

4. Описание конструкции, технологический и механический расчёт насоса Н-1

4.1 Описание конструкции насоса Н-1

4.2 Технолого-гидравлический расчёт насоса Н-1

4.3 Конструктивно-прочностной расчёт насоса Н-1

5. Специальный вопрос: восстановление уплотнения проточной части ротора

5.1 Организация работ по демонтажу и монтажу насоса

5.2 Организация работ по ремонту центробежных насосов

5.2.1 Ремонтные документы

5.2.2 Организация ремонтной службы и способы производства ремонтных работ насосов

5.2.3 Типовые ремонтные работы центробежных насосов

5.2.4 Контроль качества ремонта

5.3 Технология изготовления вала

5.4 Технологическая последовательность восстановления посадочных шеек вала

6. Охрана труда

6.1 Противопожарные мероприятия на установке НПУ-100

6.2 Техника безопасности при монтаже насоса

6.3 Техника безопасности при ремонте насоса

6.4 Средства индивидуальной защиты ремонтного персонала

7. Охрана окружающей среды

7.1 Классификация отходов нефтепереработки, состав и экологическая характеристика

7.2 Методы сбора нефтешламов из шламонакопителей, прудов и резервуаров

7.3 Методы и технологии переработки нефтешламов

8. Экономика

8.1 Расчет сметных затрат на замену насоса Н-1

8.2 Расчет годовой экономии в результате замены насосов Н-1

8.3 Расчет срока окупаемости насосных агрегатов

Заключение

Список используемых источников

нефтешлам клапанный теплообменник рекуперативный

Введение

Тема ВКР: проект основного оборудования нефтеперерабатывающей установки НПУ-100.

Актуальность определённой тематики ВКР базируется на статистических данных, включая федеральные источники [2-7], которые свидетельствуют о наличии тенденции к увеличению производства и потребления нефтепродуктов, а в частности, автомобильных бензинов. Так согласно данным [2-6], объем производства автомобильных бензинов в Российской Федерации за период с 2006 по 2015 гг. на 14,2 %: с 34,3 млн. тонн в 2006 году до 39,2 млн. тонн в 2015 году. Всего на НПЗ России за 2015 г. произведено 39,2 млн. тонн автомобильного бензина всех марок, 76,1 млн. тонн дизельного топлива, 9,6 млн. тонн авиационного керосина, 71,0 млн. тонн топочного мазута. По итогам года, на внутренний рынок страны с НПЗ России поставлено 34,6 млн. тонн автомобильного бензина, 31,2 млн. тонн дизельного топлива, 10,1 млн. тонн авиационного керосина и 13,9 млн. тонн топочного мазута [5-7].

Учитывая позитивную динамику по показателям выработки автомобильных бензинов, ряд источников [5-7] прогнозируют дальнейший рост производства последнего до уровня 56,0 млн. тонн в 2030 году.

Принимая во внимание современные тенденции в росте потребления бензинов, следует проводить изыскания по нахождению путей модернизации существующего аппаратного парка нефтегазопромышленного комплекса Российской Федерации с увеличением его эффективности и производительности, включая применение систем автоматизации.

Рассмотрев те основные направления развития, которые возможны для успешного функционирования мини-НПЗ в ближайшем будущем, но при всех проблемах, связанных с эксплуатацией мини-НПЗ, следует отметить ряд положительных факторов их существования для России, особенно в условиях кризиса. Итак, строительство мини-НПЗ позволяет:

демонополизировать местный рынок топлив, снизить стоимость и повысить качество потребляемых в регионе нефтепродуктов;

обеспечить собственные потребности в топливе отдаленных регионов и отдельных предприятий;

создать новые рабочие места там, где имеется избыток рабочей силы и поднять жизненный уровень населения;

поддержать развитие среднего бизнеса;

своевременно привлечь и подготовить квалифицированный персонал для последующего развития завода;

увеличить налоговые поступления в местный и региональный бюджеты;

обеспечить доведение новых технологий до коммерциализации;

организовать раздельную переработку нефтей различного качества;

обеспечить улучшение экологической обстановки за счет переработки нефтешламов на мини-НПЗ.

На основании приведенных данных об актуальности определённой тематики работы, сформируем соответствующую цель ВКР - проектирование основного оборудования нефтеперерабатывающей установки НПУ-100.

Соответственно, для достижения поставленной цели необходимо реализовать следующие задачи:

- разработка технологической схемы;

- проектирование основной колонны с клапанными тарелками;

- подбор насоса подачи нефти в колонну через рекуперативные теплообменники и печь.

1. Литературный обзор

На сегодняшний день в мире, по данным «Обзора нефтеперерабатывающей промышленности мира в 2016 г.» (OGJ), работает 655 НПЗ общей мощностью 85,605 млн барр/сут (приблизительно 4237,7 млн т/год). За последние 7 лет мировая нефтеперерабатывающая промышленность бьет рекорды по увеличению мощности. Прирост мощности за 2016 год был больше суммарного прироста за 2015 и 2014 годы вместе взятые и составил почти 300 тыс. барр/сут или 14,85 млн т/год.

При этом, количество НПЗ, напротив, неуклонно сокращается. За последние 10 лет в мире было закрыто более 100 заводов, в основном это были заводы средней и малой мощности. По данным Американского нефтяного института, наиболее целесообразны, с точки зрения управления, эксплуатации и экономической эффективности, НПЗ мощностью 12?16 (максимум 20) млн т/год, аффилированные с нефтехимией и энергетикой. Однако, на сегодняшний день существует в мире немало предприятий по переработке нефти, мощность которых более 500 тыс. барр/сут или более 25 млн т/год (таблица 1).

Наибольший рост мощностей наблюдается в Азии (около 1,2 %) и именно там же в основном вводятся в строй новые НПЗ. В других регионах в основном проводится только модернизация и интенсификация существующих предприятий.

В отличие от многих крупных государств, стремящихся к созданию крупных нефтехимических комплексов, загруженных на 100 %, и имеющих или развивающих нефтепереработку, количество малых НПЗ, мощностью до 1,0 млн т/год в России постоянно увеличивается.

Точного перечня мини-НПЗ в настоящий момент не существует. В списках различных официальных организаций и агентств удалось найти в различных государственных организациях списки, где представлены от 43 до 254 предприятий.

Таблица 1 - Крупнейшие НПЗ в мире (2016)

Проектирование и строительство модульных (блочных) НПЗ, а точнее, установок малой производительности или малогабаритных установок (МГУ) началось в 1970-е годы. Первые мини-НПЗ построены фирмой «Вал Верде» (Val Verde) в США. В мировой нефтепереработке сформировалась даже своеобразная мини-подотрасль со своими лидерами: помимо «Вал Верде» можно назвать американские фирмы «Петрофак» (Petrofac), «Вентек» (Ventech), «Бэйкер Хьюз» (Baker Hughes), немецкую «Лурги» (Lurgi), канадскую «Пропак» (Ргорас) и др. В настоящее время МГУ могут быть относительно перспективными лишь для освоения отдельных новых нефтяных регионов Крайнего Севера, Восточной Сибири и др. Мощность таких установок колеблется от 50 до 500 тыс. т нефти/год. На рынке представлены и супермини-установки с ежегодным объемом производства от 5 тыс. т. В бывшем СССР одной из первых малогабаритных установок была установка НПУ-100 мощностью 100 тыс. т/год, разработанная институтом «Ленгипронефтехим» для обеспечения топливом некоторых потребителей в военное время и в отдаленных районах страны.

Остановимся на списке государственного реестра по эксплуатации опасных производственных объектов. В государственном реестре по эксплуатации опасных производственных объектов (ОПО) на сегодняшний день зарегистрировано 192 мини-НПЗ, еще 13 проходят процедуру регистрации, порядка 20 ждут своей очереди. Сколько не учтено вообще - определить практически невозможно. Среди этих зарегистрированных предприятий в эксплуатации находятся 111, причем некоторые из них работают периодически.

Эксплуатируемые предприятия представлены отдельными установками и целыми комплексами, мощностью примерно до 1 млн т/год. Остальные за консервированы или остановлены временно в основном по следующим причинам:

отсутствие регулярных поставок сырья;

сезонная переработка (потребности в том или ином виде топлива носят сезонный характер, например, выпуск котельного топлива организован зимой, а битума ? летом, что, как правило, экономически не очень эффективно);

находятся в состоянии монтажа оборудования и проведения пуско-наладочных работ (26 производств; некоторые на протяжении 5?7 лет). Этим приемом пользуются многие предприятия: не имея возможности получить разрешение на эксплуатацию, работают в режиме стадии пуско-наладки.

Из представленных данных в таблице 2 видно, что максимальное количество мини-НПЗ ? это заводы мощностью до 50 тыс. т /год, причем сосредоточены они в основном в Южном, Приволжском и Сибирском федеральных округах.

Заводы большей мощности (от 100 тыс. т/год и выше) составляют всего порядка 20 % от всех мини-НПЗ, их максимальное количество сосредоточено в Уральском федеральном округе.

Такое распределение согласуется с основными целями и задачами мини НПЗ, которые можно сформулировать следующим образом:

обеспечение отдаленных регионов нефтепродуктами (строят в основном нефтедобывающие компании для обеспечения топливом своих городов, поселков и производств);

обеспечение отдельных регионов нефтепродуктами (в основном Центральный, Приволжский и Южный ФО, для уменьшения зависимости губернаторов и администрации от поставок нефтепродуктов со стороны крупных нефтяных компаний, что позволяет владельцам мини-НПЗ иметь гарантированный сбыт продукции на местном рынке для государственных нужд, в том числе для обеспечения сельхозпроизводителей и армии);

для удовлетворения собственных потребностей в нефтепродуктах крупного непрофильного бизнеса (предприятия по переработке сельхозпродукции смогут обеспечивать себя топливом).

Таблица 2 - Распределение мини-НПЗ по федеральным округам в зависимости от мощности предприятия

Следует также отметить, что мини-НПЗ рентабельны либо в том случае, когда мини-завод расположен в непосредственной близости от месторождения или нефтяного трубопровода и имеет минимальные затраты на транспортировку сырья, либо при расположении мини-НПЗ вблизи потребителей или пунктов продажи нефтепродуктов на экспорт.

На сегодняшний день в России всего 7 мини-НПЗ мощностью 300 тыс. т/год и более по сырью (таблица 3). В Южном ФО это Махачкалинский НПЗ (300 тыс. т/год), в Дальневосточном ФО - завод ООО «Трансбункер-Ванино» (Хабаровский край, 600 тыс. т/год); в Уральском ФО ? завод ООО «Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение» (ХМАО, г. Нижневартовск, 1000 тыс. т/год), Когалымский НПЗ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (ХМАО, г. Когалым, 300 тыс. т/год), Урайский НПЗ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (ХМАО, г. Урай, 300 тыс. тонн в год), ЗАО «Антипинский нефтеперерабатывающий завод» (г. Тюмень, свыше к 800 тыс. т/год ); Приволжский ФО ? блочная нефтеперерабатывающая установка фирмы «Петрофак» ОАО «Татнефть», НГДУ «Елховнефть» (Татарстан, г. Альметьевск, 440 тыс. т/год).

Таблица 3 - Мини-НПЗ РФ мощностью 300 тыс. т/год и более по сырью

Большинство мини-НПЗ включают в себя преимущественно установки АТ, зачастую не очень эффективные, которые могут рентабельно работать только с узкой линейкой продуктов (в основном это ? дизтопливо и мазут, а также немного прямогонного и низкооктанового бензина), но, тем не менее, и они занимают определенную нишу в региональном обеспечении потребителей нефтепродуктами.

Анализ участия действующих мини-НПЗ в производстве нефтепродуктов позволяет утверждать, что основным продуктом мини-НПЗ является дизельное топливо, а его основным потребителем не частный автотранспорт, а грузовая, сельскохозяйственная техника и различные промышленные установки. Дизельное топливо выпускает 34 % от всех мини-НПЗ, его доля в общем балансе выпуска всего дизельного топлива составляет примерно 2,5 %. Около 24 % всех мини-НПЗ выпускают прямогонный бензин, и только приблизительно 11 % мини-НПЗ (23 завода) вырабатывают товарный автомобильный бензин, его количество не превышает 0,6 % от общего объема автомобильного бензина России, поэтому рассуждения о резком ухудшении качества бензина вследствие вовлечения товарного бензина мини-НПЗ, по крайней мере, неправомерны. Мазут выпускают 27,5 % всех мини-НПЗ (52 завода), его количество составляет около 1,7 % от всего котельного топлива. Около 5 % мини-НПЗ выпускают битум. Таким образом, мини-НПЗ, особенно расположенные в Уральском и Сибирском ФО, нацелены на снабжение дешевыми нефтепродуктами удаленных предприятий. Что касается мнения о наводнении рынка некачественным бензином с мини-НПЗ, то это замечание в большей степени относится к нелегальному, так называемому «самоварному» бизнесу, хотя, безусловно, основное число мини-НПЗ, особенно самой простой конфигурации и минимальной производительности, выпускают низкокачественные продукты.

Максимальный набор установок на мини-НПЗ предполагает вакуумную перегонку, каталитический риформинг с гидроочисткой и битумное производство.

В настоящее время только пять мини-НПЗ имеют в своем составе установки по улучшению качества получаемых нефтяных фракций: установки риформинга и гидроочистки - это Пурпе - мощность процесса риформинга 38 тыс. т/год, проектировщик «Ленгипрогаз», Урай ? мощность процесса риформинга 26 тыс. т/год, производитель «Вентек», Когалым ? мощность процесса риформинга 50 тыс. т/год, проектировщик «Вентек», Стрежевской ? мощность процесса риформинга 45 тыс. т/год, проектировщик «Петрофак», Альметьевск ? мощность процесса риформинга 50 тыс. т/год, проектировщик «Петрофак». Как видно, все заводы, которые могут выделить соответствующие, достаточно серьезные средства на строительство мини-установок, улучшающих качество топлив принадлежат крупным нефтяным компаниям. Ни на одном мини-НПЗ нет эффективных процессов по углублению переработки нефти.

Следует отметить, что среди строящихся и проектируемых мини-НПЗ (как по данным ИЦ «Кортес», так и по работам, проводимым в ОАО «ВНИПИнефть» преобладают НПЗ мощностью более 300 тыс. т/год и примерно на 70-ти % из них предполагается строительство установок, улучшающих качество получаемых нефтепродуктов.

Это связано не столько с потребностью в качественных нефтепродуктах в регионах, сколько с принятием технического регламента [1].

Измененная редакция регламента, вступившая в силу с 01 января 2009 г., дает всем производителям нефтепродуктов некоторые послабления по сравнению с первоначальной редакцией [16].

В первоначальном варианте было записано, что регламентом определяется «производство автомобильного бензина и дизельного топлива для автомобильной и иной техники…», а в исправленной редакции: «Технический регламент устанавливает требования к выпускаемым в оборот и находящимся в обороте автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту (далее ? продукция), «оборот продукции» ? нахождение продукции на стадиях транс портирования, хранения, оптовой и розничной торговли».

Кроме того, появляется возможность в течение трех лет производить продукцию с более низкими качественными показателями, например, дизельное топливо для сельскохозяйственной и внедорожной техники или бензин с октановым числом 80, декларируя ее соответствующим образом и выпускать ее в оборот, сертифицируя соответствующим образом.

То есть получается, что никто не запрещает производить продукты любого качества, главное, чтобы эта продукция была задекларирована соответствующим образом, а вот реализация или выпуск в оборот продукции, не соответствующей требованиям регламента, на внутреннем рынке будет противозаконным. Сбыт продукции оказывается под большим вопросом. В случае производства топлива, не соответствующего требованиям регламента, производитель должен либо находить какое-то предприятие, которое будет доводить данный продукт до кондиции или реализовывать его на экспорт. Как будут дальше развиваться события в этом направлении, какие будут, например, акцизы и будет ли еще отсрочка регламенту ? разъяснений и четкого понимания до сих пор нет.

Следствия:

основная масса мини-НПЗ требования регламента не выдержат. Предприятия придется либо закрывать, либо увеличивать их мощность, параллельно усложняя технологию нефтепереработки за счет вторичных процессов. Необходимо отметить, что усложнение схемы мини-НПЗ приведет не только к удорожанию проекта, но и к возрастанию сложности данного объекта при строительстве, эксплуатации и управлении, а, следовательно, это потребует также дополнительных средств, которые, как правило, не закладываются на начальных стадиях разработки проектов. Кроме того, это приведет к необходимости увеличения контингента специальных квалифицированных кадров, которые сейчас также недешевы, а в некоторых регионах просто отсутствуют. Предположительно выживут не более 30 % всех мини-НПЗ.

если мини-НПЗ за три года не введет мощности по процессам, улучшающим качество топлива, то оно автоматически переходит в разряд предприятий, выпускающих полуфабрикаты, что приведет к снижению прибыли. Более того, основное предназначение региональных мини-НПЗ по снабжению регионов дешевым топливом теряет смысл. Реализация полуфабрикатов возможна либо на крупные НПЗ, либо на экспорт. Однако, далеко не всякого качества полуфабрикат и не из всех регионов можно выгодно реализовать на экспорт, да и на крупные НПЗ тоже.

в более выгодном положении могу оказаться как раз те мини-НПЗ, которые имеют самую упрощенную конструкцию, и, как правило, минимальную мощность, и которые расположены в непосредственной близости от границы. А те НПЗ, которые обеспечивают в настоящий момент топливом местный рынок, например, дизельным или котельным, окажутся в менее выгодном положении, что на самом деле является абсурдным.

Варианты решения вышеуказанной проблематики:

Первое направление ? строительство установок, улучшающих качество топлив. Опыт показывает, что это рентабельно при мощности предприятия не менее 300 тыс. т/год. Кроме этого, целесообразно на мини-НПЗ реализовывать процессы, позволяющие улучшать прямогонные фракции, например, изомеризация, гидроочистка, каталитическая депарафинизация, риформинг и другие. Строительство деструктивных, углубляющих процессов для мини-НПЗ эффективно в очень редких случаях, так как эти процессы требуют своих облагораживающих процессов, что еще в большей степени будет удорожать и усложнять завод. Хотелось бы отметить, что вообще введение регламента в некоторой степени отодвигает процессы, углубляющие переработку нефти, на второй план. Однако, например, для производства бензина по Евро-5 невозможно обойтись только риформингом и изомеризацией. Следует также иметь в виду, что стоимость такой реконструкции возрастает непропорционально усложнению схемы предприятия. Так, например, для предприятия мощностью 300 тыс. т/год при поэтапной реализации проекта для получения топлив, соответствующих ЕВРО-4,5, необходимы определенные расходы. При оснащении мини-НПЗ вторичными процессами следует отдавать предпочтение комплексным установкам, что поможет уменьшить разрывы и сэкономить площадь, а также блочным и модульным системам, что облегчит монтаж и эксплуатацию. Это направление потребует серьезных затрат, что в условиях кризиса для многих будет проблематично.

Второе направление ? кооперация мини-НПЗ, не обладающих высоким технологическим уровнем, с большими предприятиями нефтепереработки и нефтехимии, доводящими продукцию первых до высокой степени передела или же создание нескольких более крупных совместных региональных комплексов по переработке такого рода. В этом случае очень хорошо следует про считать экономическую целесообразность. Хотя крупные нефтяные компании не очень-то хотят приобретать даже успешные мини-НПЗ, автору, во всяком случае, неизвестен факт таких сделок, поэтому мини-НПЗ ? это все-таки удел независимого сектора экономики и среднего бизнеса.

Третье направление ? кооперация независимых производителей нефти в регионах по переработке нефти и созданию общих НПЗ (о создании 3-4 региональных НПЗ говорилось в решении Правительства РФ в июле 2008 г. на заседании в Северодвинске). Вариант достаточно целесообразный. Надеемся, что он будет реализован. В Татарии, например, производители тяжелых сернистых нефтей планируют построить такой завод.

Четвертый вариант ? использование мини-НПЗ крупными нефтяными компаниями, научными центрами, государственными объединениями в качестве некоторого полигона, базы или опытно-промышленного предприятия по отработке новых технологий, вариантов реконструкций, изучения эффекта масштабирования для успешного проектирования и многого другого (так по ступают практически все крупные нефтяные компании и даже в Китае у компании Синопек есть свой «свечной» заводик).

Пятый вариант ? очень тесно связан с четвертым, это - использование альтернативных технологий. Сегодня на рынок технологий, наряду с очень высокотехнологичными разработками, выплескивается поток новых или хорошо забытых старых разработок, связанных с обработкой сырья и продуктов полями различного спектра действия (ультразвук, кавитация, магнитная обработка, СВЧ-обработка, ОРВ-технологии и т.д.), введением в нефтяное сырье различных реагентов. Предлагаются новые каталитические системы (ВПКЯМ), мембранные технологии и т.д.

Их условно можно разделить на группы, которые:

А. Улучшают качество сырья и продуктов:

? мембранные ? достаточно дорогие, пока эффективны на очень малых мощностях;

? адсорбционные ? периодического действия;

? механические ? создание стойких эмульсий или, наоборот, разделение фаз;

? поля различного происхождения ? улучшают качество сырья и продуктов за счет изменения сил межмолекулярных взаимодействий и структуры нефтяных дисперсных систем (некоторые процессы очень энергоемкие);

? химические - за счет введения добавок и присадок;

Б. Позволяют получить дополнительное количество светлых нефтепродуктов:

? кавитационные ? за счет точечного действия давления и температуры;

? термохимическое воздействие - термический крекинг в более мягких условиях;

? электронный крекинг - действие электронного пучка и другие инновационные технологии.

Основной недостаток всех представленных выше технологий, углубляющих переработку нефти, - это получение продуктов, требующих дальнейшего облагораживания гидрогенизационными и другими каталитическими, достаточно дорогостоящими, процессами, причем более сложными, чем процессы облагораживания продуктов прямой перегонки;

В. Улучшают качество сырья и продуктов и позволяют получить дополнительное количество светлых нефтепродуктов.

К этому направлению относятся разработки по созданию каталитических систем нового типа для термокаталических и деструктивных процессов переработки нефтяного сырья:

? ячеистые материалы;

? катализаторы на основе полимерных материалов и т.д.

? новые технологии (БИМТ, ЦЕОФОРМИНГ и др.).

То есть разрабатываются нетрадиционные, неклассические, технологические процессы, которые позволяют решить проблемы улучшения качества получаемой продукции или углубления переработки нефти. В отдельных случаях подобные технологии в условиях мини-НПЗ могут быть гораздо эффективнее классических технологий переработки, адаптированных к малой производительности установок. С другой стороны, к таким технологиям пока нет большого доверия, и это вполне закономерно, так как они не до конца проработаны технологически, неясно полностью их аппаратурное оформление и не осуществлено масштабирование на различных мощностях - обязательное условие промышленного проектирования. Их использование представляет определенный риск, как экономический, так и технический. Поэтому их апробирование на НПЗ малой мощности и в производственной цепочке малых НПЗ позволит адаптировать эти технологии к условиям промышленной реализации.

Отдельно следует осветить вопрос о качестве перерабатываемого сырья.

Он связан напрямую с необходимостью и возможностью деятельности мини НПЗ в России.

Зачастую целесообразно строительство таких мини-заводов на базе месторождений малосернистых нефтей с высоким выходом светлых. В этом случае можно ожидать высокой рентабельности как за счет снижения капитальных затрат (например, уменьшения мощности гидроочистки), так и за счет естественного повышения глубины переработки.

Возможно также использование мини-НПЗ для переработки, наоборот, низкокачественных нефтей или нефтяного сырья из малодебитных скважин, в основном для производства битумов. Однако, это не всегда экономически целесообразно, возможна сезонная эксплуатация.

Третье направление - переработка нефтяных шламов - одно из очень важных и самых сложных направлений. Сейчас появилось много отечественных, в том числе и нетрадиционных технологий, например, в Салавате по строена замечательная установка на 50 тыс. т/год по переработке нефтяного шлама. Шлам ? это как раз тот вид сырья, на котором не боятся экспериментировать, а его переработка ? то направление, которое будет востребовано при любом техническом регламенте.

2. Описание технологической схемы

Технологическая схема НПУ-100, а также её аппаратурно-технологическое оформление представлено в графической части ВКР, а также на рисунке 1.

Рисунок 1 - Технологическая схема НПУ-100

Таблица 4 - Условное обозначение потоков технологической схемы

Таблица 5 - Аппаратурно-технологическое оформление НПУ-100

Установка НПУ-100 предназначена для переработки нефти на вновь открытых площадях и обеспечения нефтепродуктами потребителей в отдаленных районах, где имеются нефтяные промыслы или нефтепроводы, но отсутствуют нефтеперерабатывающие заводы.

В блочных перерабатывающих установках НПУ используется технология атмосферно-вакуумной перегонки нефти и процесс термического риформинга прямой бензиновой фракции.

Товарные продукты, получаемые на установке:

Бензин А-76 по ГОСТ 2084 [8];

Дизельное топливо по ГОСТ 305 [9];

Мазут по ГОСТ 10585 [10].

Расчетная производительность установки по сырьевой нефти 100 тыс. т/год.

Подготовленная нефть из сырьевых резервуаров насосом Н-1/1,2 подается через теплообменники Т-1, Т-2, Т-3 и Т-4. Нагрев сырья в теплообменниках первой ступени Т-1 и Т-2 осуществляется остатком (фр. 160-130) с колонны К-2; в теплообменниках второй ступени Т-2, Т-3 - мазутом, получаемым в процессе переработки.

После регенеративного нагрева нефть подается на печь П-1. Нефть из печи в виде парожидкостной смеси входит в колонну К-1, где происходит разделение нефти на дистиллят, боковой погон и остаток. Мазут-остаток колонны К-1, насосом Н-2/1,2 последовательно прокачивается через змеевик колонны К-2 (подвод тепла в куб колонны), теплообменники Т-3, Т-4, холодильник Х-1, отстойник Е-1 и далее откачивается с установки потребителю (в парк).

Дистиллят колонны К-1 (бензиновые и керосиновые фракции) направляется в колонну К-2, где разделяются на дистиллят (бензиновая фракция) и остаток (фр. 160-130). Остаток К-2 забирается насосом Н-3/1,2, прокачивается через теплообменники Т-1, Т-2, холодильник Х-2 и направляется в отстойник Е-2, а потом потребителю (в парк). Необходимое количество тепла в низ колонны К-2 подводится мазутом.

Прямогонный газ из колонны К-1, через холодильник Х-3 поступает в газосепаратор Е-3. Прямогонный газ из сепаратора Е-3 используется как топливо в печь П-1 (избыток газа сбрасывается на факел).

Фракция НК-180 из газосепаратора Е-3 забирается насосом Н-4/1,2 и подается на орошение колонны К-1, а балансовый избыток направляется в парк.

Шламовая вода с газосепаратора Е-3 сбрасывается в дренаж.

Таблица 6 - Расход реагентов и вспомогательных материалов

3. Описание конструкции, технологический и механический расчёт колонны К-1

3.1 Описание конструкции К-1

Колонна К-1 - аппарат колонного типа, предназначенный для разделения нефти на фракции и имеющий нижепредставленные технические характеристики.

Производительность установки 100 тыс. тонн/год.

Количество часов работы в году 8000.

Технологическая схема с одной рекуперацией тепла.

Продукты: бензин нк-180; ДТ - летнее.

Нефть среднепотенциальная.

Колонна К-1 служит для разделения нефти на основные фракции:

- газ;

- бензин 30 - 130 0С;

- дизельное топливо 170 - 350 0С;

- тяжелый остаток свыше 350 0С.

В колонне К-1 используется 15 теоретических тарелок. Диаметр аппарата - 1000 мм.

Основные параметры сырья, подающегося в колонну:

массовый расход - 24000 кг/ч;

температура - 60 0С;

давление - 8 ата;

плотность при нормальных условиях - 907,9 кг/м3.

Состав сырья К-1.

Массовые расходы продуктов, получаемых при разделении нефти, показаны:

газ - 334 кг/ч;

бензин 30 - 130 0С - 1356 кг/ч;

дизельное топливо 170 - 350 0С - 4003 кг/ч;

тяжелый остаток свыше 350 0С.

Таблица 7 - Состав сырья К-1

ASTM D86 at 760 мм. рт. ст. (% об)

0С

1,000

-45,758

5,000

58,922

10,000

95,207

30,000

182,032

50,000

269,558

70,000

384,976

90,000

656,629

95,000

686,086

98,000

735,358

3.2 Технологический расчёт колонны К-1

В соответствии с рекомендациями [11, стр.7] разобьем на двенадцать новых фракций.

Три первых компонента отбираем в качестве дистиллята, а остальные - в качестве остатка (полуотбензиненой нефти).

Таким образом граница деления нефти будет проходить между 4 и 5 компонентами (при этом сохраняется равенство фракций).

Компонент №4:

Компонент №4:

Выход компонентов определим по данным разгонки нефти (табл.1):

Средняя температура кипения пропана [11, стр.8]:

Средняя температура кипения бутана [11, стр.8]:

Средние температуры компонентов смеси:

Средняя относительная плотность компонентов (табл.1) [11, стр.10]:

Температурная поправка относительной плотности на 1К [11, стр.10]:

Плотности фракций [11, стр.10]:

Средние молярные массы компонентов по уравнению Крега [11, стр.10]:

Таблица 8 - Физико-химические свойства сырья

№ компонента

Приделы вскипания фракции, 0С

Gi, %масс

tср, 0С

Tср, К

с204

б

с1515

М

G/M

Gi, %мольн

1

До 28 (газ до С4)

1.5

-21.25

251.75

0.5400

0.0011

0.5456

50

0.0301

5.04

2

28

50

2.66

39

312

0.6251

0.0010

0.6302

70

0.0381

6.38

3

50

70

2.95

60

333

0.6828

0.0009

0.6875

89

0.0332

5.56

4

70

105

7.58

87.5

360.5

0.6935

0.0009

0.6981

93

0.0814

13.63

5

105

150

8.09

127.5

400.5

0.6240

0.0010

0.6290

69

0.1164

19.50

6

150

200

9.5

175

448

0.7907

0.0008

0.7947

150

0.0635

10.64

7

200

250

10.08

225

498

0.8183

0.0008

0.8221

175

0.0576

9.64

8

250

300

10.05

275

548

0.8300

0.0007

0.8337

188

0.0534

8.95

9

300

350

10.9

325

598

0.8765

0.0007

0.8799

260

0.042

7.03

10

350

420

11.13

385

658

0.9019

0.0006

0.9051

321

0.0347

5.81

11

420

485

11.56

452.5

725.5

0.9258

0.0006

0.9289

407

0.0284

4.76

12

Остаток

14

-

730

1.0021

0.0005

1.0021

767

0.0183

3.06

Итого

100

-

-

-

-

-

-

0.597

100

Мольные доля компонентов [11, стр.13]:

Мольный отбор дистиллята [11, стр.13]:

Самый тяжелый компонент, который должен пойти в дистиллят - это четвёртый компонент.

Задаёмся степенью изволения этого компонента в дистиллят [11, стр.13]:

Степень изволения этого компонента в остаток [11, стр.14]:

Мольная доля четвёртого компонента в дистилляте и в остатке [11, стр.14]:

Коэффициент распределения четвёртого компонента [11, стр.14]:

Среднее давление в отбензинивающей колонне [11, стр.14]:

Функция Ашворта [11, стр.14]:

Параметр для ключевых компонентов [11, стр.15]:

Температура кипения ключевых компонентов [11, стр.16]:

Задаёмся температурой границы деления смеси:

Функция [11, стр.16]:

Давление насыщенных паров всех компонентов [11, стр.16]:

Коэффициент относительной летучести всех компонентов [11, стр.16]:

Минимальное число теоретических тарелок в колонне [11, стр.17]:

Коэффициенты распределения компонентов [11, стр.17]:

Мольные доли всех компонентов в дистилляте и в остатке [11, стр.17]:

Таблица 9 - Массовый состав дистиллята и остатка

№ компонента

Приделы вскипания фракции, 0С

X`Fi

f(T0)

Pi, ат

a

Ш

X`Di

X`Wi

Tср.моль, К

1

До 28 (газ до С4)

0.0504

10.751

51.909

11.535

9.6688806E+02

0.16420

0.00017

41.34

2

28

50

0.0638

7.588

20.568

4.571

7.1646313E+01

0.20220

0.00282

63.09

3

50

70

0.0556

6.800

14.281

3.174

2.5697068E+01

0.16693

0.00650

55.59

4

70

105

0.1363

5.936

8.567

1.904

6.1101678E+00

0.32465

0.05322

117.04

5

105

150

0.1950

4.939

3.802

0.845

6.2280937E-01

0.13732

0.22049

55.00

6

150

200

0.1064

4.040

1.297

0.288

3.0268142E-02

0.00458

0.15129

2.05

7

200

250

0.0964

3.324

0.363

0.081

8.4585746E-04

0.00012

0.13886

0.06

8

250

300

0.0895

2.772

0.087

0.019

1.5131647E-05

0.00000

0.12896

0.00

9

300

350

0.0703

2.336

0.017

0.004

1.6379287E-07

0.00000

0.10135

0.00

10

350

420

0.0581

1.921

0.002

0.000

3.3290314E-10

0.00000

0.08369

0.00

11

420

485

0.0476

1.557

0.000

0.000

9.3762153E-14

0.00000

0.06857

0.00

12

Остаток

0.0306

1.536

0.000

0.000

6.3521270E-25

0.00000

0.04408

0.00

Итого

1.0000

-

-

-

-

1.00000

1.00000

334.16

Период работы предприятия нефтепереработки [11, стр.19]:

Расход сырья [11, стр.14]:

Молярная масса сырья:

Мольный расход сырья:

Массовая доля компонентов в дистилляте [11, стр.19]:

Мольный расход дистиллята из баланса для 4 компонента [11, стр.20]:

Мольный расход дистиллята по компонентам [11, стр.21]:

Средняя молекулярная масса дистиллята [11, стр.21]:

Массовый расход дистиллята [11, стр.21]:

Массовый расход первого компонента в дистилляте будет равен массовому расходу в сырье. Массовые расходы остальных компонентов в дистилляте находим по пропорции [11, стр.21]:

Мольный расход компонентов в остатке [11, стр.21]:

Массовый расход компонентов в остатке [11, стр.21]:

Средняя молекулярная масса остатка [11, стр.23]:

Относительная плотность дистиллята [11, стр.23]:

Относительная плотность остатка [11, стр.23]:

Таблица 10 - Материальный баланс по сырью

№ компонента

Приделы вскипания фракции, 0С

СЫРЬЕ

%мольн

кмоль/ч

%масс

кг/ч

тыс.т /год

1

До 28 (газ до С4)

5.04

53.082

1.5

3492

28.495

2

28

50

6.38

67.279

2.66

6192.48

50.531

3

50

70

5.56

58.591

2.95

6867.6

56.040

4

70

105

13.63

143.63

7.58

17646.24

143.993

5

105

150

19.50

205.57

8.09

18833.52

153.682

6

150

200

10.64

112.14

9.5

22116

180.467

7

200

250

9.64

101.61

10.08

23466.24

191.485

8

250

300

8.95

94.335

10.05

23396.4

190.915

9

300

350

7.03

74.137

10.9

25375.2

207.062

10

350

420

5.81

61.216

11.13

25910.64

211.431

11

420

485

4.76

50.157

11.56

26911.68

219.599

12

Остаток

3.06

32.245

14

32592

265.951

Итого

100.00

1054

100

232800

1899.648

Таблица 11 - Материальный баланс по дистилляту

№ компонента

Приделы вскипания фракции, 0С

ДИСТИЛЛЯТ

%мольн

кмоль/ч

%масс

кг/ч

тыс.т /год

1

До 28 (газ до С4)

16.42

37.385

10.551

3492

28.495

2

28

50

20.22

45.960

18.179

3030.45

24.728

3

50

70

16.69

38.008

19.112

2591.74

21.149

4

70

105

32.46

73.917

38.959

5355.53

43.701

5

105

150

13.73

31.266

12.289

2048.56

16.716

6

150

200

0.46

1.043

0.882

147.05

1.200

7

200

250

0.01

0.027

0.026

4.42

0.036

8

250

300

0.00

0.000

0.000

0.08

0.001

9

300

350

0.00

0.000

0.000

0.00

0.000

10

350

420

0.00

0.000

0.000

0.00

0.000

11

420

485

0.00

0.000

0.000

0.00

0.000

12

Остаток

0.00

0.000

0.000

0.00

0.000

Итого

100.00

227.6

100.000

16670

136.026

Таблица 12 - Материальный баланс по остатку

№ компонента

Приделы вскипания фракции, 0С

ОСТАТОК

%мольн

кмоль/ч

%масс

кг/ч

тыс.т /год

1

До 28 (газ до С4)

1.90

15.697

0.000

0.00

0.000

2

28

50

2.58

21.319

1.463

3162.03

25.802

3

50

70

2.49

20.584

1.978

4275.86

34.891

4

70

105

8.44

69.717

5.687

12290.71

100.292

5

105

150

21.09

174.304

7.766

16784.96

136.965

6

150

200

13.44

111.096

10.165

21968.95

179.267

7

200

250

12.29

101.587

10.855

23461.82

191.448

8

250

300

11.42

94.335

10.825

23396.32

190.914

9

300

350

8.97

74.137

11.741

25375.20

207.062

10

350

420

7.41

61.216

11.988

25910.64

211.431

11

420

485

6.07

50.157

12.452

26911.68

219.599

12

Остаток

3.90

32.245

15.080

32592.00

265.951

Итого

100.00

826.394

100.000

216130

1763.622

Температура верха колонны рассчитывается как температура конденсации насыщенных паров дистиллята на выходе из колонны. Расчёт ведётся путём подбора такой температура, при которой уравнение изотермы паровой фазы превращается в тождество [11, стр.24].

Давление в верхней части колонны. Примем его на 0,5 атм меньше среднего по колонне [11, стр.24]:

Температура верха колонны [11, стр.24]:

Функция Ашворта [11, стр.14]:

Давление насыщенных паров при определённой температуре верха колонны:

Константа фазового равновесия компонента при температуре и давлении в колоне [11, стр.24]:

Таблица 13 - Расчет температуры верха колонны

№ компонента

Приделы вскипания фракции, 0С

X`Di

f(T0)

Pi, ат

ki

X`Di/ki

1

До 28 (газ до С4)

0.1642

10.7505

32.574

8.144

0.020

2

28

50

0.2022

7.5882

10.627

2.657

0.076

3

50

75

0.1669

6.8000

6.835

1.709

0.098

4

75

100

0.3246

5.9363

3.684

0.921

0.353

5

100

150

0.1373

4.9390

1.379

0.345

0.398

6

150

200

0.0046

4.0401

0.375

0.094

0.049

7

200

250

0.0001

3.3244

0.080

0.020

0.006

8

250

300

0.0000

2.7720

0.014

0.004

0.001

9

300

350

0.0000

2.3355

0.002

0.001

0.000

10

350

420

0.0000

1.9212

0.000

0.000

0.000

11

420

485

0.0000

1.5570

0.000

0.000

0.000

12

Остаток

0.0000

1.5357

0.000

0.000

0.000

Итого

1.0000

-

-

-

1.000

Давление в нижней части колонны [11, стр.26]:

Температура низа колонны [11, стр.26]:

Функция Ашворта [11, стр.14]:

Давление насыщенных паров при определённой температуре низа колонны:

Таблица 14 - Расчет температуры низа колонны

№ компонента

Приделы вскипания фракции, 0С

X`Wi

f(T0)

Pi, ат

ki

X`Wi·ki

1

До 28 (газ до С4)

0.0002

10.7505

70.772

17.693

0.003

2

28

50

0.0028

7.5882

31.753

7.938

0.022

3

50

75

0.0065

6.8000

23.186

5.797

0.038

4

75

100

0.0532

5.9363

14.925

3.731

0.199

5

100

150

0.2205

4.9390

7.410

1.852

0.408

6

150

200

0.1513

4.0401

2.931

0.733

0.111

7

200

250

0.1389

3.3244

0.979

0.245

0.034

8

250

300

0.1290

2.7720

0.285

0.071

0.009

9

300

350

0.1014

2.3355

0.071

0.018

0.002

10

350

420

0.0837

1.9212

0.011

0.003

0.000

11

420

485

0.0686

1.5570

0.001

0.000

0.000

12

Остаток

0.0441

1.5357

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены