Выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 12,0 млн. т/год

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В современном мире значение нефти для человечества очень велико.

Нефть - это природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, цвета от светло-коричневого до черного, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и веществ неуглеводородного строения.

Нефть является источником сырья для выработки моторных (бензины, дизельные и реактивные топлива) и котельных топлив, различных масел и смазок, строительных и дорожных битумов, для производства синтетических каучуков и волокон, пластмасс, поверхностно-активных веществ, растворителей, красителей.

Переработка нефти на НПЗ состоит, если рассматривать поверхностно, из двух стадий -- первичной переработки нефти и вторичной переработки дистиллятов, полученных на первой стадии. Задача первичной переработки -- разделить нефть на отдельные фракции без изменения их природного химического состава, она включает два этапа технологии -- глубокое обезвоживание и обессолевание нефти и дистилляция нефти на фракции. Первичную перегонку нефти осуществляют на различных установках АТ, ВТ, АВТ.

Всё возрастающая мощность строящихся и проектируемых нефтеперерабатывающих заводов требует комплектования их минимальным числом технологических установок, что снижает капиталовложения, сокращает сроки строительства заводов. Поэтому в наше время наибольшее распространение получили комбинированные установки перегонки нефти. Они предназначены для полной и глубокой перегонки. В них совмещены установки: электрообезвоживающая и обессолевающая, атмосферной и вакуумной перегонки нефти, стабилизации и вторичной перегонки бензиновых фракций. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий, меньшее число промежуточных емкостей, компактность, удобство обслуживания, возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат, большая производительность труда, меньшее количество обслуживающего персонала. К недостаткам можно отнести сложность пуска и остановки установки.

Установка ЭЛОУ-АВТ является комбинированной установкой. Блок ЭЛОУ обеспечивает обезвоживание и обессоливание нефти, а блок АВТ - атмосферную и вакуумную перегонку. Ассортимент фракций, получаемых на АВТ определяется в первую очередь свойствами нефти и ее отдельных фракций. нефтепродукт перегона бензиновый вакуумный

В курсовом проекте произведен выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 12,0 млн. т/год, обоснование ассортимента получаемых фракций, приведена характеристика основного оборудования установки, составлен материальный баланс блоков ЭЛОУ и АВТ, сделан технологический расчет основной атмосферной колонны.

1. Построение кривых ИТК, плотности и молярной массы нефти

Для построения кривых ИТК, молярной массы (М), и плотности (с) нефти воспользуемся данными табл. 1.11. Кривые ИТК, молярной массы и плотности строим на листе миллиметровой бумаги формата А3 со следующей точностью: ±0,5 %мас.; ±0,002 г/см³ и ±2 єС. Для достижения такой точности принимаем следующий масштаб:

- по абсциссе - 1 см соответствует 5 %;

- по ординате:

- на шкале «Температура, єС. Молярная масса» 1 см соответствует 20 єС и 20 единицам молярной массы

- на шкале «Плотность ( ), г/см³» 1 см соответствует 0,02 г/см³.

Для построения кривой ИТК из табл. 1 берем значение температуры конца кипения для первой фракции из колонки «Температура кипения фракции» и отложим на ординате. Затем берем выход этой фракции из колонки «Суммарный выход фракций на нефть» (в %мас.) и откладываем на абсциссе. Далее от ординаты, отвечающей температуре кона кипения фракции, проводим горизонтальную прямую вправо до пересечения с вертикальной прямой от абсциссы, отвечающей выходу этой фракции. Аналогичные действия проводим с остальными фракциями и получим точки, соединив которые построим кривую ИТК.

Кривые ИТК дают возможность определить потенциальное содержание нефтяных фракций в данной нефти. Кроме того, кривая ИТК служит для построения линий однократного испарения (ОИ) нефти и кривых ИТК нефтяных фракций. Линии ОИ имеют большое значение для технологических расчетов, так как большинство процессов в нефтепереработки идет в условиях однократного испарения нефтепродуктов.

Поскольку, плотность, молярная масса, вязкость и другие свойства соответствуют среднему качеству нефтепродукта, кривые плотности и молярных масс строим по среднему качеству нефтепродукта, кривые плотности и молярных масс строим по среднему качеству отдельных фракций. Для этого от оси абсцисс восстанавливаем перпендикуляры, соответствующие средним температурам кипения фракций. От оси ординат проводим прямые, соответствующие значениям плотностей и молярных масс. Точки пересечения соединяем и получаем соответствующие кривым плотности, молярной массы (см. рис. 1).

2. Обоснование ассортимента получаемых фракций

Ассортимент нефтепродуктов, получаемых на установке АВТ обусловлен составом и свойствами нефти и ее фракций, а также потребностями в тех или иных нефтепродуктах. В соответствии с задание при первичной перегонке

Ергачинской нефти (смесь нефтей) планируется получить следующие фракции: газ, 28-85, 85-120, 120-180, 180-240, 240-280, 280-350, 350-500 и выше 500 єС.

Газ, растворенный в нефти и полученный на АВТ, состоит преимущественно из пропана и бутанов (99,4 %мас.). Пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии и используют в качестве газофракционирующих установок с целью производства индивидуальных углеводородов, топлива и компонента автомобильного бензина (газового бензина).

Фракция 28-85 єС - обладает низким октановым числом (менее 64,0). Ее направляют на установку каталитической изомеризации с целью увеличения октанового числа.

Фракцию 85-120 єС объединяют с фракцией 120-180 єС и направляют на установку каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента бензина.

Часть фракции 120-180 и 180-240 °С является сырьем для получения реактивного топлива. Сравниваем показатели качества реактивных топлив марок ТС-1 и Джет А-1 с показателями фракций 120-230 (см. табл. 1). Фракция 120-240 °С удовлетворяет нормативам по плотности, кинематической вязкости -40 єС, низшей теплоте сгорания, содержанию ароматических углеводородов, температуре начала кристаллизации, но не удовлетворяет температуре вспышки для Джет А-1, кинематической вязкости при 20 °С, высоте некоптящего пламени, йодному числу и содержанию общей и меркаптановой серы, поэтому данная фракция не будет использована для получения топлива марки ТС-1и Джет-А.

Из фракций 180-240, 240-280 и 280-350 °С получают дизельное топливо. Сравним объединенную фракцию 180-350 °С с показателями качества дизельного топлива Евро по ГОСТ Р52368-2005. (см. табл. 2). Эта фракция удовлетворяет нормативам по таким показателям качества, как цетановое число, плотность, кинематическая вязкость при 40 єС, температура вспышки в закрытом тиле, но не удовлетворяет требованиям по содержанию серы, следовательно, необходима гидроочистка. По температурам застывания и помутнения фракция соответствует требованиям, предъявляемым к зимнему и арктическому дизельному топливу.

Остаток атмосферной перегонки нефти, выкипающий при температуре выше 350 °С, будет использован в качестве сырья вакуумной перегонки. При вакуумной перегонке получают фракцию вакуумного газойля (350-500 °С). Газойль является сырьем установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или компонента котельных топлив. Возможно применение мазута как котельное топливо; стандарт на котельное топливо - ГОСТ 10585-99 предусматривает выпуск четырех его марок. По показателям качества: плотность при 20 °С, кинематическая вязкость при 50 °С, массовая доля серы сырье подходит для получения флотского мазута марки Ф-5.

Остаток вакуумной перегонки мазута, выкипающий выше 500 єС, используют в качестве сырья установок деасфальтизации, коксования, висбрекинга (для производства котельных топлив и битумных установок).

Таблица 1. Сравнительная характеристика реактивных топлив и фракции 120-230 ^°С.

Показатели качества	Реактивные топлива марок	Фракция нефти
	ТС-1	Джет А-1	120-230°С
Плотность - при 20С, кг/м3 - при 15С, кг/м3	Не менее 780	Не менее 775-840	791,4
Фракционный состав, оС: - температура начала перегонки - 10 % отгоняется при температуре - 50 % отгоняется при температуре - 90 % отгоняется при температуре - 98 % отгоняется при температуре
	Не выше 150 Не выше165 Не выше 195 Не выше 230 Не выше250	- Не выше 205 Не нормируется Определение обязательно Не выше 300	138 150 172 210 230
Кинематическая вязкость, ммІ/с: - при 20С - при -40
	Не менее 1,30 Не более 8	- -	1,25 5,18
Низшая теплота сгорания, кДж/кг	Не менее 43120	Не менее 42800	43147
Высота некоптящего пламени, мм	Не менее 25	Не менее 25	23
Кислотность, мг КОН / 100 см3	Не более 0,7	-	Отс.
Йодное число, мг J / 100 г	Не более 2,5	-	7,1
Температура вспышки, С	Не ниже 28	Не ниже 38	30
Температура начала кристаллизации, С	Не выше -60	-	-60
Содержание ароматических углеводородов, % мас.	Не более 22	Не более (25)	21,8
Содержание общей серы, %мас.	Не более 0,20	Не более 0,25	1,03
Содержание меркаптановой серы, %мас	Не более 0,003	Не более 0,003	0,40
Фактические смолы, мг/100 г	3	7	-
Зольность, %мас.	Не более 0,003	-	-

Таблица 2. Сравнительная характеристика дизельных топлив и фракции 180-350 °С.

Показатели	Класс 3	Класс 4	Класс 5	ЕВРО по ГОСТ Р52368-2005	Фракция нефти
					180-350°С
Цетановое число	Не менее 51	Не менее 51	Не менее 51	Не менее 51	54
Фракционный состав: при температуре 250 °С перегоняется при температуре 350 °С перегоняется -96 %	Менее 65%об Не менее 85 % Не выше 360	Менее 65%об Не менее 85 % Не выше 360	Менее 65%об Не менее 85 % Не выше 360	Менее 65 % об Не менее 85 %	- -
Кинематическая вязкость при 40 0С ммІ /с	2,00-4,50 3-6 1,8-5,0 -	1,54
Температура застывания, °С	Не выше -10	Не выше -10	Не выше -35		-28
Температура помутнения, °С	Не выше -5	Не выше -5	Не выше -25	Не выше -10 ч -34	-17
Температура вспышки °С: - дизельные топлива, за исключением дизельного топлива для арктического климата -дизельные топлива для зимнего и арктического климата - для дизелей общего назначения	Выше 40 Не ниже 30 -	Выше 55 Не ниже 30 -	Выше 55 Не ниже 30 -	- - Выше 55	72
Содержание серы, мг/кг общей	Не более 350 50 10	1,07 %мас
Окислительная стабильность, общее количество осадка г/м3	Не более 25	следы
Зольность, %мас.	Не более 0,01	Не более 0,01	Не более 0,01	Не более 0,01	-
Коксуемость, % остатка, не более	Не более 0,2	Не более 0,3	Не более 0,3	-	-
Плотность при 20 °С (15 оС), кг/мі	Не более 860	Не более 860	Не более 840	Не более (820-845)	825,8

3. Выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ

3.1 Выбор и обоснование схемы блока ЭЛОУ

Нефть, поступающая на НПЗ и соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002, содержит 0,5 %мас. воды, которую необходимо полностью удалить перед переработкой, поэтому нефть подвергается дополнительной обработке на блоке ЭЛОУ. Это является необходимым условием правильной и бесперебойной работы установки первичной перегонки нефти и получения качественных фракций.

В соответствие с ГОСТ Р 51858 Ергачинская нефть (смесь нефтей) является особо легкой (тип 0)- плотность 806,1 кг/м³. Для переработки такой нефти необходим трехступенчатый блок ЭЛОУ, так как данная нефть содержит достаточно большое количество природных эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии вода-нефть: смол, асфальтенов и высокоплавких парафинов. Между ступенями осуществляется ввод в поток нефти химически чистой воды для растворения солей, находящихся в кристаллическом состоянии.

Число рабочих суток в году принимаем равным 350. Мощность проектируемой установки составляет 10,9 млн. т /год. Рассчитаем часовую производительность блока ЭЛОУ по формуле

/ч.

Число электродегидраторов, которые следует установить на одной ступени обессоливания, находим из отношения

шт.

Принимаем число электродегидраторов на одной ступени равным четырем (рис. 1). Нагрев сырой нефти на установке ЭЛОУ-АВТ производительность 12,0 млн. т/год будет осуществляться в шесть потоков.

Температуру в электродегидраторах принимаем равной 120 °С. Для предотвращения газовыделения в электродегидраторах поддерживают повышенное давление, равное 1,0 МПа.

3.2 Выбор и обоснование схемы блока атмосферной перегонки

В нефтепереработке приняты три основные схемы атмосферной переработки нефти. Это двухколонная схема с двукратным испарением и двукратной ректификацией, двухколонная схема с двукратным испарением и однократной ректификацией (первая колонна является в этой схеме пустотелым испарителем) и одноколонная схема с однократным испарением и однократной ректификацией. Схемы блока перегонки нефти при атмосферном давлении зависят от природы нефти (содержания бензиновых фракций, выкипающих до 200 єС и в целом светлых, выкипающих до 350 єС, растворенных газов и общей серы). Данная нефть, содержит 1,7 % газа (табл. 1.2), 39,2 % бензиновых фракций, выкипающих до 200 ⁰С и 66,0% светлых нефтепродуктов, выкипающих до 350 ⁰С. Содержание в нефти серы составляет 1,51%. Перегонку нефти, содержащей больше 20 %мас. бензиновых фракций и растворенных газов не выше 1,5 %мас. осуществляют по схеме с двукратным испарением и двухкратной ректификацией.

На установке, работающей по схеме с предварительным испарением, нефть после подогрева в теплообменниках Т-1 (обычно 180-220 єС) направляют в испаритель К-1 - пустотельный аппарат, в котором осуществляется однократное испарение. Поток газов и паров с верха испарителя поступает в атмосферную колонну К-2. Неиспарившаяся часть нефти из нижней части испарителя насосом через печь подается также в атмосферную колонну К-2. Таким образом, в основную атмосферную ректификационную колонну в итоге поступает вся нефть.

Основные достоинства данной установки следующие:

- благоприятные условия ректификации в атмосферной колонне;

- проведение ректификации при температурах более низких, чем по предыдущей схеме - с двукратным испарением и двукратной ректификацией;

- меньшие капитальные и эксплуатационные затраты в связи с сокращением на установке числа печей, конденсаторов-холодильников, холодильников, насосов, емкостей орошения и других аппаратов и коммуникаций;

- простота и компактность по сравнению с вариантом перегонки нефти по схеме с двукратным испарением и двукратной ректификацией.

3.3 Выбор и обоснования схемы блока стабилизации и вторичной перегонки бензиновой фракции

Блок стабилизации и вторичной перегонки бензиновой фракции предназначен для выделения растворенных углеводородных газов и сероводорода, а также разделения той фракции на более узкие, предусмотренные заданием.

Блок стабилизации оснащается одним стабилизатором (К-3) и несколькими простыми ректификационными колонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашем случае - две ректификационные колонны К-4 и К-5. В колонне К-3 будем получать такое количество рефлюкса, какое необходимо для орошения. Температуру в низу стабилизационной колонны поддерживают за счет циркуляции через печь П-3 нижнего продукта. Стабильный бензин из куба колонны стабилизации направляют в колонну чёткой ректификации К-4 с целью получения фракций 28-120 и 120-180 °С. Фракцию 120-180 °С отправляют на дальнейшую переработку, а фракцию 28-120 °С разделяют в колонне К-5 на фракции 28-62, 62-85 и 85-120 °С.

3.4 Выбор и обоснование схемы блока вакуумной перегонки мазута с узлом создания вакуума

В соответствии с заданием мазут разгоняем по топливному варианту с получением широкой фракции вакуумного газойля и утяжеленного дизельного топлива в виде бокового погона, а также гудрона. Выбираем схему перегонки мазута в одной ректификационной вакуумной колонне. К достоинствам этой схемы можно отнести низкие капитальные и эксплуатационные затраты, возможность получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов. Недостатком данной схемы является высокое содержание воды в получаемом дизельном топливе из-за низкой температуры в верху колонны К-6.

Для узла создания вакуума выбрана схема с применением гидроциркуляционного аппарата (эжектора). Он имеет следующие достоинства:

- создание стабильного и глубокого вакуума;

- не используется водяной пар;

- отсутствие потерь ценных продуктов, выходящих с верха колонны;

-простота, надежность и безопасность эксплуатации;

- снижение загрязнения окружающей среды.

4. Принципиальная технологическая схема установки и ее описание

Сырая нефть, деэмульгатор и щелочь сырьевым насосом Н-25 прокачивается в четыре потока через теплообменники Т-1/1 - Т-1/5, T-2/1 - T-2/5, Т-3/1 - Т-3/5 и Т-4/1 - Т-4/5. В теплообменниках Т-1/1 и Т-4/1 нефть нагревается потоком циркуляционного орошения, снимаемого с 39 тарелки колонны К-2. В теплообменниках Т-1/2 - Т-4/2 за счет тепла фракции 180-230 єС. В теплообменниках Т-1/3 - Т-4/3 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с 27 тарелки колонны К-2, в теплообменниках Т-1/4 - Т-4/4 теплом фракции 230-280 єС, Т-1/5 - Т-2/5 циркуляционным орошением, снимаемым с 16 тарелки колонны К-2. Нефть нагревается до температуры 130-140 °С и под давлением 1,0 МПа поступает в четыре потока в электродегидраторы первой, второй, а затем третьей ступени. Перед электродегидраторами третьей ступени в нефть подается дополнительное количество химически чистой воды для растворения солей, находящихся в кристаллическом состоянии.

Обессоленная и обезвоженная нефть снова делится на четыре потока и поступает в теплообменники Т-1/6 - Т-1/10, Т-2/6 - Т-2/1, Т-3/1 - Т-3/10 и Т-4/1 - Т-4/10. В теплообменниках Т-1/6 - Т-4/6 нефть нагревается за счет тепла фракции 280-350 °С, в теплообменниках Т-1/7 - Т-4/7 - за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с 8 тарелки колонны К-2, в теплообменниках Т-1/8 - Т-4/8 - за счет тепла фракции 350-500 °С, в теплообменниках Т-1/9 - Т-4/9 - за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с вакуумной колонны, в теплообменниках Т-1/10 - Т-4/10 нефть нагревается потоком гудрона.

Нефть, нагретая до 230-240 °С, покидает установку ЭЛОУ и после подогрева в теплообменнике Т-10 поступает в колонну К-1. Колонна К-1 - пустотелый аппарат, в котором осуществляется однократное испарение. Поток газов и паров с верха испарителя поступает в основную атмосферную колонну К-2, неиспарившаяся часть нефти из нижней части испарителя насосом Н-9 подается в печь П-1, нагревается до 360 єС и также подается в атмосферную колонну К-2.

С верха колонны К-2 отводятся пары бензиновой фракции 28-120 °С и углеводородный газ. Конденсация паров бензина происходит в аппарате воздушного охлаждения АВО-1 и конденсаторе-холодильнике КХ-1. В емкости Е-1 происходит разделение фракции 28-120 °С и углеводородного газа. Легкая бензиновая фракция насосом Н-19 подается на орошение верха колонны, а ее балансовое количество направляется на блок стабилизации и вторичной ректификации.

С 40 тарелки колонны К-2 отводится фракция 120-180 °С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/1. Фракция 120-180 єС также направляется в блок стабилизации и вторичной ректификации.

Фракция 180-230 °С отбирается с 28 тарелки колонны К-2 и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/2. Данная фракция забирается насосом Н-18, прокачивается через теплообменники Т-1/2 - Т-4/2, где отдает тепло нефти, затем проходит через аппарат воздушного охлаждения АВО-11 и выводится с установки.

С 18 тарелки колонны К-2 отводится фракция 230-280 °С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/3. Фракция 230-280 °С забирается насосом Н-16, прокачивается через теплообменники Т-1/4 - Т-4/1, где отдает тепло нефти, затем проходит через аппарат воздушного охлаждения АВО-10 и выводится с установки.

С 10 тарелки колонны К-2 выводится фракция 280-350 ^оС и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/4. Фракция 280-350 ^оС забирается насосом Н-16, прокачивается через теплообменники Т-1/6 - Т-4/6, где отдает тепло нефти, после этого направляется в АВО-9 и выводится с установки.

Избыточное тепло из колонны К-2 отводят циркуляционными орошениями:

- первое циркуляционное орошение забирается из кармана 38 тарелки колонны К-2 насосом Н-10 прокачивается через теплообменники Т-1/1 - Т-4/1, и возвращается в колонну на 39 тарелку;

- второе циркуляционное орошение забирается из кармана 26 тарелки колонны К-2, насосом Н-12 прокачивается через теплообменники Т-1/3 - Т-4/3 и возвращается в колонну на 27 тарелку;

- третье циркуляционное орошение забирается из кармана 16 тарелки колонны К-2 насосом Н-13, прокачивается через теплообменники Т-1/5 - Т-4/5 и возвращается в колонну К-2 на 17 тарелку;

- четвертое циркуляционное орошение забирается из кармана 8 тарелки колонны К-2 насосом Н-14, прокачивается через теплообменники Т-1/7 - Т-4/7 и возвращается в колонну К-2 на 9 тарелку;

Фракции 28-120 и 120-180 ^оС смешиваются, нагреваются в теплообменнике Т-3 и поступают в колонну стабилизации К-3, в которой поддерживается давление 1,2 МПа. С верха колонны К-3 выводится углеводородный газ, который проходит через АВО-2 и КХ-2, где частично конденсируется. Из рефлюксной емкости Е-2 сверху уходит углеводородный газ, а снизу - рефлюкс, который насосом Н-2 подается на орошение верха колонны К-3.

С низа колонны К-3 выводится стабильный бензин, который насосом Н-1 подается через теплообменник Т-3, где отдает свое тепло исходной бензиновой фракции и направляется по трубопроводу в колонну вторичной ректификации К-4. Часть стабильного бензина прокачивается через печь П-4 для создания «горячей струи» в колонне К-3.

С верха колонны К-4 отводятся пары фракции 28-62 °С, которые, проходя через АВО-3 и КХ-3, конденсируются и поступают в емкость Е-3. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, жидкая часть фракции 28-62 °С выводится и насосом Н-4 подается на орошение в верх колонны К-4 а, избыток уходит с установки. С низа колонны К-4 отводится фракция 62-180 °С, которая поступает в рибойлер Т-5 для создания «горячей струи» в колонне К-4. Из рибойлера Т-5 фракция 62-180 °С прокачивается насосом Н-3 поступает через теплообменник Т-6 в колонну К-5. С верха колонны К-5 отводятся пары фракции 62-85 єС, которые проходят через АВО-4 и КХ-4, конденсируются и поступают в емкость Е-4. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха ёмкости, а жидкая часть фракции насосом Н-6 подается на орошение верха колонны К-5, а избыток отводится с установки. С низа колонны К-4 отводится фракция 85-180 °С, которая поступает в ребойлер Т-6 для создания «горячей струи» в колонне К-5. Из ребойлера Т-7 фракция 85-180 °С прокачивается насосом Н-5 через теплообменник Т-6, а затеи по трубопроводу, через теплообменник Т-8 поступает в колонну К-6. С верха колонны К-6 отводятся пары фракции 85-

120 єС, которые проходят через АВО-5 и КХ-5, конденсируются и поступают в емкость Е-5. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха ёмкости, а жидкая часть фракции насосом Н-8 подается на орошение верха колонны К-6, а избыток отводится с установки. С низа колонны К-5 отводится фракция 120-120°С, которая поступает в рибойлер Т-6 для создания «горячей струи» в колонне К-5. Из ребойлера Т-6 фракция 120-180 °С прокачивается насосом Н-7 через теплообменник Т-8 и выводится с установки.

Мазут с низа колонны К-2 насосом Н-15 направляется по трубопроводу в вакуумную печь П-2, где он нагревается до температуры около 420°С и направляется в вакуумную колонну К-6, работающую при остаточном давлении 30 мм рт. ст.

С верха колонны К-6 отбирается утяжеленное дизельное топливо, которое насосом Н-24 прокачивается через АВО-6 и КХ-7 где охлаждается и по трубопроводу направляется на орошение верха колонны К-7, а балансовое количество утяжеленного дизельного топлива выводится с установки.

Боковым погоном из колонны К-7 выводится вакуумный газойль и направляется на верхнюю тарелку вакуумной стриппинг-колонны К-7/1. Вакуумный газойль (350-500 °С) забирается насосом Н-23, прокачивается через теплообменники Т-1/8 - Т-4/8, затем через АВО-8, где охлаждается и выводится с установки.

Избыток тепла в колонне К-7 снимается циркуляционным орошением, которое забирается насосом Н-21, прокачивается через теплообменники Т-1/9 - Т-4/9 и возвращается в колонну К-7.

С низа колонны К-7 выводится гудрон, который насосом Н-22 прокачивается по трубному пространству теплообменников Т-1/10 - Т-4/10, охлаждается в АВО-7 и выводится с установки.

Пары с верха колонны К-7 поступают в конденсатор-холодильник КХ-6. Пары частично конденсируются холодной водой и направляются в вакуумный приемник Е-7, а вода идет на повторное использование..

Несконденсировавшиеся пары направляются в вакуумный гидроциркуляционный эжектор В-1. В эжектор В-1 подается рабочая жидкость (дизельное топливо) под давлением 6 МПа. Газо-жидкостная смесь из эжектора поступает в газосепаратор С-1, газы отделяются и выводятся из сепаратора к печам для их сжигания, вода собирается и стекает в приемник Е-7. Рабочая жидкость из сепаратора прокачивается насосом низкого давления Н-26. Часть рабочей жидкости, насыщенная сероводородными газами разложения, сбрасывается и заменяется свежей.

5. Характеристика основного оборудования установки

5.1 Электродегидраторы

В блоке ЭЛОУ будут использованы горизонтальные трехэлектродные электродегидраторы типа 2ЭГ-160/2М, которые обладают номинальной производительностью 500 м³/ч на нефть. Аппарат предназначен для эксплуатации при расктном давлении до 1,8 МПа и рабочей температуре 160 єС Ввод сырья осуществляется в зону между нижним и средним электродами. электроды подвешены горизонтально друг над другом, имеют форму прямоугольных рам, занимающих все продольное сечение электродегидратора. Эмульсия подается в электродегидратор через маточник, обеспечивающий равномерное поступление ее по всему горизонтальному сечению аппарата. Равномерность поступления эмульсии по всему горизонтальному сечению аппарата при движении потока вертикально вверх и ступенчатое повышение напряженности электрического поля между электродамиот нуля до максимальной величины позволяют в данном электродегидраторе эффективно обрабатывать нефтяную эмульсию любой обводненности. При этом не создается опасения замыкания электродов и достигается высокая степень обезвоживания и обессоливания нефти.

Таблица 3. Техническая характеристика электродегидратора 2ЭГ-160/2М

Показатели	2ЭГ-160/2М
Давление рабочее, Мпа	1,8
Температура рабочая, °С	До 160
Первичное напряжение трансфотматора, В	380
Число электродов, шт.	4
Напряжение между электродами, кВ	До 50
Диаметр, м	3,4
Вместимость емкости, м3	160

Рабочие давление и температуру принимаем 1,0 МПа и 140°С соответственно.

5.2 Теплообменные аппараты

На установках ЭЛОУ-АВТ наибольшее распространение получили теплообменники двух типов: с плавающей головкой и «труба в трубе».

Теплообменник с плавающей головкой по исполнению бывают горизонтальными (тип ТПГ) и вертикальными (тип ТПВ). Они сочетают преимущества теплообменных аппаратов типа Н и К (прямые трубки, удобные для очистки и замены) и аппарата типа У (свободное расширение трубного пучка, жестко связанного с кожухом только с одной стороны). Недостатки:

- более высокий расход металла на единицу поверхности;

- относительно более сложная конструкция.

На установке предпочтительно использование теплообменников типа ТПГ, так как его проще обслуживать.

Теплообменники типа «труба в трубе» применяют главным образом для регенерации тепла высоковязких и легкозастывающих гудронов и крекинг-остатков. Горячий теплоноситель прокачивается по внутренней трубе, более доступной для очистки от механических загрязнений или от пробок застывшего продукта. К достоинствам этого типа теплообменников относятся:

- высокая скорость движения теплообменивающихся сред;

- высокие коэффициенты теплопередачи.

Недостатки:

- высокая металлоемкость;

- громоздкость;

- дороговизна.

Для данной установки выбираем теплообменники «труба в трубе» однопоточный разборный типа ТТОР, который предназначен для загрязненных и склонных к значительным отложениям рабочих сред. Конструкцией аппаратов обеспечена возможность регулярной механической очистки внутренней поверхности теплообменных труб от загрязнений, а также возможность выемки теплообменных труб для их замены или механической очистки наружной поверхности.

Для подвода тепла в низ колонн К-4, К-5, К-6 будут использованы испарители с паровым пространством -- рибойлеры. По ГОСТ испарители такого типа выпускаются в двух вариантах -- с плавающей головкой (ИП) и с пучком из U-образных трубок (ИУ). В качестве греющего агента будет использован водяной пар.

Конденсаторы и холодильники выполняют в виде змеевиков из гладких или оребренных труб, либо в виде одно- и многоходовых кожухотрубчатых аппаратов. В последнее время на АВТ всё чаще используют аппараты воздушного охлаждения, которые имеют ряд преимуществ перед водяными конденсаторами и холодильниками:

- низкая подверженность коррозии;

- отсутствие стоков;

- более низкие капитальные и эксплуатационные затраты.

На проектируемой установке будут использованы аппараты воздушного охлаждения типа АВЗ, так как пучки труб у АВЗ расположены под углом друг к другу, что позволяет при тех же габаритах обеспечить большую поверхность охлаждения.

5.3 Колонны и тарелки

Во всех колоннах проектируемой установки предполагается использовать клапанные тарелки EDV производства ООО "БТС-ИНЖИНИРИНГ". По сравнению с дисковыми клапанными тарелками они обладают рядом преимуществ:

- повышение производительности на 30-50%;

- снижение перепада давления на 10-20%;

- увеличение эксплуатационной гибкости на 40% и более;

- удобный монтаж.

Колонна К-1 - пустотелый аппарат.

Основная атмосферная колонна К-2 - сложная колонна, которая состоит из пяти простых колонн. Её используют для разделения нефти на несколько светлых фракций. Тепло подводится только потоком нагретого сырья, а для создания потока паров под нижнюю тарелку подают перегретый водяной пар в количестве 2 %мас. на сырье колонны. Колонна работает при давлении 0,163 МПа в зоне питания. Число тарелок - 54 штук (4 тарелки в отгонной и 50 в укрепляющей части).

Стабилизационная колонна К-3 - простая колонна, применяемая для отделения от нестабильной легкой бензиновой фракции углеводородов С₁-С₄. Она работает при повышенном давлении 1,2 МПа. Число тарелок - 40 штук.

Колонны вторичной ректификации К-4, К-5 и К-6 - простые атмосферные колонны (давление в зоне питания 0,3 МПа). Они предназначены для разделения широкой бензиновой фракции на более узкие. Число тарелок в каждой колонне - 60 штук.

Вакуумная колонна К-6 - сложная колонна, состоящая из двух простых колонн, функционирует при давлении 0,004 МПа в зоне питания. Она нужна для получения утяжеленного дизельного топлива, широкой фракции вакуумного газойля и гудрона. Число тарелок в колонне - 16 штук.

5.4 Печи

Предлагается использовать на установке печи следующих типов: в блоках атмосферной и вакуумной перегонки печи типа ГН-2 - двухкамерные, с однорядными настенными экранами и с объемно-настильным пламенем; в блоке стабилизации и вторичной ректификации бензиновой фракции печь типа ЦД-4 -- четырехсекционная, с вертикальными трубами радиантного змеевика и горизонтальными -- конвекционного, с позонным подводом воздуха по высоте топки через центральный огнеупорный рассекатель. У печей этих типов достаточно высокий КПД. В змеевике можно достичь достаточно высоких скоростей движения сырья, что снижает возможность разложения сырья и образования кокса.

6. Технологический расчет

6.1 Материальные балансы блоков ЭЛОУ и АВТ, колоны К-2

Материальный баланс блока ЭЛОУ, АВТ и колонны К-2 представлен в табл. 4 и 5. Количество рабочих дней в году принимаем равным 350.

Таблица 4. Материальный баланс блока ЭЛОУ

Статьи баланса	% мас.	Тыс. т/год
Взято:
Нефть сырая	101	12120
Итого	101	12120
Получено:
Нефть обезвоженная и обессоленная	100	12000
Вода	0,5	60
Потери	0,5	60
Итого	101	12120

Таблица 5. Материальный баланс блока АВТ

Статьи баланса	Потенциальное содержание, %мас	Отбор от потенциала, в долях от единицы	Фактический отбор, %мас	Расход
				тыс. т/год	т/сут	кг/ч
Взято:
Нефть	100	-	-	12000	34286	1428583
Итого	100	-	-	12000	34286	1428583
Получено: 1. Газ 2. Фракция 28-62 С 3. Фракция 62-85 С 4. Фракция 85-120 С 5. Фракция 120-180 С 6. Фракция 180-230 С 7. Фракция 230-280 С 8. Фракция 280-350 С 9. Фракция 350-500 С 10. Выше 500 С Потери	0,9 2,8 1,4 3,3 7,9 7,4 6,1 13 24 33,2 -	1,0 0,99 0,98 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,8 1,2 -	0,9 2,8 1,4 3,2 7,7 7,1 5,8 12,3 19,0 39,0 0,8	108 336 168 384 924 852 696 1476 2280 4680 96	309 960 480 1097 2640 2435 1988 4217 6515 13371 274	12857 40000 20000 45715 110001 101429 82858 175717 271430 557148 11428
Итого	100,0	-	100,0	12000	34286	1428583

Определим планируемый отбор светлых фракций из соотношения

Таблица 6. Материальный баланс колонны К-2

Статьи баланса	Выход на нефть, %мас.	Расход,
		кг/час
Взято:
Нефть отбензиненная	100	1428583
Итого	100	1428583
Получено: 1. Газ 2. Фракция 28-120 єС 3. Фракция 120-180 єС 4. Фракция 180-230 єС 5. Фракция 230-280 єС 6. Фракция 280-350 єС 7. Мазут	0,9 7,4 7,7 7,1 5,8 12,3 58,8	12857 105715 110001 101429 82858 175717 840006
Итого	100,0	1428583

6.2 Материальный баланс колонны К-2

Материальный баланс колонны и необходимые для расчета колонны данные представлены в табл. 7.

Таблица 7

6.2.1 Выбор конструкции основной колонны, числа и типа тарелок

Для данной колонны выбраны клапанные тарелки EDV, они отличаются меньшим гидравлическим сопротивлением и имеют высокий КПД в широком диапазоне изменения линейных скоростей. Перепад давления на одну тарелку составляет 5 мм рт. ст. (Р_т = 0,00066 МПа).

Число тарелок по высоте колонны принимаем из практических данных.

В отгонной части колонны принимаем 4 тарелки, n₁ = 4.

В укрепляющей части колонны - от зоны питания до тарелки вывода фракции 280-350 ⁰С принимаем 6 тарелок (с 5 по 10 тарелку, считая снизу), n₂=6.

От тарелки вывода фракции 280-350 єС до тарелки вывода фракции 230-280 ⁰С принимаем 8 тарелок (с 11 по 18), n₃= 8.

От тарелки вывода фракции 230-280 ⁰С до тарелки вывода фракции 180-230 ⁰С принимаем 10 тарелок (с 19 по 28), n₄ = 10.

От тарелки вывода фракции 180-230 єС до тарелки вывода фракции 120-180 єС принимаем 12 тарелок (с 29 по 40). n₅ = 12.

В верхней части колонны - от тарелки вывода фракции 120-180 ⁰С до верха - 14 тарелок (с 41 по 54), n₆ = 14.

Итого в колонне принято 54 тарелки, из которых в укрепляющей части 50 шт., а в отгонной - 4 шт. (рис. 1)

6.2.2 Расчет давления по высоте колонны

Расчет давления по высоте колонны ведем сверху вниз, учитывая перепад давления на тарелках.

Давление в емкости орошения Е-2 (рис. 1) на промышленных установках близко к атмосферному. Принимаем в нашем случае это давление равным 0,1 МПа (Р_Е-2 =0,1 МПа), а потери давления от верха колонны до емкости Е-2 - 0,03 МПа (?Р=0,03 МПа). Тогда общее давление вверху колонны (Р_верха) будет следующим:

Р_верха=Р_Е-2+?Р

Р_верха= 0,10+0,03=0,13 МПа.

Общее давление на тарелке вывода фракции 120-180 ⁰С найдем из уравнения:

Р_120-180 = Р_верха+n₆•?Р_Т,

где Р_120-180 - общее давление на тарелке вывода фракции 120-180 єС, МПа;

n₆ - число тарелок вверху колонны - выше вывода фракции 120-180 єС;

n₆ = 14 шт.;

?Р_Т - потеря давления на одной тарелке, МПа; ?Р_Т = 0,00066 МПа

Р_120-180 = 0,13+14•0,00066=0,139 МПа.

Подобным же образом находим общее давление на тарелке вывода фракций 180-230, 230-280 и 280-350 ⁰С и давление в зоне питания (Р_входа) колонны:

Р_180-230 =Р_верха+(n₆+n₅)•?Р_Т=0,13+(14+12)•0,00066=0,147 МПа;

Р_230-280=Р_верха+(n₆+n₅+n₄)•?Р_Т=0,13+(14+12+10)•0,00066=0,154 МПа;

Р_280-350=Р_верха+(n₆+n₅+n₄+n₃)•?Р_Т=0,13+(14+12+10+8)•0,00066=0,159 МПа;

Р_вход=Р_верха+(n₆+n₅+n₄+n₃+n₂)•?Р_Т=0,13+(14+12+10+8+6)•0,00066=0,163 МПа

Общее давление по высоте колонны будет следующим:

Р_верха =0,130 МПа; Р_230-280 = 0,154 МПа;

Р_120-180=0,139 МПа; Р_280-350 = 0,159 МПа;

Р_180-230 =0,147 МПа; Р_входа = 0,163 МПа.

6.2.3 Расход водяного пара

Принимаем расход водяного пара в основной атмосферной колонне равным 2 %мас. на отбираемые фракции (рис. 2). Дальнейший расчет ведем на 100 кг сырья.

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/4:

кг,

где - расход фракции 280-350 єС;

= 12,3 кг.

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/3:

кг,

где - расход фракции 230-280 єС;

= 5,8 кг

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/2:

кг;

где - расход фракции 180-230 єС;

= 7,1 кг

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/1:

где - расход фракции 120-180 єС;

= 7,7 кг

Определим количество водяного пара по высоте колонны.

Теоретическая доля отгона () будет следующей:

В результате расчета необходимо определить температуру нагрева нефти, которая должна обеспечить величину фактической доли отгона равной или на 0,001-0,003 больше теоретической.

Температура нагрева нефти в печи перед колонной К-2 находится в пределах 320-370 ⁰С. Для определения температуры нагрева нефти необходимо рассчитать процесс однократного испарения сырья.

Расчет процесса однократного испарения сырья колонны ведем при условии испарения в трубах печи. Принимаем давление на 0,03 МПа выше, чем в питательной зоне.

Для удобства продолжаем вести расчет на 100 кг сырья.

Разбиваем сырье колонны - отбензиненную нефть (или нефть) на узкие фракции (можно на 50-градусные).

При принятом давлении задаемся температурой нагрева отбензиненной нефти (или нефти) и методом подбора с использованием ПЭВМ находим молярную долю отгона (е_р), при которой соблюдаются равенства

,

,

где х_i - молярная концентрация компонентов жидкой фазы;

у_i - молярная концентрация компонентов паровой фазы;

?_i - молярная концентрация компонентов сырья;

е_р - молярная доля отгона (расчетная);

К_i - константа фазового равновесия.

Зная молярную долю отгона рассчитываем массовую долю отгона из соотношения

,

где - массовая доля отгона (расчетная);

М_у - молярная масса паровой фазы;

М_с - молярная масса сырья.

Молярную массу сырья находим по формуле

М_С = G_C/N_C,

где G_С - расход сырья (нефти), кг;

в нашем примере G_с = 100 кг.

N_С = G_i/M_i),

где G_i - расход компонента (фракции) сырья, кг;

M_i - молярная масса компонента сырья.

Расчёт представлен в виде табл. 8.

Определим массовую долю отгона нефти - сырья колонны К-2 при температуре 350 єС и давлении 0,193 МПа.

кг/кмоль,

Массовая доля отгона (з_р) сырья основной колонны, полученная в результате расчета, должна быть несколько больше или равна теоретической доле отгона з_т. В нашем примере з_т=0,412, а з_р=0,412. Следовательно, температуру нагрева сырья на входе в колонну определили верно.

Проверку правильности расчета проводим, определяя плотность сырья колонны из соотношения

,

,

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 8. Определение молярной доли отгона нефти на входе в колонну при температуре 340 ⁰С и давлении 0,2 МПа

№ п/п	Пределы выкипания фракций, °С	Выход по кривой фактического отбора, %мас	Выход на загрузку колонны	Мi	Ni	ai	tср	Рi	Ki	xi	yi
1	110-150	10	12,0	116	0,103	0,2237	130	3,500	17,857	0,017	0,297
2	150-200	12	14,4	140	0,103	0,2224	170	2,000	10,204	0,028	0,291
3	200-250	9	10,8	178	0,061	0,1312	226	0,800	4,082	0,040	0,163
4	250-300	8	9,6	218	0,044	0,0952	274	0,350	1,786	0,060	0,108
5	300-350	8,5	10,2	256	0,040	0,0862	314	0,200	1,020	0,085	0,087
6	350-400	6,5	7,8	318	0,024	0,0530	376	0,060	0,306	0,109	0,033
7	400-450	6	7,2	342	0,021	0,0455	424	0,020	0,102	0,135	0,014
8	450-500	6,5	7,8	388	0,020	0,0435	474	,006	0,032	0,153	0,005
9	>500	17	20,4	444	0,046	0,0993	540	0,002	0,009	0,372	0,003
Итого			100		0,462	1,0000	-	-	-	0,9998	1,0001

Таблица 9

xi*Mi	xi	yi*Mi	yi	ai	рi	xi/рi	yi/рi	ai/pi
2	0,0055	34	0,2042	0,1198	0,766	0,007116	0,266637	0,156345
4	0,0113	41	0,2416	0,1437	0,790	0,014283	0,305807	0,181915
7	0,0201	29	0,1726	0,1078	0,822	0,024512	0,20992	0,131125
13	0,0371	23	0,1392	0,0958	0,846	0,043904	0,1645	0,113249
22	0,0615	22	0,1316	0,1018	0,868	0,070815	0,151616	0,117277
35	0,0980	11	0,0629	0,0778	0,888	0,110362	0,070886	0,087663
46	0,1311	5	0,0281	0,0719	0,904	0,145024	0,03105	0,079487
59	0,1679	2	0,0113	0,0778	0,920	0,18245	0,012305	0,084613
165	0,4675	1	0,0085	0,2036	0,944	0,495284	0,009013	0,21567
353	1,0000	168	1,0000	1,0000		1,093752	1,221734	1,167343

Размещено на http://www.allbest.ru/

.

Определим плотность сырья по данным табл. 7.5 (колонка 24):

.

Полученное значение плотности сырья колонны и определенное ранее совпадают.

Колонна работает с вводом водяного пара в нижнюю часть колонны, где происходит испарение наиболее легкой части углеводородов, на что тратится теплота и температура мазута снижается на 10-25 єС по отношению к температуре ввода сырья в зону питания. Принимаем температуру в низу колонны следующей:

Таблица 10. Расчет парциального давления фракции 28-120 єС (P_общ = 0,130 МПа)

Компонет	Расход (Gi), кг	Мi	кмоль
Водяной пар Газ	1,834 0,9	18 57	0,102 0,016	0,292 0,046	0,038 0,006
Фракция 28-120 єС + острое орошение	7,4+14,8=22,2	96	0,231	0,662	0,086
Итого	24,93	-	0,349	1,000	0,130

Таблица 11. Расчет парциального давления фракции 120-180 С (Pобщ = 0,139 МПа)

Компонент	Расход (Gi), кг	Мi	кмоль
Водяной пар Газ Фракция 28-120 єС Фракция 120-180 єС+ флегма	1,680 0,9 7,4 7,7+15,4=23,1	18 57 96 132	0,093 0,016 0,077 0,175	0,258 0,044 0,213 0,485	0,036 0,006 0,030 0,067
Итого	33,08	-	0,361	1,000	0,139

Таблица 12. Расчет парциального давления фракции 180-230 єС (P_общ = 0,147 МПа)

Компонет	Расход (Gi), кг	Мi	кмоль
Водяной пар Газ Фракция 28-120 °С Фракция 120-180 єС	1,538 0,9 7,4 7,7	18 57 96 132	0,085 0,016 0,077 0,058	0,236 0,044 0,21 0,160	0,035 0,006 0,031 0,024
Фракция 180-230 єС +флегма	7,1+14,2=21,3	168	0,127	0,350	0,051
Итого	38,838	-	0,363	1,000	0,147

Таблица 13. Расчет парциального давления фракции 230-280 єС (P_общ = 0,154 МПа)

...

Подобные документы

• Проект установки вторичной перегонки бензина

  Разделение жидких неоднородных смесей на чистые компоненты или фракции в процессе ректификации. Конструкция ректификационной колонны для вторичной перегонки бензина. Выбор и обоснование технологической схемы процесса и режима производства бензина.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 01.11.2013
  

• Расчет материального баланса установки АВТ. Проектирование аппарата вторичной перегонки бензина К-5

  Современные процессы переработки нефти. Выбор и обоснование метода производства; технологическая схема, режим атмосферной перегонки двукратного испарения: физико-химические основы, характеристика сырья. Расчёт колонны вторичной перегонки бензина К-5.
  
  курсовая работа [893,5 K], добавлен 13.02.2011
  

• Моделирование аппаратов ректификации

  Построение модели реального объекта - колонны К-4 разделения прямогонного бензина на более узкие фракции, блока вторичной перегонки бензина, установки ЭЛОУ+АВТ-6 типа 11/4. Моделирование статических режимов колонны при изменении ее основных параметров.
  
  курсовая работа [463,6 K], добавлен 25.01.2014
  

• Технологический расчет установки атмосферной перегонки производительностью 8млн т./год по переработке Ножовской нефти с получением максимального количества топливных дистиллятов

  Элементный состав нефти и характеристика нефтепродуктов. Обоснование выбора и описание технологической схемы атмосферной колонны. Расчет ректификационной колонны К-1, К-2, трубчатой печи, теплообменника, конденсатора и холодильника, подбор насоса.
  
  курсовая работа [1004,4 K], добавлен 11.05.2015
  

• Проект установки ЭЛОУ-АВТ

  Характеристика нефти и обоснование ассортимента получаемых из нее фракций. Краткое описание технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ, ее оборудование и условия эксплуатации. Материальный и тепловой баланс блока ЭЛОУ-АВТ и атмосферных колонн К-1 и К-2.
  
  курсовая работа [429,6 K], добавлен 30.11.2009
  

• Вакуумная перегонка мазута. Технологическая схема типовой установки АВТ, получаемые продукты и их применение

  Типы промышленных установок. Блок атмосферной перегонки нефти установки. Особенности технологии вакуумной перегонки мазута по масляному варианту. Перекрестноточные посадочные колонны для четкого фракционирования мазута с получением масляных дистиллятов.
  
  реферат [2,5 M], добавлен 14.07.2008
  

• Технология процесса каталитического крекинга

  История, состав, сырье и продукция завода. Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных фракций. Процессы гидрокрекинга нефтяного сырья. Гидроочистка дизельных топлив. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6.
  
  отчет по практике [8,1 M], добавлен 07.09.2014
  

• Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти

  Разработка функциональной и структурной схемы автоматизированной системы управления процессом атмосферной перегонки нефти. Разработка соединений и подключений. Программно-математическое обеспечение системы. Расчет экономического эффекта от внедрения АСУ.
  
  дипломная работа [7,8 M], добавлен 11.08.2011
  

• Теплообменный аппарат блока наружной установки газоразделения установки низкотемпературной конденсации

  Обоснование и выбор исходных данных для расчета теплообменного аппарата. Подбор и обоснование выбора типа фланцевого соединения. Выбор конструктивных параметров некоторых элементов теплообменных аппаратов. Расчет толщины стенки корпуса и трубной решетки.
  
  курсовая работа [812,6 K], добавлен 11.12.2012
  

• Проект комбинированной установки ГК-3 Северо-варьеганской нефти. Блок ВТ

  Описание принципиальной технологической схемы установки вакуумной перегонки мазута. Построение кривой ИТК мазута Северо-варьеганской нефти. Технологический расчёт и расчёт теплового баланса вакуумной колонны, расчёт её диаметра и высоты, числа тарелок.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 28.04.2014
  

• Установка для перегонки нефти

  Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны. Определение геометрических размеров колонны. Расчет теплового баланса. Температурный режим колонны, вывода боковых погонов. Принципиальная схема блока атмосферной перегонки мортымьинской нефти.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 23.08.2015
  

• Расчет вакуумной системы установки с разработкой конструкции вакуумного элемента

  Выбор вакуумной схемы установки. Средства контроля и измерения вакуума и определение их мест размещения на схеме. Расчет стационарного режима работы. Определение конструктивных размеров соединительных трубопроводов и выбор элементов вакуумной системы.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 02.02.2016
  

• Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

  Ознакомление с процессом подготовки нефти к переработке. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти. Проектирование технологической схемы установки перегонки. Расчет основной нефтеперегонной колонны К-2; определение ее геометрических размеров.
  
  курсовая работа [418,8 K], добавлен 20.05.2015
  

• Отделение флотации флотационной фабрики производительностью 2 млн. т/год

  Обоснование схемы флотации. Составление режимной карты отделения. Расчёт технологического баланса продуктов обогащения и принципиальной схемы флотации. Обоснование и выбор флотационных машин и реагентного оборудования. Создание схемы движения пульпы.
  
  курсовая работа [497,1 K], добавлен 15.12.2014
  

• Схема глубокой переработки нефти и установка гидроочистки

  Характеристика нефти и ее основных фракций. Выбор поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет реакторного блока, сепараторов, блока стабилизации, теплообменников подогрева сырья. Материальный баланс установок. Охрана окружающей среды на установке.
  
  курсовая работа [446,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Оптимальний спосіб перегонки і ректифікації спирту для заводу потужністю 4000 дал/добу

  Принципи ректифікації як складної багаторазової перегонки в протитечійному потоці. Характеристика основних процесів перегонки, а також виробництво спирту з крохмалевмісної сировини. Особливості роботи брагоректифікаційних установок непрямої дії.
  
  курсовая работа [142,7 K], добавлен 24.08.2014
  

• Проектирование вакуумной системы для электронно-лучевой установки Sciaky BE-691

  Выбор и описание схемы вакуумной системы. Выбор насосов и определение конструктивных параметров трубопроводов. Расчет времени предварительного разряжения и откачки пушки до рабочего вакуума. Графическая проверка совместимости работы вакуумных насосов.
  
  курсовая работа [161,7 K], добавлен 18.01.2015
  

• Проектирование теплообменных аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности

  Ознакомление с конструкцией теплообменных аппаратов нефтепромышленности; типы и конструктивное исполнение кожухотрубчатых установок. Описание технологического и механического расчета оборудования. Выбор конструкционных материалов и фланцевого соединения.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 17.04.2014
  

• Разработка установки первичной переработки нефти

  Процесс первичной перегонки нефти, его схема, основные этапы, специфические признаки. Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти. Установка с двухкратным испарением нефти, выход продуктов первичной перегонки.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.06.2011
  

• Разработка поточной схемы НПЗ переработки чеховской нефти производительностью 5 млн т/год с получением максимального количества реактивного топлива. Описание установки гидрокрекинга

  Требования к товарным нефтепродуктам. Материальные балансы установок, описание технологической установки гидрокрекинга. Обоснование выбора схемы завода, расчёт октанового числа бензина смешения. Специфика нефтепродуктов, расчёт глубины переработки нефти.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 17.10.2021
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам