Характеристика перерабатываемой нефти

Энтальпию нефтяных фракций находим из таблиц [4]. При этом плотность пересчитывают на по формуле:

= + 5

где - средняя температурная поправка к плотности [1,3,5].

0,8561

Количество «горячей струи» рассчитывают, исходя из необходимости поддержания заданной температуры низа колонны (t_низ.).

Тепло, вносимое «горячей струей» (Q_г.стр.), вычисляется по разности

кДж/ч

, кДж/ч

где - тепло, вносимое «горячей струей» в колонну;

- тепло, уносимое «горячей струей» из колонны.

где - доля отгона «горячей струи» на входе в колонну на выходе из печи);

, - энтальпии паровой и жидкой фаз «горячей струи» при температуре входа в колонну (t_вх).

Для определения доли отгона () при расчете курсовых проектов разрешается допущение, что в паровой фазе «горячей струи» на входе в колонну находится керосиновая и дизельная фракции.

Тогда

Для определения энтальпии паровой и жидкой фаз «горячей струи» необходимы следующие плотности:

0,8177

, кг/ч.

кг/ч.

Определение диаметра и высоты колонны

Диаметр колонны определяем по наиболее нагруженному парами сечению колонны, которым может быть питательная секция или верхняя часть. Находим это сечение сравнением секционных объемов паров и допустимых скоростей их движения в разных сечениях колонны. В отбензинивающей колонне наиболее нагруженным сечением, по практическим данным, является верхняя часть колонны (под верхней тарелкой).

Для определения объема паров, проходящих через поперечное сечение аппарата в единицу времени широко используют формулу:

, м³/с

где Т - температура в рассчитываемом сечении колонны;

Р - давление в том же сечении колонны;

G_i - количество компонента;

М_i - молекулярная масса компонента.

Для верхней части отбензинивающей колонны эта формула будет иметь вид:

, м³/с

м³/с

где G_б G_х.ор. - количество бензина и холодного орошения, кг/ч;

М_б - молекулярная масса бензина.

Для определения молекулярных масс нефтяных фракций в расчетах наибольшее применение нашла формула Б.П.Воинова:

М = 60 + 0,3t + 0,001t²

где t - средняя температура кипения фракции, ее можно принять приближенно равной температуре кипения 50% - фракции по ИТК.

Скорость паров в колонне влияет на эффективность ректификации. Чем выше скорость, тем лучше барботаж на тарелке. Однако при увеличении скорости паров выше допустимой происходит унос капельной жидкости на вышележащую тарелку, что снижает эффект ректификации. Допустимая скорость паров зависит от типа ректификационных тарелок и расстояния между ними, давления в колонне, способности разделяемых компонентов к вспениванию и др.

В нефтепереработке для определения допустимой скорости паров в колоннах с тарелками широко используют формулу Саудерса и Брауна [3]:

, м/с

где К - коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации, находят по графику [3];

_ж и _п - плотность жидкости и равновесных паров соответственно при температуре и давлении в рассматриваемом сечении колонны.

Плотность паров вычисляют по формуле:

Плотность жидкой фазы:

м/с

Диаметр колонны определяют по формуле:

м

Если найденный диаметр не совпадает со значением, данным в стандарте, то принимают ближайший больший диаметр. Принимаем м

Высота ректификационной колонны зависит от числа и типа тарелок, а также от расстояния между ними.

Общую высоту колонны находят, предварительно определив высоты отдельных частей:

Расстояние от верхней тарелки до верхнего днища можно принять

h₁ = 1,5 м

Высота укрепляющей секции колонны зависит от числа ректификационных тарелок и расстояния между ними (h). Для обеспечения эффективной ректификации это расстояние должно быть таким, чтобы не было уноса жидкости с нижележащих тарелок на вышележащие, и обычно принимается в пределах 0,5-0,7м.

,м

где n_у - число тарелок в укрепляющей секции колонны.

м

Высоту эвапорационной секции колонны можно принять из расчета расстояния между четырьмя тарелками:

,м

Высоту отгонной секции колонны (h₄) также рассчитывают, исходя из числа тарелок в этой секции и расстояния между ними

м

где n₀ - число тарелок в отгонной секции колонны.

Расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки (h₅) принимают равным 1-2 м, чтобы пары, поступающие в составе «горячей струи», равномерно распределились по сечению колонны.

Высоту низа колонны (слоя жидкости внизу колонны) рассчитывают из 5-10 минутного () запаса нижнего продукта колонны. Для отбензинивающей колонны рассчитывают 5-ти минутный запас отбензиненной нефти.

, м

где V_отб.н. - объем отбензиненной нефти внизу колонны;

F - площадь поперечного сечения колонны

- плотность отбензиненной нефти при температуре низа колонны.



Рисунок 15 - Схема к определению высоты колонны.

4.3 Расчет сложной ректификационной колонны

Сложная ректификационная колонна предназначена для отбора светлых фракций (выкипающих до 350) от отбензиненной нефти. Исходные данные для ее расчета целесообразно представить в виде таблицы.

Технологический расчет сложной колонны ведем в такой последовательности:

- принимаем тип и число тарелок в каждой секции и отпарных колоннах;

- определяем давление в верхней части колонны и в сечениях вывода боковых погонов;

- определяем количество водяного пара, подаваемого в сложную колонну и стриппинги (отпарные колонны);

- составляем тепловой баланс колонны и определяем количество циркуляционного орошения;

- определяем диаметр и высоту колонны.

Таблица 14 - Исходные данные для расчета сложной ректификационной колонны.

	Обозначение	Ед. измер.	Значение
1	2	3	4
Количество: - отбензиненной нефти - легкой керосиновой фракции - тяжелой керосиновой фракции - дизельной фракции - мазута.		кг/ч кг/ч кг/ч кг/ч кг/ч	458233,8 72058,55 72058,55 131764,2 182352,3
2. Кратность холодного орошение	К	-	1,5
3. Температура холодного орошения.	tх.ор.		40
4. Плотность: - легкой керосиновой фракции - тяжелой керосиновой фракции - дизельной фракции - мазута		- - - -	0,7734 0,7902 0,8477 0,8983

Технологический расчет сложной колонны ведем в такой последовательности:

- принимаем тип и число тарелок в каждой секции и отпарных колоннах;

- определяем давление в верхней части колонны и в сечениях вывода боковых погонов;

- определяем количество водяного пара, подаваемого в сложную колонну и стриппинги (отпарные колонны);

- составляем тепловой баланс колонны и определяем количество циркуляционного орошения;

- определяем диаметр и высоту колонны.



Рисунок 16 - Схема материальных потоков сложной ректификационной колонне.

Абсолютное давление Р_с в газосепараторе принимаем минимальное (обычно 130-150кПа).

= 0,2 МПа

Давление внизу стриппингов определяем по формулам:

МПа

МПа

где n₁ и n₂ - число тарелок в секциях вывода боковых погонов;

n_стр. - число тарелок в стриппинге.

 МПа

где Р_эв - давление в эвапорационной секции колонны;

n_у - общее число тарелок в укрепляющей секции колонны.

МПа

где Р_отг. - давление в отгонной секции колонны;

n_о - число тарелок в отгонной секции колонны

Определение количества водяного пара, подаваемого в сложную колонну и в стриппинги

Для расчета количества водяного пара, подаваемого в сложную колонну и в стриппинги, есть формулы на основе закона Дальтона. В целях упрощения в курсовом проектировании принимаем расход водяного пара по практическим данным:

- в низ ректификационной колонны - 1,2 3,5% масс. от сырья, поступающего в колонну;

- в стриппинге - 4 5% масс. от выводимого продукта (G_т.к.фр. и G_д.фр. соответственно).

кг/ч

кг/ч

кг/ч

где , , - количества водяного пара, подаваемого в низ колонны, в стриппинги тяжелой керосиновой и дизельной фракций соответственно.

Определение температурного режима колонны

Температуру входа (t_вх) отбензиненной нефти в колонну определяем по ее линии ОИ (построенной при давлении в питательной секции) и доле отгона, равной сумме светлых фракций, отбираемых в колонне. В промышленных условиях эта температура находится в пределах 350-370С.

Температуру верха колонны (t_верх.) определяем по концу ОИ легкой керосиновой фракции при парциальном давлении ее паров (Р_л.к.фр.)

, МПа

где - мольная доля легкой керосиновой фракции в парах, уходящих с верха колонны.

Таблица 15 - Данные для ИТК легкой керосиновой фракции.

Температура °С	120	140	160	180
Выход на нефть % масс	0	4,5	8,9	12,9
Выход на фракцию в % масс	0	34,8	68,9	100

t_50%=149^оС

tg_{угла наклона ИТК}=

НОИ соответствует 35% по ИТК

КОИ соотвествует 57% по ИТК



=0,59

где - молекулярная масса легкой керосиновой фракции;

- молекулярная масса водяного пара (М = 18).

МПа

мм.рт.ст.

Температура верха колонны - 164°С

Температура вывода тяжелой керосиновой фракции (t_т.к.фр.) из стриппинга определяем как температуру начала ОИ (тяжелая керосиновая фракции выводится с низа стриппинга в жидком состоянии, что соответствует началу однократного испарения) тяжелой керосиновой фракции при парциальном давлении ее паров, сделав при этом допущения:

а) выводимая из стриппинга фракция находится в равновесии с отгоняемыми углеводородными (нефтяными) парами;

б) молекулярная масса отгоняемых паров есть среднее арифметическое масс легкой и тяжелой керосиновых фракций, т.е.

Таблица 16 - Данные для ИТК тяжелой керосиновой фракции.

Температура °С	180	200	220	240
Выход на нефть в % масс	0	3,9	7,7	11,6
Выход на фракцию в % масс	0	33,6	66,4	100

t_50%=211^оС

tg_{угла наклона ИТК}=

НОИ соответствует 32% по ИТК

КОИ соотвествует 58% по ИТК

Тогда

МПа

мм.рт.ст.

Парциальное давление паров тяжелой керосиновой фракции с учетом сделанных допущений можно определить:

где - мольная доля нефтяных паров, отгоняемых в первом стриппинге.

Температура в первом стриппинге - 200°С

При расчете парциального давления ориентировочно принимаем количество отгоняемых нефтяных паров в пределах 20-30% от количества тяжелой керосиновой фракции, выводимой с низа стриппинга.

Температуру выводы дизельной фракции (t) из 2-го стриппинга определяем аналогично.

Таблица 17 - Данные для ИТК дизельной фракции.

Температура °С	240	280	300	320	350
Выход на нефть в % масс	0	9.2	13,4	17,3	22,4
Выход на фракцию в % масс	0	41	59	77,2	100

t_50%=290^оС

tg_{угла наклона ИТК}=

НОИ соответствует 33% по ИТК

КОИ соотвествует 60% по ИТК

МПа

мм.рт.ст.

Температура во- втором стриппинге - 270°С

Температура Твх=360°С

Температура Тниз=350°С

Определение количества циркуляционного орошения

Количество тепла, которое необходимо снимать циркуляционным орошением, определяем из теплового баланса колонны.

Тепловой баланс сложной ректификационной колонны желательно составлять по контуру, включающему стриппинги.

Таблица 18 - Тепловой баланс сложной ректификационной колонны.

Статьи баланса. Продукты.	Кол-во кг/ч	Плот-ность	Темпер-ра	Энтальпия, кДж/кг	Кол-во тепла кДж/ч
				qп	qж
1	2	3	4	5	6	7
Приход: 1.Паровая фаза отбензиненной нефти 2.Жидкая фаза отбензиненной нефти 3.Холодное острое орошение	275881,3 182352,3 108087,8	0,803 0,9016 07774	380 380 40	1186,87	934,08 81,06	327435238,531 170331636,384 8761597,068
Всего (Qприх.)	566321,4					506528471,983
Расход: 1.Легкая керасиновая фракция 2.Холодное острое орошение 3.Тяжелая керосиновая фракция. 4.Дизельная фракция 5.Мазут	72058,55 108087,8 72058,55 131764,2 182352,3	0,7774 0,7774 0,7940 0,8512 0,9016	164 164 191 270 350	667,42 667,42	446,27 622,62 865,81	42093317,441 72139959,476 32157569,108 82039026,204 157893386,001
Всего (Qрасх.)	566321,4					386323258,23

Тепло снимаемое циркуляционным орошением (Q_ц.ор.) вычисляется по формуле:

кДж/ч

Перепад температуры на одной тарелке можно определить по формуле:

где N - число тарелок в концентрационной секции колонны.

Температура вывода промежуточного циркуляционного орошения определяется как:

где - перепад температуры на одной тарелке; n - число тарелок в секции, выше вывода промежуточного циркуляционного орошения.

Температура ввода циркуляционного орошения обычно на 100-150С ниже температуры вывода.

Для определения энтальпий плотность циркуляционного орошения можно приравнять к плотности бокового дистиллята, выводимого в этой секции.

кг/ч

Определение диаметра и высоты колонны

м/с

м

Принимаем м

м

м

м

м

м

м

м

4.4 Расчет теплообменной аппаратуры

Процессы теплообмена широко используются на нефтеперерабатывающих предприятиях как для утилизации тепла отводимых с установки продуктов, так и для их охлаждения до температур хранения в резервуарах.

Расчет теплообменной аппаратуры состоит из 4-х этапов:

- выбор рациональной схемы теплообмена, при которой достигается максимальная утилизация тепла на установке;

- выбор теплообменников с учетом температур, вязкости и загрязненности теплоносителей;

- расчет теплообменников с целью определения необходимой поверхности теплообмена для каждого потока;

- выбор стандартного аппарата по ГОСТ и количества аппаратов.

Правильно разработанная схема теплообмена позволяет более полно утилизировать тепло материальных потоков, тем самым значительно сократить расход топлива на нагрев сырья и расход хладагентов (воздуха, воды) на охлаждение продуктов. Одновременно решаются и проблемы экологии: уменьшается количество дымовых газов и сточных вод, а так же тепловое загрязнение окружающей среды.

При выборе схемы теплообмена следует руководствоваться следующими положениями:

- для нагрева исходного сырья в начале используют тепло потоков с более низкой температурой, затем с более высокой;

- более эффективна схема противотока;

- разность температур в схеме теплообмена должна быть не менее 20-30С, в противном случае потребуется слишком большая поверхность теплообмена, а это приведет к ухудшению технико-экономических показателей установки.

4.4.1 Расчет теплообменника

При выборе типа теплообменников исходят из того, что:

- для маловязких продуктов, градиент которых не велик, можно применять кожухотрубчатые теплообменники жесткой конструкции, но из-за ряда недостатков их применение ограничено;

- для маловязких продуктов, не содержащих взвешенных частиц, желательно применение кожухотрубчатых теплообменников с «плавающей головкой» или с U-образными трубками (последние предпочтительнее, если не наблюдается загрязнения внутренней поверхности трубок);

Рисунок 17 - Эскиз кожухотрубчатого двухходового теплообменника с U- образными трубами.

1- распределительная камера; 2- кожух; 3- теплообменная труба; 4- опора;

L- длина труб.

- для вязких, склонных к шламоотложению, продуктов используют теплообменники типа «труба в трубе», желательно разборные однопоточные. Стоимость 1м² поверхности теплообмена этих теплообменников выше, чем кожухотрубчатых. Однако в них легко обеспечивается высокая скорость движения теплообменивающихся сред и поэтому высокие коэффициенты теплопередач. Одновременно достигается более высокая турбулентность потоков, что предупреждает оседание шлама на стенках труб.

Расчет теплообменников заключается в расчете поверхности теплообмена. Ее определяют по формуле:

, м²

где - тепловая нагрузка аппарата; - средняя логарифмическая разность температур; К - коэффициент теплопередачи.(К =330)

Тепловую нагрузку аппарата определяют из теплового баланса:

где и - количество горячего и холодного теплоносителей, кг/ч;

и - энтальпия горячего теплоносителя при температурах входа и выхода из аппарата, кДж/кг;

- коэффициент полезного действия аппарата.

КПД теплообменника учитывает потери тепла в окружающую среду. Чем выше разность температур с окружающей средой, тем ниже значение

КПД. Практически = 0,92 0,98.

, где

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

Тогда температура нефти на выходе из теплообменника

Средняя логарифмическая разность температур в случае противотока определяется по формуле:

°С

м²

Таблица 19- Теплообменник.

Диаметр мм	Число ходов по трубам	Поверхность теплообмена, м2, при длине труб мм, и расположении их в решетке	Площадь проходного сечения одного хода по трубам 1000 м2, при их расположении	Площадь проходных сечений по межтрубному пространству 1000 м2, при расположении труб	Условное давление в трубном и межтруб-ном пространстве кгс/см2
		По вершинам треугольников
Кожуха	Труб		6000	9000	По вершинам треугольников	По вершинам треугольников
						В вырезе перегородки	Между перегородками
1000	25	2	325	488	119	11,2	12,5	40

Заключение

переработка нефть ректификационный аппаратура

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах.

В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,2% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий.

Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) - примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

Список использованной литературы

1. Гуревич И.А. Технология переработки нефти и газа. Ч. 1-я. Общие свойства и первичные методы переработки нефти и газа. 3-е изд., пер. и доп. - М.: Химия, 1972. -360с.:ил.

2. Нефти СССР. Справочник. Т.т. 1-4. - М.: Химия, 1970-1974.

3. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа: Учеб. пособие. - М.: Химия, 1980. -256с.: ил.

4. Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. Изд. 2-е, пер. и доп. - Л.: Химия, 1974. -344с.: ил.

5. Справочник нефтепереработчика: Справочник /Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко, М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. -648.:ил.

6. Александров И.А. Ректификационные и адсорбционные аппараты. - М.: Химия, 1971. -297с.:ил.

7. Химия нефти и газа: Учеб. пособие для ВУЗов /под ред. В.А.Проскурякова, А.Е.Драбкина/ - 2-е изд., пер. и доп. - Л.: Химия, 1989. -424с.

8. Шицкова А.П., Новиков Ю.А., Гуревич Л.С., Климкина Н.В. Охрана окружающей среды в нефтеперерабатывающей промышленности. - М.: Химия, 1980. -176с.:ил.

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

10. Глаголева О.Ф., Капустин В.М.. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти. М.: КолосС. 2006. - 400с.

Размещено на Allbest.ru

...