МИНОБРНАУКИ РОССИИ
РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
Факультет Химической технологии и экологии
Кафедра
Технологии переработки нефти
Оценка
Рейтинг:
комиссии:
Подписи членов комиссии:
Столоногова Т.И.
(подпись)
(фамилия, имя, отчество)
(подпись)
(фамилия, имя, отчество)
(дата)
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине
на тему
Технология первичной переработки нефти
Расчёт количества теплообменных аппаратов блока АТ
установки АВТ-3 по переработке узеньской (смесь) нефти
«К ЗАЩИТЕ»
ВЫПОЛНИЛ:
Студент группы
ХТ-20-01
(номер группы)
Ст. преподаватель кафедры ТПН;
Столоногова Т.И.
Королева Евгения Романовна
(должность, ученая степень; фамилия, и.о.)
(фамилия, имя, отчество)
(подпись)
(подпись)
24.06.2023
(дата)
(дата)
Москва, 20 23
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
Факультет Химической технологии и экологии
Кафедра
Технологии переработки нефти
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
по дисциплине
на тему
Технология первичной переработки нефти
Расчёт количества теплообменных аппаратов блока АТ
установки АВТ-3 по переработке узеньской (смесь) нефти
ДАНО студенту
Королевой Евгении Романовне
группы
(фамилия, имя, отчество в дательном падеже)
ХТ-20-01
(номер группы)
Содержание проекта:
1.
2.
3.
Проект технологической установки АТ мощностью 3 млн т/г.
Составление материального и теплового баланса колонны установки
Технологический расчёт основных аппаратов установки
Исходные данные для выполнения проекта:
1. Данные об узеньской нефти
2. Технический регламент РФ на нефтепродукты
Рекомендуемая литература:
1.
2.
3.
Сборник "Нефти СССР", т.т. 1, 2, 3, 4. 1971-1974.
В.М. Капустин. Технология переработки нефти. Ч.1. Первичная
переработка нефти. М: Химия-КолосС, 2005, 400 с.
А.Г. Сарданашвили, А.И. Львова. Примеры и задачи по технологии
переработки нефти и газа. М., Химия. 1973, 272 с.
Графическая часть:
1.
2.
Технологическая схема установки
Руководитель:
Ст. преподаватель
(уч.степень)
(должность)
Столоногова Т.И.
(подпись)
Задание принял к исполнению: студент
Королева Е.Р.
(подпись)
2
(фамилия, имя, отчество)
(фамилия, имя, отчество)
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................. 4
1
Характеристика нефти и получаемых фракций ............................................ 5
2
Описание установки АТ и технологической схемы ................................... 11
3
Расчет ректификационной колонны К-1 ..................................................... 15
4
Расчет ректификационной колонны К-2 ..................................................... 22
5
Расчет трубчатой печи................................................................................... 28
6
Расчет теплообменного аппарата ................................................................. 30
7
Расчет аппарата воздушного охлаждения ................................................... 32
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..................................................................................................... 34
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ........................................... 35
ПРИЛОЖЕНИЕ А................................................................................................. 36
3
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время нефтеперерабатывающая отрасль занимает важное
место в мировом хозяйстве и мировой экономике. Из нефтепродуктов
получают большое количество различных топлив, а также широкий ряд
товаров, используемых в различных сферах. Поэтому рациональное
использование нефти и совершенствование процессов переработки являются
основными задачами дальнейшего развития отрасли.
Процесс атмосферной перегонки является первичным процессом
переработки нефти. Нефтяные фракции, полученные при атмосферной
перегонке, являются сырьем для последующих процессов переработки,
поэтому необходимо грамотно определить границы отбора фракций и
обеспечить четкость их отбора.
В данной работе будет рассмотрена установка атмосферной перегонки
узеньской нефти (смеси) мощностью 3 млн тонн в год. Целью работы является
выбор установки, составление материального и теплового баланса процесса, а
также расчет параметров основных аппаратов.
4
1 Характеристика нефти и получаемых фракций
В этой главе приведены необходимые данные для расчета основных
аппаратов установки АВТ-6. В данной работе рассматривается нефть
узеньского месторождения (смесь), расположенного в Мангистауской области
Казахстана. В таблице 1 представлены физико-химические характеристики
нефти [1].
Таблица 1 — Физико–химические характеристики узеньской нефти
(смеси)
𝜌420
М
сСт
застывания
вспышки в закрытом тигле
содержание,%
Парафин
температура плавления, ̊С
серы
азота
Содержание, %
смол силикагелевых
асфальтенов
Коксумость, %
Зольность, %
Кислотное число, мг KOH на 1 г нефти
до 200 ̊С
Выход фракций,
вес. %
до 350 ̊С
Температура, ̊С
0,8590
285
21,70
32
0
21,0
62
0,12
0,161
15,30
1,11
3,48
0,126
0,07
11,5
33,4
Из данных таблицы 1 видно, что по плотности нефть характеризуется
как тяжелая. По значению вязкости относится к типу высоковязкой. Нефть
является высокопарафинистой (свыше 6%), для получения товарных топлив
необходима депарафинизация. По содержанию смол нефть относится к
подклассу малосмолистых. Узеньская нефть (смесь) характеризуется малым
содержанием серы и относится к 1 классу (не более 0,6% вес.).
Данные для построения кривой ИТК нефти представлены в таблице 2
[1].
5
Таблица 2 – Разгонка (ИТК) узеньской нефти (смеси) в аппарате АРН-2
№
фракции
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Температура
выкипания
фракции при
н.к.–85
85–120
120–150
150–180
180–210
210–230
230–250
250–275
275–300
300–312
312–325
325–350
350–380
380–410
410–421
421–440
440–450
450–460
460–474
474–482
482–490
Остаток
Выход на нефть, % масс.
отдельных
суммарный
фракций
2,2
2,2
2,4
4,6
2,5
7,1
2,2
9,3
2,9
12,2
2,7
14,9
4,0
18,9
2,7
21,6
3,5
25,1
2,8
27,9
2,8
30,7
2,7
33,4
3,3
36,7
3,2
39,9
2,8
42,7
3,1
45,8
3,0
48,8
2,9
51,7
3,2
54,9
3,1
58,0
2,0
60,0
40,0
100,0
Содержание
серы, % масс.
Следы
»
»
»
»
0,019
0,030
0,063
0,070
0,080
0,140
0,230
По данным из таблицы 2 на рисунке 1 представлена ИТК узеньской
нефти (смесь).
6
700
600
Температура, °C
500
400
300
200
100
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Выход, % масс.
Рисунок 1 – Кривая ИТК узеньской нефти (смеси)
По представленному рисунку 1 можно сделать вывод, что нефть
является тяжелой. Содержание мазута после атмосферного блока составляет
66,6% масс., после вакуумного блока – остаток (гудрон) составляет 40% масс.
В
таблице
3
представлена
характеристика
выкипающих до 200 °C [1].
7
фракций
фракций,
Таблица 3 – Характеристика фракций, выкипающих до 200 °C
Фракционный состав,
̊С
Температура Выход (на
отбора, ̊С
нефть), %
н.к.-85
н.к.-100
н.к.-110
н.к.-120
н.к.-130
н.к.-140
н.к.-150
н.к.-160
н.к.-170
н.к.-180
н.к.-190
н.к.-200
2,2
3,1
3,4
4,6
5,4
6,3
7,1
8,0
8,5
9,3
10,4
11,5
𝜌420
0,6820
0,6934
0,6968
0,7100
0,7116
0,7225
0,7286
0,7313
0,7335
0,7364
0,7410
0,7452
н.к.
10%
50%
90%
36
40
43
48
51
56
61
62
63
65
67
70
54
60
61
72
77
83
90
92
93
96
99
103
67
74
75
95
101
110
112
115
119
124
135
140
80
83
90
104
113
122
131
140
145
154
165
178
Содержание Октановое
серы, %
число
Следы
>>
>>
>>
>>
>>
0,006
—
—
0,011
—
0,017
67,0
64,0
59,3
56,5
51,5
50,0
46,6
42,5
41,0
37,0
35,0
34,5
Исходя из данных таблицы 3 можно сделать предварительный вывод о
том, что вариант фракционирования узеньской нефти с однократным
испарением и однократной ректификацией не подойдет (содержание
растворенных газов не должно превышать 1–1,5% масс.), даже с учетом крайне
низкого содержания серы.
В таблице 4 представлена характеристика легких керосиновых
дистиллятов [1].
8
Таблица 4 – Характеристика легких керосиновых дистиллятов
90%
98%
Температура начала
кристаллизации, ºС
Содержание ароматических
углеводородов, %
Содержание серы, %
0,7715
50%
Температура вспышки в
закрытом тигле, ºС
𝜌420
12,4
10%
𝜈40 , сСт
Выход (на нефть), %
120240
н.к.
𝜈20 , сСт
Температура отбора, ̊С
Фракционный состав, ̊С
138
153
180
217
228
1,38
5,09
29
-54
12
0,019
В таблице 5 представлена характеристика дизельных топлив и их
компонентов [1].
Таблица 5 – Характеристика дизельных топлив и их компонентов
Температура отбора, ̊С
Выход на нефть, % масс.
Дизельный индекс
Фракционный
состав, С
̊
𝜌420
𝜈20 , сСт
250-350
16,4
77,2
10%
270
50%
291
90%
330
98%
226
0,8193
6,51
3,21
𝜈50 , сСт
Температура, С
̊
застывания
3
помутнения
5
вспышки
Содержание серы, % масс.
124
0,065
В таблице 6 указаны характеристики остатков отгона узеньской нефти
(смеси) [1].
Таблица 6 – Характеристика остатков
Параметры
Выход на нефть,% масс.
𝜌420
ВУ50
ВУ80
ВУ100
Температура застывания, ºС
Температура вспышки в
открытом тигле, ºС
Содержание серы, % масс.
Остаток
>450 ̊С
40,0
0,9406
—
—
5,70
49
>350 ̊С
66,6
0,9155
—
5,70
3,19
42
>400 ̊С
51,2
0,9254
—
16,80
8,70
45
212
251
312
320
0,17
0,18
0,23
0,27
9
> 500 ̊С
36,5
0,9414
—
—
6,10
55
В таблице 7 представлены требования к качеству реактивных топлив [2].
Таблица 7 – Требования к качеству реактивных топлив
Наименование показателя
Плотность при 20°С, кг/м3, не менее
Фракционный состав:
а) температура начала перегонки, °С:
не ниже
не выше
б) 10% об. отгоняется при температуре, °С, не выше
в) 50% об. отгоняется при температуре, °С, не выше
г) 90% об. отгоняется при температуре, °С, не выше
д) 98% об. отгоняется при температуре, °С, не выше
Кинематическая вязкость, мм/с, при температуре:
20°С, не менее
минус 40°С, не более
Высота некоптящего пламени, мм, не менее
Кислотность, мг KОН на 100 см топлива:
не более
в пределах
Йодное число, г йода на 100 г топлива, не более
Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не
ниже
Температура начала кристаллизации, °С, не выше
Объемная (массовая) доля ароматических
углеводородов, %, не более
Содержание фактических смол, мг на 100 см
топлива, не более
Массовая доля общей серы, % масс., не более
Марка топлива
ТС-1
Т-2
РТ
775,0
755,0
775,0
150
165
195
230
250
60
145
195
250
280
135
155
175
225
270
280
1,25
8
25
1,05
6
25
1,25
16
25
0,7
3,5
0,7
3,5
0,2-0,7
0,5
28
-
28
-60
20
(22)
-60
20
(22)
-60
20
(22)
5
5
4
0,20
0,25
0,10
Таким образом по данным таблиц 1–7 можно сделать вывод, что
поскольку во всех дистиллятных топливах содержание серы соответствует
первому классу и содержание серы в нефти равно 0,12 % масс., то узеньская
нефть (смесь) относится к 1 классу по технологической классификации ГОСТ
38.1197–80. По содержанию фракций до 350ºС нефть относится к виду 3, так
как содержит 33,4 % масс. Поскольку содержание парафина равно 21%, то
нефть относится к классу П3. Следовательно, для получения реактивных и
дизельных топлив, а также дистиллятных базовых масел требуется
депарафинизация.
10
2 Описание установки АТ и технологической схемы
В данной главе осуществляется подбор типа трубчатой установки, чтобы
обеспечить максимально эффективную работу установки, необходимую
четкость разделения нефти на фракции и избежать образование аварийных
ситуаций.
На установку атмосферной трубчатки (АТ) нефть поступает после
процесса обезвоживания и обессоливания, проводимого на установке ЭЛОУ.
Остаточное содержание воды составляет до 0,2%, а солей до 3–5мг/л.
Установка АТ предназначена для разделения нефти на фракции, которые затем
используются для получения различных нефтепродуктов. Углеводородный
газ, состоящий в основном из пропана и бутана, используется как сырье
газофракционирующей установки для разделения его на индивидуальные
компоненты. Бензиновая фракция (35–180°С) является сырьем для процессов
изомеризации и риформинга, после вторичной ректификации на более узкие
фракции. Керосиновая фракция (120–240°С) после гидроочистки используется
как топливо для реактивных двигателей. Дизельная фракция (180–350°С)
после отчистки используется для получения различных видов дизельного
топлива, а также получения жидких парафинов. Мазут – остаток атмосферной
перегонки (>350°С) может использоваться для получения котельного топлива
или направляться на вакуумную перегонку с целью получения масляных
фракций и гудрона. Также мазут может служить сырьем для процессов
каталитического крекинга и гидрокрекинга.
Перегонка нефти на установках АТ может осуществляться различными
способами: однократное испарение в одной ректификационной колонне,
двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах,
перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне
предварительного испарения (испарителе) или эвапораторе. [3]
При использовании схемы однократного испарения обессоленная нефть
через теплообменник (ТО) подается в печь, где нагревается до нужной
11
температуры, и затем в ректификационную колонну, где происходит
однократное испарение и разделение на фракции. При высоком содержании
растворенных газов и легких фракций переработка по этой схеме затруднена
вследствие высокой нагрузки на печь и колонну, а также повышения давления
в питательном насосе и последующих аппаратах, расположенных в схеме до
печи.
При использовании схемы с двукратным испарением обессоленная
нефть, нагретая в ТО, поступает в первую колонну, где отбирается легкая
фракция бензина до 85°С. Полуотбензиненная нефть нагревается в печи и
подается во вторую колонну, где происходит разделение на фракции. По этой
схеме перерабатываются нефти с большим содержанием легких фракций. В
результате удается избежать большого давления в змеевиках печи. При
нагревании термически нестабильные сернистые соединения разлагаются с
образованием сероводорода, который при контакте с влагой приводит к
коррозии аппаратуры. Использование схемы с двукратным испарением
позволяет снизить коррозию. Основная колонная, работающая с подачей
водяного пара, защищена от коррозии вследствие предварительного отделения
легких фракций в первой колонне, которая работает без подачи водяного пара.
Схемы с двукратным испарением используются при содержании в нефти
легкого бензина (до 85°С) более 3%.
При перегонке с предварительным испарением обессоленная нефть
через теплообменник поступает в пустотелую цилиндрическую колонну
(испаритель), в которой отделяются легкие компоненты. Полуотбензиненная
нефть из низа колонны через печь подается в ректификационную колонну,
туда же подается легкая фракция, отделенная в испарителе. Это позволяет
снизить нагрузку на печь и при этом не требует дополнительной аппаратуры
для конденсации паров легкой фракции. Такая схема используется только для
малосернистых нефтей, содержащих не более 1–1,5% растворенных газов.
Узеньская нефть (смесь) содержит 0,12 % масс. серы и относится к
малосернистым нефтям, поэтому может быть использована схема с
12
предварительным испарением. Также данная нефть содержит около
4,6 % масс. легкого бензина, поэтому оптимальным вариантом является схема
с двукратным испарением.
Технологическая
схема
атмосферной
перегонки
с
двукратным
испарением представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Технологическая схема АТ с двукратным испарением
Обезвоженная и обессоленная нефть (I) насосом Н-1 прокачивается
через четыре теплообменника, где подогревается последовательно двумя
потоками циркуляционного орошения (ЦО) колонны К-2 и отходящими
потоками дизельной фракции и мазута. Подогретая нефть поступает в колонну
К-1. Сверху колонны в виде паров отбирается фракция легкого бензина 35–
85°С, которая охлаждается последовательно в аппарате воздушного
охлаждения АВО-1 и холодильнике Х-1 и поступает в емкость Е-1, где
происходит отделение газа (II), воды и легкого бензина (III). Легкий бензин
прокачивается насосом Н-2, часть возвращается в колонны К-1 в качестве
острого орошения, а другая часть выводится с установки.
Полуотбензиненная нефть с температурой кипения выше 85°С с низа
колонны К-1 прокачивается насосом Н-3 и поступает в печь П-1, где
13
нагревается до нужной температуры. Часть потока направляется в колонну К1 в качестве горячей струи, другая часть поступает в колонну К-2, где
происходит разделение на целевые фракции и остаток выше 350°С. Пары
бензиновой фракции выводятся из верхней части колонны, охлаждаются
последовательно в АВО-2 и холодильнике Х-2 и поступают в емкость Е-2, где
происходит отделение газа (II), воды и тяжелой бензиновой фракции 85–120°С
(IV). Бензиновая фракция прокачивается насосом Н-4, часть возвращается в К2 в качестве острого орошения, а другая часть выводится с установки. Из
средней части колонны отбираются керосиновая и дизельная фракции.
Керосиновая фракция 120–230°С (V) проходит через отпарную колонну К-3,
где водяным паром (VIII) отпариваются легкие компоненты и возвращаются в
К-2. Керосиновая фракция с низа К-3 прокачивается насосом Н-5 через АВО3 и выводится с установки. Дизельная фракция 230–350°С (VI) проходит
отпарную колонну К-4, прокачивается насосом Н-6 через теплообменник, где
отдает свое тепло нефти, охлаждается в АВО-4 и выводится с установки.
Легкие компоненты и водяной пар из К-4 возвращаются в колонну К-2.
Для отпарки легких компонентов из мазута в низ колонны К-2 подается
водяной пар (VIII). Мазут (VII) из нижней части колонны К-2 прокачивается
насосом Н-7 через теплообменник, затем охлаждается в АВО-5 и выводится с
установки.
Для
съема
тепла
в
колонне
К-2
предусмотрены
два
циркуляционных орошения. Верхнее и нижнее ЦО прокачиваются насосами
Н-8 и Н-9 соответственно через теплообменники, где охлаждаются потоком
нефти, и возвращаются в колонну К-2 на 2–3 тарелки выше отбора.
Таким образом подобран тип трубчатой установки. Для узеньской нефти
(смеси) оптимальным вариантом является схема с двукратным испарением и
двукратной ректификацией.
14
3
Расчет ректификационной колонны К-1
Для того, чтобы определить количество теплообменных аппаратов
необходимо произвести расчет теплового режима колонны К-1, в которую
после электродегидраторов и подогрева в теплообменных аппаратах за счет
теплообмена с потоками, выходящими с колонны К-2 поступает обессоленная
и обезвоженная нефть.
Материальный баланс колонны К-1 представлен в таблице 8.
Таблица 8 – Материальный баланс колонны К-1
Наименование
Приход
Обезвоженная и
обессоленная нефть
Итого:
Расход
Головной погон (60 – 85)
Отбензиненная нефть
Итого:
% масс
на сырье
тыс.
т/год
т/сутки
кг/час
100,00
3000
8219
342466
100,00
3000
8219
342466
2,20
97,80
100,00
66
2934
3000
181
8038
8219
7534
334932
342466
Построим линию ОИ по методу Обрядчикова-Смидович. Определим
тангенс угла наклона кривой ИТК по формуле (1):
𝑡𝑔 угла наклона =
𝑡70% − 𝑡10% 418 − 137
=
= 4,7
70 − 10
70 − 10
(1)
По графику Обрядчикова-Смидович определили реперные точки для
построения линии ОИ для нефти.
Для определения температуры ввода сырья в колонну необходимо
построить кривую ОИ, представленную на рисунке 2, при давлении секции
питания, которое принимается равным 2 атмосферы.
15
650
Температура, °C
550
450
350
250
150
50
0
20
40
60
80
100
Выход, % масс.
1 – Кривая ИТК; 2 – ОИ при 𝑃 = 1 атм.; ОИ при 𝑃 = 2 атм.
Рисунок 3 — Кривые ИТК и ОИ нефти при различных давлениях
Температура нефти на входе в колонну соответствует точке кривой ОИ,
которая соответствует проценту отбора головной фракции при давлении в
месте ввода. Температура ввода составляет 131ºС.
Температура верха колонны соответствует 100% отгона головной
фракции и определяется по кривой ОИ, представленной на рисунке 4,
головного продукта при давлении на верху колонны. Давление верха (2)
определяется с учетом перепада давления на каждой тарелке. Количество
тарелок в концентрационной секции принимаем равным 20, перепад давления
на тарелку 10 мм. рт. ст.
𝑃верха = (760 ∙ 𝑃ввода − ∆𝑃 ∙ 𝑛)/760
𝑃верха =
760 ∗ 2 − 10 ∗ 20
= 1320 мм. рт. ст.
760
16
(2)
90
85
80
75
70
65
60
55
0
20
40
60
80
100
1 – Кривая ИТК; 2 – ОИ при давлении в месте ввода;
3 – ОИ при давлении верха колонны
Рисунок 4 – ИТК и ОИ фракции 40-85ºС
Температура верха колонны составила 86ºС.
Температура низа колонны соответствует началу кипения по кривой ОИ
полуотбензиненной нефти при давлении низа колонны (3):
𝑃низа = (760 ∙ 𝑃ввода + ∆𝑃 ∙ 𝑛)/760
𝑃низа =
(3)
760 ∙ 2 + 10 ∙ 6
= 2,08 атм = 1580 мм. рт. ст.
760
Кривая ИТК и линии ОИ полуотбензиненной нефти представлены на
рисунке 5.
17
650
550
450
350
250
150
50
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1 – ИТК; 2 – ОИ при атмосферном давлении;
3 – ОИ при 𝑃 = 1580 мм. рт. ст.
Рисунок 5 – ИТК и ОИ полуотбензиненной нефти
Температура низа колонны К-1 составила 141ºС.
Температура острого (холодного) орошения, подаваемого в колонну К1, принимается равной 35ºС, кратность равна двум по отношению к весу
головного продукта. Температура горячей струи определяется по температуре
ввода полуотбензиненной нефти в колонну К-2 и соответствует точке кривой
ОИ (рисунок 5), которая соответствует проценту отбора головной фракции
при давлении в месте ввода. Температура горячей струи равна 310ºС.
Количество горячей струи определяется исходя из теплового баланса колонны
К-1 [4].
Значения энтальпий паровых и жидких потов были определены по
справочным данным [5].
Тепловой баланс колонны К-1 представлен в таблице 9.
18
Таблица 9 – Тепловой баланс колонны К-1
% масс
на
сырье
Наименование
кг/час
𝜌420
15
𝜌15
t,
⁰C
qt,
ккал/кг
Q, ккал/ч
Приход
Обезвоженная и
обессоленная нефть:
Паровая фаза (нк-110ºС)
Жидкая фаза
Горячая струя:
Итого:
Расход
Головной погон (60–85ºС)
Отбензиненная нефть
Орошение
Итого:
100
342466 0,8590 0,8651 131
20674790
6,4
93,6
4,4
104,4
21869 0,6968 0,7059 131
320597 0,8865 0,8904 131
15068 0,8865 0,8904 310
357534
139,1
55
3041962
17632828
810142
21484932
2,2
97,8
4,4
104,4
7534 0,6820 0,6894 86
334932 0,8784 0,8824 125
15068 0,6820 0,6894 35
357534
113,6
60,8
17,6
855890
20363836
265205
21484932
Количество тепла, вносимое горячей струей, определяется из теплового
баланса (4):
𝑄прих = 𝑄сырья + 𝑄г.с. = 𝑄расх
(4)
𝑄г.с. = 𝑄расх − 𝑄сырья = 21484932 − 20674790 = 810142 ккал/ч
Масса горячей струи находится из следующего уравнения (5):
𝑄г.с. = 𝐺г.с. ∙ (𝑒 ∙ 𝑞𝑡пг.с. + (1 − 𝑒) ∙ 𝑞𝑡жг.с. − 𝑞𝑡жниза )
(5)
Для определения диаметра колонны необходимо установить сечение,
через которое проходит наибольшее количество паров. Для колонны,
работающей с подачей холодного испаряющего орошения данным сечением,
является сечение под верхней тарелкой. Объем паров определяется по
формуле (6):
𝑉=
22,4 ∙ 𝑁 ∙ (273 + 𝑡) ∙ 760 22,4 ∙ 635 ∙ (273 + 86) ∙ 760
=
3600 ∙ 273 ∙ 𝜋
3600 ∙ 273 ∙ 1320
(6)
= 7,53 м3 /с
где 𝜋 – давление в мм.рт.ст., 𝑁 – число молей в данном сечении.
Масса горячего орошения определяется исходя из тепла, уносимого
орошением по формуле (7):
19
𝐺гор.ор. = 𝐺хол.ор. = 15068 кг/ч
(7)
Диаметр колонны определяется по формуле (8):
4𝑉
4 ∙ 7,53
𝐷=√
=√
= 3,4 м
3,14𝑤
3,14 ∙ 0,8
(8)
где 𝑤 – линейная скорость паров, принимается 0,8 м/с.
Таким образом, расчетный диаметр составил 3,4 м. По ГОСТу
выбирается стандартный диаметр колонны, равный 3400 мм.
Общая высота колонны складывается из высоты концентрационной
части, секции питания, отгонной части, высоты под тарелками и над
тарелками, а также высоты постамента (принимается равной 4 м). Высота
концентрационной части (9):
𝐻𝑘 = (𝑁 − 1) ∙ 𝐻𝑚 = (20 − 1) ∙ 0,55 = 10,45 м
(9)
где 𝐻𝑚 – расстояние между тарелками, принимается равным 0,55 м, N –
число тарелок.
Высота отгонной секции определяется по аналогичной формуле и
равняется 2,75 м. Высоты над тарелками в питательной секции принимаются
равными 1,65 м. Высота нижней части складывается из высоты постамента
(принимается 5 м), расстояния до жидкости (принимается 2 м) и высоты
жидкости, которая определяется исходя из 4-х минутного запаса остатка,
определяется по следующей формуле (10):
𝐻ост =
𝑉ост ∙ 𝜏
= 5,1 м
𝐹 ∙ 60
(10)
где 𝜏 – время, ч; 𝑉ост – масса остатка и горячей струи, кг/ч.
Общая высота колонны составляет (11):
𝐻общ = 𝐻верх.часть + 𝐻к + 𝐻о + 𝐻пост. + 𝐻пит. + 𝐻до жид. + 𝐻остаток
(11)
= 1,7 + 10,45 + 1,65 + 5 + 1,65 + 2 + 5,1 = 28,65 м
Таким образом, произведен расчет основных параметров колонны К-1.
Сверху колонны выводится фракция легкого бензина, часть которой пройдя
через АВО и холодильник-конденсатор возвращается в колонну, а часть
20
выводится с установки. Часть полуотбензиненной нефти, пройдя через печь,
поступает в колонну К-2, а часть возвращается в колонну в виде горячей струи.
Даже при учете ввода нефти в теплообменный аппарат при температуре
окружающей среды (20ºС) обеспечить ее нагревание до 131ºС при ее массовом
расходе равном 342466 кг/ч можно используя один теплообменный аппарат,
но велик шанс образования коксовых отложений, поэтому логичнее разбить
нефть на два потока, снизив нагрузку на аппарат, и отправить на обогрев в два
параллельно расположенных теплообменника. Но при выходе их из строя
останавливать работу всей установки абсолютно нецелесообразно. Условимся
об установлении на блоке байпасов с выводом к двум резервным
теплообменникам.
21
4 Расчет ректификационной колонны К-2
В данной главе рассмотрен расчет основных параметров колонны К-2.
Необходимо
определить
количество
циркуляционных
орошений
и
температуры их ввода и вывода из колонны, произвести расчет теплового
режима колонны.
Материальный баланс колонны К-2 представлен в таблице 10.
Таблица 10 – Материальный баланс К-2
Наименование
% мас.
на
нефть
% мас.
на
процесс
тыс.
т/год
кг/час
97,8
97,8
100
100
2934
2934
334932
334932
2,4
12,4
16,4
66,6
97,8
2
13
17
68
100
72
372
492
1998
2934
8219,1781
42465,753
56164,384
228082,19
334932
Приход:
Полуотбензиненная нефть
Всего:
Расход:
Бензиновая фракция (85-120оС)
Керосиновая фракция (120-240 оС)
Дизельная фракция (240-350оС)
Мазут (>350оС)
Всего:
Давление на входе в колонну К-2 принимается равным 2 атм.
Температура ввода отбензиненной нефти определяется по точке кривой ОИ
при 2 атм, соответствующей доле отгона фракций до 350ºС. Температура
входа составляет 310ºС. Количество водяного пара, подаваемого в колонну,
составляет 1% на отбензиненную нефть и 2% на боковые погоны, подаваемые
в отпарные колонны [4].
Температура паров, выходящих с верха колонны определяется по концу
кривой ОИ, представленной на рисунке 6, фракции 85–120ºС при давлении,
равном парциальному давлению паров головного погона в смеси в водяным
паром.
22
130
Температура, °С
120
110
100
90
80
70
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Выход, % масс.
ИТК
ОИ при атм. давлении
ОИ при рабочем давлении
Рисунок 6 – ИТК и ОИ фракции 85–120 ºС
Парциальное давление определяется на основе закона Дальтона (12):
𝑦′ =
𝑃 = 𝜋 ∙ 𝑦′
(12)
𝑁б + 𝑁ор
𝑁б + 𝑁ор + 𝑁в.п.
(13)
где 𝜋 – давление в верха колонны, принимается равным 1000 мм. рт. ст.
[4].
Парциальное давление составило 353 мм. рт. ст. Температура верха
80ºС.
Количество тарелок в концентрационной части можно определить по
перепаду температур, перепад на одну тарелку принимается равным 5ºС.
Тогда число тарелок (14):
𝑁=
𝑡вх − 𝑡в 310 − 86
=
= 45
5
5
(14)
Керосиновая фракция 120–230ºС выводится с 12-й тарелки при
температуре 148ºС, которая принимается на 10ºС ниже, чем начало кипения по
кривой ОИ, представленной на рисунке 7, для данной фракции.
23
260
240
Температура, °С
220
200
180
160
140
120
100
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Выход, % масс.
ИТК
ОИ
Рисунок 7 – ИТК и ОИ фракции 120–240ºС
Дизельная фракция 240–350ºС выводится с 35-й тарелки при
температуре 269ºС, которая принимается на 10ºС ниже, чем начало кипения по
кривой ОИ, представленной на рисунке 8, для данной фракции.
350
Температура, °С
330
310
290
270
250
230
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Выход, % масс.
ИТК
ОИ
Рисунок 8 – ИТК и ОИ фракции 240–350ºС
Количество верхнего орошения принимается в 2 раза больше массы
головного продукта. Температура низа колонны по данным заводской
практики принимается на 20ºС ниже температуры ввода сырья. Температура
24
верхнего острого орошения принимается равной 35ºС, температура водяного
пара, подаваемого в колонну, принимается 350ºС. Для снятия избыточного
тепла, определяемого из теплового баланса колонны, представленного в
таблице 11 и 12, используется циркуляционное орошение (ЦО) [4].
Таблица 11 – Тепловой баланс К-2
Наименование
Приход
Отбенз. Нефть
Паровая фаза
Жидкая фаза
Водяной пар
Итого
Расход
Бензиновая
фракция (85–120)
Керосиновая
фракция (120–240)
Дизельная фракция
(240–350)
Мазут >350
Водяной пар
Итого
%
масс.
на
нефть
%
масс
на
сырье
кг/час
𝜌420
15
𝜌15
t, ⁰C
qt,
Q, ккал/ч
ккал/кг
97,8
31,9
65,9
3,6
101,4
100,0
32,6
67,4
3,7
103,7
334932
109247
225685
12329
347260
0,8784
0,7962
0,968
0,8824
0,8005
0,9716
310
310
310
350
255,35
179,63
783,55
68435897
27896113
40539784
9660205
78096103
2,4
2,5
8219
0,7269
0,7317
77
123,11
1011863
12,4
12,7
42466
0,7795
0,784
148
71,74
3046493
16,4
16,8
56164
0,8483
0,8524
269
133,64
7505808
66,6
3,6
101,4
68,1
3,7
103,7
228082
12329
347260
0,968
0,9716
311
80
166,22
443,97
37911822
5473603
54949589
Таблица 12 – Тепло, снимаемое орошением, в колонне К-2
Поток
Орошение
(острое)
Циркуляционное
орошение 1
Циркуляционное
орошение 2
Итого:
%
масс.
на
сырье
G,
кг/час
𝜌420
15
𝜌15
39,5
132266
0,7269
41,1
137777
11,3
37739
q, ккал/кг
t, ºC
Q, ккал
вых.
вх.
вых.
вх.
0,7317
77
35
122
17
13887908
0,7795
0,784
148
60
71
29
5786628
0,8483
0,8524
269
100
134
42
3471977
23146514
Для установки, производительностью 3 млн т/год и более, принимаем
распределение орошений, согласно практическим данным: Qo.o. = 60 %,
Q1цо = 25 %,
Q2цо = 15 %
от
избытка
тепла
на
расходе.
Qo.o = 13887908 ккал/ч; Q1цо = 5786628 ккал/ч; Q2цо = 3471977 ккал/ч.
25
Отсюда
Примем, что при остром орошении поток бензиновой фракции
охлаждается до 35оС, а в секциях циркуляционного орошения поток
керосиновой фракции охлаждается до 60оС, поток дизельной фракции – до
100оС [4].
В общем случае количества орошений находятся как тепло, отнесенное
к разности энтальпий при температуре вывода фракции из колонны в секцию
циркуляционного орошения и температуре, до которого охлаждается эта же
фракция (15):
𝑔𝑖 =
𝑄𝑖
п/ж
𝐻𝑇
(15)
п/ж
− 𝐻𝑇′
Количество острого орошения:
𝑔орошение =
13887908
= 132266 кг/час
122 − 17
Количество ЦО1:
𝑔ЦО1 =
5786628
= 137777 кг/час
71 − 29
Количество ЦО2:
𝑔ЦО2 =
3471977
= 37739 кг/час
134 − 42
Для определения диаметра колонны необходимо установить сечение,
через которое проходит наибольшее количество паров. Для этого необходимо
проверить объемы паров в питательной секции, под верхней тарелкой и под
тарелками вывода боковых погонов. Объем паров находим по уравнению 6.
Наибольшее количество паров проходит через сечение в зоне питания и
составляет 14,7 м3/с.
Диаметр колонны определяется по уравнению 8 и составляет 4,84 м.
Стандартный диаметр колонны равен 4800 мм.
Общая высота колонны определяется аналогично колонне К-1:
𝐻𝑘 = (45 − 1) ∙ 0,55 = 24,2 м
𝐻о = (4 − 1) ∙ 0,55 = 1,65 м
26
Высоты над тарелками и питательной секции принимаются равными
1,65 м. Высота нижней части складывается из расстояния до жидкости
(принимается 2 м) и высоты жидкости, которая определяется исходя из 10-ти
минутного запаса остатка (10). Высота остатка составляет 3,1 м. Высота
постамента определяется равной 4 м.
Общая высота колонны составляет (16):
𝐻общ = 𝐻к + 𝐻о + 𝐻пост. + 𝐻пит. + 𝐻до жид. + 𝐻остаток
(16)
= 24,2 + 1,65 + 4 + 1,65 + 2 + 3,1 = 36,6 м
Таким образом, осуществлено определение основных параметров
колонны
К-2,
рассчитан
материальный
и
тепловой
баланс.
Число
циркуляционных орошений равно двум. Оба циркуляционных потока
поступают в сырьевые теплообменники, в которых они отдают лишнее тепло,
нагревая при этом сырье, а затем возвращаются в колонну К-2 с необходимой
температурой для снятия тепла в колонне. Боковые фракции, охлаждаясь в
теплообменниках
блока
ЭЛОУ,
нагревая
при
этом
сырую
нефть,
поступающую в электродегидраторы, подается в АВО и выводится с
установки. Мазут, который также проходит через сырьевой теплообменник,
подается затем на блок ВТ. АВО выводятся с установки. Часть тяжелого
бензина, который поступает с верхней части колонны в АВО и холодильникконденсатор возвращается в виде острого орошения, а основная часть
выводится с установки. Снизу предусмотрена подача водяного пара для
увеличения отбора светлых продуктов из более тяжелых нефтепродуктов.
27
5 Расчет трубчатой печи
Основными показателями работы печи являются: полезная тепловая
нагрузка, коэффициент полезного действия (КПД) и производительность по
сырью.
Полезная тепловая нагрузка определяется по формулам (17, 18, 19):
𝑄пол = 𝑄сырья пол. + 𝑄в.п.
(17)
𝑄сырья = 𝐺сырья ∙ (𝑒 ∙ 𝑞𝑡пвых + (1 − 𝑒) ∙ 𝑞𝑡жвых − 𝑞𝑡жвх )
(18)
𝑄в.п. = 𝐺в.п. ∙ [(𝑖пер − 𝑖нас) + 𝑥 ∙ 𝑙]
(19)
Где 𝐺 – масса, кг/ч; 𝑒 – доля отгона, 𝑞𝑡пвых , 𝑞𝑡жвых , 𝑞𝑡жвх – теплосодержание
паровой и жидкой фазы при температурах входа и выхода, ккал/кг; 𝑥 – доля
влаги в насыщенном паре (принимаем 0,03), 𝑙 – скрытая теплота
парообразования воды, кДж/кг; 𝑖пер , 𝑖нас – теплосодержание водяного пара,
ккал/кг (определяется по справочным таблицам).
Энтальпии паровой и жидкой фазы определяются по формулам (20, 21):
𝑞𝑡ж =
1
∙𝛼
(20)
15
√𝜌15
15
𝑞𝑡п = 𝛼 ∙ (4 − 𝜌15
) − 308,99
(21)
где 𝛼 – коэффициенты, определяющиеся из справочных таблиц [6].
𝑞𝑡жвх =
1
√0,8824
∙ 237,57 = 252,90 кДж/кг
𝑞𝑡пвых = 408,27 ∙ (4 − 0,8005) − 308,99 = 997,27 кДж/кг
𝑞𝑡жвых =
1
√0,9716
∙ 661,11 = 670,70 кДж/кг
𝑄сырья = 12695044 ккал/ч
𝑄в.п. = 220946 кккал/ч
𝑄пол = 12915989 ккал/ч
КПД печи определяется по формуле (22):
28
𝑄рн − 𝑞окр.ср. − 𝑞ух.газ − 𝑞неп.сгор.
𝜂=
𝑄рн
(22)
где 𝑄рн – теплота сгорания топлива, ккал/кг; 𝑞окр.ср. , 𝑞ух.газ , 𝑞неп.сгор. –
потери тепла в окружающую среду, с уходящими дымовыми газами и от
неполноты сгорания топлива.
Теплота сгорания топлива (мазута) равна 41868 кДж/кг (9992 ккал/кг),
потери в окружающую среду принимаем равными 5% от общего тепла, потери
тепла с уходящими дымовыми газами определяются по графику зависимости
энтальпии продуктов сгорания от температуры при температуре уходящих
газов. Температура уходящих газов на 150ºС выше, чем температура ввода
сырья и составляет 275ºС. Таким образом, потери с уходящими дымовыми
газами составляют 4200 кДж/кг. Потери от неполноты сгорания топлива
принимаются равными 0,5%. [6]
𝜂=
41868 − 41868 ∙ 0,055 − 4200
= 0,84
41868
Расход топлива в печи определяется по формуле (23):
В=
В=
𝑄пол
𝜂 ∙ 𝑄рн
(23)
12915989
= 1539 кг/ч
0,84 ∙ 9992
Таким образом, мы определили основные показатели работы печи.
Легкие фракции нефти при испарении приводят к чрезмерному повышению
давления в трубах печи, что может привести к аварийной ситуации. Схема с
двукратным испарением и двукратной ректификацией снижает значительную
нагрузку на печь. Благодаря этому теплообменный аппарат перед печью не
предусмотрен.
29
6 Расчет теплообменного аппарата
В качестве примера рассмотрим теплообменник, в который поступает
нефть и ЦО в качестве горячего теплоносителя. Для дистиллятных продуктов
используются кожухотрубчатые теплообменники. Температура нефти на
входе принимается равной 20ºС. ЦО поступает с температурой выхода из
колонны К-2, она составляет 148 ºС. Температура ввода ЦО в колонну должна
составлять 60ºС. Температуру нефти на выходе из определим из теплового
баланса теплообменника (24):
цо
цо
н
н
) = 𝐺2 ∙ (𝑞вых
𝑄 = 𝜂 ∙ 𝐺ЦО ∙ (𝑞вх
− 𝑞вых
− 𝑞вх
)
(24)
где 𝜂 – КПД теплообменника, принимается равным 0,96; q – энтальпия
нефти и ЦО при температурах входа и выхода, кДж/кг; G – масса, кг/ч.
Энтальпия зависит от температуры, таким образом, рассчитав
энтальпию нефти на выходе из ТО, можно определить ее температуру.
Энтальпию жидких продуктов можно вычислить по формуле (из расчета
печи):
𝑄 = 0,96 ∙ 137777 ∙ (71 − 29) = 5555169 ккал/ч
н
𝑞вых
= 53,25 ккал/кг
Температура нефти на выходе составляет 90ºС.
Поверхность теплообмена рассчитывается по формуле (25):
𝐹=
𝑄
𝑘 ∙ 𝜏ср
(25)
где k – коэффициент теплопередачи; 𝜏ср – средняя разность температур.
Для
определения
средней
разности
температур
воспользуемся
формулами (26, 27, 28):
гор
хол
∆𝑡в = 𝑡вх − 𝑡вых
= 148 − 90 = 58
гор
хол
∆𝑡н = 𝑡вых − 𝑡вх
= 60 − 20 = 40
𝜏ср =
∆𝑡в + ∆𝑡н
= 49
2
30
(26)
(27)
(28)
Коэффициент теплопередачи определяется по заводским данным, он
составляет 43,68 ккал/(м2·К) [6].
𝐹=
Произведен
расчет
5555168
= 2600 м2
43,68 ∙ 49
поверхности
теплообмена
и
коэффициента
теплопередачи кожухотрубчатого теплообменного аппарата. Для остаточных
продуктов следует использовать теплообменники типа «труба в трубе». Нефть
и остатки следует направлять в трубы.
31
7 Расчет аппарата воздушного охлаждения
Головные погоны атмосферных колонн (пары бензина, орошения, и
водяной пар) конденсируются и охлаждаются в воздушных холодильниках от
температуры
верха
колонны.
Боковые
погоны
и
остаток
после
теплообменников следует доохлаждать в воздушных холодильниках.
Аппараты воздушного охлаждения можно классифицировать как
теплообменники поверхностного типа.
Тепло, отдаваемое нефтяными парами (29):
п
ж)
𝑄н = 𝐺н (𝐼77
− 𝐼40
= 8219 ∙ (123,11 − 81,20) = 334458
кДж
ч
(29)
= 95683 Вт
Схема потоков противоточная. Начальную температуру воздуха
принимаем равной 25 °С, а конечную 60 °С. Пары, отводящиеся с верха
колонны К-2, охлаждаем до 40 °С. Средняя разница температур (30):
𝜏ср =
Поверхность
(77 − 60) − (40 − 25)
= 16 °𝐶
17
𝑙𝑛
15
теплообмена
АВО
найдем
по
(30)
формуле,
приняв
Вт
коэффициент теплопередачи равным 46 К∙м2 (31):
𝐹=
95683
= 130 м2
46 ∙ 16
(31)
Принимаем длину трубы 8 м и диаметр 0,042 м. Тогда поверхность
одной одной трубы (гладкой) составляет (32):
𝐹1 = 𝜋𝐷𝑙 = 3,14 ∙ 8 ∙ 0,042 = 1,05 м2
(32)
Число труб (33):
𝑛=
𝐹
130
=
= 124
𝐹1 1,05
(33)
Расход воздуха определяем из теплового баланса аппарата по формуле
(34):
п
ж)
𝐺н (𝐼77
− 𝐼40
= 𝐺в (𝐶𝑝60 − 𝐶𝑝25 )
32
(34)
Значение теплоемкостей воздуха при заданных температурах находим
по справочным данным [6]. Зная ранее определенную тепловую нагрузку
аппарата находим расход воздуха:
𝐺в =
334458
кг
= 9471
1,009 ∙ 60 − 1,009 ∙ 25
ч
Плотность воздуха при его начальной температуре и атмосферном
давлении равна (35):
𝜌в =
1,293 ∙ 273
кг
= 1,18 3
298
м
(35)
Объемный расход воздуха в 1 с (36):
𝐺в
9471
м3
𝑉в =
=
= 2,3
3600 ∙ 𝜌в 3600 ∙ 1,18
с
(36)
Таким образом, произведено определение основных характеристик
аппаратов воздушного охлаждения. Число труб составило 124, длина одной
трубы 8 м и диаметр 0,042 м. Определен объемный расход воздуха.
33
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Установка атмосферной перегонки является основополагающей на
каждом нефтеперерабатывающем заводе. Продукты данной установки
являются сырьем для дальнейшей переработки нефти в готовые продукты.
В ходе выполнения данной работы была выбрана оптимальная схема
установки АТ (с двукратным испарением) для переработки узеньской (смеси)
нефти с учетом содержания в ней сернистых компонентов и легких фракций.
Были составлены материальные и тепловые балансы колон К-1 и К-2,
входящих в состав установки. Также были рассчитаны диаметры и высоты
колон: для колонны К-1 3400 мм и 28,65 м, для колонны К-2 4800 мм и 36,6 м
соответственно. Продуктами данной установки является бензиновая (68–
120ºС), керосиновая (120–240ºС) и дизельная (240–350ºС) фракции, а также
мазут (остаток >350ºС). Был произведен расчет теплообменных аппаратов.
Установлены характеристики, необходимые для выбора подходящих ТО из
каталога.
Исходя из полученных данных общее количество теплообменных
аппаратов, которые задействованы на блоке АТ составило 8 штук (3 из
которых
являются
резервными).
Необходимое
количество
аппаратов
воздушного охлаждения – 5 штук. А холодильников-конденсаторов
необходимо установить 2 штуки.
34
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1
Сборник «Нефти СССР», тт. 1,2,3,4 -М,: Химия, 1971-74 гг.
2
ГОСТ 10227-86 Топлива для реактивных двигателей. Технические
условия. – Взамен ГОСТ 16564-71, ГОСТ 10227-62; Введ. с 01.01.87– Москва:
Стандартинформ, 2009. – 9 с.
3
Капустин В. М. Технология переработки нефти. Ч.1. Первичная
переработка нефти. Под ред. О.Ф.Глаголевой – М.: КолосС, 2012. – 456 с.
4
Володин Ю.А. Технологический расчет установки атмосферной
перегонки нейти с применением программирования на персональной
компьютере: учебное пособие / Ю.А. Володин, О.Ф. Глаголева, Т.П. Клокова.
– М.: РГУ нефти и газа, 1998. – 63 с.
5
А.А. Кузнецов, С.М. Кагерманов, Е.Н. Судаков. Расчеты процессов и
аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности: 2-е изд., - Л.: 1974. –
344 с.
6
Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии
переработки нефти и газа: Учебное пособие, 3-е изд., стер. – СПб.: Лань, 2017.
– 256 с.
35
ПРИЛОЖЕНИЕ А
36