Автор: Пользователь скрыл имя, 05 Февраля 2013 в 22:48, курсовая работа
Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ и их роль очень важна в получении высококачественных нефтепродуктов. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ необходимо всегда уделять очень серьезное внимание.
Введение……………………………………………………………………………………….…3
Характеристика нефти по СТБ ГОСТ Р51858-2003 и выбор варианта ее
переработки………………………………………………………………..………………….5
Характеристика фракций нефти и их возможное применение………..………………….7
2.1 Характеристика газов…………………………………………….……………….…7
2.2 Характеристика бензиновых фракций…………………………….………………..8
2.3 Характеристика керосиновых фракций…………………………………………….8
Характеристика дизельных фракций…………………………………………….....9
2.5 Характеристика вакуумных дистиллятов………………………………….……….9
Характеристика остатков и их применение………………………………………10
Выбор и обоснование технологической схемы АВТ…………………………………….11
Блок ЭЛОУ…………………………………………………………..……………...11
Блок колонн……………………………………………………………………..…..12
Блок теплообменников…………………………………………………………..…16
Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения
отбензинивающей колонны К-1 (ЭВМ)…………………………………….………………23
Расчет материального баланса ректификационных колонн и
установки …………………………………………………………………………………...28
5.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны…………………….………..28
5.2 Материальный баланс основной атмосферной колонны………………….…..…28
5.3 Материальный баланс вакуумной колонны …………………………………...…29
5.4 Материальный баланс блока стабилизации…………………….….………...……29
5.5 Материальный баланс колонны четкой ректификации…….………………...…..30
5.6 Материальный баланс установки АВТ………………………….……………..….31
Расчет доли отгона сырья (ЭВМ) на входе в стабилизационную колонну.…..……..….32
Технологический расчет колонны…………………………………………………...……34
7.1 Технологическая схема колонны…………………………………….…………....34
7.2 Расчет материального баланса колонны…………….…….………………….…...35
7.3 Расчет температуры верха ………………………………………………….…..….35
7.4 Расчет температуры низа …………………………………………………...….….36
7.5 Расчет теплового баланса ректификационной колонны……….………….….…36
7.6 Расчет основных размеров колонны.……………………….……………………..38
Расчет теплообменника «Нефть-ВЦО К-5»…………….…..…………………………… 42
Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока..……….……………….45
Охрана окружающей среды на установке………………………………………………...48
Заключение …………………………………………………………………………………50
Список литературы
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 226-8=218°С.
Теплообменник Т-109
Начальная температура гудрон, входящего в теплообменник, составляет tн=370°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=270°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 240-14=226°С.
До блока ЭЛОУ:
2-й поток:
Теплообменник Т-201
Начальная температура ВД-3, входящей в теплообменник, составляет tн=320°С, охлаждают его на 25°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=295°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 19-4=15°С.
Теплообменник Т-202
Начальная температура ВЦО К-2, входящей в теплообменник, составляет tн=150°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=50°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 49-30=19°С.
Теплообменник Т-203
Начальная температура ВЦО К-5, входящей в теплообменник, составляет tн=180°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=80°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 79-30=49°С.
Теплообменник Т-204
Начальная температура НЦО К-2, входящей в теплообменник, составляет tн=300°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=200°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 109-30=79°С.
После блока ЭЛОУ:
Теплообменник Т-205
Начальная температура ВД-1, входящей в теплообменник, составляет tн=263°С, охлаждают его на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=163°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 120-11=109°С.
Теплообменник Т-206
Начальная температура фракции 240-360ºС на входе в теплообменник составляет tн=310°С, охлаждают её на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=210°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 159-39=120°С.
Теплообменник Т-207
Начальная температура СЦО К-5 на входе в теплообменник составляет tн=263°С, охлаждают её на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=163°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 189-30=159°С.
Теплообменник Т-208
Начальная температура НЦО К-5 на входе в теплообменник составляет tн=320°С, охлаждают её на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=220°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 228-39=189°С.
Теплообменник Т-209
Начальная температура ВД-2 на входе в теплообменник составляет tн=288°С, охлаждают её на 100°С. Конечная температура теплоносителя будет tк=188°С.
Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:
,
тогда температура нефти на входе в теплообменник будет: 240-12=228°С.
Рисунок 3.1 — Схема подогрева нефти до ЭДГ
Рисунок 3.2 — Схема подогрева нефти после ЭДГ
4 Расчёт состава газа и бензина в ёмкости орошения отбензинивающей колонны
Для расчёта состава газа и бензина в ёмкости орошения зададимся:
Расход нефти в
Состав смеси и её количество
представленные в таблице 4.1 служат
исходными данными для
Таблица 4.1 — Состав смеси на входе в ёмкость орошения
Компонент (фракция) |
Массовая доля компонента в нефти |
Количество компонента в нефти, кг/ч |
Смесь углеводородов на входе в ёмкость с учётом орошения (кратность —2) | |
кг/ч |
мас. доля | |||
CH4 |
0.0016812 |
659,3 |
1977,9 |
0,008617 |
C2H6 |
0,0028188 |
1105,4 |
3316,2 |
0,014448 |
C3H8 |
0,0079632 |
3122,8 |
9368,4 |
0,040815 |
∑C4 |
0,0235368 |
9230,2 |
27690,6 |
0,120640 |
28-62°С |
0,07945 |
31157,1 |
93471,3 |
0,407227 |
62-85°С |
0,03798 |
14894,2 |
44682,6 |
0,194669 |
85-105°С |
0,01785 |
7000,0 |
21000 |
0,091492 |
105-140°С |
0,02382 |
9341,3 |
28023,9 |
0,122092 |
Итого: |
0,1951 |
76510,3 |
229530,9 |
1,000000 |
Иcxoдныe дaнныe:
Pacxoд нeфти или фpaкции G= 229530.90625 Kг/чac
Плoтнocть ocтaткa P19= 899.7000122070312 Kг/M^3
Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 450 KПa
Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 40 ^C
Peзультaты pacчeтa:
Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 2.529844641685486E-002
Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 5.306998267769814E-002
Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 72.19685363769531
Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 74.31419372558594
Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 34.41621780395508
Cocтaв жидкoй фaзы Taблицa 4.2
╔══════════╤═══════════════╤══
║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║
╟──────────┼───────────────┼──
║ Meтaн │ 0.0175963 │ 0.0037885 │ 52.9738 │ 847.5812 ║
║ Этaн │ 0.0262998 │ 0.0106170 │ 79.1760 │ 2375.2791 ║
║ Пpoпaн │ 0.0630497 │ 0.0364821 │ 189.8122 │ 8161.9263 ║
║ Бутaн │ 0.1537785 │ 0.1179502 │ 462.9528 │ 26388.3086 ║
║ 28-62 │ 0.4071064 │ 0.4133491 │ 1225.6007 │ 92476.1641 ║
║ 62-85 │ 0.1723986 │ 0.1989283 │ 519.0089 │ 44505.0586 ║
║ 85-105 │ 0.0734870 │ 0.0936990 │ 221.2338 │ 20962.7285 ║
║ 105-140 │ 0.0862837 │ 0.1251858 │ 259.7585 │ 28007.0820 ║
╟──────────┼───────────────┼──
║ CУMMA │ 1.0000 │ 1.0000 │ 3010.5168 │ 223724.1250 ║
╚══════════╧═══════════════╧══
Cocтaв пapoвoй фaзы Taблицa 4.3
╔══════════╤═══════════════╤══
║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║
╟──────────┼───────────────┼──
║ Meтaн │ 0.4186939 │ 0.1946496 │ 70.6429 │ 1130.2865 ║
║ Этaн │ 0.1859040 │ 0.1620492 │ 31.3661 │ 940.9834 ║
║ Пpoпaн │ 0.1662811 │ 0.2077534 │ 28.0553 │ 1206.3773 ║
║ Бутaн │ 0.1354142 │ 0.2242724 │ 22.8474 │ 1302.2997 ║
║ 28-62 │ 0.0781588 │ 0.1713546 │ 13.1871 │ 995.0176 ║
║ 62-85 │ 0.0122680 │ 0.0305665 │ 2.0699 │ 177.4927 ║
║ 85-105 │ 0.0023464 │ 0.0064600 │ 0.3959 │ 37.5119 ║
║ 105-140 │ 0.0009239 │ 0.0028943 │ 0.1559 │ 16.8066 ║
╟──────────┼───────────────┼──
║ CУMMA │ 1.0000 │ 1.0000 │ 168.7204 │ 5806.7759 ║
╚══════════╧═══════════════╧══
Иcxoднaя cмecь Taблицa 4.4
╔══════════╤═══════════════╤══
║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║
╟──────────┼───────────────┼──
║ Meтaн │ 0.0388825 │ 0.0086170 │ 123.6167 │ 1977.8678 ║
║ Этaн │ 0.0347700 │ 0.0144480 │ 110.5421 │ 3316.2625 ║
║ Пpoпaн │ 0.0685282 │ 0.0408150 │ 217.8675 │ 9368.3037 ║
║ Бутaн │ 0.1528040 │ 0.1206400 │ 485.8002 │ 27690.6094 ║
║ 28-62 │ 0.3896494 │ 0.4072270 │ 1238.7878 │ 93471.1875 ║
║ 62-85 │ 0.1639006 │ 0.1946690 │ 521.0788 │ 44682.5508 ║
║ 85-105 │ 0.0697116 │ 0.0914920 │ 221.6297 │ 21000.2402 ║
║ 105-140 │ 0.0817537 │ 0.1220920 │ 259.9144 │ 28023.8867 ║
╟──────────┼───────────────┼──
║ CУMMA │ 1.000 │ 1.000 │ 3179.2371 │ 229530.9063 ║
╚══════════╧═══════════════╧══
Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и
кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoв Taблицa 4.5
╔══════════╤═══════════════╤══
║кoмпoнeнты│ мoлeк. мacca │ Pi , KПa │ Ki ║
╟──────────┼───────────────┼──
║ Meтaн │ 16.0000 │ 1.063463E+04 │ 2.363252E+01 ║
║ Этaн │ 30.0000 │ 3.159241E+03 │ 7.020535E+00 ║
║ Пpoпaн │ 43.0000 │ 1.178707E+03 │ 2.619349E+00 ║
║ Бутaн │ 57.0000 │ 3.935635E+02 │ 8.745856E-01 ║
║ 28-62 │ 75.4538 │ 8.580576E+01 │ 1.906795E-01 ║
║ 62-85 │ 85.7501 │ 3.180437E+01 │ 7.067637E-02 ║
║ 85-105 │ 94.7538 │ 1.427042E+01 │ 3.171204E-02 ║
║ 105-140 │ 107.8197 │ 4.785503E+00 │ 1.063445E-02 ║
╚════════╧═════════════╧══════
Как показал расчет, достичь нулевой доли отгона в емкости орошения К-1 не удалось (доля отгона равна 2,53∙10-2). Таким образом, в технологической схеме АВТ необходимо предусмотреть еще один аппарат – абсорбер. предназначен для конденсации газов уходящих из емкости орошения отбензинивающей колонны. Сырьем для которой являются газы, растворенные в нефти. Абсорбентом является бензина К-2 (фракция 70 – 180 0С). При этом давление в емкости орошения отбензинивающей колонны принимают 250 кПа и повторяют расчет.
Иcxoдныe дaнныe:
Pacxoд нeфти или фpaкции G= 229530.90625 Kг/чac
Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 392.1600036621094 Kг/чac
Плoтнocть ocтaткa P19= 899.7000122070312 Kг/M^3
Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 250 KПa
Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 40 ^C
Peзультaты pacчeтa:
Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 9.166202694177628E-002
Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .1500799953937531
Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 72.19685363769531
Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 77.15917205810547
Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 44.09454727172852
Cocтaв жидкoй фaзы Taблицa
╔══════════╤═══════════════╤══
║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║
╟──────────┼───────────────┼──
║ Meтaн │ 0.0053426 │ 0.0011079 │ 14.4362 │ 230.9786 ║
║ Этaн │ 0.0126002 │ 0.0048991 │ 34.0471 │ 1021.4120 ║
║ Пpoпaн │ 0.0438617 │ 0.0244437 │ 118.5186 │ 5096.2998 ║
║ Бутaн │ 0.1404703 │ 0.1037700 │ 379.5644 │ 21635.1680 ║
║ 28-62 │ 0.4320872 │ 0.4225369 │ 1167.5419 │ 88095.4141 ║
║ 62-85 │ 0.1885771 │ 0.2095732 │ 509.5536 │ 43694.2656 ║
║ 85-105 │ 0.0811973 │ 0.0997127 │ 219.4030 │ 20789.2578 ║
║ 105-140 │ 0.0958636 │ 0.1339566 │ 259.0328 │ 27928.8379 ║
╟──────────┼───────────────┼──
║ CУMMA │ 1.0000 │ 1.0000 │ 2702.0977 │ 208491.6250 ║
╚══════════╧═══════════════╧══
Cocтaв пapoвoй фaзы
╔══════════╤═══════════════╤══
║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║
╟──────────┼───────────────┼──