Расчет установки первичной переработки нефти

.

 

Высоту отгонной части колонны h4, м, определяем по формуле

 

,                                                   (10.4)

 

где  n – число тарелок в отгонной части колонны.

 

 

Расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки h5 принимаем равным 2 м.

Высоту низа колонны h6 рассчитываем исходя из 10 минутного запаса остатка, необходимого для нормальной работы насоса. Объем мазута внизу колонны V, м3/ч, составляет

 

.                                                     (10.5)

 

где ρм – абсолютная плотность мазута при температуре низа колонны, кг/м3;

Gм – количество мазута, кг/ч.

По формуле (9.3) получаем

 

.

.

 

Определяем площадь поперечного сечения по формуле

 

,                                                       (10.6)

 

Находим высоту низа колонны h6, м, по формуле

 

.                                                        (10.7)

.

 

Высоту юбки h7 принимаем из практических данных равной 4 м.

Общая высота колонны составляет

 

,                                 (10.8)

.

 

 

11 Расчет сырьевого  теплообменника

 

Производится расчёт регенеративного теплообменника на входе в колонну К-1.

Для нагрева обессоленной и обезвоженной нефти, идущей с ЭЛОУ, используется тепло отходящих продуктов – гудрон.

Температура гудрона на входе в теплообменник tг1 = 480 °С, а на выходе принимаем равной tг2 = 250 °С, относительную плотность гудрона определяем по кривой ИТК ( ). Температура нефти на входе  tн1 = 162 °С, а на выходе из аппарата равна температуре нефти на входе в колонну К-1 (tн2 = 172 °С). Плотность нефти определяем по кривой ИТК ( ).

Тепловая нагрузка аппарата Q, кДж/с, находится из теплового баланса

 

Q = Gг·(Itг1-Itг2)·η = Gн·(Itн2-Itн1),                                     (11.1)

 

где Gг , Gн – расход гудрона и нефти, кг/с;

Itг1, Itг2 – энтальпии гудрона на входе и выходе из теплообменника соответственно, кДж/кг;

Itн2 , Itн1 – энтальпии нефти на входе и выходе из теплообменника соответственно, кДж/кг;

η – КПД теплообменника, η = 0,96.

По формуле (8.4) производим расчет Itг1, Itг2, Itн2

 

,

,

,

 

По уравнению (11.1) определяем тепловую нагрузку аппарата

 

Qг = 15,91·(1271,96 – 559,08) = 11342,22кДж/с,

Qн = 81,70·(379,42 – 354,30) ·0,96 = 1970,63 кДж/с,

 

Средний температурный напор в теплообменнике Δtср, °С, определяем по формуле Грасгофа

 

,                                               (11.2)

 

где , – большая и меньшая разности температур соответственно, °С.

При противотоке

 

,                                                   (11.3)

,                                                   (11.4)

,

,

.

 

По справочным данным принимаем значение коэффициента теплопередачи равным К = 210 Вт/(м2∙К∙с).

Поверхность теплообмена определим по формуле

,                                                     (11.5)

.

 

Выбираем теплообменник типа труба в трубе ГОСТ 9930-78 со следующими характеристиками:

– наружный диаметр теплообменных труб 57 мм;

– наружный диаметр кожуховых труб 108 мм;

– длина кожуховых труб 6,0 м;

– поверхность теплообмена 80 м2;

– число аппаратов 3 шт.

 

12 Расчет конденсатора-холодильника

 

Для конденсатора-холодильника при расчете тепловой нагрузки необходимо учитывать тепло конденсации нефтяных и водяных паров. Для этого составляем тепловой баланс

 

Q = Gд· (Iпt1 – Iжt2) + Gвп · [Свп(t1 – t3) + lвп + Св· (t3 – t2)] = Gв·Св· (t5 – t4),    (12.1)

 

где Gд, Gвп, Gв – количество дистиллята, водяных паров и воды, кг/с;

Iпt1 – энтальпия паров дистиллята при температуре входа в конденсатор-холодильник, кДж/кг;

Iжt2 – энтальпия жидкого дистиллята при температуре выхода из конденсатора-холодильника, кДж/кг; 

Свп – теплоёмкость водяных паров, кДж/(кг·К);

t1, t2 – начальная и конечная температуры продукта, °С;

t3 – температура конденсации водяных паров, °С;

t4 – температура воды на входе в аппарат, °С;

t5 – температура воды на выходе из аппарата, °С;

lвп – теплота конденсации водяного пара, кДж/кг;

Св – теплоёмкость воды, кДж/(кг·К).

 

Таблица 12.1 – Исходные данные

PВЕРХУ.В.	0,1311	МПа
QИСП.	2240,8	кДж/кг
tКОНД.	106,3	цельсий
CВ.П.	0,48	кДж/(кг·К)
CВОДА	4,187	кДж/(кг·К)
GБ	19,37	кг/с
GВ.П.	1,696	кг/с
hП	610,7	кДж/кг
hЖ	82,2	кДж/кг
tВЕРХ	130,8	°С
tО.О.	40,0	°С

 

 

Необходимые для расчета данные берем из таблицы 8.1.

Таким образом количество тепла отданное в конденсаторе-холодильнике

 

Q = 19,37·(610,7 – 82,2) + 1,696·[0,48·(130,8 – 106,3) + 2240,8 +

+ 4,187·(106,3 – 40)] = 14526,5 кДж/с.

 

Из уравнения (12.1) определяем количество воды, необходимое для охлаждения

.

 

Выбираем противоточную схему теплообмена

 

,                                               (12.2)

 

где , – большая и меньшая разности температур соответственно, °С.

 

,                                                    (12.3)

,                                                    (12.4)

,

,

.

 

Принимаем коэффициент теплопередачи К = 230 Вт/(м2·К∙с).

Поверхность теплообмена определим по формуле

 

,                                                     (12.5)

.

 

Выбираем кожухотрубчатый холодильник ГОСТ 14244-79 со следующими размерами:

– диаметр кожуха 1400 мм;

– диаметр труб 20 мм;

– число ходов по трубам 4;

– поверхность теплообмена 1197 м2;

– длина труб 9000 мм, расположены в решетке по вершинам треугольников.

Для обеспечения нужной поверхности теплообмена необходимо установить 2 холодильника, работающих параллельно.

 

13 Расчет трубчатой  печи

 

В нагревательную печь подается отбензиненная нефть, в печи происходит процесс однократного испарения. Количество тепла отданное нефти должно обеспечить необходимую долю отгона для основной колонны К-2.

Определяем полезную тепловую нагрузку печи Qпол, кДж/с

 

Qпол = Gон·(qп·emК-2+qж·(1 – emК-2) – qн),                                (13.1)

 

где qн, qж, qп – теплосодержание нефти на входе в печь, жидкой части и паровой части на выходе из печи соответственно, кДж/кг.

 

Таблица 13.1 – Исходные данные

GПРОДУКТ	73,8	кг/с
e	0,537
tВХОД	220,0	цельсий
ρНЕФТЬ	0,8022
htВХОД	499,0	кДж/кг
tВЫХОД	330,0	цельсий
hП	1044,9	кДж/кг
hЖ	816,3	кДж/кг
HCP	35,0	кВт/м2

 

 

 

Qпол = 73,8·(1044,9·0,537 + 816,3·(1 – 0,537) – 499,0) = 32474,8 кВт.

 

Рассчитываем поверхность нагрева по формуле

 

,                                                       (13.2)

.

 

Выбираем печь типа ВС1400/12,5 со следующими характеристиками:

– поверхность нагрева радиантных труб 1400 м2;

– рабочая длина радиантных труб 12,6 м;

– количество секций 4 шт;

– тепловая мощность, 58,46 МВт;

– длина 17,6 м;

– ширина 8,4 м;

– высота 20 м.

 

14 Расчет и выбор  насосов

 

Все результаты расчетов сводим в таблицу 14.1. Температуру перекачки в колонну К-1 принимаем равной 50 °С.

 

Таблица 14.1 – Расчет насосов

Вещество	t, °С	ρ до поправки	Поправка	ρ, кг/м3	Расход, кг/ч	П, м3/ч
Исходная нефть	20	0,8022	-	802,2	294117,6	366,64
Отбенз-я нефть	200	0,8230	0,738	690,1	265644,8	384,93
85 - 120 °С	40,0	0,7259	0,87	708,5	69728,3	98,42
120 - 230 °С	200	0,7876	0,792	645,0	57623,1	89,34
230 - 350 °С	200	0,8470	0,712	718,8	57293,2	79,71
Мазут	300	0,8934	0,647	712,3	34499,8	48,44
Гудрон	400	0,8895	0,66	638,7	57277,0	89,67
Орошение К-2	40	0,7259	0,87	708,5	41837,0	59,05
ПЦО керосин	100,0	0,7876	0,792	724,2	77831	107,47
ПЦО ДТ	100,0	0,8470	0,712	790,0	21969,1	27,81

 

 

В качестве насосов

 

 

 

15 Сводные показатели технологического режима

 

16 Лабораторный контроль производства

 

Регулирование работы трубчатых установок по температурному режиму, давлению, уровню в колоннах, качества подаваемого орошения должно быть связано с заводскими нормами качества продуктов, получаемых при перегонке нефти. Контроль над качеством нефтепродуктов осуществляется при помощи анализаторов качества на потоке, а также периодически в цеховой лаборатории. Показатели и ГОСТы на нефтепродукты приведены в таблице.

 

Таблица 8.1 – Показатели и ГОСТы на нефть и нефтепродукты

 

№ п/п		Наименование стадий процесса, анализируемый продукт	Контролируемые показатели		Методы контроля (методика анализа, государственный отраслевой стандарт)		Норма		Частота контроля, раз/сут.
1		2	3		4		5		6
1		Нефть (сырье)	1 Концентрация хлористых  солей, мг/дм3, не более I группа II группа III группа		ГОСТ 21534-78		100 300 900		1
			2 Массовая доля воды, %, не более I группа II,III группа				0,5 1,0		1
			3 Массовая доля механических  примесей, %, не более I,II,III группа				0,05		1
			4 Давление насыщенных  паров, кПа (мм рт.ст.) не более		ГОСТ 1756-52		66,7 (500)		1
			5 Плотность при 20°С, г/см3		ГОСТ 3900-85		не норм.		1
2		Нефть обессоленная	1 Массовая доля воды, %, не более		ГОСТ 2477-65		0,1		2
			2 Содержание солей, мг/дм3, не более		ГОСТ 21534-76		3		2
3	Бензин		1 Фракционный состав: 1.1 температура начала  кипения, °С, не ниже 1.2 температура конца кипения, °С, не выше	ГОСТ 2177-82		35     180		2
			2 Испытание на медной  пластинке	ГОСТ 6321-92		выдерживает		1
			3 Цвет	визуально		бесцветный		2
			4 Наличие сероводорода	МВИ 866-95		отсутствие		1
5	Керосиногазойлевая фракция		1 Фракционный  состав: 1.1температура  начала кипения, °С, не ниже 1.2 до 350°С выкипает, %, не менее              в зимний период (I,IV кв.) 1.3до 360°С выкипает, %, не менее              в летний период (I,IV кв.)	ГОСТ 2177-82		190   96   90		2
			2 Цвет, не темнее	визуально		желтый		2
			3 Наличие сероводорода	МВИ 866-95		не нормируется		1
			4 Испытание на медной пластинке	ГОСТ 6321-92		не нормируется		1
6	Вакуумный газойль		1 Фракционный состав: 1.1 температура начала  кипения, °С, не ниже 1.2 до 350°С выкипает, %, в  пределах 1.3 температура конца кипения, °С, не выше	ГОСТ 10120-71		180 15÷40 500		1
			2 Объемная доля акцизных  смол, %, не более	МВИ 162-99		15		1
8	Мазут		Массовая доля воды, %, не более	ГОСТ 2477-65		отсутствие		при пуске установки
9	Рефлюкс		Массовая доля углеводородов С5 и выше, %, не более	МВИ 67-98		80		1 раз в декаду