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 = 175,39 °С, а на выходе из аппарата равна температуре нефти на входе в колонну К-1 (tн2 = 185 °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 = 45,94·(1252,58 – 535,68) = 32931,17 кДж/с,

Qн = 132,76·(400,64 – 376,73) ·0,96 = 3047,18 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.	0,081	МПа
QИСП.	2274,5	кДж/кг
tКОНД.	93,7	цельсий
CВ.П.	0,48	кДж/(кг·К)
CВОДА	4,187	кДж/(кг·К)
GБ	22,30	кг/с
GВ.П.	2,582	кг/с
hП	551,4	кДж/кг
hЖ	82,7	кДж/кг
tВЕРХ	99,1	°С
tО.О.	40,0	°С

 

Необходимые для расчета данные берем из таблицы 8.1.

Таким образом количество тепла отданное в конденсаторе-холодильнике

 

Q = 22,30·(551,4 – 82,7) + 2,582·[0,48·(99,1 – 93,7) + 2274,5 +

+ 4,187·(93,7 – 40)] = 16909,6 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	125,5	кг/с
e	0,423
tВХОД	220	цельсий
ρНЕФТЬ	0,9
htВХОД	488,8	кДж/кг
tВЫХОД	332,1	цельсий
hП	1035,6	кДж/кг
hЖ	806,0	кДж/кг
HCP	35,0	кВт/м2

 

 

 

Qпол = 125,5·(1035,6·0,423 + 806·(1 – 0,423) – 488,8) = 52015,3 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 Сводные показатели технологического режима

 

15 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 8.1.

Таблица 8.1  – Показатели и ГОСТы на нефть и нефтепродукты

Продукт	Показатели	ГОСТ
Нефть	содержание механических примесей	21534 – 78
	содержание воды
	содержание хлористых солей
	давление насыщенных паров	1756 – 52
	плотность	3900 – 85
Бензин	плотность	3900 – 85
	фракционный состав	2177 – 82
	испытание на медную пластинку	6321 – 92
	давление насыщенных паров	1756 – 52
	цвет	визуально
	наличие сероводорода	МВИ 866-95
Керосин	Плотность	3900-47
	Содержание серы	19121-73
	Температура вспышки в закрытом тигле	6356-75
	Температура застывания	20287-74
Дизельное топливо	кинематическая вязкость	33 – 82
	температура вспышки	6356 – 75
	температура застывания	20287- 74
	плотность	3900 – 85
	цвет	визуально
	наличие сероводорода	МВИ 866-95
Масляные фракции	кинематическая вязкость	33 – 82
	содержание серы	1437 – 75
	плотность	3900 – 85
	температура застывания	20287- 74
Гудрон	плотность	3900-85
	массовая доля воды	2477-65
	вязкость условная	11503-74

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

16 Техника безопасности и охрана труда на установке

Из-за легкой воспламеняемости нефти, а также способности ее паров образовывать с воздухом взрывчатые смеси  нефтеперерабатывающие заводы относятся к предприятиям, весьма опасным в пожарном отношении. Пожары и взрывы наносят ущерб и иногда сопровождаются человеческими жертвами. Вредное влияние нефтепродуктов на органы человека может при несоблюдении должных мер предосторожности привести к профзаболеваниям и отравлениям.

    Специфическими  опасностями заводов, перерабатывающих  высокосернистое сырье, являются  выделение сероводорода и накопление  пиросернистого железа, способного в определенных условиях самовозгораться. Сероводород может скапливаться в низких местах.

Правила техники безопасности обязывают иметь в производственных помещениях, где возможно выделение сероводорода, приточно-вытяжную вентиляцию. В случае временного прекращения работы вентиляции рабочие обязаны надеть противогазы, а при длительных перебоях – удалиться из помещения. Пропуски  газа или сернистого нефтепродукта через фланцевые соединения должны устраняться в противогазе и в присутствии дублера.

В сопровождении дублера и в исправном фильтрующем противогазе должны проводитмся работы по обваловке резервуарных парков или отбору там проб, открытие кранов и задвижек у сырьевых емкостей.  Работу в колодцах, приямках, емкостях следует проводить в шланговом противогазе и также в присутствии дублера. На работающем должен быть предохранительных пояс с веревкой, свободный конец которой прочно закрепляется у места нахождения дублера. Веревка должна проходить у рабочего под мышками.

Запорные приспособления в приямках, подвалах, колодцах должны иметь приводы, позволяющие рабочему проводить все операции с поверхности земли.

Для предупреждения образования пирофорных осадков необходимо периодически и тщательно очищать внутренние поверхности емкостей от продуктов коррозии. Сброс газа на факел без зажигания не разрешается.

Все работники, занятые на переработке сернистых нефтей, должны быть инструктированы относительно правил оказания первой помощи при отравлениях, уметь делать искусственное дыхание, быстро вызывать врача из санпункта.

Наибольшую опасность в зимних условиях представляют те места в трубопроводах, емкостях и аппаратуре, где может скопиться вода, способная при замерзании вызвать разрывы и течи. Исключительно опасны также чугунные детали. Переходы, лестницы и площадки на установках даже при небольшой корке люда могут быть причиной серьезной травмы.