Министерство образования и науки РоссийскойФедерации
Федеральное агентство по образованию
Иркутский государственный техническийуниверситет
Кафедра химической технологии
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту
По дисциплине
Химическая технология природных энергоносителейуглеродных материалов
Тема:
Расчет материального баланса установкиАВТ. Проектирование аппарата вторичной перегонки бензина К-5
ЗАДАНИЕ
На курсовое проектирование
По курсу: Химическая технологияприродных энергоносителей и углеродных материалов
Тема проекта: Рассчитать материальныйбаланс установки АВТ. Спроектировать аппарат вторичной перегонки бензина К-5
Исходные данные: Мощностьустановки АВТ – 3 000 000 тонн в год; сырьё установки АВТ – нефть самотлорская;сырьё колонны ВПб (К-5) – фракция 105 – 1800С; продукты колонны ВПб (К-5)– фракции 105 – 1400С, 140 – 1800С.
Рекомендуемая литература:
Нефти СССР. Справочник, М.:Химия. т 4.-787 с;
Сарданашвили А.Г. и др. Примерыи задачи по технологии переработки нефти и газа. М.: Химия, 1973,-272 с;
Справочник нефтепереработчика// под ред. Лестовский Г.А., Л.: Химия, 1986.-648 с;
Повлов К.Ф., Романков П.Г.Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии, 7-е изд.Л.: ГОСИНТИ, 1989;
Криворот А.С. Конструкциии основы проектирования машин и аппаратов химической промышленности. М.: Химия,1999
Графическая часть
Дата выдачи задания «1» марта2006 г.
Дата представления проектаруководителю «1» мая 2006 г.
Руководитель курсового проектирования
Содержание
Введение
1. Выбор и обоснование метода производства
2. Физико-химические основы процесса
3. Описание технологической схемы
4. Характеристика сырья, полупродуктов,готовой продукции вспомогательных материалов
5. Материальный баланс установки
6. Тепловой баланс колонны вторичной перегонкиК-5
7. Конструктивный расчёт колонны вторичнойперегонки бензина К-5
8. Гидравлический расчет
9. Прочностной расчет
10. Описание конструкции аппарата и эскиз
11. Вредности и опасности на производстве
12. Охрана окружающей среды от промышленныхзагрязнений
Заключение
Список литературы
Приложение А — Принципиальная схема ректификационной установки
Приложение Б — Принципиальная схемаблока стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ – АВТ – 6
Приложение В — Принципиальная схема установкиатмосферно-вакуумной перегонки нефти с блоком обезвоживания и обессоливания
Введение
Различные виды горючих ископаемых– уголь, нефть и природный газ – известные человечеству с доисторических времён.До настоящего времени горючие ископаемые использовали и продолжают использоватьглавным образом, как энергетическое топливо, т.е. как первичные энергоресурсы. ВХХ в. К источникам энергоресурсов добавились ещё и гидроресурсы и ядерное топливо.Совокупность отраслей промышленности, занятых добычей, транспортировкой и переработкойразличных видов различных ископаемых, а также выработкой, преобразованием и распределениемразличных видов энергии (тепловой, электрической и др.), называют топливно-энергетическимкомплексом (ТЭК). ТЭК включает топливную (нефтяную, газовую, угольную, торфяную,сланцевую), нефтеперерабатывающую, нефтехимическую и энергетическую (тепло-, гидро-и атомную) промышленности.
ТЭК является основой современноймировой экономики. Уровень развития ТЭК отражает социальный и научно-техническийпрогресс в стране. Действительно, трудно представить жизнь современного человекабез топлива, энергии, света, тепла, связи, радио, телевидения, транспорта и бытовойтехники и т.д. Без энергии невозможно развитие кибернетики, средств автоматизации,вычислительной и космической техники.
Особенно велико современноеэкономическое значение нефти и газа. Нефть и газ – уникальные и исключительно полезныеископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности,на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве,энергетики в быту и т.д. За последние несколько десятилетий из нефти и газа сталивырабатывать в больших количествах разнообразные химические материалы, такие, какпластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, моющие средства, минеральныеудобрения, и многое другое. Не зря называют нефть «чёрным золотом», а ХХ в. – векомнефти и газа. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал,но часто и политику государства.
Нефтеперерабатывающая промышленность– отрасль тяжёлой промышленности, охватывающая переработку нефти и газовых конденсатови производство высококачественных товарных нефтепродуктов: моторных и энергетическихтоплив, смазочных масел, битумов, нефтяного кокса, парафинов, растворителей, элементнойсеры, термогазойля, нефтехимического сырья и товаров народного потребления.
Промышленная переработка нефтии газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) осуществляетсяпутём сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельныхили комбинированных крупнотоннажных технологических процессов (установках, цехах)предназначенных для получения различных компонентов или ассортиментов товарных нефтепродуктов.
В ХХI в. нефтеперерабатывающая отрасль России вступила со значительнымотставанием высокоразвитых стран по глубине переработки нефти и насыщенности НПЗвторичными процессами. Снижение научно-инновационного потенциала в отрасли обусловленосокращением государственного финансирования на развитие исследований области созданиянаукоёмких технологий, включая фундаментальную и прикладную науку. Это в свою очередь,привело к ориентации нефтяного комплекса России на зарубежные технологии.
Сегодня в России мощностипо первичной переработки составляют около 315 млн. т/год. Суммарная мощность РоссийскихНПЗ по первичной переработки нефти в 3 раза ниже, чем в США. В тоже время средняямощность одного Российского завода превышает мощность среднего завода США в 2,4раза. Однако общая технологическая оснащённость отечественных заводов процессами,углубляющими переработку нефти, крайне низка.
1. Выбор и обоснованиеметода производства
Существует три основных направленияпереработки нефти:
1) топливная;
2) топливно-маслянное;
3)нефтехимическое или комплексное(топливно-нефтехимическое или топливно-масляно-нефтехимическое)
При топливном направлениинефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива.Переработка нефти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и не глубокой. Технологическаясхема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом технологическихпроцессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этойсхеме не превышает 55-60% масс. и зависит в основном от фракционного состава перерабатываемогонефтяного сырья. Выход котельного топлива составляет 30-35% масс.
При глубокой переработке стремятсяполучить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив путём вовлеченияв их производство остатков атмосферной и вакуумной перегонок, а также нефтезаводскихгазов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Глубина переработкинефти при этом достигает до70-90%масс.
По топливно-масляному вариантупереработки нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочныхмасел. Для производства последних подбирают обычно нефти с высоким потенциальнымсодержанием масляных фракций с учётом их качества.
Нефтехимическая и комплекснаяпереработка нефти предусматривает наряду с топливами и маслами производство сырьядля нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырьё для пиролиза и др.),а в ряде случаев — выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.
Выбор конкретного направления,соответственно съем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктовобуславливается, прежде всего, качеством нефти, её отдельных топливных и масляныхфракций, требованиями и качество товарных нефтепродуктов, а также потребностямив них данного экономического.
На установках АТ осуществляютне глубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных)фракций и мазута установки ВТ предназначенные для перегонки мазута. Получаемые наних газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессовпоследующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса,битумов и других нефтепродуктов.
Современные процессы перегонкинефти являются комбинированными с процессами обезвоживания, вторичной перегонкии стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонкаи т.д. диапазон мощностей отечественных установок перегонки нефти широк – от 5 до8 млн.т/год. Преимущество установок большой единичной мощности очевидны: высокаяпроизводительность труда и низкие капитальные и эксплуатационные затраты по сравнениюс установками малой производительности.
Ещё более существенные экономическиепреимущества достигаются при комбинировании АТ и АВТ (или ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ) сдругими технологическими процессами такими, как газофракционирование, гидроочисткатопливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг,очистка масляных фракций и т.д.
Технологическая схема установкиАВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданногосырья наиболее экономичным способом. При выборе схемы АВТ необходимо определять:оптимальную мощность установка, возможность и целесообразность комбинирования АВТс другими установками, оптимальную схему отдельных блоков установки, схему размещенияоборудования на территории установки. Выбранная схема должна обеспечивать большуюглубину отбора, чёткость фракционирования гибкость процесса, большой межремонтныйпробег и высокие технико-экономические показатели.
При выборе технологическойсхемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом её фракционнымсоставом, и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.
Для перегонки лёгких нефтейс высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2%) и бензиновых фракций (до 20-30%)и фракций до 350°С (50-60%) целесообразно применять атмосферную перегонку двукратногоиспарения, т.е. установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационнойколонной с боковыми опарными секциями для разделения частично отбензиненной нефтина топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефтиполучили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладаютдостаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатыватьнефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается50-60% бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебанияв фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационнойколонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление насырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печьот лёгких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую её мощность.
Из таблицы 1 видно, что Самотлорскойнефти по потенциальному содержанию газов, бензиновых и масляных фракций удовлетворяетсхема двукратного испарения и двукратной ректификации блока атмосферной перегонкинефти. Плюс к этому данную установку рекомендуется комбинировать с блоками ЭЛОУи вторичной перегонки бензина.
Таблица 1Выход фракций
УВ до С4 включительно
УВ С5 До 200°С До 350°С Всего на нефть, %
С2 Н5
С3 Н8
Изо- С4 Н10
Н- С4 Н10 Всего на нефть, %
Изо- С5 Н12
Н- С5 Н12 30,6 58,2 1,05 0,8 25,3 16,5 57,4 - - -
Таким образом, данная установказа счет комбинирования будет иметь следующие преимущества: уменьшится число индивидуальныхустановок, протяжность трубопроводов и число промежуточных резервуаров, более эффективнобудут использоваться энергетические ресурсы самих процессов; значительно снизитсярасход электроэнергии, пара и воды на охлаждение, нагрев и перекачку промежуточныхпродуктов; более широко и эффективно будут использоваться современные средства контроляи автоматизации; резко уменьшится расход металла, площадь и обслуживающий персонал.Также резко сократятся капитальные затраты и себестоимость продукции, увеличитсяпроизводительность труда.
2. Физико-химические основыпроцесса
Нефть представляет собой сложнуюсмесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярномувесу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержаться сернистые, кислородныеи азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различногоназначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракциии группы углеводородов, а также изменение ее химического состава. Различают первичныеи вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефтина фракции, когда используется ее потенциальные возможности по ассортименту, количествуполучаемых продуктов и полупродуктов. Ко вторичным методам относят процессы деструктивнойпереработки нефти и очистки нефтепродуктов.
На современных НПЗ основнымпервичным процессом служит разделение нефти на фракции, т.е. ее перегонка. Перегонка(дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты),различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре)кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку. Простаяперегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.
Перегонка с постепенным испарениемсостоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывнымотводом конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктовв основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.
При однократной перегонкежидкость (нефть ) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшиеравновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, посравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуреи давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практикенефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуренагрева во избежание крекинга нефти.
Перегонка с многократным испарениемзаключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при болеевысоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.
Из процессов сложной перегонкиразличают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.
При перегонке с дефлегмациейобразующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречупотока пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоковуходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, темсамым несколько повышается четкость разделения смесей.
Перегонка с ректификацией– наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменныйпроцесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократногопротивоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара ижидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах ) или ступенчато(в тарельчатых ректификационных колоннах ).При взаимодействии встречных потоковпара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) междуними происходит тепло – и массообмен, обусловленные стремлением системы к состояниюравновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами:пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость – высококипящими компонентами.При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройствапар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия,то есть температуры потоков станут одинаковыми, и при этом их составы будут связаныс уравнениями равновесия. Такой контакт жидкости и пар, завершающийся достижениемфазового равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической тарелкой.Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление,соотношение потоков, флегмовое число и др.), модно обеспечить любую требуемую четкостьфракционирования нефтяных смесей.
3. Описание технологическойсхемы
3.1 Атмосферный блок. Атмосферный блок предназначен для разделениянефти на составляющие ее фракции путем подогрева нефти в трубчатых печах с последующейректификацией в колоннах К-1, 2 и стабилизацией бензина в колонне К-8. Основой процессаректификации является многократный двухсторонний массообмен между движущимися противотокомпарами и жидкостью перегоняемой смеси.
Обессоленная и обезвоженнаянефть тремя потоками направляется в блок теплообменника для дальнейшего нагрева.После объединения в трубопроводе всех трех потоков и выравнивания температур нефтьс температурой 225-230оС тремя потоками подается под 24-ю тарелку К-1.
Для предотвращения сероводороднойкоррозии конденсационной аппаратуры колонн К-1 и К-2 в обессоленную нефть передколонной К-1 в нефтяной смеситель подается щелочь
В предварительном эвапоратореК-1 при давлении 2-5 кгс/см2 происходит отделение легкокипящих фракций:газа, бензина, водяных паров, которые отводятся сверху К-1 и поступают через воздушныеконденсаторы-холодильники Т-5 с температурой 30-60оС в рефлюксную емкостьЕ-1 .
Часть бензина из Е-1 насосамиподается на орошение верха колонны К-1.Другая часть бензина — балансовый избыток- перетекает из Е-1 в Е-12.
Поддержание температуры низаколонны К-1 осуществляется с помощью подачи «горячей струи» насосами Н-7,7а. Отбензиненная нефть четырьмя потоками откачивается через печь П-1/1. На выходеиз печи П-1/1 потоки объединяются попарно в две трансферные линии и нефть с температурой300-360оС поступает в низ колонны К-1, ниже ввода сырой нефти.
Снизу колонны К-1 отбензиненнаянефть с температурой до 240оС насосами подается для дальнейшего нагревав змеевики печи П-2/1.
На выходе из печи П-2/1потокиобъединяются в две трансферные линии и с температурой 340-380оС нефтьпоступает на 38-ю тарелку колонны К-2.В низ колонны К-2 подается перегретый водянойпар.
С верха колонны пары бензинаи водяные пары последовательно поступают в в водяной холодильник Т-29 и с температурой30-60оС конденсат поступает в рефлюксную емкость Е-3. Бензин из Е-3 поступаетна прием насосов Н-4,4а,5, а затем направляется:
— одна часть через клапан-регулятортемпературы верха колонны К-2 на верх колонны К-2 в виде острого орошения;
— вторая часть — балансовыйизбыток бензина — через клапан-регулятор расхода в Е-3 поступает в Е-12 для нагрузкистабилизатора;
— третья часть может откачиватьсячерез клапан-регулятор уровня Е-3 в виде дополнительного острого орошения на восьмуютарелку в колонну К-4 либо в линию сырья колонны К-4.
С 9-ой тарелки колонны К-2фракция 140-230оС поступает в стриппинг-колонну К-6, на верхнюю тарелкучерез клапан-регулятор уровня в К-6.
Из стриппинга К-6 производится«безпаровой» вывод керосина, имеется возможность работы колонны К-6 сподачей перегретого пара, при этом пары с К-6 выводятся в колонну К-2.
С 17-й и 19-й тарелок колонныК-2 через клапан-регулятор уровня осуществляется вывод легкого дизельного топлива(ЛДТ) на верхнюю тарелку К-7. В низ К-7 подается перегретый водяной пар. Отпаренныекеросиновые фракции возвращаются в колонну К-2, под 18-ю тарелку.
С 29-й и 31-й тарелок К-2осуществляется вывод тяжелого дизельного топлива (ТДТ) в стриппинг-колонну К-9.В низ колонны К-9 подается перегретый водяной пар, отпаренные фракции возвращаютсяв колонну К-2, под 28-ю тарелку.
Фракция 140-230°С из К-6 выводится с установки
ЛДТ К-7 выводится с установки.
ТДТ с низа колонны К-9 поступаетв Т-19, где охлаждается свежей водой, подаваемой на блок ЭЛОУ выводится с установкикак компонент дизельного топлива.
Бензин из емкости Е-12 направляетсяв теплообменник Т-11 и затем поступает на 34-ю тарелку колонны К-8.
Углеводородные газы — фракцияС1-С5 — с верха колонны К-8 направляются через воздушный конденсаторТ-10 и холодильник Т-6/1 в рефлюксную емкость Е-2.Головка стабилизации предельнаяс температурой 60оС из Е-2 подается на орошение колонны К8. Балансовыйизбыток головки стабилизации откачивается в парк 11.
Для поддержания температурыниза колонны К-8 используется циркулирующая флегма.
С низа колонны К-8 компонентбензина — циркулирующая флегма прокачивается через змеевик печи П-2/2 и с температурой185-190оС возвращается в колонну К-8.
3.2 Блок вторичной перегонкибензина согласно схемы № 5-18-3/2005. Блок вторичной перегонки бензина предназначен для разделения бензинана узкие фракции путем четкой ректификации в колонне К-4.
Стабильная бензиновая фракцияиз колонны К-8 через клапан-регулятор уровня в К-8 поступает на 32-ю тарелку колонныК-4.
С верха К-4 пары фракции НК-115оСконденсируются и охлаждаются в водяном холодильнике Т-8а и поступают в рефлюкснуюемкость Е-5 Несконденсировавшийся газ из Е-5выводится в сеть топливного газа илив факельную линию. Часть фракции из Е-5 с температурой 80-85оС подаетсяв виде острого орошения на верх колонны К4, а балансовый избыток откачивается втоварный парк 62
Для поддержания температурыниза колонны К-4 предусмотрена схема подачи циркулирующей флегмы: бензин с низаколонны К-4 поступает на прием насосов Н-11, Н-11а, прокачивается через змеевикпечи П-2/2 и с температурой 178оС возвращается в колонну.
Фракция 80-180оСс низа колонны К-4 откачивается в парк и 55 и 62 НПЗ.
3.3 Вакуумный блок №1. Вакуумный блок №1 предназначен длявыделения из мазута вакуумного погона широкой масляной фракции при нагреве в трубчатойпечи П-3/1 с последующим разделением в вакуумной колонне К-10.
Мазут с низа колонны К-2 прокачиваетсячерез змеевики печи П-3/1, где нагревается до температуры 400оС и подвум трансферным линиям поступает на 4-ю тарелку вакуумной колонны К-10 (отсчеттарелок ведется снизу). Для лучшего отгона вакуумного дистиллята в низ колонны К-10подается перегретый водяной пар, поступающий от пароперегревателя печи П-3/1.
Остаточное давление верхаколонны составляет –0,90 кгс/см2. Предусмотрена работа колонны К-10 безподачи водяного пара в низ колонны. Остаточное давление верха колонны при этом составляет–0,96 кгс/см2.
Парогазовая смесь с верхаколонны К-10 по двум шлемовым трубопроводам поступает к вакуумсоздающей аппаратуре.
Со второй глухой тарелки выводитсянижнее циркуляционное орошение (2ЦО К10) и широкая масляная фракция с температурой240-260оС подается на нагрев в трубчатую печь П-3/2.
С низа вакуумной колонны К-10откачивается с установки в парк 68 или установку 19/3-19/6, 21-10/3М, 36/2М, 15/2-1НПЗ,
3.4 Вакуумный блок №2. Вакуумный блок №2 предназначен для выделенияиз широкой масляной фракции узких фракций вакуумных погонов при нагреве в трубчатойпечи П-3/2 с последующим разделением в вакуумной колонне К-11.
Широкая масляная фракция подаетсячетырьмя потоками в трубчатую печь П-3/2, где нагревается до температуры 380°С. В низ колонны подается перегретый водянойпар.
Остаточное давление верхаколонны — 55 мм.рт.ст
Парогазовая смесь с верхаколонны К-11 по двум шлемовым трубопроводам поступает к вакуумсоздающей аппаратуре.
Со второй глухой тарелки черезверхний обрез сливных труб выводится маловязкая фракция (МВФ)с температурой 270°С. Часть фракции направляется в стриппингК-12, в нижнюю часть которого подается перегретый водяной пар. Пары и газы из К-12возвращаются в колонну К-11, а отпаренная маловязкая фракция выводится с установкив парк 44. Из сливного кармана ниже форсуночного распределителя второго слоя насадкивыводится средневязкая масляная фракция (СВФ. Средневязкая фракция с температурой290-300оС поступает в стриппинг К-13, в нижнюю часть которого подаетсяперегретый водяной пар. Пары и газы из К-13 возвращаются в колонну К-11, а отпареннаясредневязкая фракция выводится с установки в парк 44 по линии вывода маловязкойили вязкой фракций.
С низа вакуумной колонны К-11суммарный вакуумный газойль (СВГ) выводится с установки в парк 5 или 68.
4. Характеристика сырья,полупродуктов, готовой продукции вспомогательных материалов
Таблица 2
Характеристика исходного сырья,материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции, обращающихсяв технологическом процессеНаименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции Обозначение государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия и др. документации Наименование показателей качества, подлежащих обязательной проверке Норма по нормативному или техни-ческому документу (заполняется при необходимости Область применения готовой продукции, полуфабрикатов, назначение используемых веществ, материалов 1 2 3 4 5 Исходное сырье 1. Нефть ГОСТ Р 51858-2002 Результат анализа в парке 65 Используется как сырье на блоке ЭЛОУ Реагенты, катализаторы, адсорбенты, абсорбенты, растворители 1. Деэмульгатор нефтяных эмульсий «ВИСКО-412» По документам инофирмы Принимается по паспорту поставщика Используется на блоке ЭЛОУ для разрушения нефтяных эмульсий 2. Щелочь свежая разбавленная ДК 05-21303-52-2003
1. Массовая едкого натра, %
2. Содержание механических примесей 6-12 отсутствие Для защелачива-ния бензина 3. Аммиак водный технический ГОСТ 9-92
Принимается по
паспорту поставщика - После разбавления до 1-2 % используется для антикоррозийной защиты оборудования блока АТ 4. Ингибитор НАЛКО 5186 (ЕС 1021 В) Сертификат
1. Плотность при 160С, кг/м3
2. Вязкость при 200С, сСт
3. Температура
застывания, 0С,
не выше
4. Температура кипения, 0С
900-950
10-15
Минус 25
160-180 Для анти-коррозионной защиты
5. Нейтрализатор НАЛКО 5196
(ЕС 1197 А) Сертификат
1. Плотность при 160С, кг/м3
2. Вязкость при 200С, сСт
3. Температура застывания, 0С, не выше
4. Температура кипения, 0С
975-995
3-6
Минус 20
90-110 Для поддержания рН
6. Масло индустриальное И-30А
ГОСТ 20799-88
1.Вязкость кинематическая
при 40°С, мм2/с
2.Содержание
механических
примесей, %
3.Содержание
воды, %
*4.Температура вспышки,
определяемая в открытом тигле,0С,
не ниже
41-51
отсутствие
следы
210
Используется при эксплуатации насосов, в
качестве смазки для подшипников
7. Масло турбинное Тп-22
(для насосов) ГОСТ 9972-74
1.Вязкость кинематическая
при 40°С, мм2/с
2.Содержание механических
примесей, %
3.Содержание
воды, %
4.Температура вспышки,
определяемая в открытом тигле,0С, не ниже
28,8–35,2
отсутствие
отсутствие
186
Используется при эксплуатации насосов, в
качестве смазки для подшипников
Вспомогательные материалы (воздух КИП/технологический, инертный газ, паровой конденсат, материалы для тары, упаковки, вещества для нейтрализации проливов, смазочные материалы и др.) 1. Питательная вода РД 24.032.01-91
1. Жесткость общая, мкмоль/дм3, не более
2. Мутность, мг/дм3, не более
3. Водородный показатель,(рН), ед, в пределах
4. Массовая
концентрация:
-нефтепродуктов, мг/дм3, не более
— растворенного
кислорода, мкг/дм3, не более
20
6,0
8,5 — 9,5
3,0
30 Производство пара 2. Котловая вода
1. Щелочность общая, ммоль/дм3, не более
2.Массовая концент-рация сухого остатка, мг/дм3, не более
35
3000 Производство пара 3. Воздух сжатый КИП ДК 05-21303-38-2004 Принимается по результатам анализа поставщика - Используется для работы контрольно-измерительных приборов 4. Азот газообразный ДК 01-21303-83-2002 Принимается по результатам анализа поставщика - Потребляется в пусковой период для продувки оборудования 5. Промышленная вода - Принимается по результатам анализа поставщика - Используется для хоз.нужд и в качестве теплоносителя для обогрева 6. Воздух сжатый КИП ДК 05-21303-38-2004 Принимается по результатам анализа поставщика - Используется для продувки систем Топливные материалы (газообразное и жидкое топливо, сжигаемое в собственных топочных устройствах) 1. Газ топливный ДК 05-21303-12-03 Принимается по результатам анализа поставщика Используется как топливо на печах установки 2. Затемненный продукт (собственное производство) ДК 05-21303-63-2000
1. Массовая доля серы, %, не более
2. Зольность, %,
не более
3. Теплота сгорания, ккал/кг, не менее
4. Температура вспышки в открытом тигле, 0С, не ниже
Принимается по паспорту поставщика
2.0
0.15
9900
110
-
Используется как топливо на печах
установки 3. Топливо дизельное -
Используется как топливо на печах
установки
Полуфабрикаты, выдаваемые под контролем ЦТИК и используемые только в ОАО «АНХК» 1. Нефть обессоленная ДК 05-21303-01-2001
1. Плотность при 20 °С, г/см3, в пределах
2. Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
3. Массовая доля воды, %, не более
4. Температура застывания, °С, не выше
0,820¸0,850
3
0,1
минус 5 Используется в качестве сырья на блоке АТ установки ЭЛОУ+АВТ-6 2. Газ предельный ДК 05-21303-03-2004
1. Объемная доля компонентов, %:
Метан
Этан Пропан
Сумма бутанов
Сумма пентанов,
не более
Сумма непредельных углеводородов, не более
2. Плотность при 20оС г/дм3
3. Наличие жидкого остатка при 20оС
0,1¸8,0
0,3¸8,0
7¸65
35¸65
25
0,1
2-3
не нормируется Выдается в сеть богатых газов. 3. Головка стабилизации предельная СТП 010705- -401004-96
1. Массовая доля компонентов, %
1.1 Этана, не менее
1.2 Суммы углеводородов С5, и выше, не более
1.3. Сероводорода
не нормируется,
определение обязательно
55
отсутствие Используется как сырье ГФУ 4. Бензин прямогонный ДК 05-21303-02-2001
1. Фракционный состав,0С:
1.1 Температура начала кипения, не ниже
1.2 Температура конца кипения, не выше
2. Коррозионные свойства
3. Содержание механических примесей и воды
4. Плотность при: 200С, 150С, г/см3
зимой – не нормируется
летом — 35
215
не коррозионный (выдерживает испытание на медной пластинке)
отсутствие
не нормируется Используется как компонент автомобильных бензинов
5. Компонент бензина (фракция НК-115оС) ДК 05-21303-46-98
1. Фракционный состав, оС,:
1.1 Температура начала кипения, не ниже
1.2 Температура конца кипения,
не выше
2. Содержание воды
3. Коррозионные свойства
23
115
отсутствие
не корро-зионный (выдерживает испытание на медной пластинке) Используется в качестве сырья установки ЭП-300 и компонента автобензина 6. Сырье для каталитического риформинга (Л-35/11-1000) ДК05-21303-08-2000
1. Фракционный состав, оС:
1.1 Температура начала кипения,
не ниже
1.2 Температура конца кипения, не выше
2. Цвет
3. Содержание воды
4. Плотность при 200С, кг/м3
80
180
б/цвет.
отсутствие
Не нормируется.
Определение обязательно. Используется как сырье каталитического риформинга 7. Фракция бензиновая сырье установки 35/6 ДК 05-21303-10-2001
1. Фракционный состав, оС:
1.1 Температура начала кипения, не ниже
1.2 Температура конца кипения, не выше
2. Цвет
3. Содержание воды
4. Плотность при 200С, кг/м3
62
175
б/цвет.
отсутствие
Не нормируется.
Определение обязательно. Используется как сырье каталитического риформинга
8. Затемненный продукт
(собственное
производство) ДК 05-21303-63-2000
1. Массовая доля серы, %, не более
2. Зольность, %, не более
3. Теплота сгорания, ккал/кг, не менее
4. Температура вспышки в открытом тигле, 0С, не ниже
2.0
0.15
9900
110
Используется в качестве
компонента
топочного мазута и топлива
собственных печах 9. Дистиллят вакуумный (сырье для каталитического крекинга) ДК 05-21303-07-2003
1. Плотность при 20оС, г/см3
2. Фракционный состав, температура конца кипения,0С, не выше
3. Цвет, ед. ЦНТ
не нормируется определение обязательно
550
не нормируется определение обязательно Используется как сырье для каталитического крекинга 10. Дистиллят вакуумный (сырьё для трансформаторного масла)
ДК 05-21303-
-07-2003
1. Фракционный состав, оС:
1.1 5% перегоняется при температуре, не ниже
1.2 98% перегоняется при температуре, не выше
2. Вязкость кине- матическая при 50оС, мм2/с, не более
3. Цвет, ед. ЦНТ, не более
295
430
10,0
3,0
Используется как сырье для производства трансформатор-
ного масла
4. Температура застывания, 0С, не выше 13 11. Дистиллят вакуумный (маловязкая фракция)
ДК 05-21303-
-07-2003
1. Фракционный состав, оС:
1.1 температура начала кипения, не ниже
1.2 10% перегоняется при температуре, не ниже
1.3 температура конца кипения, не выше
2. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС, не ниже
3. Вязкость кинематическая при 100оС, м2/с
4. Цвет, ед. ЦНТ, не более
340
370
460
200
4,5-5,7
3,0 Используется как маловязкая фракция при производстве масел 12. Дистиллят вакуумный (средневязкая фракция) ДК 05-21303- -07-2003
1. Фракционный состав, оС:
1.1температура начала кипения, не ниже
1.2 температура конца кипения, не выше
2. Температура вспышки, определяе мая в открытом тигле, 0С, не ниже
3. Вязкость кинематическая при 100оС, мм2/с
4. Цвет, ед. ЦНТ, не более
360
490
205
6,0-8,0
4,0 Используется как средневязкая фракция при производстве масел 13. Дистиллят вакуумный (вязкая фракция) ДК 05-21303- -07-2003
1. Фракционный состав, оC:
1.1 температура начала кипения, не ниже
1.2 температура конца кипения, не выше
2. Температура вспышки, определяе-мая в открытом тигле, оС, не ниже
3. Вязкость кинематическая при 100оС, мм2/с
4. Цвет, ед. ЦНТ, не более
380
505
220
8,0-10,0
5,0
Используется как вязкая фракция при производстве масел
селективной очистки 14. Гудрон ДК 05-21303-06-2001
1.Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС, не ниже 110 Используется как компонент топочного мазута. 15. Гудрон ДК 05-21303-06-2001
1. Вязкость условная при 80 °С, с, не менее
2. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее
15
200
Используется в качестве сырья для установки
36-2М 16. Гудрон ДК 05-21303-06-2001
1. Плотность при 20 °С, г/см3, не менее
2. Коксуемость, %, не менее
3. Массовая доля щелочи, г/т, в пределах
4. Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
0,970
10
10-30
25
Используется в качестве сырья для установки
21-10/3М 17. Гудрон ДК 05-21303-06-2001 1. Массовая доля щелочи, г/т, в пределах 10-30 Используется в качестве сырья для установки 15/1,2 18. Гудрон ДК 05-21303-06-2001 1. Вязкость условная при 80 °С, с, не менее 15
Используется в качестве сырья для установки
19/3-19/6 19. Пар перегретый, конденсат РД-24.032.01-91
1. Условное солесодержани (в персчете на NaCl) не более, мкг/дм3
2. Содеожание натрия не более, мкг/дм3
3. Содержание свободного аммиака, стехиометрически не связанного с углекислотой, мг/дм3
4. Водородный показатель (рН)
500
160
отсутствие
7,5-9,5 В сеть завода Готовая продукция, являющаяся товарной продукцией ОАО «АНХК», выдаваемая под контролем ЦТИК 1. Дистиллят топлива ТС-1 ДК 05-21303-16-2003
1. Плотность при 20оС, г/см3, не менее
2. Фракционный состав,0С:
2.1. Температура начала кипения, не выше
2.2. 10 % перегоняется при температуре, не выше
2.3. 50 % перегоняется при температуре, не выше
2.4. 90 % перегоняется при температуре, не выше
2.5. 98 % перегоняется при температуре, не выше
3. Вязкость кинематическая при 20оС, мм2/с, не менее
4. Температура вспышки в закрытом тигле, оС, не ниже
5. Содержание механических примесей и воды
сорт
первый/высший
0,775 | 0,780|
150 | 150
165 | 165
|
195 | 195
|
230 | 230
|
250 | 250
1,25 | 1,30
|
28 | 28
отсутствие Используется в качестве топлива для реактивных двигателей 2. Топливо дизельное прямогонное «зимнее» ДК 05-21303-05-2001
1. Температура вспышки, определяе-мая в закрытом тигле, оС, не ниже
— для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин
— для дизелей общего назначения
2. Температура застывания, оС, не выше
3. Содержание воды
40
35
минус 35
отсутствие Используется в качестве товарного дизельного топлива
4. Вязкость кинематическая при 20оС, мм2/с, в пределах
5. Плотность при 200С, г/см3, не более
1,8-5,0
0,840 3. Топливо дизельное прямогонное «летнее» ДК 05-21303-05-2001
1. Фракционный состав, оС:
1.1. 50% перегоняется при температуре, не выше
1.2. 96% перегоняется при температуре, не выше
2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС, не ниже
— для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин
— для дизелей общего назначения
3. Вязкость кинематическая при 20оС, мм2/с
4. Содержание воды
5. Плотность при 200С, г/см3, не более
280
360
62
40
3,0-6,0
отсутствие
0,860 Используется в качестве товарного дизельного топлива /> /> /> /> /> /> />
5. Материальный балансустановки
5.1 Материальный баланс блокаатмосферно-вакуумной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТ
Мощность установки 3 000 000тонн в год.
Количество рабочих дней:
ТЭФ = ТГ– ТКАП – ТТЕК = 365 – 15 – 10 ≈ 340 суток ≈ 8160часов.
Часовая производительность:
/> (1.1)
Таблица 3
Материальный баланс отбензинивающейколонны К-1Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год Нефть 100 367647,06 3000000 Газ и нестабильный бензин 26,5 97426,47 795000 Отбензининая нефть 73,5 270220,59 2205000
Таблица 4
Материальный баланс атмосфернойколонны К-2Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год Отбензининая нефть 73,5 270220,59 2205000
Фр. 180-2200C 7,6 27941,18 228000
Фр. 220-2800C 10,5 38602,94 315000
Фр. 280-3500C 13,9 51102,94 417000
Фр. >3500C (мазут) 41,5 152573,53 1245000
Таблица 5
Материальный баланс сепаратораотбензинивающей колонны С-1Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год Газ и нестабильный бензин 26,5 97426,47 795000 УВГ 0,65 2389,71 195000 Вода 0,13 477,94 3900 Нестабильный бензин 25,72 94558,82 771600
Таблица 6
Материальный баланс стабилизационнойколонны прямогонных бензинов К-4Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год Нестабильный бензин 25,72 94558,82 771600 УВГ 1,28 4705,88 38400
С5-1800С 24,44 89852,82 733200
Таблица 7
Материальный баланс сепараторастабилизационной колонны С-2Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год УВГ 1,28 4705,88 38400
Сухой газ (С1-С2) 0,28 1029,41 8400
Сжиженный газ (С2-С4) 1,0 3676,47 30000
Таблица 8
Материальный баланс колоннывакуумной перегонки мазута К-5Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год
Фр. >3500C (мазут) 41,5 152573,53 1245000 Газы разложения 3 11029,41 90000
Фр. 350-4200С 13,5 49632,35 405000
Фр. 420-4900С 11,7 43014,71 351000
Фр. >4900С 13,3 48897,06 399000
Таблица 9
Сводный материальный балансблока атмосферно-вакуумной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТПриход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год Нефть 100 367647,06 1 3000000
Сухой газ (С1-С2) 0,28 1029,41 8400
Сжиженный газ (С2-С4) 1,0 3676,47 30000
С5-1800С 24,44 89852,94 733200 УВГ 0,65 2389,71 19500 Вода 0,13 477,94 3900
Фр. 180-2200C 7,6 27941,18 228000
Фр. 220-2800C 10,5 38602,94 315000
Фр. 280-3500C 13,9 51102,94 417000 Газы разложения 3,0 11029,41 90000
Фр. 350-4200С 13,5 49632,35 405000
Фр. 420-4900С 11,7 43014,71 351000
Фр. >4900С 13,3 48897,06 399000
Итого
100
245098
2000000
5.2 Материальный баланс блокастабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ- АВТ
Таблица 10
Материальный баланс стабилизационнойколонны прямогонных бензинов К-4 (дебутанизатор)Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год Нестабильный бензин 25,72 94558,82 771600 УВГ 1,28 4705,88 38400
С5-1800С 24,44 89852,94 733200
Таблица 11
Материальный баланс колоннывторичной перегонки К-5Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год
Фр. 105-1800С 13,5 49632,35 405000
Фр. 105-1400С 6,1 22426,47 183000
Фр. 140-1800С 7,4 27205,88 222000
Таблица 12
Материальный баланс колоннывторичной перегонки К-6Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год
С5-1800С 24,44 89852,94 733200
Фр. С5-1050С 10,94 40220,59 328200
Фр. 105-1800С 13,5 49632,35 405000
Таблица 13
Материальный баланс колоннывторичной перегонки К-7Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год
Фр. С5-1050С 10,94 40220,59 328200
Фр. С5-620С 4,44 16323,53 133200
Фр. 62-1050С 6,5 23897,06 195000
Таблица 14
Материальный баланс колоннывторичной перегонки К-8Приход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год
Фр. 62-1050С 6,5 23897,06 195000
Фр. 62-850С 3,3 12132,35 99000
Фр. 85-1050С 3,2 11764,71 96000
Таблица 15
Сводный материальный баланс блока стабилизациии вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТПриход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год Нестабильный бензин 25,72 94558,82 771600 УВГ 1,28 4705,88 38400
Фр. С5-620С 4,44 16323,53 133200
Фр. 62-850С 3,3 12132,35 99000
Фр. 85-1050С 3,2 11764,71 96000
Фр. 105-1400С 6,1 22426,47 183000
Фр. 140-1800С 7,4 27205,88 222000
Итого
26,72
94558,82
771600
6. Тепловой баланс колоннывторичной перегонки К-5
Qпр = Qрасх (6.1)
Qпр = Qбензина + Qорошения(6.2)
Qрасх = Q105-140 + Qфлегма + Q140-180 + Qпотери(6.3)
6.1 Определение количестватепла поступающего в колонну
6.1.1 Определение количестватепла приносимого нестабильным бензином:
Нестабильный бензин поступаетв колонну в паро-жидкостном состоянии. До1500С в парах находится 32%бензина (е = 0,32).
/>,
где Iпаров – энтальпия нефтяных паров (t = 423 К), Iпаров = 631,1 кДж/кг;
Iжид – энтальпия нефтяных жидкостей (t = 423 К, ρ = 0,758 кг/м3), Iжид = 330,98 кДж/кг;
/>
6.1.2 Определение количестватепла приносимого орошением, кВт:
/>, (6.1.2.1)
где Iорошения – энтальпия флегмы (t = 303 К, ρ = 0,738 кг/м3), Iорошения = 61,3 кДж/кг;
/>, (6.1.2.2)
где R –флегмовое число (R=2,4)./>
/>
По формуле (6.2) получаем
/>
6.2 Определение потерянногоколичества тепла, кВт
/> (6.2.1)
/>
6.2.2 Определение количестватепла уходящего с фракцией 140-1800С
/> (6.2.2.1)
где I140-180 – энтальпия фракции 140-1800С(t = 446 К, ρ = 0,774 кг/м3),I140-180 = 392,125 кДж/кг
/>
6.2.3 Определение количестватепла уходящего с дистиллятом (Фр 105-1400С)
/> (6.2.3.1)
где I105-140 – энтальпия фракции 105-140 (пары, t = 405К, ρ = 0,738 кг/м3), I105-140 = 296,4 кДж/кг
/>
По формуле (6.3) находим количестватепла выносимого с продуктами из колонны, кВт
/>
6.3 Расчет горячей струи
6.3.1 Определение необходимогоколичества тепла вносимого в колонну горячей струей
/> (6.3.1.1)
/>
6.3.2 Определение количествафр. 140-1800С необходимого на горячую струю
Примем, что фр. 140-1800Снагревается в печи на 1000С (446К → 546К)
/> (6.3.2.1)
где /> — энтальпия горячей струи,/>=754,83 кДж/кг;
/> — энтальпия фракции 140-1800С,/>= 392,125 кДж/кг.
/>
6.4 Сводный тепловой баланс колонны вторичной перегонки К-5
Таблица 16
Сводный тепловой баланс колоннывторичной перегонки К-5Приход % кВт кДж/ч Расход % кВт кДж/ч Нестабильный бензин 62,33 58872,0 21193926,7 Дистиллят 66,47 62779,17 22600500 Орошение 9,70 9164,95 3299382,4
Фр. 140-1800С 31,37 29633,63 10668105,7 Горячая струя 27,97 26416,96 9510105,6 Потери 2,16 2041,11 734799,6
Итого
100
94453,91
34003414,68
Итого
100
94453,91
34003405,3
7. Конструктивный расчётколонны вторичной перегонки бензина К-5
7.1 Расчёт количества тарелокколонны К-5
В К-5 вводится фракция 105-1800С(G = 49632,35 кг/ч; t = 1500C; ρ = 0,758 кг/м3),
сверху выходит фракция 105-1400С(G = 22426,47 кг/ч; t = 1320C; ρ = 0,738 кг/м3),
снизу фракция 140-1800С(G = 27205,88 кг/ч; t = 1730C; ρ = 0,774 кг/м3).
7.1.1 Определение М легкокипящегокомпонента (фракция 105-1400С) по формуле Войнова
/> (7.1.1.1)
По ИТК (Приложение А) находимtcp. Для фракции 105-1400С tср = 1230С.
/>
7.1.2 Определение углеводорода,соответствующего М = 112,03 г/моль
/>
/>
С8Н18(октан) углеводород, соответствующий фракции 105-1400С.
7.1.3 По формуле (3.1.1.1)определеям М высококипящего компонента (фракция 140-1800С)
По ИТК находим tcp. Для фракции 140-1800С tср = 1600С.
/>
7.1.4 Определение углеводорода,соответствующего М = 133,6г/моль
/>
/>
С10Н22(декан) углеводород, соответствующий фракции 140-1800С.
Таким образом, разделениефракции105– 1800С в колонне К-5 эквивалентно разделению бинарной смесиоктан – декан.
7.1.5 Расчет плотностей фракций105 – 1800С, 105 – 1400С и 140 – 1800С.
Из формулы Крэга
/>
следует
/> (7.1.5.1.1)
7.1.5.1 Расчет плотности фракции105 – 1800С
(/>)
/>
7.1.5.2 Расчет плотности фракции105-1400С
/>
7.1.5.1 Расчет плотности фракции140 – 1800С
/>
7.1.6 Построение кривой равновесиябинарной смеси октан — декан
Используя график Кокса определимдавления насыщенных паров октана — декана. По этим данным построим кривую равновесиясмеси (Приложение Б)
Таблица 17
Равновесный состав бинарнойсмеси октан — декан
Температура, 0С
/>
/>
/>
/> 130 760 195 1 1 138 980 260 0,69 0,89 149 1250 480 0,36 0,59 165 1850 610 0,12 0,29 170 2000 760
нефтьперегонка атмосферный бензин
Таблица 18
Определение состава смеси,состава дистиллята и кубового остаткаПриход % кг/час т/год Расход % кг/час т/год
1051800С 100 49632,35 405000
Фр. 105-1400С 45,19 22426,47 183000
Фр. 140-1800С 54,81 27205,88 222000
Исходя из материального балансаследует: состав исходной смеси xF=45,5%
Четкость ректификации – 97%Þ состав дистиллята xP=97%; состав кубового остатка xW=3%
7.1.8 Пересчет массовых концентрацийв мольные
7.1.8.1 Пересчет массовойконцентрации исходной смеси в мольную
/> (7.1.8.1.1)
/>
7.1.8.2 Пересчет массовойконцентрации дистиллята в мольную
/>(7.1.8.1.2)
/>
7.1.8.3 Пересчет массовойконцентрации кубового остатка в мольную
/> (7.1.8.1.3)
/>
7.1.9 Расчет расходов дистиллятаи кубового остатка:
7.1.9.1 Расчет расхода дистиллята,кг/ч
/> (7.1.9.1.1)
/>
7.1.9.2 Расчет расхода кубовогоостатка, кг/ч
/> (7.1.9.2.1)
/>
7.1.10 Расчет флегмового числа
7.1.10.1 Расчет минимальногофлегмового числа
/>, (7.1.10.1.1)
где /> — мольная концентрация пара,находящегося в равновесии с исходной смесью.
По диаграмме y — x находим (при ХF = 0,5) /> = 0,73 мол.дол.
/>
7.1.10.2 Расчет рабочего флегмовогочисла
Обычно принимают оптимальноезначение рабочего флегмового числа:
/> (7.1.10.2.1)
Примем />.
/>
7.1.11 Построение рабочихлиний укрепляющей и исчерпывающих частей колонны К-5
7.1.11.1 Определение отрезкаb на оси ординат
/> (7.1.11.1.1)
/>.
7.1.11.2 Расчет уравнениярабочей линии для укрепляющей части колонны
/> (7.1.11.2.1)
/>
/>
7.1.11.3 Уравнение рабочейлинии исчерпывающей части колонны
/> (7.1.11.3.1)
где f – отношение количества исходной смеси к количеству дистиллята.
/>
/>
/>
/>
7.1.11.4 Расчет расхода исходнойсмеси, (кмоль/час)
/> (7.1.11.4.1)
/>
7.1.11.5 Расчет расхода дистиллята(кмоль/ч)
/> (7.1.11.5.1)
/>
Вписыванием тарелок междурабочей и равновесной линиями нахожу число тарелок – 10. Учитывая небольшую эффективностьтарелок по Мэрфри (и практические данные) примем 34 тарелок. Из них: в укрепляющейчасти – 14 тарелок, в исчерпывающей – 20 тарелок.
7.2 Определение диаметра колонны
Диаметр колонны определяетсяв зависимости от максимального расхода паров и их допустимой скорости в свободномсечении колонны.
/> (7.2.1)
Выбираем сечение в верхнейчасти колонны
7.2.1 Расчет объёма паровпроходящих за час через сечение колонны
Давление в колонне: Р = 0,13МПа:
/>, (7.2.1.1)
где Т – температура системы,К;
Р – давление в системе, МПа;
Gi – расход компонента, кг/ч;
Мi – молекулярная масса компонентов;
Z – коэффициент сжимаемости.
7.2.1.1 Определяем приведенныетемпературу и давление для фр. 105-1400С (С8Н18октан, t = 1320C = 405К; ρ = 0,738 кг/м3).
/> (7.2.1.1.1)
/> (7.2.1.1.2)
По известным величинам среднейтемпературы кипения и плотности находим значения Ткр и Ркр
/>
/>
/>
/>
Тогда по формулам (7.2.1.1.1)и (7.2.1.1.2) получаем
/>
/>
7.2.1.2 Коэффициент сжимаемостиопределяем по графику в зависимости от приведенных температур и давлений
Z = 1,0
Находим объём паров проходящихза час через сечение колонны по формуле (7.2.1.1)
/>
7.2.2 Расчет допустимой скоростипаров, м/с
/> (7.2.2.1)
где К – коэффициент зависящийот расстояния между тарелками в колонне и условий ректификации (при расстоянии 0,6мК = 740).
ρж – плотностьжидкости (738 кг/м3);
ρп – плотностьпаров.
/> (7.2.2.2)
/>
Рассчитываем по формуле (7.2.2.1)допустимую скорость паров
/>
Отсюда по формуле (7.2.1)находим
/>
Принимаем ближайший стандартныйдиаметр колонны по ГОСТ 16453-70 DСТ = 2,6 м.
7.2.3 Выбор тарелки:
По каталогу для колонны диаметром2600мм выбираем ситчатую однопоточную тарелку ТС-Р со следующими конструктивнымиразмерами:
— свободное сечение колонны,м2 5,3
— рабочее сечение тарелки,м2 4,787
— диаметр отверстия, мм 8
— шаг между отверстиями, мм
— относительное свободноесечение тарелки,% 16,7
— сечение перелива, м20,258
— высота переливной перегородки,мм 30
— относительная площадь перелива,%4,88
— масса, кг 200
Сетчатые тарелки представляютсобой перфорированные полотна с отверстиями диаметром 2-8мм, снабженные переточнымиустройствами. Эти тарелки более просты по устройству, но обладают более узким диапазономустойчивой работы. При малых нагрузках по пару жидкость протекает через отверстия,а при больших – уносится потоком газа на вышележащие тарелки. Кроме того, нормальнаяработа ситчатых тарелок возможна только при условии сохранения чистоты отверстий.Поэтому применение таких тарелок допустимо лишь при разделении жидких смесей, несодержащих взвешенных твердых частиц и не образующих осадки в ходе процесса.
7.3 Определение высотыколонны
Примем расстояние между тарелками0,6м.
/> (7.1.1)
7.3.1 Определение расстоянияот верхнего днища до первой ректификационной тарелки h1, м
/>
/>
7.3.2 Определение высот укрепляющейи исчерпывающей частей колонны h2 и h4, м
/>
где а – расстояние между тарелками(0,6 м)
/>
/>
7.3.3 Определение расстояниямежду укрепляющей и исчерпывающей частями колонны h3
h3 берут из расчета расстояния между тремя тарелками
/>
/>
7.3.4 Определение расстояниямежду нижней тарелкой и жидкостью h5
h5 принимают равной 2 м.
7.3.5 Определение высоты жидкостиh6, м
Высоту h6 определяют, исходя из запаса остатка на 600 с. Объём фр.140 – 1800С внизу колонны составляет:
/>
Площадь поперечного сеченияколонны, м2:
/>
/>
/>
7.3.6 Высоту опоры h7 принимают, исходя из практических данных, равной 4 м.
Общая высота колонны К-5 поформуле (3.1.1) составляет:
/>
8. Гидравлический расчет
Гидравлическое сопротивлениетарелок колонны DРКопределяют по формуле:
/>, (8.1)
где DРВ и DРН – гидравлическое сопротивлениеодной тарелки соответственно верхней и нижней частей колонны, Па.
Полное гидравлическое сопротивлениеодной тарелки складывается из трех слагаемых:
/>, (8.2)
где DРС – сопротивление сухой тарелки;
DРГ-Ж – сопротивление газо –жидкостного слоя на тарелках;
DРs — сопротивление обусловленное силамиповерхностного натяжения;
8.1 Расчет сопротивления сухойтарелки:
/>, (8.1.1)
где x — коэффициент сопротивления (для ситчатойтарелки x = 1,1-2,0)
w — скорость пара в рабочем сечении тарелки;
FC — cвободное сечение тарелки (16,7%);
ρy – средняя плотность паров;
8.1.1 Расчет средней плотностипаров, кг/м3
/> (8.1.1.1)
8.1.1.1 Расчет плотности паровв верхней части колонны
/>
8.1.1.2 Расчет плотности паровв нижней части колонны
/>
/>
8.1.2 Расчет скорости парав рабочем сечении тарелки
/>, (8.1.2.1)
где D – диаметр колонны, м;
uд – допустимая скорость паров;
ST – рабочее сечение тарелки;
/>
По уравнению (8.1.1) находимсопротивление сухой тарелки
/>
8.2 Расчет сопротивления газо-жидкостногослоя
/> (8.2.1)
где h0– высота светлого слоя жидкости на тарелке;
8.2.1 Расчет высоты светлогослоя жидкости на тарелке, м
/>, (8.2.1.1)
где, /> — удельный расход жидкостина 1м ширины переливной перегородки, м2/с;
b-ширина переливной перегородки, м;
/>-высота переливной перегородки, м;
/>,/>-поверхностное натяжение жидкости иводы при средней температуре в колонне, Н/м;
L — средние массовые расходы жидкости дляверхней и нижней частей колонны;
m=0,05 – 4,6 hпер;
wT — скорость пара в рабочем сечении тарелки;
sx, sв– поверхностное натяжение жидкости и воды соответственно при средней температурев колонне;
μх – вязкостьв МПа с;
8.2.1.1 Расчет средних массовыхрасходов для верхних и нижних частей колонны:
/> (8.2.1.1.1)
/>, (8.2.1.1.2)
где МР и МF – мольные массы дистиллята и исходнойсмеси;
МВ и МН– средние мольные массы жидкости в верхней и нижней частях колонны.
/> (8.2.1.1.3)
/> (8.2.1.1.4)
/> (8.2.1.1.5)
XCP.B. и XCP.H. – средний мольныйсостав жидкости соответственно в верхней и нижней части колонны:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
8.2.1.2 Определение поверхностногонатяжения, вязкости и коэффициента m жидкости
По номограмме [] для нефтепродуктас плотностью 0,756 кг/м3 (средняя плотность в колонне) при температуре1530С (средняя температура в колонне) поверхностное натяжение составляетs ≈ 20,0 10-3 Н/м.
По номограмме [] для нефтепродуктас плотностью 0,756 кг/м3 (средняя плотность в колонне) при температуре1530С (средняя температура в колонне) вязкость составляет s ≈ 0,250 мПа с.
/>
По уравнению (8.2.1.1) находимвысоту светлого слоя жидкости на тарелке в верхней и нижней частях колонны
/>
/>
По уравнению (8.2.1) находимсопротивление газо-жидкостного слоя в верхней и нижней частях колонны
/>
/>
8.3 Расчет гидравлическогосопротивления, обусловленного силами поверхностного натяжения, Па
/> (8.3.1)
где s — поверхностное натяжение жидкости иводы при средней температуре в колонне, Н/м;
DЭ – диаметр отверстий тарелки;
/>
8.4 По уравнению (8.2) находимполное гидравлическое сопротивление одной тарелки верхней и нижней частей колонны
/>
/>
8.5 По уравнению (8.1) полноегидравлическое сопротивление ректификационной колонны составляет
/>
9. Прочностной расчет
9.1 Расчет толщины стенкикорпуса колонны, работающего под внутренним давлением, м
/>, (9.1.1)
где РР – расчетноедавление, МПа;
D – внутрениий диаметр колонны, м;
sдоп – допускаемое напряжение, МПа;
φ – коэффициент прочностипродольного сварного шва;
С – прибавка к расчетной толщинеобечайки для компенсации коррозии, м;
С1 – дополнительнаяприбавка;
В качестве конструкционногоматериала выбираем двухслойную сталь, т.к. двухслойные стали находят все большееприменение и позволяют экономить дорогостоящие высоколегированные стали. Они представляютсобой листы, состоящие из двух гомогенно соединенных слоёв: основного из недефицитнойстали и плакирующего (защитного) из высоколегированной стали.
По ГОСТу 10885-64 для основногослоя – сталь ВМСт3сп, плакирующего – сталь 08Х13. Расчет ведем по основному слою:
/>
На основании рекомендацийс учетом технологии изготовления цилиндрических вальцованных обечаек и с учетомна ветровую нагрузку принимаем по таблице «Толщина листовой двухслойной стали» [5]толщину основного слоя 8 мм, плакирующего – 2 мм.
9.2 Определяем вес колонныпри заполнении её водой
9.2.1 Расчет веса обечайки,кг
/>,
где SОБ – площадь поверхности обечайки;
mст – вес 1 м2 двухслойной сталитолщиной 10мм. mст=83,3кг.
/>
/>
9.2.2 Расчет веса крышки иднища, кг
По ГОСТу 6533-78 выбираемднище эллиптическое отбортованное стальное 2600-10.
/>
где mдн-вес днища, кг. По ГОСТ 6533-78 вес днища2600-10 mдн=611кг.
/>
9.2.3 Расчет веса тарелок,кг
/>,
где mтар– масса одной тарелки, кг;
N – число тарелок в колонне;
/>
9.2.4 Расчет веса люков-лазови штуцеров, кг
/>,
где mл — масса люка, кг. mл=57кг;
Nл — число люков-лазов и штуцеров.
/>
9.2.5 Расчет веса пустой колонны
/>
/>
9.2.6 Расчет веса колонныпри проверке водой на герметичность
Вес воды в колонне составляет
/>,
где Vкол — объем колонны, м3;
p воды — плотность воды, кг/м 3.
/>
/>
/>
/>
/>
По ГОСТ 26-467-78 выбираемстандартную опору с размерами: D = 2600 мм; D1 = 2920мм; D2 = 2450 мм;DБ = 2780 мм; Н=2200мм;d2 = 48 мм; S1 = 12 мм; S2 = 30мм; dБ = М20; z = 16 шт.; S3 = 30 мм.
9.3 Расчет колонны на ветровуюнагрузку
Так как
/>,
то принимаем расчетную схемув виде консольного стержня с жесткой заделкой.
Колонный аппарат по высотеусловно разбиваем на n = 4 участка высотойпо hi = 10 м (h4 = 3,53 м).
9.3.1 Расчет сосредоточенныхгоризонтальных сил от распределенной ветровой нагрузки на участках 1-4, МН
/>, (9.3.1.1)
где βi – коэффициент увеличения скоростного напора;
qi – нормативный скоростной напор ветра наi – м участке, МПа;
DH – наружный диаметр аппарата, м;
hi – высота участков колонны, м.
/>
/>
/>
/>
9.3.1.1 Расчет коэффициентаувеличения скоростного напора;
/>, (9.3.1.1.1)
где ε – коэффициент динамичности,определяемый по графику [5], в зависимости от периода собственных колебаний Т (примемε = 1,5 при Т = 0,52 с);
mi – коэффициент пульсаций скоростного напора,определяемый по графику [5] в зависимости от расстояния хi до уровня земли.
По графику определяем m1 = 0,38; m2 = 0,35; m3 = 0,335; m4 = 0,332.
/>
/>
/>
/>
9.3.1.2 Расчет нормативногоскоростного напора ветра
/>, (9.3.1.1.1)
где q – нормативный скоростной напор ветра на высоте над поверхностьюземли до 10 м для заданного района монтажа аппарата (принимают от 270 до 1000 Па);
/> - поправочный коэффициент на возрастаниескоростных напоров для высоты более 10 м.
Примем q = 450 Па. По графику [5] в зависимости от расстояния xi до уровня земли определяем: />.
/>
/>
/>
/>
9.3.2 Расчет ветрового момента
/>, (9.3.2.1)
где n0– число участков, расположенных выше расчетного сечения;
Pi – сосредоточенные горизонтальные силы,действующие на выделенные зоны, МН.
Ветровой момент, действующийв сечении на высоте опоры х0= 4 м.
/>
Ветровой момент, действующийна уровне земли х0= 0.
/>
9.3.3 Расчет максимальногонапряжения сжатия на опорной поверхности кольца
/>, (9.3.3.1)
где МВ1 — ветровоймомент, действующий на уровне земли х0= 0;
WK – момент сопротивления площади опорногокольца, м3;
/> (9.3.3.2)
/>
N1 — вес колонны при проверке её водой на герметичность;
FK – площадь опорного кольца, м2;
/> (9.3.3.1)
/>
По уравнению (5.3.3.1) получаем
/>
9.3.3.1 Расчет толщины опорногокольца, м
/>, (9.3.3.1.1)
где b – расстояние от выступающей части кольца до наружного диаметраопорной обечайки, b = 0,148 м;
sДОП – допускаемое напряжение на изгиб дляматериала опоры (для ВСт3ст sДОП = 245 МПа);
/>
Для выбранной опоры S2 = 0,03 м; Þ условие прочности соблюдается.
9.4 Проверка корпуса колоннына устойчивость
/>, (9.4.1)
/>,
где φС – коэффициентуменьшения допускаемых напряжений. Примем φС = 0,58;
s* — нормативное допускаемое напряжение при расчетной температуре.Для основного материала колонны – ВСт3сп s*= 130 МПа.
/>
/>,
где φи – коэффициентпропорциональности. Примем φи = 0,756.
s* — нормативное допускаемое напряжение при расчетной температуре.Для основного материала колонны – ВСт3сп4 s*= 130 МПа.
Значения РР = 0и РДОП = 0.
/>
По уравнению (5.3.3.1) проверяемкорпус колонны на устойчивость
/>
/>.
Условие прочности соблюдается.
10. Описание конструкцииаппарата и эскиз
Одним из наиболее распространенныхметодов разделения жидких однородных смесей, состоящих из двух и большего числакомпонентов, является перегонка (дистилляция и ректификация).
В широком смысле перегонкапредставляет собой процесс, включающий частичное испарение разделяемой смеси и последующуюконденсацию образующихся паров, осуществляемые однократно и многократно. В результатеконденсации получают жидкость, состав которой отличается от состава исходной смеси.
Существует два принципиальноотличных вида перегонки:
1) простая перегонка (дистилляция)и
2) ректификация.
Простая перегонка представляетсобой процесс однократного частичного испарения жидкой смеси и конденсации образующихсяпаров. Применима только для разделения смесей, летучести компонентов которой существенноразличны, т.е. относительная летучесть компонентов значительна. Обычно ее используютлишь для предварительного грубого разделения жидких смесей, а также для очисткисложных смесей от нежелательных примесей, смол и т.д.
Значительно более полное разделениежидких смесей на компоненты достигается путем ректификации.
Ректификация – массообменныйпроцесс, который осуществляется в большинстве случаев в противоточных колонных аппаратахс контактными элементами (насадки, тарелки), т.е. путем многократного контакта междунеравновесными жидкой и паровой фазами, движущимися относительно друг друга.
При взаимодействии фаз междуними происходит массо- и теплообмен
обусловленные стремлениемсистемы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта из жидкости испаряетсяпреимущественно низкокипящий компонент (НК), которым обогащаются пары, а из паровконденсируется преимущественно высококипящий компонент (ВК), переходящий в жидкость.Такой двусторонний обмен компонентами, повторяемый многократно, позволяет получитьв конечном счете пары, представляющие собой почти чистый НК. Эти пары после конденсациив отдельном аппарате дают дистиллят (ректификат) и флегму – жидкость, возвращаемуюдля орошения колонны и взаимодействия с поднимающимися парами. Пары получают путемчастичного испарения снизу колонны остатка, являющегося почти чистым ВК.
Процессы ректификации осуществляютсяпериодически или непрерывно при различных давлениях: при атмосферном давлении, подвакуумом (для разделения смесей высококипящих веществ), а также под давлением большеатмосферного (для разделения смесей, являющихся газообразными при нормальных температурах).
Ректификация известна с начала19 века как один из важнейших технологических процессов главным спиртовой и нефтянойпромышленности. В настоящее время ректификации все шире применяют в различных областяххимической технологии, где выделение компонентов в чистом виде имеет весьма важноезначение.
Принципиальная схема ректификационнойустановки представлена (в Приложении Г)
Исходную смксь из промежуточнойемкости 1 центробежным насосом 2 подают в теплообменник 3, где она подогреваетсядо температуры кипения. Нагретая смесь поступает на разделение смеси в ректификационнуюколонну 5 на тарелку питания, где состав жидкости равен составу исходной смеси ХF.
Стекая вниз по колонне, жидкостьвзаимодействует с паром, образующимся при кипении кубовой жидкости в кипятильнике4. Для полного обогащения верхнюю часть колонны орошают в соответствии с заданнымфлегмовым числом жидкостью состава Хр, получаемой в дефлегматоре 6 путем конденсациипара.Часть конденсата выводится из дефлегматора в виде готового продукта разделениядистиллята, который охлаждается в теплообменнике 7 и направляется в промежуточнуюемкость 8.
Из кубовой части колонны насосом9 выводится кубовая жидкость, которая охлаждается в теплообменнике 10 и направляетсяв емкость 11. Таким образом, в ректификационной колонне осуществляется непрерывныйнеравновесный процесс разделения исходной бинарной смеси на дистиллят и кубовыйостаток.
11. Вредности и опасностина производстве
Основными опасностями установкиЭЛОУ + АВТ-6, возникающими при несоблюдении оптимальных условий эксплуатации и нарушениибезопасных условий труда, являются:
— опасность пожаров и взрывовпри разуплотнении фланцевых соединений, разгерметизации аппаратов, трубопроводов,насосов, работающих на газе, бензине, головке стабилизации, горячих нефтепродуктах;
— опасность отравления принарушении герметичности аппаратов, трубопроводов, насосов, перекачивающих нефтепродукты;
— опасность удушья при работес инертным газом (азотом);
— опасность поражения электрическимтоком при обслуживании электрооборудования, электрических устройств;
— опасность при работе навысоте;
— опасность термических ожогов;
— опасность при обслуживаниимашинного оборудования при отсутствии защитных ограждений вращающихся частей;
— опасность химических ожоговпри неприменении технологическим персоналом защитных средств (очки, спецодежда);
— опасность взрывов и пожаровпри несоблюдении противопожарного режима (наличие открытого огня).
Для предупреждения взрыванеобходимо исключить:
— образование взрывоопаснойсмеси;
— возникновение источникаинициирования взрыва.
Предотвращение образованиявзрывоопасной смеси обеспечивается:
— контролем состава воздушнойсреды;
— соблюдением норм технологическогорежима;
— контролем за состояниемрабочей и аварийной вентиляции
— своевременным удалениемразливов ЛВЖ;
— применением средств предупредительнойсигнализации;
Предотвращение возникновенияисточника инициирования взрыва обеспечивается:
— регламентацией огневых работ;
— контроль за исправностьюзаземления оборудования и молниезащитой;
— применение взрывозащищенногооборудования;
организационно-техническиемероприятия:
— организация обучения, инструктажаи допуска к работе обслуживающего персонала;
— осуществление контроля засоблюдением норм технологического режима, правил и норм техники безопасности, промышленнойсанитарии и пожарной безопасности.
Таблица 19
Средства индивидуальной защитыработающихНаименования стадий технологического процесса Профессии работающих на стадии Средства индивидуальной защиты работающих Наименования и номер НТД Срок службы />
установка
ЭЛОУ+АВТ- 6 Оператор и старший оператор технологической установки, машинист технологических насосов Костюм х\б с водоотталкивающей пропиткой или костюм из смесовых тканей с масло водоотталкивающей пропиткой ТОН Постановление № 2, раздел П, №п\п- 150 1 год /> /> Рукавицы комбинированные до износа /> Перчатки с защитным покрытием до износа /> Бельё нательное 2 комплекта /> Ботинки кожаные или сапоги кирзовые 1 год /> Очки защитные до износа /> Каска защитная 1 на 2 года /> Подшлемник под каску 1 год /> Противогаз до износа />
установка
ЭЛОУ+АВТ- 6 Машинист технологических насосов: Костюм х\б с водоотталкивающей пропиткой или костюм из смесовых тканей с масло водоотталкивающей пропиткой ТОН Постановление № 2, раздел П, №п\п- 150 1 год /> Рукавицы комбинированные до износа /> Перчатки с защитным покрытием до износа /> Бельё нательное 2 комплекта /> Ботинки кожаные или сапоги кирзовые 1 год /> Очки защитные до износа /> Каска защитная 1 на 2 года /> Подшлемник под каску 1 год /> Противогаз до износа /> Галоши диэлектрические дежурные /> Перчатки диэлектрические дежурные /> Наушники противошумные до износа />
установка
ЭЛОУ+АВТ- 6 На наружных работах зимой дополнительно: Костюм х\б или костюм из смесовых тканей с масло водоотталкивающей пропиткой на утепляющей прокладке ТОН Постановление № 2, раздел П, №п\п- 150 2 года /> Жилет утеплённый 2 года /> Сапоги утеплённые или валенки 2,5 года /> Рукавицы утеплённые до износа />
Наименование стадии технологического процесса, оборудования и транспортных средств, на которых ведётся обработка или перемещение веществ -диэлектриков, способных подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов Перечень веществ-диэлектриков, способных в данном оборудовании или транспортном устройстве подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов Основные технические мероприятия по защите от статического электричества и вторичных проявлений молнии />
Наименование веществ Удельное объёмное электрическое сопротивление, Ом м />
Трубопроводы для перекачки нефтепродуктов, технологическое оборудование Бензин
1012-1014
Заземление трубопроводов и технологического оборудования с подключением к заземляющему контуру установки.
Заземляющий контур выполняется из труб длиной 3,5 м, закапываемых по периметру установки с таким расчетом, чтобы их верхние концы находились на глубине 0,5 м ниже поверхности земли. Трубы соединены стальными полосами. Сечение труб и скрепляющих полос определено расчетом />
Дизельное топливо
1010-1012 />
Керосин
1011-1013 />
Вакуумный газойль
6*109 />
Масла
1013-1014 /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
12. Охрана окружающей средыот промышленных загрязнений
12.1 Отходы производства продукции,сточные воды, выбросы в атмосферу
Таблица20
Твёрдые и жидкие отходыОбъект, установка Наименование отхода, состав, класс опасности Периодичность удаления Место захоронения, обезвреживания или утилизации Способ транспортировки 1 2 3 4 5 1. Установка ЭЛОУ+АВТ-6
Зола после чистки печных камер и боровов.
Нетоксичные.
Состав:
— зола + мех. примеси-95%
— Углерод-5% 1 раз в год Карта №3 полигона промышленных отходов Автомашина, самосвал 2. Установка ЭЛОУ+АВТ-6
Мех. примеси с наличием нефтепродуктов.
Состав:
— вода-25,9%
— мех. примеси-69,4%
— нефтепродукты-4,7%
IV класс опасности 1 раз в год Карта №3 полигона промышленных отходов Автомашина, самосвал 3. Установка ЭЛОУ+АВТ-6
Мех. примеси с наличием нефтепродуктов.
Состав:
— вода-34,3%
— мех. примеси-59,6%
— нефтепродукты-5,9%
IV класс опасности 1 раз в год Карта №3 полигона промышленных отходов Автомашина, самосвал Обязательные условия захоронения, обезвреживания или утилизации
Выход отходов
в кг на тонну сырья или конечной продукции Количество Примечание тонн в год тонн в сутки 6 7 8 9 10 1) Перемешивается с песком 0,0005 3,2 Суммарный выпуск отходов на 1 тонну нефти 0,0047 кг 2) Перемешивается с песком 0,0017 10 3) Перемешивается с песком 0,0025 15 /> /> /> /> /> /> /> />
Таблица 21
Сточные водыОбъект, установка (номер, наименование) Наименование стока Виды выпуска (напорный, безнапорный)
Количество сточных вод, м3/ч Режим выдачи (непрерывный, периодический) 1 2 3 4 5 Выпуск в систему промышленной канализации 1. ЭЛОУ+АВТ-6 Промстоки (сброс воды с охлаждения сальников насосов, от аппаратного двора через дождеприемники и с емкостей Е-2; 4; 5; 6, 8/2; 9/1,2; 36, 51, 54, утечки от оборудования и насосов) Безнапорный 42 постоянный 2. ЭЛОУ+АВТ-6 Стоки от санузла и питьевых фонтанчиков Безнапорный 3,0 постоянный 3. ЭЛОУ+АВТ-6 Стоки блока ЭЛОУ Напорный 50 постоянный 8.2.2 Система оборотного водоснабжения 1. ЭЛОУ+ АВТ-6 Вода от конденсаторов, холодильников, охлаждения уплотнений насосов Напорный 4373 постоянный Наименование системы, в которую ведётся выпуск (промливневая, хозфекальная, хим. загрязнённые стоки)
Состав и концентрация загрязняющих веществ, мг/дм3 Предельные нагрузки по отдельным видам загрязняющих веществ кг/ч Предельные нагрузки в кг/смену (за 6 или 8 часов)
Приме-
чание 6 7 8 9 10 8.2.1 Выпуск в систему промышленной канализации
1) Промливневая канализация
К-34
Нефтепродукты-200,
Сероводорода, сульфидов, гидросульфитов в пересчете на сероводород — 2,
Фенолы летучие-2,
рH-7-8
Отсутствие плавающей пленки
Нефтепродукты-8,4
Сероводород –0,084
Фенолы — 0,084
Нефтепродукты -50,4
Сероводород – 0,5
Фенолы — 0,5 2) Хозфекальная канализация, колодцы К-2, К-3 - - 18 3) Лоток стоков ЭЛОУ и сернисто-щелочных стоков объекта 101 ц. 12 НПЗ
Нефтепродукты-200,
Сероводорода, сульфидов, гидросульфитов в пересчете на сероводород -10,
Фенолы летучие-10,
PH-7÷8
Отсутствие плавающей пленки
Нефтепродукты-10,
Сероводород-0,5,
Фенолы-0,5
Нефтепродукты-60,
Сероводород-3,
Фенолы-3 Система оборотного водоснабжения 1) Горячая вода I системы, колодцы К-19, К-19б, К-22
Нефтепродукты-10
Отсутствие плавающей пленки Нефтепродукты-218,6
Нефтепродукты-
1312 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Таблица 22
Выбросы в атмосферуОбъект, здание сооружение (наименование, номер) Наименование оборудования или системы, из которых непосредственно осуществляется выброс Режим выброса (непрерыв-ный или периоди-ческий)
Нагрузка, м3/с
Состав
загрязнений
Предельный валовый выброс,
г/с
Техническая характеристика источника выброса, Н, м; Т,0С; N, шт.; W, м/с, значение поправочного коэф. для помещений «К» п.8.3.4 1 2 3 4 5 6 7 Выбросы технологических систем и «дыхания» резервуаров 1. ЭЛОУ+АВТ-6 Дренажная емкость Е-13 (свеча дыхания) постоянный 0,021
Углеводороды
C1-C5 – 107,38
Сероводород – 0,0095
Бензол – 0,0952,
Толуол – 0,0428
Углеводороды
C1-C5 – 2,255
Сероводород – 0,0002
Бензол – 0,002
Толуол – 0,0009
Н = 20 м, Д = 0,2 м
Т = 70оС, 1 шт.
W = 2,675 м/с 2. ЭЛОУ+АВТ-6 Дренажная емкость Е-14 (свеча дыхания) постоянный 0,021
Углеводороды
C1-C5 – 131,9048
Сероводород – 0,0476
Бензол – 0,3809
Толуол – 0,0952
Углеводороды
C1-C5 – 2,77
Сероводород – 0,001
Бензол – 0,008
Толуол – 0,002
Н = 20 м, Д = 0,2 м
Т = 60оС, 1 шт.
W = 2,675 м/с 3. ЭЛОУ+АВТ-6
Барометрическая
емкость Е-51 постоянный 0,006
Углеводороды
C12-C19 – 4,0
Сероводород – 0,001
Углеводороды
C12-C19 – 0,024
Сероводород– 0,6*10-5
Н = 25 м, W = 0,764 м/с,
Т = 60оС, Д = 0,1 м, 1 шт. 4. ЭЛОУ+АВТ-6
Барометрическая
емкость Е-54 постоянный 0,00012
Углеводороды
C12-C19 – 17,5
Углеводороды
C12-C19 – 0,0021
Н = 36,5 м, W = 0,061 м/с,
Д = 0,05 м, Т = 50оС, 1 шт. 5. ЭЛОУ+АВТ-6 Сепараторы С-1/1, С-1/2, С-2 постоянный 0,055
Углеводороды
C12-C19 – 50,0
Углеводороды
C12-C19 – 2,750
Н = 37,3 м, Д = 0,1 м, 1 шт.
Т = 50оС, W = 7,006 м/с 6. ЭЛОУ+АВТ-6 Свечи дыхания емкостей щелочи, поз.Е-11, поз.10/1,2 постоянный 0,0055 Натрия гидроокись (аэрозоль) – Натрия гидроокись (аэрозоль) –
Н = 15, м, Д = 0,1 м, 1 шт.
Т = 20оС, Дымовые трубы 1. ЭЛОУ+АВТ-6 Дымовая труба технологических печей поз. П-1/1, П-1/2, П-1/3, П-1/4, П-2/1, П-2/2, П-3/1, П-3/2 постоянный 179,0
Углерода оксид– 10,61
Азота диоксид– 4.46
Азота оксид– 0.025
Метан– 0.71
Бенз(а)пирен– 3,91*10-7
Углерода оксид– 19,0
Азота диоксид– 8,0
Азота диоксид– 1,3
Метан– 1,271
Бенз(а)пирен– 0,00007
Н = 150 м
Д = 4,8 м
Т = до 200оС
1 шт.
W = 9,897 м/с Вентиляционные выбросы из систем местных отсосов 1. ЭЛОУ+АВТ-6 Помещение водяной насосной постоянный 1,222
Углеводороды
C1-C5 – 0,45
Углеводороды
C1-C5 – 0,55
Н = 15,0 м, Д = 0,5 м, 1 шт.
Т = 18оС, W = 6,227 м/с 2. ЭЛОУ+АВТ-6 Помещение водяной насосной постоянный 0,833
Углеводороды
C1-C5 – 0,45
Углеводороды
C1-C5 – 0,375
Н = 7,0 м, Д = 0,5 м, 1 шт.
Т = 20оС, 1 шт.W = 4,245 м/с 3. ЭЛОУ+АВТ-6 Помещение водяной насосной постоянный 0,833
Углеводороды
C1-C5 – 0,45
Углеводороды
C1-C5 – 0,375
Н = 7,0 м, Д = 0,5 м, 1 шт.
Т = 20оС, W = 4,245 м/с Неорганизованные выбросы 1. ЭЛОУ+АВТ-6 Аппаратный двор постоянный --
Углеводороды
C1-C5 –
Сероводород–
Углеводороды
C1-C5 – 52,828
Сероводород–0,037
Н = 20,0 м, Т = 11оС
S = 76800 м2, 1 шт
12.2 Безопасный метод удаленияпродуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования:
-продувка змеевиков печейпроизводится в колонны;
-нефтепродукты из колонн иемкостей откачиваются по схемам в соответствующие парки;
-газы из сепараторов выводятсяна факел;
-продувка аппаратов инертнымигазами производится на свечу рассеивания.
12.3 Меры борьбы с загрязнениямиокружающей среды
-строительство очистительныхсооружений;
-комплексное использованиеи глубокая переработка сырья;
-создание и внедрение замкнутыхсистем водопользования, исключающих (или сводящих к минимуму ) потребление свежейводы и сброс сточных вод в водоемы;
-обеспечение высокого качествацелевых продуктов, используемых в одном хозяйстве.
Заключение
В результате данного проектабыл рассчитан материальный баланс установки АВТ, а также проведен расчет основногоаппарата – предварительного эвапоратора К-5, который включает:
— тепловой баланс, расчеткоторого показал, что в колонну необходимо производить тепло горячей струей, количествокоторой составило 26219,95кг/ч;
— конструктивный расчет, врезультате которого были определены диаметр и высота колонны, которые составили2,6м и 33,53м. соответственно;
— прочностной расчет, которыйпоказал, что выбранный материал обечайки и днищ сталь ВМСт3сп+08Х13 выдержит давления,как при работе колонны, так и при ее гидравлическом испытании;
— расчет колонны на ветровуюнагрузку, который показал, что колонна устойчива и условия прочности опоры выполняются.
Данную установку рекомендуетсякомбинировать с блоками ЭЛОУ и вторичной перегонки бензина, в результате чего онаприобретет ряд преимуществ по сравнению с некомбинированными установками:
— уменьшается число индивидуальныхустановок, протяжность трубопроводов и число промежуточных резервуаров;
— более эффективно используютсяэнергетические ресурсы самих процессов;
— значительно снижается расходэлектроэнергии, пара и воды на охлаждение, нагрев и перекачку промежуточных продуктов;
— более широко и эффективноиспользуются современные средства контроля автоматизации;
— резко уменьшаются расходметалла, площадь и обслуживающий персонал.
Также в данном проекте былипредложены меры по защите окружающей среды от промышленных загрязнений.
Исходя из задания на проектирование,курсовой проект выполнен в полном объеме и предварительный эвапоратор К-5 для установкиАВТ-6 спроектирован.
Список литературы
1. Сарданашвили А.Г. Примеры и задачипо технологии переработки нефти и газа.- М.: Химия, 1987.-352с.
2. Ахметов С.А. Технология глубокой переработкинефти и газа: учебное пособие для вузов. – Уфа: Гилем, 2002.-672с.
3. Химия и технология топлив и масел.-РГУ Нефти и газа им.И.М. Губкина, №3 2004.-60с.
4. Повлов К.Ф., Романков П.Г. Примерыи задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Учебное пособие длявузов. –Л.: Химия, 1987.-576с.
5. Криворот А.С. Конструкции и основыпроектирования машин и аппаратов химической промышленности.- М.: Химия, 1999.-254с.
6. Регламент установки ЭЛОУ+АВТ-6 типа11/4 Ангарского НПЗ
7. Гуревич И.Л. Технология переработкинефти и газа.- М.: Химия, 2000.-811с.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Принципиальная схема ректификационной установки
/>
Рисунок А 1- Принципиальная схема ректификационной установки-1ёмкость для исходной смеси; 2, 9- насосы; 3- теплообменник-подогреватель;4 — кипятильник; 5- ректификационная колонна; 6- дефлегматор; 7- холодильник дистиллята;8- ёмкость для сбора дистиллята;
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Принципиальная схема блокастабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ – АВТ – 6
/>
Рисунок Б 1- Принципиальнаясхема блока стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ – АВТ – 6
1 — колонна стабилизации; 2—5 — колоннывторичной перегонки;
I — нестабильный бензин;II — фракция С5-620С; III — фракция 65-1050С; IV — фракция 62—850С; V — фракция 85—1050C; VI-фракция 105-1400C, VII — фракция 140-I80°С; VIII — сжиженная фракция C2 — C4; IХ — сухой газ (C1 – C2); Х — водяной пар
ПРИЛОЖЕНИЕ В
Принципиальная схема установкиатмосферно-вакуумной перегонки нефти с блоком обезвоживания и обессоливания
/>
Рисунок В 1- Принципиальная схема установкиатмосферно-вакуумной перегонки нефти с блоком обезвоживания и обессоливания-
1, 3 – теплообменники; 2 – электродегидратор;4, 11 – нагревательные печи; 5 – атмосферная колонна; 6 – сепаратор; 7 – 10 – отпарныеколонны; 12 – вакуумная колонна.