Переработка нефти на атмосферно-вакуумных трубчатых установках - Производство и технологии курсовая работа

Главная

Производство и технологии
Переработка нефти на атмосферно-вакуумных трубчатых установках

Характеристика перерабатываемой нефти, построение кривых разгонки. Выбор ассортимента получаемых продуктов. Материальный баланс установки. Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива, конденсатора воздушного охлаждения.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их в качестве компонентов товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.
Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.
В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому -- варианты переработки нефти.
Установки АВТ (атмосферно-вакуумные трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти методом многократного (двух- и трехкратного) испарения. При первичной переработке нефти используются физические процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы переработки базируются в основном на деструктивных методах (термический, каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация и др.).
Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего -- трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензинеиную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350-360?C.
Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга). Установки АВТ, как правило, комбинируются с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ). Кроме того, используются установки вторичной перегонки бензина для получения узких бензиновых фракций.
Еще более существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании АВТ (или ЭЛОУ-АВТ) с другими технологическими процессами, такими как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т.д.
Перспективами развития установок АВТ является модернизация и повышение эффективности действующих контактирующих устройств, внедрение современных систем автоматизации, снижение потерь нефти и нефтепродуктов.
1.1 Характеристика перерабатываемой нефти
В Узбекской ССР имеются три нефтегазоносных района - Ферганская и Таджикская впадины и Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область.
Ферганская депрессия расположена внутри Тянь-Шанской горной впадины и является структурной единицей эпиплатформенного орогена. Нефть и газ в Фергане добываются только в прибортовой части впадины, центральная же часть ее мало разведана. Разрез Ферганской впадины включает юрские, меловые, палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения. Меловые отложения представлены морскими, лагунными и континентальными образованиями. В ряде мест эти отложения нефтегазоносны (Северный Сох, Северный Риштан, Ходжиабад, Южный Аламышик и др.).
Нефти Ферганы являются малосернистыми, смолистыми и высокопарафинистыми.
Общее содержание светлых фракций, выкипающих до 350°C, составляет 42-55% при содержании бензиновой фракции до 200°C 18-25%.
По групповому углеводородному составу ферганские нефти относятся к парафино-нафтеновому типу. Содержание парафиновых углеводородов во фракциях, выкипающих до 200°C, составляет 50-60%, ароматических 11-20% и нафтеновых 26-33%. Во фракциях, выкипающих выше 200°C, содержание ароматических углеводородов несколько повышается. Исключением является высокоароматизированная нефть из меловых отложений месторождения Южного Аламышика, где содержание ароматических углеводородов в бензине до 150°С равно 39%, а с повышением температуры выкипания фракций количество ароматических углеводородов уменьшается.
Бензины с температурами выкипания до 150°C могут служить компонентами к авиационным бензинам, а с концом кипения 180 и 200°C - к автомобильным. Все бензины низкооктановые (47-52 пункта), поскольку в их составе преобладают парафиновые углеводороды.
Легкие керосины с температурами выкипания 120-240 и 12-280°C могут быть получены с выходом от 16 до 30%. Эти фракции характеризуются отсутствием меркаптановой серы, содержание общей серы находится в пределах требований технических норм.
Керосиновые фракции (150-280 и 150-320°C) по основным показателям отвечают требованиям на осветительные и тракторные керосины, выход которых составляет 20-30% на нефть.
Дизельные фракции, отобранные в различных температурных пределах выкипания, отличаются высокими цетановыми числами (50-54) и сравнительно высокими температурами застывания, что позволяется получать только летние сорта дизельных топлив.
Средний выход масляных фракций данного района составляет 25%.
Остатки с различными температурами отбора имеют высокие температуры застывания, вследствие чего ферганские нефти не могут быть рекомендованы для получения мазутов и дорожных битумов.
Таблица 1.1 - Основные физико-химические свойства Южно-Аламышикской нефти
1.2 Построение кривых разгонки нефти
Основные кривые разгонки нефти: кривая ИТК (истинных температур кипения), кривая молекулярной массы и кривая относительной плотности.
Для построения кривой ИТК нефти используются данные таблицы "Потенциальное содержание фракций в нефти", которые имеются в справочнике "Нефти СССР", т. 4.
Таблица 1.2 - Данные для построения кривой ИТК Южно-Аламышикской нефти
На основании данных таблицы 1.2 строится кривая ИТК нефти в координатах: температура, о C- массовый суммарный выход, % на нефть.
Построение ведется следующим образом. Сначала откладывается на оси абсцисс выход газа (0,3%) и из этой точки восстанавливается перпендикуляр. На шкале температур (ордината) из точки, соответствующей 28оС, также проводится перпендикуляр. На пересечении этих перпендикуляров находим первую точку кривой ИТК. Следующие точки получаются путем пересечения двух перпендикуляров, проведенных из точек: температура 60оC - суммарный выход (1,3%); температура 100о С - суммарный выход 2,8 % и т.д. Плавно соединяя соответствующие точки, получим кривую ИТК нефти.
Выше температуры 500оС кривую ИТК следует продолжить до пересечения со средней ординатой остатка (88,75%) как продолжение прямой линии ИТК на участке 450-500оС. Температура, соответствующая точке пересечения, является средней температурой кипения остатка.
Начало кипения нефти определяется пересечением луча, проведенного через точки (0,3%; 28 о С) и (1,3%; 60 о С) с нулевой ординатой.
; Х=10; Следовательно начало кипения tнк =28-10=18оС.
Кривые ИТК вычерчиваются на миллиметровке, затем проводятся средние ординаты фракций и при их пересечении с кривой ИТК определяются средние температуры кипения каждой фракции (ti).
Плотность фракций рассчитывается по формуле:
Молярная масса фракций рассчитывается по формуле:
По формуле Воинова рассчитываются значения молекулярной массы фракций: Mi = 60 + 0,3 * ti + 0,001 * ti 2
Все данные по характеристикам узких фракций сводятся в таблицу 1.3.
Таблица 1.3 - Характеристика узких фракций Южно-Аламышикской нефти
На средних ординатах фракций откладывается в соответствующем масштабе значения плотностей и молярных масс, полученные точки соединяются плавными точками.
1.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов
Выбор ассортимента производится на основании потребности конкретного региона в определенных продуктах, а также определяется оптимальным вариантом переработки заданной нефти.
Основными критериями оценки возможности получения товарных продуктов в атмосферной части установки являются:
для бензинов -- октановое число, фракционный состав, содержание серы;
для реактивных топлив -- плотность, фракционный состав, температура начала кристаллизации, содержание серы;
для дизельных топлив -- температура застывания, цетановое число, содержание серы, температура вспышки, фракционный состав.
В настоящее время на установке АВТ можно получить товарные продукты только из отдельных высококачественных нефтей. Как правило, на установках АВТ получают компоненты товарных продуктов и сырье для установок вторичной переработки.
Продукты, получаемые на установке при переработке Южно-Аламышикской нефти имеют следующие пределы выкипания:
Первая масляная фракция (350-450°С),
Вторая масляная фракция (450-500°С),
Все характеристики бензиновой, керосиновой и дизельной фракции сведем в таблицу и приведем сравнение с ГОСТ.
Таблица 1.4 - Сравнение качества продуктов с требованиями ГОСТ
Плотность при 20°С, не менее, кг/м3
Температура нач. крист., не выше, °С
Температура застывания, не выше, °C
Бензиновую фракцию нк-120°C рекомендуется направить на блок изомеризации для повышения октанового числа и дальнейшего использования в качестве малосернистого компонента товарного автобензина.
Керосиновая фракция 120-240°C используется как компонент реактивного топлива марки Т-1.
Дизельную фракцию 240-350°C можно направить на гидроочистку для доведения содержания серы в соответствие со стандартом Евро-4. После гидроочистки фракцию можно использовать как компонент дизельного топлива для арктического климата.
Проводится топливно-масляный вариант переработки нефти. На выходе имеем две масляные фракции, которые в дальнейшем используются для получения базовых дистиллятных масел: 350-450°С и 450-500°С, а также остаток - гудрон 500+°С (ИВ=115), который идет на получение высоковязких остаточных масел.
Материальный баланс установки оформлен в виде таблицы
Таблица 1.5 - Материальный баланс установки
Фактический выход гудрона определяется как разность:
100,00-(4,21+21,15+24,29+17,48+7,32) = 23,55%
Примечание. Материальный баланс рассчитан без учета потерь и исходя из условия: число рабочих дней в году - 350, производительность установки 4,4 млн. т/год.
1. 5 Технологический расчет основной атмосферной колонны
На основании практических и литературных источников принимаются следующие исходные данные:
температура сырья на входе в колонну 350°С;
давление в низу колонны Pн=0,17 МПа;
количество водяного пара, подаваемого в низ колонны 1% масс. на сырье;
количество водяного пара в отпарные колонны 1% масс. на выводимый из отпарной колонны дистиллят;
число тарелок: в отпарной части колонны Nот=6, в концентрационной части NБ+РТ=15, NДТ=10;
перепад давления на тарелку ?Р=0,0008 МПа;
температура низа принимается на 20?С ниже температуры сырья.
1. 5 .1 Материальный баланс основной атмосферной колонны
Таблица 1.6 - Материальный баланс основной атмосферной колонны
Фактический выход мазута определяется как разность:
1. 5 .2 Расчет доли отгона сырья на входе в К-1
Для повышения точности расчета нефть разбивается на ряд узких фракций, которые принимаются за индивидуальные компоненты. Характеристика узких фракций приведена в таблице 1.3.
Расчет ОИ производится методом подбора из условия:
где хFi, хi - мольная доля компонента соответственно в сырье и жидкой фазе;
Ki - константа фазового равновесия i-го компонента.
1. Рассчитываем число киломолей i-го компонента: Ni=ai/Мi
2. Рассчитываем мольные доли компонентов: XFi=Ni/?Ni
3. Рассчитываем упругость паров i-го компонента (Рi) при заданной температуре (t) по формуле:
где bi=(tв+273)/(ti+273), tв=350°С.
4. Задаемся значением мольной доли отгона: (е=0,758);
5. Рассчитываем константу фазового равновесия i-го компонента:
где Рвх - давление на входе в колонну: (Рвх=Рн -?P*Nот), МПа;
Z - величина отношения кмоли водяного пара/кмоли сырья,
6. По формуле 1.1 рассчитываются мольные доли компонентов в жидкой фазе сырья (Xi), находится ?Xi. Если ?Xi получилась в пределах заданной точности, переходим к пункту 7, в противном случае задаются новой величиной «е» и повторяют расчеты с пункта 5.
7. Рассчитываем мольные доли компонентов в паровой фазе сырья:
8. Рассчитываем молярные массы жидкости (Мх) и паров (Му):
9. Рассчитываем массовые доли компонентов в жидкой и паровой фазах:
10. Рассчитываем удельные объемы жидкой и паровой фаз:
Расчет удобно выполнять в виде таблицы. Представленный ниже расчет произведен в электронных таблицах Excel на основе исходных данных, полученных на ЭВМ.
Таблица 1.7 - Расчет доли отгона сырья на входе в К-1
Массовая доля отгона рассчитывается по уравнению
eM=0,758*178,9234/(178,9234*0,758+414,5545*(1-0,758)=0,575.
Плотность пара рассчитывается по уравнению:
1. 5 .3 Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива
Рисунок 1.1 - К расчету температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива: F - сырье, g - флегма, G - пары, в.п. - водяной пар, Mф - мазут фактический
Температура бокового погона определяется методом подбора: задаются количеством флегмы "g" и ее составом (Х принятое). Последующими расчетами доказывают правильность принятого состава флегмы. Количество флегмы рекомендуется принимать в пределах 15-20 кг.
1. Принимаем количество флегмы g=15,0 кг. Состав флегмы массовый (Х принятое):
2. Рассчитывается количество компонентов во флегме:
Составим уравнение материального баланса по обозначенному на рисунке 1.3 контуру:
Подставим в это выражение величину:
где Бф, РТф, ДТф, Мф - соответственно фактические выходы бензина, реактивного топлива, дизельного топлива и мазута (эти данные берутся из таблицы 1.6).
После подстановки и сокращения Мф получим:
3. Рассчитывается количество компонентов в парах:
БG = 4,21+0,018 =4,228 кг, РТG= 21,15+0,816 =21,966 кг, ДТG= 24,29+14,166 =38,456 кг, в.п.= 100*0,01 = 1 кг (1% на сырьё).
4. Рассчитывается давление в зоне вывода бокового погона:
Температура паров рассчитывается методом подбора из условия конца ОИ: ?Yi/Ki=1.
Таблица 1.8 - Расчет температуры паров G
Константа фазового равновесия водяного пара принимается "?" из условия, что конденсация водяного пара недопустима (в случае конденсации создается аварийная ситуация) и, следовательно, Хв.п.=Yв.п./Кв.п.=0, а так как Yв.п. ?0, поэтому Хв.п.=0 только при Кв.п. =?.
По данным расчета делается вывод: принятый состав флегмы близок к расчетному, поэтому можно переходить к составлению теплового баланса по контуру, обозначенному на рисунке 1.3.
Уравнение теплового баланса по обозначенному контуру:
где Qf, Qg - тепло, вносимое сырьем и флегмой;
QG, Qm - тепло, выносимое парами и мазутом;
QПЦО1 - тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением под тарелкой вывода бокового погона.
Водяной пар в тепловом балансе не учитывается.
Энтальпия парожидкостной смеси сырья рассчитывается по формуле:
где j, i - соответственно энтальпии паров и жидкости, рассчитываемые по формулам:
i = 4,187*(0,403*t+0,000405*t2)/ (сx)0,5 кДж/кг (1.2)
j = 4,187*[(50,2+0,109*t+0,00014*t2)*(4-сy)-73,8], кДж/кг (1.3)
где t, сx, сy - соответственно температура, плотности жидкости и пара. Этот расчет осуществлен на ЭВМ.
Температура флегмы (а это и есть температура вывода бокового погона) рассчитывается по уравнению:
Энтальпия флегмы ig рассчитывается по формуле 1.2 с использованием значений tg и сg:
i = 4,187*(0,403*269+0,000405*2692)/ (0,844)0,5 =626,6 кДж/кг
Qпpиx = Qf + Qg=98800+9390=108190 кДж
1. С мазутом (с мазута из таблицы 1.6):
iм=4,187*(0,403*330+0,000405*3302)/ (0,904)0,5 = 780 кДж/кг
Jg=4,187*[(50,2+0,109*276+0,00014*2762)*(4-0,817)-73,8]=903 кДж/кг
Из теплового баланса рассчитывается тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением:
1.5 .4 Расчет отпарной колонны дизельного топлива
Расчет отпарной колонны заключается в итерационном подборе количества флегмы "gст", поступающей в аппарат из основной колонны, и определении температуры дизтоплива, уходящего с низа отпарной колонны.
Рисунок 1.2 - К расчету отпарной колонны дизтоплива: G - пары; g - флегма; в.п. - водяной пар; ДТф - дизтопливо фактическое
Рассчитывается количество водяного пара, подаваемого в низ колонны
Gв.п. = ДТф*0,01 = 24,29*0,01 = 0,2429 кг
Температура верха отпарной колонны принимается на 5?С ниже температуры флегмы tGст =tgст - 5 = 269 - 5=264?С.
Принимаем, что с верха отпарной колонны уходят полностью бензин, реактивное топливо, водяной пар и часть дизельного топлива.
2. Рассчитываем количество углеводородных компонентов в парах Gст (состав gст принимается из таблицы 1.8 равным Храсч):
ДТ=28,24*0,09444-24,29= 2,379856 кг,
где 24,29 - количество ДТф, уходящего с низа отпарной колонны.
GCT=0,033888+1,536256+2,379856=3,95 кг
3. Определяем, находятся ли пары данного состава в состоянии насыщения. Расчет сводится в таблицу:
Таблица 1.9 - Проверка насыщенности паров Gст
При выполнении условия для последнего столбца (УXi=1 с достаточной точностью) таблицы можно сделать вывод, что пар Gст насыщенный, а значит количество gст принято правильно.
Уравнение теплового баланса отпарной колонны:
Для определения энтальпии паров Gct необходимо предварительно рассчитать плотность паров по формуле 1.4, а затем использовать формулу 1.3. Энтальпия i=ig берется из расчета теплового баланса нижнего контура основной колонны.
JG = 4,187 * [(50,2+0,109*264+0,00014*2642)*(4-0,824)-73,8] = 870,9 кДж/кг
QДТ=28,24*626,61 - 3,95*870,9 =14255 кДж
Зная плотность ДТ и энтальпию iДТ, можно рассчитать его температуру из квадратного уравнения:
0,000405*tДТ2 +0,403*tДТ -iДТ*(сДТ)0,5/4,187 = 0
tДТ = [-0,403+(0,4032 + 0,000405* iдт*(сДТ)0,5/4,187)0,5] /0,00081 (1.5)
tДТ = [-0,403+(0,4032+4*0,000405*587*(0,847)0,5/4,187)0,5]/0,00081= 254,83°С
1. 5 .5 Расчет температуры верха колонны К-1
Температура верха рассчитывается из условия конца ОИ паров, уходящих с верха колонны ?Yi/Ki=1.
Для повышения точности расчета бензиновая фракция разбивается на две более узкие фракции.
Рассчитываем количество водяного пара, уходящего с верха колонны:
где GH, GДТ - соответственно количество водяного пара, подаваемого в низ К-1 и отпарную колонну ДТ.
Рассчитывается давление верха колонны:
РВ= 0,17-(6+10+15)*0,0008=0,1452 МПа
Рассчитывается упругость паров i-гo компонента (Pi) при заданной температуре верха (tв) по формуле:
Дальнейший расчет представлен в таблице 1.10:
Таблица 1.10 - К расчету температуры верха при циркуляционном орошении
Рассчитываем парциальное давление водяного пара
Рв.п. =0,1452*0,25414*7600=280,44 мм рт.ст.
Рассчитывается температура конденсации водяного пара tк:
tк = [1 / (0,00397 - 0,0004455 * log(PВ.П.))] - 273, °С
tк = [1 / (0,00397 - 0,0004455 * log(280,44))] - 273 =74,3°С
(tв - tк) > 10°С, опасности конденсации водяного пара не возникает, следовательно, можно использовать циркуляционное орошение.
Далее составляем полный тепловой баланс колонны. Уравнение теплового баланса колонны при циркуляционном орошении:
QF = QБ + QМ + QДТ2 + QДТ1 + QПЦО1 + QВЦО.
где JБ - энтальпия паров бензина, рассчитывается по формуле 1.3 с использованием плотности Б и температуры верха колонны
JБ=4,187*[(50,2+0,109*178+0,00014*1782) * (4-0,701)-73,8]=713,7 кДж/кг
где JРТ - энтальпия паров РТ, рассчитывается по формуле 1.3 с использованием плотности РТ и температуры верха колонны
JРТ=4,187*[(50,2+0,109*178+0,00014*1782) * (4-0,794)-73,8]=684,9 кДж/кг
Из теплового баланса определяется QВЦО.
QВЦО =98800-3005-14484-39306-14255-8059=17233 кДж
Рисунок 1.3 - К расчету диаметра колонны
1. Рассчитывается количество горячего орошения:
где itвсм - энтальпия смеси жидких бензина и реактивного топлива при температуре верха, рассчитывается по плотности смеси бензина с РТ и температуре верха.
jtвсм определяется из уравнения 1,3:
jтвсм = 4,187*[(50,2+0,109*tв+0,00014*tв2)*(4-ссм)-73,8], кДж/кг
jтвсм = 4,187*[(50,2+0,109*178+0,00014*1782)*(4-0,777)-73,8]=690,11 кДж/кг
itвсм определяется из уравнения 1,2:
itвсм = 4,187*(0,403*178+0,000405*1782)/(0,777)0,5 =401,68 кДж/кг
gг.op. = 17233/(690,11-401,68)=59,75 кг
2. Рассчитывается количество углеводородных паров, поступающих под верхнюю тарелку:
3. Рассчитывается секундный объем паров, м3/с:
Vc=(G/МСМ + GВ.П./18)*22,4*(0,1/Pв)*(tв+273)*КП/273/3600
где МСМ - молярная масса смеси бензина и РТ, которая рассчитывается по формуле:
КП - коэффициент производительности.
КП равен производительности установки по нефти в кг/ч, деленной на 100 (т.к. все расчеты были выполнены на 100 кг исходной нефти),
Vc= (85,85 /128,8 + 1,2429/18)*22,4*(0,1 /0,1452)*(178+273)*52358 /273 /3600 = 27,28 м3/с
4. Рассчитывается плотность смеси при температуре верха, кг/м3:
ссмтв = (ссм - (0,001828-0,00132* ссм)*(tв - 20))*1000
ссмтв = (0,777 - (0,001828-0,00132*0,777)*(178 - 20))*1000=650,25 кг/м3
5. Рассчитывается плотность паров, кг/м3:
сП = (85,85+1,2429)*5238 / 27,28 / 3600 = 4,65 кг/м3
6. Рассчитывается допустимая скорость паров по формуле
где С - коэффициент, зависящий от типа тарелок, расстояния между тарелками и нагрузки тарелок по жидкости.
Расчетный диаметр округляется до ближайшего стандартного в большую сторону. Принимаем D = 7,5 м.
2. РАСЧЕТ И ПОДБОР ОСНОВНЫХ АППАРАТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ
Рассчитывается тепловая нагрузка печи:
где JF - энтальпия нефти на выходе из печи (известна из расчета ОИ);
iт/о - энтальпия нефти после теплообменников (расчитывается при температуре 180…220°С по формуле 1.2, принимаем температуру 200°С).
iт/о = 4,187*(0,403*200+0,000405*2002)/(0,876)0,5 = 433 кДж/кг
Qп = 100*(988-433)*5238 = 290694511 кДж/ч
В зависимости от тепловой нагрузки выбирается стандартная печь и определяется число печей. Ставим печь типа СКВ1 с производительностью 75,6 Гкал/ч. Техническая характеристика печи приведена в таблице 2.1
Таблица 2.1 - Техническая характеристика печи типа СКВ1
Радиантные трубы поверхность нагрева, м2 рабочая длина, м
Печь СКВ1 - печь свободного вертикального сжигания комбинированного топлива, коробчатая, с вертикальным расположением труб змеевика в камере радиации. Под каждой камерой радиации расположена своя камера конвекции с горизонтальными трубами.
Принимаем КПД печи з=0,85, теплотворную способность топлива и рассчитываем расход топлива GT:
GT = 69427875/10500/0,85 = 7779 кг/ч
2.2 Расчет конденсатора воздушного охлаждения
Рассчитывается тепловая нагрузка (холодопроизводительность) аппарата при остром орошении, кДж:
Qкво = (Бф+gор)*(jtв - i40)+Gв.п*(jz - 4,187*40),
jz - энтальпия водяного пара при температуре верха;
i40 - энтальпия жидкого бензина при 40 оС, рассчитывается по формуле 1.2.
jz = 4,187*[606, 5 + 0,305*tк + 0,5*(tв - tк)]
jz = 4,187*[606,5 + 0,305•90+ 0,5* (100-90)] =2675,3 кДж/кг
i40 = 4,187*(0,403*40+0,000405*402)/ (0,701)0,5 =83,85 кДж/кг
Qkbo = (4,3+21,5)*(554,3-83,85) + 1,2429*(2675,3-4,187*40) = 15255 кДж
Рассчитывается средняя разность температур (?tcp), °С:
(?t1 / ?t2)> 2, ? tcp = (?t1 -? t2) / (2,3 * log(?t1 /? t2), °С,
? tcp =(40-15)/(2,3log(40/15)) = 25,5 °С
Рассчитывается поверхность охлаждения:
где Ктп - коэффициент теплопередачи, принимается из литературных данных, Ктп = 29,17 Вт/(м2 *град) =105 кДж/(м2*ч*град).
F = (15255*5238)/(105*25,5) = 29823 м2
Из справочников выбираем поверхность стандартного аппарата Fo=7500 м2 и рассчитывается число аппаратов Naп = F / Fo.
Naп =29823/7500 = 4,995 = 4 аппарата.
Таблица 2.2 - Характеристика зигзагообразных аппаратов воздушного охлаждения (ОСТ 26-02-1521-77)
2.3 Расчет теплообменника «дизтопливо-нефть»
Принимаются следующие исходные данные:
нефть делится на два потока по 50 кг;
температура ДТ на выходе из теплообменника 100?С;
температура нефти на входе в теплообменник 40?С.
Количество передаваемого потоком дизтоплива тепла:
где iдт берется из расчетов, i100 рассчитывается
i100 = 4,187*(0,403*100+0,000405*1002)/ (0,847)0,5 =201,77 кДж/кг
Q = 24,29*(568,88-201,77) = 9354 кДж
Рассчитывается энтальпия нефти при 40°С
i40 = 4,187*(0,403*40+0,000405*402)/(0,876)0,5 =75,01 кДж/кг
Затем определяется энтальпия нефти на выходе из теплообменника:
где з - к.п.д. теплообменника (принимается 0,97).
Зная энтальпию нефти и плотность, можно рассчитать температуру tx по формуле 1.5:
tх = [-0,403+(0,4032 + 4•0,000405*257*(0,876)0,5/ 4,187)0,5] / 0,00081= 126,3?С
Рассчитывается средняя разность температур ?tcp:
(?t1 / ?t2) > 2, ? tcp = (?t1 - ?t2) / [2,3 • log(?t1 /?t2)], °С
? tcp = (130,7-60) / [2,3*log(130,7/60)] =90,6°С
Рассчитывается поверхность теплообмена:
где Ктп = 175 Вт/(м2*град) = 630 кДж/(м2*ч*град), принимаем из
F = 9354*5238/ (630*90,6) = 858,1 м2
Из справочных данных выбирается поверхность стандартного аппарата Fo=864 м2 и рассчитывается число аппаратов:
Naп округляется до целого числа в большую сторону. Naп=1.
Таблица 2.3 - Характеристика кожухотрубчатых теплообменников с плавающей головкой (ГОСТ 14245-79)
Поверхность при длине труб 9000 мм и расположении их в решетке по вершинам треугольников, м2
В данной работе рассчитана и спроектирована установка АВТ для переработки Южно-Аламышикской нефти.
Для заданной нефти произведен расчет кривых разгонки (истинных температур кипения, молекулярной массы и относительной плотности), выбор и обоснование ассортимента получаемых продуктов, выбор и обоснование технологической схемы установки. Построенные кривые разгонки и технологическая схема установки АВТ приведены в пояснительной записке.
В ходе технологического расчета основной атмосферной рассчитан процесс однократного испарения в зоне питания колонны (еМ=0,582), осуществила расчёт температуры верха колонны (87,6?С), температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива (262?С), рассчитана отпарная колонна, составлен покомпонентный материальный и тепловой балансы колонны.
В проектном расчете определен диаметр колонны (6 м), подобрана атмосферная печь, конденсаторы воздушного охлаждения и теплообменник.
В общем, выполнение курсового проекта способствовало дальнейшему углублению моих знаний в области первичной перегонки нефти. Кроме того, при выполнении курсового проекта, закреплены знания о схематическом начертании типовых аппаратов и машин, а также приобретены дополнительные навыки работы в прикладных программах Microsoft.
1. Нефти СССР: Справочник. - Т.3. - М.: Химия, 1972. - 392с.
2. Фасхутдинов Р.А., Фасхутдинов Р.Р. Методические указания по выполнению курсовой работы по АВТ. - Уфа: УГНТУ, 2004.- 39с.
3. Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. Технологические расчеты установок переработки нефти. - М.: Химия, 1987.- 352с.
4. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.
Характеристика перерабатываемой смеси. Построение кривых разгонки нефти. Выбор и обоснование технологической схемы установки. Технологический расчет основной атмосферной колонны. Расчет доли отгона сырья на входе и конденсатора воздушного охлаждения. курсовая работа [1,4 M], добавлен 18.09.2013
Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов. курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013
Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга. лабораторная работа [98,4 K], добавлен 14.11.2010
Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. Принцип работы установки подготовки нефти "Хитер-Тритер". Материальный баланс ступеней сепарации и общий материальный баланс установки. курсовая работа [660,9 K], добавлен 12.12.2011
Характеристика нефти и обоснование ассортимента получаемых из нее фракций. Краткое описание технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ, ее оборудование и условия эксплуатации. Материальный и тепловой баланс блока ЭЛОУ-АВТ и атмосферных колонн К-1 и К-2. курсовая работа [429,6 K], добавлен 30.11.2009
Классификация трубчатых печей и их назначение. Состав нефти и классификация. Аппаратурное оформление вертикально-цилиндрической печи. Тепловой баланс трубчатой печи. Расчет коэффициента полезного действия и расхода топлива. Расчет камеры конвекции. курсовая работа [1,0 M], добавлен 08.04.2014
Характеристика нефти и ее основных фракций. Выбор поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет реакторного блока, сепараторов, блока стабилизации, теплообменников подогрева сырья. Материальный баланс установок. Охрана окружающей среды на установке. курсовая работа [446,7 K], добавлен 07.11.2013
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Переработка нефти на атмосферно-вакуумных трубчатых установках курсовая работа. Производство и технологии.
Реферат На Тему Рекреационный Потенциал Алтайского Края
Реферат: Газоперекачивающие агрегаты
Курсовая работа: Розрахунок елементів цифрової системи передачі інформації
Курсовая работа по теме Особенности воспитания упрямых детей
Курсовая работа по теме Тепловой расчет паровой турбины ПТ-60/75-130/13
План Зимнего Сочинения 11 Класс
Доклад по теме Соколова Любовь Сергеевна
Контрольная Работа На Тему Экономический Анализ
Волонтерство В Сфере Спорта Реферат
Контрольная работа: Планирование и распределение прибыли 6
Реферат: How Dolby Surround Works Essay Research Paper
Контрольная работа по теме Ранжирование показателей качества изделия 'Велосипедная шина'
Организм Реферат
Реферат: Лев Троцкий. Скачать бесплатно и без регистрации
Оформление Кандидатской Диссертации Гост
Курсовая Работа На Тему Стеклование И Стеклообразное Состояние
Курсовая работа по теме Оценка платежеспособности СПК ПЗ 'Стародворский'
Курсовая Работа На Тему Качественный Подход В Социологии
Написать Сочинение На Тему Образ
Курсовая работа по теме Всеобщая организационная наука А.А. Богданова
Нормативно-правове середовище, що регулює ринок праці України - Государство и право реферат
Критерии отбора кадров - Менеджмент и трудовые отношения реферат
Мировой финансовый рынок и его структура - Международные отношения и мировая экономика реферат