Реконструкция установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6. Дипломная (ВКР). Другое.
💣 👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Реконструкция установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Начиная с 1993 г. Рост мощностей первичной
переработки нефти (ППН) был незначительным. Все НПЗ в мире вынуждены были
решать проблемы, связанные с ужесточением норм по охране окружающей среды:
отказ от ТЭС в бензине, контроль над составом отходящих газов, производство
модифицированного бензина, а также использование дизельного и котельного топлив
более высокого качества. В течение 90-х годов американские
нефтеперерабатывающие компании, чтобы остаться в бизнесе, израсходовали более
30 млрд. долл. только на выполнение регулирующих их деятельность требований
правительства, главным образом, в области экологии [1].
Прогнозируется, что в период
1993-2010 гг. капиталовложения в мировую нефтепереработку, в основном, на
решение экологических проблем и на строительство дополнительных мощностей для
удовлетворения спроса на нефтепродукты, должны составить 125 млрд.
долл. в год. Для удовлетворения растущих мировых потребностей на нефтепродукты
необходимо ежегодно вводить в эксплуатацию один или два новых НПЗ. Однако,
новых строительств, которые, как известно, требуют значительных
капиталовложений и зачастую не окупаются, в США, Канаде и Западной Европе не
ожидается. Кроме того, по исследованиям, проведенным в США в 1995 г., около 30%
мощностей США по ППН могут быть ликвидированы в течение ближайших 10-и лет
из-за введения новых законодательных актов по охране окружающей среды [1].
Обзор мировой нефтепереработки по
состоянию на 1 января 2001 г. показал, что увеличение и уменьшение мировых
мощностей по ППН компенсировали друг друга; снижение мощностей в основном имело
место в странах СНГ (~ 64,5 млн. т.), доля остальных регионов в увеличении
мощностей составила 54,6 млн.т. [1].
По данным Oil & Gas Journal на
01.01.2001 г. мировые мощности по нефтепереработке составили 4030.9 млн.т./год.
Наибольший рост мощностей ~4
млн.т./год, имел место на Ближнем и Среднем Востоке, главным образом в
Объединенных Арабских Эмиратах (ОАЭ), за этим регионом следует Северная Америка
(~ 3.2 млн.т./год) и Западная Европа (~1.6 млн.т./год).
В Азиатско-Тихоокеанском регионе
(АТР) рост мощностей нефтепереработки составил лишь 894 тыс.т./год, что намного
меньше по сравнению с 2000 г. (~24.8 млн.т./год).
В 2001 г. было введено в
эксплуатацию:
- Sharjah
Oil Rеfining
Co. Ltd. НПЗ
мощностью 3,5 млн.т./год в Шаряхе, Саудовская Аравия.
Formoza Petrochemical Co. ввела в
2002 г. в Майляо, Тайвань новые мощности 22,3 млн.т./год.
Sinopec в Шанхае,
что увеличило более чем вдвое (до 17 млн.т./год) мощности компании.
В наибольшей степени закрытие
установок по ППН наблюдалось в Южной и Северной Америке.
Крупнейшим из закрытых в 2001 г.
объектов был НПЗ Premcor мощностью 3,8 млн.т./год,
расположенный в Блу-Айленде, шт. Иллинойс. Причина заключается в том, что этот
НПЗ не соответствовал новым требованиям Управления по охране окружающей среды
(УООС) по содержанию серы в топливных фракциях.
Sunoco закрыла
свой НПЗ в Ябукоа в соответствии с планом реструктуризации масляного
производства.
В ноябре 2001 г. ВР объявила о
закрытии старейшей и самой малопроизводительной из трех установки по первичной
перегонке нефти на НПЗ в Грейнджмуте, Шотландия, Великобритания.
Касаясь российских НПЗ, можно
справедливо заметить, что состояние нефтеперерабатывающей промышленности (в
частности ППН) в нашей стране относительно стабильно и имеются тенденции к
развитию, хотя и небольшие. Исходя из всего вышеизложенного, становится
понятным, что реконструкция действующей установки ЭЛОУ-АТ-6 ООО «ПО КИНЕФ»,
которая и является целью данного дипломного проекта, действительно актуальна.
Часть технологического оборудования уже морально и физически устарело,
следовательно, требует замены на более современное, более производительное и
подходящее к современным требованиям экологии.
Данная установка предназначена для
первичной переработки нефти, введена в действие в декабре 1968 года. Проект
установки разработан институтом ВНИПИ Нефть. Генеральный проектировщик -
институт Ленгипронефтехим. Она запроектирована для переработки сырой не
обессоленной и не обезвожинной ромашкинской или арланской нефти.
Производительность установки по проекту составляет 6 млн.т/год.
Загрузка установки зависит от
потребности завода в вырабатываемой ею продукции и составляет от 60 до 130%
проектной производительности.
Первичная и вторичная разгонка
нефти, а также стабилизация бензина происходят в ректификационных колоннах.
Очевидно, что их функционирование невозможно без соответствующей теплообменной
аппаратуры. Основными пунктами реконструкции является замена печи,
предназначенной для поддержания температуры низа колонн блока вторичной
перегонки и стабилизации бензина (ВПСБ). Это должно привести к более
экономичному расходу топлива, уменьшению затрат на экологию, повышению
стабильности ведения технологического процесса, что в свою очередь должно
отразиться на качестве вырабатываемой продукции. Так же реконструкцией
предусматривается замена концевых водяных холодильников блока ВПСБ на аппараты
воздушного охлаждения и установка на них вариаторов частоты вращения, что
должно привести к снижению затрат на оборотную воду и к существенной экономии
электроэнергии в зимнее время года.
Подробнее о принятых решениях по
реконструкции установки будет написано в технологическом разделе данной
записки.
1.1
Общие сведения о первичной переработки нефти
Нефть представляет собой
сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов,
различающихся по температуре кипения. Для производства нефтепродуктов нефть
разделяют на фракции и группы углеводородов, а так же изменяют ее химический
состав.
Существуют первичные и
вторичные методы переработки нефти. Первичными являются процессы разделения
нефти на фракции путем перегонки, вторичные - процессы деструктивной
(химической) перегонки нефти и очистки нефтепродуктов. Различают перегонку с
однократными, многократными степенями испарения. Перегонка с однократным
испарением характеризуется тем, что при нагревании смеси ее пара остаются в
соприкосновении с жидкостью. При достижении определенной конечной температуры
жидкую и паровую фазу разделяют в один прием - однократно. Примером
однократного испарения является нагревание и испарение сырья в трубчатой печи.
Исходный нефтепродукт нагревают, он часто испаряется в змеевике печи, а затем
направляется в испаритель (колонну), где происходит однократное отделение
образовавшихся паров от жидкости. После однократного испарения в системе
остается все то, что до испарения исходная смесь находилась в жидком состоянии,
после же испарения часть компонентов смеси перешла в пар. Четкость
погоноразделения при перегонке с однократным испарением неудовлетворительна.
При перегонке с многократным
испарением жидкая и паровая фазы разделяются в несколько приемов. Многократное
испарение состоит из несколько повторяющихся несколько раз процессов
однократного испарения. Образовавшиеся при испарение пары отделяют в несколько
ступеней.
На второй ступени испаряется жидкая фаза,
оставшиеся при отделении паров, образовавшихся на первой ступени, а на третьей
ступени испаряется жидкая фаза оставшиеся после второй и т.д. Перегонку нефти
на промышленных установках осуществляют при 360 - 380 С. При более высоких
температурах начинается процесс разложения углеводородов - крекинг. В данном
случае крекинг нерационален, так как образующиеся при разложении непредельные
углеводороды резко снижают качество нефтепродуктов. Степень разложения
увеличивается с повышением температуры. Чтобы этого избежать перегонку ведут
при пониженном давлении - в вакууме, что позволяет из мазута извлекать
дистиляты с температурой кипения да 500 С в пересчете на атмосферное давление.
1.2
Технико-экономическое обоснование
Несмотря на то, что установки ППН являются более
простыми, чем, например, установки гидрокрекинга или ККф, они очень важны, так
как перерабатывают всю поступающую на НПЗ нефть. Работа атмосферной (АТ) и
вакуумной колонн (ВК) блока ППН влияет на все последующие процессы НПЗ. Кроме
того, эффективная ВК имеет большое значение для решения экологических проблем,
поскольку в ВК облагораживаются остатки , а их дистилляция намного сложнее
других процессов. Анализ публикаций, проведенных в работе [1], позволили
выделить следующие направления интенсификации работы блока ППН:
применение высокоэффективных контактных
устройств в ректификационных колоннах, обеспечивает низкий перепад давления в
колоннах, позволяет увеличивать производительность блока ректификации в 2-3
раза и существенно улучшить качество фракций;
замена маломощного технологического оборудования
более производительным, т.е. установка колонн с увеличенным диаметром и числом
тарелок, а так же монтаж параллельных колонн, аналогичных проектной, приводят к
увеличению производительности, но без улучшения качества дистиллятов, при этом
отмечается рост капитальных и эксплуатационных затрат;
изменение схем и технологических режимов работы
колонн, сопутствующей аппаратуры, блоков и установок в целом, что чаще всего
вызвано необходимостью повышения качества дистиллятов и увеличения их отбора,
однако эти проблемы решаются чаще всего дополнительными энергозатратами.
Внутренне устройство АК и ВК с годами улучшалось.
Эта тенденция, а так же усовершенствование дизайна колонн и всего блока ППН,
имеет место и в настоящее время, так как увеличение мощности строительством
новых установок требует значительных капиталовложений, и нефтепереработчики
стремятся улучшить производительность колонн и другого оборудования за счет
модернизации внутреннего устройства колонн и соответствующего оборудования
блока ППН.
Исходя из этого, на Киришском НПЗ проводится
плановая реконструкция и модернизация блоков ППН. Например, на установке АТ - 6
уже проведена замена ситчатых тарелок колонн блока вторички на клапанные. А в
апреле 2004 г. планируется полная замена колонны К- 2 атмосферного блока
установки на новую колонну с клапанными трапециевидными тарелками.
Эти проблемы активно обсуждаются на
международных конференциях, в частности, им был посвящен ряд докладов на шестой
международной конференции по перегонке и абсорбции, состоявшейся 8-10 сентября
1997 года в Маастрихте (Нидерланды), а также в ряде недавно опубликованных
обзорах . [1]
Отечественные установки ППН имеют более низкий
уровень эффективности по сравнению с зарубежными, более высокие энергозатраты и
низкое качество оборудования.
Большое число ректификационных колонн, трубчатых
печей и др. теплообменной аппаратуры атмосферной перегонки нефти НПЗ России и
СНГ значительно превысили нормативный срок службы. Созданные в основном в 70-е
годы, эти аппараты, несмотря на многие усовершенствования, внесенные за время
эксплуатации в их конструкцию и технологию перегонки нефти, уступают
современному уровню развития техники.
Исходя из всего выше сказанного, нужно отметить,
что наиболее предпочтительными направлениями интенсификации блока ППН,
является, во-первых: применение высокоэффективных контактных устройств в
ректификационных колоннах; во-вторых: изменение схем и технологических режимов
работы колонн, сопутствующей аппаратуры, блоков и установок в целом.
Возьмем к рассмотрению установки АВТ-6 и АТ-6
ООО ПО Киришинефтеоргсинтез. Они включают в себя блоки стабилизации и вторичной
ректификации бензинов (ВРБ), на которых получают фракции, используемые в
дальнейшем в качестве сырья на установках изомеризации, риформинга, получения
ароматики, газофракционирования и т.д.
Необходимость повышения качества указанных
фракций потребовала от специалистов завода обследования, анализа и модернизации
блоков стабилизации бензина и ВРБ.
Существующие колонны стабилизации были
оборудованы 40 клапанными прямоточными тарелками с круглыми клапанами, из них
20 тарелок двухпоточных диаметром 2.8 метра (установка АВТ-6), 20 тарелок
двухпоточных диаметром 2.6 м (установка АТ-6) и 20 тарелок четырехпоточных
диаметром 3.6 м (установка АВТ-6 и АТ-6).
Разработка рекомендаций по
модернизации стабилизаторов с целью снижения содержания в ПБФ и в
стабильном бензине была поручена ЗАО ПИРО, где была проведена работа по
моделированию существующих режимов работы колонн-стабилизаторов и
проанализировано влияние различных параметров их работы на эффективность
погоноразделения.
На основании проведенного анализа
ЗАО ПИРО был разработан проект модернизации внутренних устройств колонн
стабилизации, осуществлена их поставка и шефмонтаж. Суть проекта заключалась в
полной замене существующих тарелок (включая опорные, приварные элементы,
переливы и т.д.) на клапанные трапециевидные с оптимально выбранным живым
сечением для прохода паров и жидкости по высоте колонны. Последнее условие
является очень важным, так как обеспечивает работу тарелок в области
эффективных нагрузок, т.е. с высоким К.П.Д. (не ниже 0.5). Проект модернизации
разрабатывался, исходя из максимальной нагрузки по бензину 250 и
минимальной 120 .
После реконструкции стабилизаторов
установок АТ-6 и АВТ-6 наблюдались следующие изменения в работе данных колонн.
Стало возможным менять содержание пентанов в ПБФ от 4.6 до 30.8% в зависимости
от требований к качеству, и выводить их с ПБФ или с фр. н.к.-62 .
До реконструкции содержание
компонентов и выше в
ПБФ достигало 4%. После реконструкции углеводороды в отгоне
отсутствуют. Одновременно увеличилось количество фр. н.к.-62, выводимой с верха
К-3 до 16.4-17%, вместо 12.8-14% до реконструкции.
После реконструкции помимо
увеличения отбора фр. н.к.-62, отмечено повышение температуры начала кипения
данной фракции с 29-32 до 36-38 , что
объясняется пяти-шестикратным снижением содержания бутанов в стабильном
бензине. Окупаемость составила 0.7 года.
Т.о., можно отметить, что на
Киришском НПЗ в последние годы предпочтение отдается первому направлению,
поэтому предлагать какие-либо новые технологические решения, связанные с
заменой внутренних устройств в колоннах, было бы нецелесообразно.
1.2.1
Актуальность замены старого оборудования
Учитывая, что в настоящее время на
установке ЭЛОУ-АТ-6 Киришского НПЗ существует ряд проблем связанных с
эксплуатацией определенного вспомогательного оборудования, можно предложить ряд
технических и технологических решений.
С 1968 года на данной установке
поддержание температуры низа колонны К-8 и колонны К-5 осуществляется с помощью
одной печи П-2. Она представляет собой аппарат коробчатого типа, через который
четырьмя потоками проходит сырье (два потока из К-8, два потока из К-5). Всего
в этой печи 3 радиантных камеры, неразделенных между собой перегородками. В
первой камере осуществляется нагрев двух потоков из колонны К-8, в третьей из колонны
К-5. Вторая камера является общей, в ней происходит нагрев второго потока
колонны К-8 и первого потока колонны К-5. Это создает существенные трудности
при регулировании режима. Т.к., например, если требуется поднять температуру
низа К-8, то необходимо увеличить подачу топлива к форсункам первой и второй
камеры, тем самым, повышая температуру сырья на выходе из печи и,
следовательно, температуру низа К-8. Но, т.к. вторая камера является общей а,
третья камера не отделена от нее, поэтому потоки идущие из колонны К-5 так же
нагреваются. Это приводит к повышению ее температуры низа, т.е. появляются
отклонения в ведении нормального технологического режима, что в свою очередь
сказывается на качестве фракций выводимых из колонны К-5.
Технологический персонал в последнее
время сталкивается с еще одной проблемой связанной с печью П-2. Как упоминалось
выше, эта печь эксплуатируется с 1968 года, т.е моральный и физический ресурс
данного аппарата исчерпан. Это подтверждается следующим фактом: при загрузках
установки более 900 и при
увеличении подачи топлива к форсункам, последние начинают гаснуть, что
недопустимо при ведении нормального технологического режима. Т.о., по проблеме
связанной с регулированием температуры низа колонн К-8 и К-5 можно предложить
следующее технологическое решение: демонтировать печь П-2 и вместо нее
установить две печи, отдельно под К-8 и под К-5. Это должно устранить все
вышеперечисленные проблемы.
Кроме этого в данном дипломном
проекте рассматривается возможность эксплуатации печей блока ВПСБ на
газообразном топливе. Это приведет к существенной экономии мазута, который в
дальнейшем может быть использован в качестве сырья других установок завода.
Так же предлагается произвести
замену концевых водяных холодильников на аппараты воздушного охлаждения.
Экономическая эффективность этого решения очевидна.
Более 65% потребляемой пресной воды
приходится на долю промышленности , из них на охлаждение оборудования 30%. В
действующих нефтехимических производствах вода потребляется в исключительно
больших количествах. Только одна установка ЭЛОУ-АТ-6 Киришского НПЗ расходует
15000 тыс. в год.
В химических и нефтехимических
производствах, как правило, применяют систему оборотного водоснабжения, для
эксплуатации которой требуется мощное насосно-градирное оборудование (градирни
с естественной и принудительной вентиляцией, отстойники, фильтры, разветвленная
сеть трубопроводов). Система оборотного водоснабжения имеет ряд существенных
недостатков: на испарение в атмосферу теряется 8-12 % общего объема
циркулирующей воды, поэтому требуется дополнительная подпитка свежей водой;
вода насыщается кислородом, что приводит к повышенной коррозии теплообменного
оборудования; при длительной эксплуатации в охлаждающей воде накапливаются
жесткие осадки, микрофлора и ил. Образующиеся в трубном и межтрубном
пространстве теплообменников различные виды отложений резко ухудшают процесс
теплопередачи.
Стоимость охлаждающей воды в
оборотных системах зависит от климатического района, уровня эксплуатации,
состояния оборудования, наличия водяных бассейнов и ряда других факторов. Для
современных нефтехимических производств с развитой системой водоснабжения,
таких как Киришский НПЗ, стоимость 1000 воды составляет 2000 руб.
Обследование химических и
нефтехимических производств показало, что эффективность эксплуатации оборотных
систем зависит от атмосферных условий, в частности от температуры атмосферного
воздуха. В летний наиболее напряженный, период эксплуатации при средней
температуре атмосферного воздуха 23 температура воды на входе в
теплообменное оборудование достигает 28 , а в отдельных случаях 30-32 вместо
принятых в расчете 25 .На ряде
производств повышение температуры охлаждающей воды может быть связано с
наращиванием мощностей, интенсификацией работы оборудования без реконструкции и
расширением оборотного водоснабжения.
При существующей тенденции
расширения производственных мощностей действующих предприятий возникают
серьезные трудности в обеспечении их охлаждающей водой, особенно в засушливых
районах с напряженным водным балансом. В связи с этим приобретают важное
значение вопросы исследования новых способов и схем охлаждения, обеспечивающих
эффективный отвод в окружающую среду тепла технологических процессов.
Одним из таких способов является
воздушное охлаждение. Несмотря на то, что воздух в сравнении с водой является
плохим теплоносителем (при температуре 20 его теплоемкость примерно в 4 раза,
а теплопроводность в 2,4 раза ниже воды), конструкции АВО и схем обвязки в
технологических линиях позволяют эффективно применять их вместо теплообменников
с водяным охлаждением. Однако системы с АВО будут эффективны только в том
случае, если 75-90% общей тепловой нагрузки может быть реализовано при разности
температур продукта на выходе из АВО и воздуха на входе в АВО не менее 12-15 .
При выборе вариантов системы
охлаждения необходимо проводить экономический расчет; решающим условием для
экономичности системы охлаждения являются минимальные капитальные и
эксплуатационые затраты в нормативный срок окупаемости. В таблице 1.1.1
приведены сравнительные технико-экономические показатели систем водяного и
воздушного охлаждения для условий Новомосковского, Днепродзержинского и
Северодонецкого производственных объединений “АЗОТ”.
Таблица 1.1.1 - ТЭП систем водяного
и воздушного охлаждения
Температура
атмосферного воздуха, 2323232328,128,127,427,4
Количество
цркулирующего продукта, тыс. т/год
Расход
воды на охлаждение, тыс. /год14879179223194000-7520-
Удельные
капиталовложения на 1 т продукта, руб
Расход
электроэнергии на привод вентиляторов, МВт ч/год
Удельные
эксплуатационные затраты на 1 т продукта, руб.
Годовой
экономический эффект, тыс.руб
Срок
окупаемости дополнительных капиталовложений, лет
Из таблицы 1.1.1 следует, что создание систем
охлаждения с применением АВО требует существенно больших капитальных затрат,
однако невысокие эксплуатационные расходы обуславливают экономическую
эффективность этих систем в сравнении с водяными.
Приведенные в таблице 1.1.1 сроки
окупаемости дополнительных капитальных вложений заметно различаются. Это
связано с тем, что в условиях Новомосковска процессы охлаждения
моноэтаноламинового раствора и конденсации аммиака должны осуществляться при
разности температур 10-12 , а для
районов Днепродзержинска и Северодонецка разность температур более 15 [2].
2.1 Принятые решения по
реконструкции
для подогрева “горячей струи” установлена новая
трубчатая печь П-2А коробчатого типа, позволяющая регулировать температуру низа
колонны К-8, не влияя на режим колонны К-5.
для подогрева “горячей струи” установлена новая
трубчатая печь П-2Б коробчатого типа, позволяющая регулировать температуру низа
колонны К-5, не влияя на режим колонны К-8
- для понижения температуры фракции
нк.62 установлен
аппарат воздушного охлаждения Т-13Б и демонтирован водяной холодильник Т-13;
для понижения температуры фракции
62-105 установлен
аппарат воздушного охлаждения Т-14 и демонтирован водяной холодильник;
для понижения температуры фракции
105-180 установлен
аппарат воздушного охлаждения Т-17В и демонтирован водяной холодильник Т-17.
На все АВО установлены вариаторы
частоты вращения, что позволило улучшить качество регулирования температуры
фракций на выходе с установки.
2.2 Общая
характеристика производственного объекта
.2.1
Назначение технологического процесса
Установка первичной переработки
нефти ЭЛОУ-АТ-6 предназначена для разделения нефти на фракции. Установка
состоит: из блока электрообессоливания, атмосферного блока, блока стабилизации
и вторичной перегонки бензина, блока защелачивания и промывки. Установка
ЭЛОУ-АТ-6 введена в действие в декабре 1968 года. Проект установки разработан
институтом ВНИПИ Нефть. Генеральный проектировщик - институт Ленгипронефтехим.
На установке вырабатываются следующие нефтепродукты:
Углеводородный (жирный) газ -
используется как сырье ГФУ или как газообразное топливо в трубчатых печах.
Сжиженный газ - рефлюкс
(углеводородный состав С3-С5) используется как сырье ГФУ.
Фракция НК-62°С - используется как
сырье процесса изоселектоформинга или как компонент товарных автобензинов.
Фракция 62-105°С - используется как
сырье для установки ЛГ-35-8/ЗООБ, каталитических риформингов или как компонент
прямо- гонного бензина.
Фракция бензиновая прямогонная
105-180°С-используется как сырье установки выделения суммарных ксилолов, как
сырье установок каталитического риформинга, как компонент прямогонного бензина.
Фракция 180-240°С - используется как
компонент топлива ТС-1,АТКJ, как компонент дизельных топлив,
как сырье установки гидроочистки керосина.
Фракция 240-350°С - используется как
сырье установок гидроочистки дизельных топлив, как прямогонный компонент
дизельных топлив, как компонент мазутов, топлива технологического экспортного,
как компонент топлива судового высоковязкого.
Мазут прямогонный - используется как
компонент при приготовлении товарных мазутов - флотского и топочного, топлива
технологического экспортного, полугудрона, как сырье вакуумного блока установки
ЭЛОУ-АВТ-2, как топливо для технологических печей, как компонент топлива
судового высоковязкого.
2.2.2 Описание
технологического процесса
Проект технологической установки для
обессоливания и атмосферной перегонки нефти типа ЭЛОУ-АТ-6 разработан
институтом ВНИПИ Нефть.
Сырье - сырая нефть принимается на установку по
трубопроводу 500мм из резервуаров парка № 910-11 ТСБ. (насосная нефти об.
910-45) или из резервуаров № 229-232 сырьевого парка установки. Продукты,
вырабатываемые на установке, откачиваются в следующие резервуарные парки:
сжиженный газ (рефлюкс) в парк сжиженных газов
ГФУ;
головные фракции бензинов в парк
изоселектоформинга, в парки смешения светлых или ТСБ светлых;
бензиновые фракции в резервуары парков установок
каталитического риформинга, суммарных ксилолов или парка смешения светлых;
топливо ТС-1 в резервуары парка смешения светлых
или на установку гидроочистки;
дизельное топливо в резервуары парка смешения
светлых, ТСБ светлых, в парк установок гидроочистки или в парк смешения темных
нефтепродуктов;
мазут прямогонный в резервуары ТСБ темных, в
парк смешения темных, частично на ЭЛОУ - АВТ-2;
некондиционные продукты выводятся в резервуары
некондиции сырьевого парка АТ-6;
углеводородный газ на ГФУ или в топливную сеть.
Щелочной раствор готовится на реагентном
хозяйстве и закачивается в емкости Е-10/1, Е-10/2, раствор аммиачной воды также
готовится на реагентном хозяйстве и заканчивается в емкости Е-11 или Е-24.
Деэмульгатор, ингибитор коррозии и нейтрализатор завозятся на установку в
бочках.
Снабжение установки оборотной водой производится
по трубопроводу с блока оборотного водоснабжения № 2, система № 1.
Снабжение установки электроэнергией 6,0 и 0,4 кВ
осуществляется от подстанций № РТП29, 29А, ТП-29Б. Установка снабжается сжатым
воздухом по трубопроводам № 393/3 (воздух КИП) и № 397/1 (технический воздух)
от центральной воздушной компрессорной.
Горячая вода на установку подается с
конденсатной станции. Снабжение установки топливом жидким и газообразным
осуществляется из общезаводских топливных колец: топливным мазутом из ПСТ-2,
топливным газом - с ГРП. Пар 10,7,3 - из общезаводских коллекторов. Снабжение
установки азотом и инертным газом производится из общезаводских линий.
.3.1 Расчет печей блока
стабилизации
Расчет трубчатых печей произведен с помощью
программы MathCAD
2001 Professional.
Расчет трубчатой печи включает ряд этапов:
Расчет процесса горения. В результате этого
расчета определяют низшую теплоту сгорания топлива, требующегося для сжигания,
массовые и объемные количества продуктов сгорания топлива, теплосодержание продуктов
сгорания при различных температурах, а затем строят график теплосодержание
газов - температура, облегчающий последующие тепловые расчеты.
Расчет теплового баланса печи, к. п. д. печи, ее
полезной и полной тепловой мощности и расхода топлива.
Определение поверхности нагрева радиантных труб
и основные размеры камеры радиации (топки).
Проверка, находится ли в допустимых пределах
скорость сырья на входе в змеевик печи.
Расчет лучистого теплообмена в топке. Этот
расчет проводится с целью подтверждения (проверки) взаимного соответствия ранее
выбранных температуры дымовых газов на выходе из топки и теплонапряженности
поверхности радиантных труб. Если в результате расчета окажется, что при
выбранной теплонапряженности радиантных труб температура газов на выходе из
топки будет значительно отличаться от ранее принятой, то необходимо принять
новое значение этой температуры и повторить расчет, начиная с п. 3.
Расчет величины конвективной поверхности нагрева
печи, определение числа конвекционных труб и размеров камеры конвекции.
Гидравлический расчет змеевика печи для
определения давления сырья на входе в него.
Определение потерь напора в газовом тракте печи
и расчет основных размеров - диаметра и высоты дымовой трубы.
Элементарный состав газообразного топлива, для
которого известно содержание отдельных его компонентов, рассчитывают из
следующих уравнений:
Где - число атомов углерода, водорода,
серы, азота и кислорода в молекулах отдельных компонентов, входящих в состав
топлива;
- содержание каждого компонента
топлива, масс. % ;
- содержание каждого компонента
топлива, мол.% ;
- молекулярный вес компонентов
топлива ;
- средний молекулярный вес топлива.
Низшая теплота сгорания топлива рассчитывается
по формуле Д.И.Менделеева:
(6)
где - низшая теплота сгорания топлива,
кДж/кг;
C, H, S, O -
содержание соответствующих элементов в топливе (% мас.);
Теоретическое количество воздуха (в
кг), необходимое для сжигания 1 кг топлива:
(7)
где - теоретически необходимое
количество воздуха, кг/кг топлива;
C, H, S, O -
содержание соответствующих элементов в топливе (% мас.)
Коэффициент избытка воздуха
определяется по формуле:
(8)
где - коэффициент избытка воздуха,
- практический и теоретический
расходы воздуха в кг на 1 кг топлива.
Из формулы (8) следует, что
практическое (действительное) количество воздуха (в кг/кг топлива):
(9)
Количество дымовых газов,
образующихся при сгорании 1 кг топлива, вычисляется по формуле (10):
где G
- количество дымовых газов, кг/кг топлива,
- количество форсуночного пара,
подаваемого для распыления жидкого топлива (обычно 0.45 кг/кг топлива). В
случае применения газообразного топлива =0.
Состав дымовых газов рассчитывают
исходя из реакций сгорания составных частей топлива. Если известен элементарный
состав топлива , то состав дымовых газов в расчете на 1 кг топлива при полном
его сгорании может быть определен на основе следующих уравнений:
(11) (12)
Похожие работы на - Реконструкция установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6 Дипломная (ВКР). Другое.
Топик: Народность в поэме Некрасова "Кому на Руси жить хорошо"
Курсовая работа по теме Техническое обслуживание и ремонт машин
Дипломные Работы На Заказ Челябинск
Курсовая работа по теме Биологическая сущность микоризы
Курсовая работа по теме Технология работы службы консьержей в гостинице
Курсовая работа: Аналіз выкарыстання камп'ютэрў у біяінфарматыцы
Эссе На Учитель Года Английского Языка 2022
Технология Обработки И Режимы Обеззараживания Воздуха Реферат
Курсовая работа по теме Бухгалтерский учет лизинговых операций
Реферат: Система образов романа Томаса Мэлори Смерть Артура
Курсовая работа по теме Добыча и переработка алюминиевых руд в ОАО 'Алюминий Казахстана'
Эссе Революция 1917 Года В России
Контрольная работа по теме Компьютерное тестирование
Отчет по практике по теме Анализ деятельности ООО "Атлант-Техно"
Дипломная работа по теме Современные PR-стратегии
Курсовая работа по теме Происхождение языка
Проектирование геодезической сети сгущения и съемочной сети в равнинно-пересеченных и всхолмленных районах
Эссе По Семье Обществознание
Реферат: Сульфаніламіди для резорбтивної дії
Критерии Оценивания Исторического Сочинения Егэ
Реферат: Теоретические основы и концепция осуществления факторинговых опера
Реферат: Internal And External Violence In Short Fiction
Реферат: Buddhism Essay Research Paper BuddhismFacts1 Buddhism is