Агфу курсовая работа

Министерство
образования и науки Российской Федерации

Федеральное
государственное бюджетное образовательное
учреждение

высшего
профессионального образования

«Уфимский
государственный нефтяной технический
университет»

Кафедра
«Технологические машины и оборудование»

Пояснительная
записка к курсовому проекту

по
дисциплине «Технологическое оборудование»

Выполнил
студ.гр. БМЗсз12-01 А.И.Гареев

Проверил
канд. техн. наук, доц.
С.С. Хайрудинова

Уфа
2015

Реферат

Курсовой
проект 24 л. машинописного текста, 2
рисунок, 5 таблицы, 6 использованных
источников

ТЕПЛООБМЕННЫЙ
АППАРАТ,ШТУЦЕР, БЛОК
СБОРА ИКОМПРЕМИРОВАНИЯ ЖИРНЫХ
ГАЗОВУСТАНОВКИ
АГФУ, ФЛАНЕЦ, ПЛАВАЮЩАЯ ГОЛОВКА.

Цель
курсового проекта заключалась в
систематизации,
закреплении, расширении и углублении
практических знаний при изучении
дисциплины «Технологическое оборудование»
и ряда предшествующих общеобразовательных
дисциплин, а также применение полученных
знаний и навыков для решения конкретных
технических задач.

Обьектом
проектирования является теплообменный
аппарат блок сбора и компремирования
жирных газов, установки АГФУ. Так
же цель заключается в определении его
основных конструктивных размеров, и
разработка рабочих чертежей некоторых
деталей.

Содержание

Введение	5
1	Краткое описание технологической схемы	6
2	Расчет кожухотрубного теплообменного аппарата	9
2.1	Исходные данные	9
2.2	Проектировочный расчет теплообменника	10
2.3	Уточненный расчет теплообменника	12
3	Определение и выбор размеров патрубков теплообменного аппарата	17
3.1	Исходные данные	17
3.2	Расчет диаметров и выбор стандартных патрубков	18
Заключение	23
Список использованных источников	24

Введение

Для
разделения смеси газов, рефлюксов,
бензинов на составляющие компоненты
на установке АГФУ-1 используется процесс

ректификации – многократного испарения
и конденсации компонентов смеси в
колоннах непрерывного действия
тарелочного типа.

В
зависимости от числа получаемых продуктов
при разделении многокомпонентных смесей
на АГФУ-1 используются колонны К-6,К-7,
-8, К-40,
К-41 с получением двух нефтепродуктов
и ректификационная колонна К-10
с
получением трех нефтепродуктов.

В
каждой колонне имеется отпарная секция,
расположенная ниже ввода
сырья –
тарелки питания. Целевым продуктом
отпарной секции является жидкий кубовый
остаток. Концентрационная секция
расположена в колоннах над тарелкой
питания.

Целевым
продуктом концентрационной секции К-10
являются пары ректификата – верхний
нефтепродукт.

Для
обеспечения нормальной работы
ректификационных колонн обязательна
подача орошения наверх колонны с выводом
и конденсацией верхнего нефтепродукта.
В низ колонн подводится тепло через
рибойлеры у К-6, К-7, К-8,
К-40, К-41 или
посредством «горячей струи кубового
продукта через печи П-2, П-3 у К-10.

В
зависимости от внутреннего устройства,
обеспечивающего контакт между восходящими
парами и нисходящей жидкостью, на
установке АГФУ-1 используются
ректификационные колонны с
трапециевидно-клапанными
и центробежными
тарелками – в К-6,трапециевидно-клапанными
тарелками – в К-7, клапанными тарелками
в К-8, К-40, К-41 и трапециевидно- клапанными

тарелками – в К-10.

Для
компремирования жирных и прямогонных
углеводородных газов
на установке
АГФУ-1 используются соответственно
винтовые компрессора сухого сжатия
марки 6ГВ 55/3,5-15СУХЛ4 (ВК-2, ВК-3) и 6ГВ
55/2,5-11СУХЛ4 (ВК-4,
ВК-5).

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #

  22.07.2019158.72 Кб1ku.doc

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

---

С этим файлом связано 5 файл(ов). Среди них: ПР-5 требования к нскд. ЗМС-302 С.DOCX, Заказ №44 Термодинамический цикл 5 (Вариант 07).doc, Сугмутское нефтегазоконденсатное месторождение.rtf, Технологический расчет узла выделения изобутан.docx, СПОСОБ РАЗДЕЛЕНИЯ БУТАНОВОЙ ФРАКЦИИ Российский патент 2001 года .
Показать все связанные файлы

---

Подборка по базе: Практическая работа 3 Друченко А.Н..doc, Практическая работа 2 Друченко А.Н..doc, Майзик Физра практическая работа.docx, конкурсная работа Гусева В.К..pptx, Лабораторная работа 3 Поташев Н.В. Опз-22-1.docx, Практическая работа 1 .odt, Практическая работа векторные изображения.docx, Практическая работа №5.docx, Дипломная работа.odt, ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 4.doc

---

Курсовая работа

Газофракционирующая установка

Содержание
Введение

1.Технологическая часть

1.1 Описание технологической схемы процесса

1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

1.3 Применение готовой продукции

2. Расчетная часть

2.1 Расчет основного аппарата — колонна стабилизации

2.2 Расчет аппарата – холодильник

2.3 Расчет аппарата – отстойник

3.Охрана труда

4.Охрана окружающей среды

Список литературы

Введение
Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В последние годы добыча нефти значительно сократилась.

Перед нефтеперерабатывающей промышленностью поставлена задача повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее улучшение её переработки.

В настоящее время особая роль отведена увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных термических и химических методов, с целью получения из нефти большего количества светлых нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ применяется как хладагент, топливо.

Установка ГФУ предназначена для получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Перспективой процесса является модернизация оборудования, улучшения качества продукций, снижение энергоёмкости.

1. Технологическая часть
1.1 Описание технологической схемы процесса
Нормы технологического режима.

Технологическая схема ГФУ

На отечественных НПЗ существуют установки газоразделения следующих типов: абсорбционно-газофракционирующие (АГФУ), конденсационно-ректификационные и газофракционирующие. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией; конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов.

Газ прямой перегонки очищается от сероводорода раствором МЭА или ДЭА в абсорбере К-7 и подается на сжатие компрессором ЦК-1,2. Сжатый газ охлаждается и конденсируется в конденсаторах-холодильниках. Головки стабилизации установок AT и АВТ очищаются от сероводорода раствором этаноламина в абсорбере К-8. Конденсат газа смешивается с головками стабилизации и риформинга; смесь подается в блок ректификации.В блоке ректификации из сырья в колонне К-1 удаляют легкие углеводороды (этан и, частично, пропан); нижний продукт поступает в колонну К-2, где делится на фракцию G₃-С₄, которая поступает на разделение в К-3, и фракцию С₅ и выше, поступающую в К-5. Верхний продукт колонны К-3 — пропановая фракция выводится с установки. Нижний продукт колонны К-3 — смесь бутана и изобутана разделяется в колонне К-4 и выводится с установки. Верхний продукт колонны К-5 — смесь пентана и изопентана разделяется в колонне К-6 и выводится с установки. Нижний продукт К-5 — фракция С₆ и выше — выводится с установки. Технологическая схема позволяет также вывести из колонны К-2 сжиженный газ для коммунально-бытового потребления.

При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.
Технологический режим:

Ректификационные колонны	Температура низа, С0	Температура верха, С0	Давление, кгс/см2
К-1	110-115	25-30	26-28
К-2	145-155	62-68	12-14
К-3	110-115	58-65	20-22
К-4	80-85	65-70	10-12
К-5	120-125	75-80	3,0-4,0
К-6	95-100	78-85	3,5-4,5
Нагнетательная линия ЦК-1,2	—	—	14

Мощность ГФУ составляет 200-1000 тыс. т/год.
Материальный баланс при переработке предельных (I) и непредельных (II) газов:

Поступило:	I	II
Газ и головка стабилизации АТ и АВТ	72,5	—
Головка стабилизации каталитического риформинга	27,5	—
Газ и головка стабилизации термического крекинга	—	25,5
Газ и головка стабилизации бензина	—	28,5
Газ и головка стабилизации каталитического крекинга	—	46,0
Всего	100,0	1 00,0
Поступило:	I
Сухой газ	4,8	30,5
Пропановая фракция	24,5	—
Пропан-пропиленовая фракция	—	25,5
Изобутановая фракция	14,6	—
Бутановая фракция	36,8	—
Бутан-бутиленовая фракция	—	37,5
С5 и выше	19,3	6,5
Всего	100,0	100,0

Расходные показатели для ГФУ предельных газов (на 1т сырья):

Пар водяной, Гкал 0,7

Электроэнергия, кВт*ч 57

Вода оборотная, м³ 20-30
1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов
Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов — с установок термического и каталитического крекинга, коксования. Характеристика сырья ГФУ приводится в табл.

газофракционирующий установка

Состав сырья ГФУ, % масс.

Компоненты	ГФУ предельных газов	ГФУ непредельных газов
Газ первичной переработки	Головка первичной перегонки	Головка каталитического риформинга	Газ термического крекинга	Газ коксования	Газ каталитического крекинга
СН4+Н2	1	—	—	16	32	11
С2Н4	—	—	—	2,5	4,6	6
С2Н6	4	0,6	3,0	16	13,8	8
С3Н6	—	—	—	9	6	22
С3Н8	40	22,2	55	20,6	20,8	12,8
изо-С4Н8	—	—	—	4,5	0,2	6
н-С4Н8	—	—	—	9,8	3,9	13,8
изо-С4Н10	10	12	19,7	5	3	13
н-С4Н10	23	40,2	20	14	9,5	4,8
С5 и выше	22	25	2,3	2,6	6,2	2,6

1.3 Применение готовой продукции
Продукция ГФУ предельных газов — узкие углеводородные фракции:

• этановая — применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;
• пропановая — используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;
• изобутановая — служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;

• бутановая — применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;
• изопентаиовая — служит сырьем для производства изо-пренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;
• пентановая — является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.

На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции:

• пропан-пропиленовая — применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;
• бутан-бутиленовая — используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.

2 Расчетная часть
2.1 Расчет основного аппарата — колонна стабилизации
Назначение: Колона стабилизации предназначена для стабилизации бензина и отделение фракции С₅ и ниже.

Цель расчета: Определение основных размеров колонны, материальных потоков и затрат тепла.

Исходные данные:

Производительность по бензину 250 т.т/год , по газу 89 т.т/год число дней n=336
Материальный баланс установки ГФУ-1

Наименование продуктов	Выход в %	Выход продуктов
т.т/год	т/сут	Кг/ч	Кг/с
Взято: К-т бензина кк Газ жирный кк	73,7% 26,3%	250 89	744 264	31000 11000	8,6 3,0
Итого	100%	339	1008	42000	11,6
Получено: К-т бензина ст. Рефлюкс Газ сухой Сероводород Потери	75,1 13,2 8,94 1,9 0,86	254,5 44,7 30,3 6,6 2,9	757 133 90,3 19,2 8,5	31541 5541,5 3762,5 800,5 354,5	8,7 1,5 1,2 0,2 0,09
Итого	100%	339	1008	42000	11,6

Материальный баланс колонны стабилизации

Наименование продуктов	Выход в %	Выход продуктов
Кг/ч	Кг/с
Поступило: К-т бензина кк	100%	38250	10,6
Итого	100%	38250	10,6
Получено: Рефлюкс К-т бензина ст.	44,7% 56,3%	17083 21167	4,7 5,9
Итого	100%	38250	10,6

Расчет температура ввода сырья

Продукт	Хi Мас. доля	Мi Мол. мас.	tкип ср. оС	Рi		мольная доля	Х0*П	Рi-П
Бензин 35-800 80-1300 130-1950	0,2 0,35 0,45	80(С6) 102(С8) 134(С10)	57 105 162	7*102 5*102 7*102	25 34,3 33,5	0,269 0,369 0,362	322,8 442,8 434,4	-500 -700 -500
Итого	1,0					1,000

Расчет температурного режима колонны

е(Рi-П)	е(Рi-П)+П			Уi*Mi
-100 -140 -100	1100 1060 1100	0,2 0,4 0,4	0,35 0,45 0,35	28 40,8 53,6
		1,0		Му=122,4

Расчет колонны стабилизации газофракционирующей установки

Содержание

Введение

.Технологическая
часть

.1
Описание технологической схемы процесса и вспомогательных материалов

.2
Характеристика сырья готовой продукции

.3
Применение готовой продукции

.
Расчетная часть

.1
Расчет основного аппарата — колонна стабилизации

Введение

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая
промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В
последние годы добыча нефти значительно сократилась.

Перед нефтеперерабатывающей промышленностью
поставлена задача повысить эффективность использования нефти, обеспечить
дальнейшее улучшение её переработки.

В настоящее время особая роль отведена
увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных термических
и химических методов, с целью получения из нефти большего количества светлых
нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ
применяется как хладагент, топливо.

Установка ГФУ предназначена для получения
индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты
из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по
типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Перспективой процесса является модернизация
оборудования, улучшения качества продукций, снижение энергоёмкости.

колонна стабилизация
газофракционирующий

1. Технологическая часть

.1 Описание технологической схемы процесса и
вспомогательных материалов

Нормы технологического режима.

Технологическая схема ГФУ

На отечественных НПЗ существуют установки
газоразделения следующих типов: абсорбционно-газофракционирующие (АГФУ),
конденсационно-ректификационные и газофракционирующие. На АГФУ сочетается
предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным
методом с последующей их ректификацией; конденсационно-ректификационный метод
заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей
ректификацией конденсатов.

Газ прямой перегонки очищается от сероводорода
раствором МЭА или ДЭА в абсорбере К-7 и подается на сжатие компрессором ЦК-1,2.
Сжатый газ охлаждается и конденсируется в конденсаторах-холодильниках. Головки
стабилизации установок AT и АВТ очищаются от сероводорода раствором этаноламина
в абсорбере К-8. Конденсат газа смешивается с головками стабилизации и риформинга;
смесь подается в блок ректификации.В блоке ректификации из сырья в колонне К-1
удаляют легкие углеводороды (этан и, частично, пропан); нижний продукт
поступает в колонну К-2, где делится на фракцию G3-С4, которая поступает на
разделение в К-3, и фракцию С5 и выше, поступающую в К-5. Верхний продукт
колонны К-3 — пропановая фракция выводится с установки. Нижний продукт колонны
К-3 — смесь бутана и изобутана разделяется в колонне К-4 и выводится с
установки. Верхний продукт колонны К-5 — смесь пентана и изопентанаразделяется
в колонне К-6 и выводится с установки. Нижний продукт К-5 — фракция С6 и выше —
выводится с установки. Технологическая схема позволяет также вывести из колонны
К-2 сжиженный газ для коммунально-бытового потребления.

При необходимости продукты подвергаются
дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.

Технологический режим:

Ректификационные колонны	Температура низа, С0	Температура верха, С0	Давление, кгс/см2
К-1	110-115	25-30	26-28
К-2	145-155	62-68	12-14
К-3	110-115	58-65	20-22
К-4	80-85	65-70	10-12
К-5	120-125	75-80	3,0-4,0
К-6	95-100	78-85	3,5-4,5
Нагнетательная линия ЦК-1,2	—	—	14

Мощность ГФУ составляет 200-1000 тыс. т/год.

Материальный баланс при переработке предельных
(I) и непредельных (II) газов:

Поступило:	I	II
Газ и головка стабилизации АТ и АВТ	72,5	—
Головка стабилизации каталитическогориформинга	27,5	—
Газ и головка стабилизации термического крекинга	—	25,5	—	28,5
Газ и головка стабилизации каталитического крекинга	—	46,0
Всего	100,0	100,0
Поступило:	I
Сухой газ	4,8	30,5
Пропановая фракция	24,5	—
Пропан-пропиленовая фракция	—	25,5
Изобутановая фракция	14,6	—
Бутановая фракция	36,8	—
Бутан-бутиленовая фракция	—	37,5
С5 и выше	19,3	6,5
Всего	100,0	100,0

Расходные показатели для ГФУ предельных газов
(на 1т сырья):

Пар водяной, Гкал 0,7

Электроэнергия, кВт*ч57

Вода оборотная, м3 20-30

.2 Характеристика сырья, готовой продукции и
вспомогательных материалов

Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком
(головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок
первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ
непредельных газов — с установок термического и каталитического крекинга,
коксования. Характеристика сырья ГФУ приводится в табл.

Состав сырья ГФУ, % масс.

Компоненты	ГФУ предельных газов	ГФУ непредельных газов
	Газ первичной переработки	Головка первичной перегонки	Головка каталитическогориформинга	Газ термического крекинга	Газ коксования	Газ каталитического крекинга
СН4+Н2	1	—	—	16	32	11
С2Н4	—	—	—	2,5	4,6	6
С2Н6	4	0,6	3,0	16	13,8
С3Н6	—	—	—	9	6	22
С3Н8	40	22,2	55	20,6	20,8	12,8
изо-С4Н8	—	—	—	4,5	0,2	6
н-С4Н8	—	—	—	9,8	3,9	13,8
изо-С4Н10	10	12	19,7	5	3	13
н-С4Н10	23	40,2	20	14	9,5	4,8
С5 и выше	22	25	2,3	2,6	6,2	2,6

1.3 Применение готовой продукции

Продукция ГФУ предельных газов — узкие
углеводородные фракции:

этановая — применяется как сырье пиролиза, в
качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола
и др.;

пропановая — используется как сырье пиролиза,
бытовой сжиженный газ, хладагент;

изобутановая — служит сырьем установок
алкилирования и производства синтетического каучука;

бутановая — применяется как бытовой сжиженный
газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к
товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;

изопентаиовая — служит сырьем для производства
изо-пренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;

пентановая — является сырьем для процессов
изомеризации и пиролиза.

На ГФУ непредельных газов выделяются следующие
фракции:

пропан-пропиленовая — применяется в качестве
сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических
продуктов;

бутан-бутиленовая — используется в качестве
сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических
производств.

2. Расчетная часть

.1 Расчет основного аппарата — колонна
стабилизации

Назначение: Колона стабилизации предназначена
для стабилизации бензина и отделение фракции С5 и ниже.

Цель расчета: Определение основных размеров
колонны, материальных потоков и затрат тепла.

Исходные данные:

Производительность по бензину 250 т.т/год , по
газу 89 т.т/год число дней n=336

Материальный баланс установки ГФУ-1

Наименование продуктов	Выход в %	Выход продуктов	т/сут	Кг/ч	Кг/с
Взято: К-т бензина кк Газ жирный кк	73,7% 26,3%	250 89	744 264	31000 11000	8,6 3,0
Итого	100%	339	1008	42000	11,6
Получено: К-т бензина ст. Рефлюкс Газ сухой Сероводород Потери	75,1 13,2 8,94 1,9 0,86	254,5 44,7 30,3 6,6 2,9	757 133 90,3 19,2 8,5	31541 5541,5 3762,5 800,5 354,5	8,7 1,5 1,2 0,2 0,09
Итого	100%	339	1008	42000	11,6

Материальный баланс колонны стабилизации

Наименование продуктов	Выход в %	Выход продуктов
		Кг/ч	Кг/с
Поступило: К-т бензина кк	100%	38250	10,6
Итого	100%	38250	10,6
Получено: Рефлюкс К-т бензина ст.	44,7% 56,3%	17083 21167	4,7 5,9
Итого	100%	38250	10,6

Расчет температура ввода сырья

Продукт               Хi
Мас. доля       Мi Мол.мас.        tкип ср.оС            Рi           

мольная

доляХ0*ПРi-П
Бензин 35-800 80-1300 130-1950	0,2 0,35 0,45	80(С6) 102(С8) 134(С10)	57 105 162	7*102 5*102 7*102	25 34,3 33,5	0,269 0,369 0,362	322,8 442,8 434,4	-500 -700 -500
Итого	1,0				1,000

Расчет температурного режима колонны

е(Рi-П)	е(Рi-П)+П	Уi*Mi
-100 -140 -100	0,2 0,4 0,4	0,35 0,45 0,35	28 40,8 53,6
		1,0		Му=122,4

входа=160 оС, П=1200 Кпа ,е=0,2

Определяем температуру верха колонны

Температура верха колонны

Компонент	Температура верха	Уi	Рi, КПа	Кi	Уi /Кi
Рефлюкс С3 С4 С5	100	0,4 0,5 0,1	5*103 2*103 7*102	1,6 1,6 0,5	0,4 0,31 0,2
Итого					0,91

Температура низа колонны

Компонент	Температура верха	Хi	Рi	Кi	Кi *Хi
Бензин ст. 40-1000 (С6) 100-1500 (С8) 150-1950 (С10)	190	0,2 0,3 0,5	2*103 5*102 2*102	1,6 0,4 1,2	0,3 0,1 0,5
Итого					0,9

Определяем флегмовое число. Rопт=3(Рудин М.Г.
с.248)

Определение теплового баланса колоны. Учитывая
всё тепло входящее в колону и выходящее из неё.

(1)

Тепло вводимое в колону сырьём
нагретым до температуры

 кДж/ч(2)

где Gc — количество сырья- энтальпия
сырья

 (3)

 (4)

где М0 — средняя молекулярная масса
сырья

кДж/кг(5)

(6)

 (7)

 (8)

Тепло вводимое в колону с горячей
струе или с водяным паром. Обозначим Qвп, Qг.с..

(9)

г.с. рассчитывают по пункту 4.7. как
итог расчета теплового баланса.

Тепло выносимое из колоны с паром
ректификата (дистиллята) при tв.

 кДж/ч(10)

=17083 — количество дистиллята по материальному
балансу колонны.

=542,08 кДж/кг

кДж/ч

Тепло выводимое из колоны с жидким
остатком.

кДж/кг (11)

кДж/кг

кДж/кг

кДж/ч

 кДж/ч(12)

где L — количество флегмы стекающее
с тарелок с верхней части колоны, определяется по формуле

кг/ч (13)

где Rопт — флегмовое число-
количество дистиллята

=3*17083=51249 кг/ч

кДж/кг

=700С

кДж/кг

кДж/ч

Представляем полученные данные в
равенство

 кДж/ч(14)

кДж/ч

Представляем полученные данные в
равенство

получаем

(15)

где 1,02/1,03 — это коэффициент
учитывающий потери тепла в окружающую среду , который составляет 2¸3 % от

кДж/ч

Рассчитываем количество горячей
струи.

кг/ч (16)

где tГ.С. — принимаем на 40-50 0С
выше температуры куба колонны tГ.С.=2300С

кДж/кг

кг/ч

Определение внутренних материальных
потоков

Количество паров верхней
концентрационной части колоны.

(17)

кг/ч

Количество паров в отгонной части
колонны

 (18)

где lR — теплота испарения остатка.

кг/ч

Диаметр колонны определяется в
зависимости от максимального расхода паров и допустимой скорости движения паров
в свободном сечении колонны

Рассчитываем объем паров проходящих
в течении 1 -го часа верхней части колонны

м3/ч

м3/ч

Линейная допустимая скорость паров в
колонне

=0,2м/с

Диаметр колонны в метрах определяем
по формуле

м (20)

м

Примем диаметр равный

=1,8м

Число тарелок =30

Высота тарелок h=0,610 м

(21)

где h1 — высота верхнего днища

м

— высота тарельчатой части колонны.

м (22)

— высота от нижней части тарелки до
уровня жидкости=1 м- высота кубовой части колонны.

(23)

м3

(24)

м

— опорная обечайка

=4
м=h1+h2+h3+h4+h5=0,9+17.6+1+2.6+4=26.1 м

Колонна стабилизации КЛ 21 (2) имеет
температуру верха 1000С, низа 1900С. Массовая доля отгона сырья на входе в
колонну =0,2.

Список литературы

1.
Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М. Химия. 1981.

.
Дытнерский Ю.И. Основные процессы и аппараты химической технологии. М. Химия.
1983

.
Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей
промышленности. Химия. Ленинградское отделение-1974.

.
Баннов П.Г. Процессы переработки нефти. Москва — 2000.

.
Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Издательство
«Гилем». Уфа 2002.

.
Гусейнов Д.А. Технологические расчёты процессов и аппаратов нефтепереработки.
М. Химия. 1964.

Курсовая работа: Современные технологии переработки нефти и газа

Содержание

Введение

I. Первичная переработка нефти

1. Вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции

1.1 Вторичная перегонка бензиновой фракции

1.2 Вторичная перегонка дизельной фракции

II. Термические процессы технологии переработки нефти

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

2.1 Процессы замедленного коксования

2.2 Коксование в слое теплоносителя

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии

переработки нефти

3. Гидроочистка керосиновых фракций

IV. Технологии переработки газов

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки

4.1 Газофракционирующие установки (ГФУ)

4.2 Абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ)

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Нефтяная промышленность сегодня — это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов.

На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания — около 20 тыс. человек.

Промышленная органическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого ее сырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработки растительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле- или коксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итоге превратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуется только отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционирования ее основной отрасли — тяжелого, то есть крупномасштабного, органического синтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируются современные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, а затем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза может меняться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти. Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперь является также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола и других продуктов.

Нефть — наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

технология переработка нефть газ

I . Первичная переработка нефти

1. Вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции

Вторичная перегонка — разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.

На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции и т.п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.

Перегонка нефти – процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.

Основные фракции, выделяемые при первичной перегонке нефти:

1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н.к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).

Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0С до 270-280 0С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.

Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0С до 320-3500С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

4. Мазут – остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 0С.

Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.

5. Гудрон — почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т.п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

1 .1 Вторичная перегонка бензиновой фракции

Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичной перегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узких фракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитического риформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с более высоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходный бензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С (бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).

Бензиновая фракцияиспользуется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.

Качество бензина как моторного топлива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемное содержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана и гептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими же детонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.

Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2 Н5 )4. Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:

При горении бензина, содержащего эту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляют определенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют его детонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он реагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Поскольку бромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется из автомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновый дистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипения и до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первый змеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны — фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней части колонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С), прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.

Уходящие с верха колонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85 °С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник и холодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию 85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсата возвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество отводится с установки насосом в резервуар.

Фракция 120—140°С отбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция после охлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.

Нижний продукт колонны — фракция 140— 180 °С — также направляется в резервуар насосом через теплообменник и аппараты.

Тепло, необходимое для работы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственно кипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. В кипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем для кипятильников является водяной пар.

В каждой ректификационной колонне по 60 тарелок.

Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновом дистилляте, а также от четкости ректификации.

1.2 Вторичная перегонка дизельной фракции

Эта фракция переработки нефти известна под названием дизельного топлива. Часть ее подвергают крекингу для получения нефтезаводского газа и бензина. Однако главным образом газойль используют в качестве горючего для дизельных двигателей. В дизельном двигателе зажигание топлива производится в результате повышения давления. Поэтому они обходятся без свечей зажигания. Газойль используется также как топливо для промышленных печей.

Газойлевые фракции — используются в производстве технического углерода (сажи), как компонент котельного топлива, а после гидроочнстки — для приготовления дизельных и газотурбинных топлив. Крекинг-остаток — направляется на установки замедленного коксования для производства кокса, применяется как компонент котельного топлива.

Фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо (мазут Ml00 малосернистый), другие фракции — как компоненты котельных топлив. Газойлевая фракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далее продукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционной камеры, где поддерживается давление 2 — 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камеры направляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 — 1 0 МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционного клапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выносной реакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелого крекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счет уменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны и вступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некоторое количество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется и охлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуда насосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.

Газойлевая фракция 195 — 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонент низкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 — 420 С используется как сырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С — в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.

II . Термические процессы технологии переработки нефти

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

Коксование — квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Коксование – это разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка — кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырьем для коксования — в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный пек и т.д.

2.1 Процессы замедленного коксования

Среди термических процессов наиболее широкое распространение в нашей стране и за рубежом получил процесс замедленного коксования, который позволяет перерабатывать самые различные виды тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящих достаточно квалифицированное применение в различных отраслях народного хозяйства.

Замедленное коксование – это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.

Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, которая раздробляет кокс.
Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

Сверху коксовых камер уходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.
Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций — около 35%.

Достоинства замедленного коксования — высокий выход малозольного кокса. Из одного и того же количества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чем при непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, как правило, для производства нефтяного кокса.

Установка замедленного коксования предназначена для получения крупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветных металлов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.

В качестве сырья на установках используют тяжёлые нефтяные остатки, такие как гудрон, мазут, крекинг-остатки, тяжёлая смола пиролиза.

В качестве побочных продуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ, бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции и бензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживанию из-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержания непредельных и гетероорганических соединений.

Процесс основан на термолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного времени при повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуются легкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.

Режим работы коксовой камеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и в течение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощи струи воды под высоким давлением (до 14 МПа).

Технологические схемы установок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:

· Нагревательный (сюда относится конвекционная секция печи установки, нижняя секция ректификационной колонны, где происходит нагрев продуктами коксования, радиантная секция печи);

· Реакционный (представляет собой две/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходит процесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);

· Фракционирующий (разделение полученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);

· Блок механической обработки кокса, его выгрузки, сортировки и транспортировки.

2.2 Коксование в слое теплоносителя

Процессы коксования в слое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленного коксования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует в реакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертным теплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, реже более крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.

Образовавшийся кокс и теплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор (коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенном состоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большая его часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжигании части кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Для перемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса, захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятные фракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленном коксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реакторе и регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление в реакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношение по массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).

Коксование в кипящем слое используют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того, сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, может быть применено для получения дизельных и котельных топлив.

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии пер еработки нефти

3. Гидроочистка керосиновых фракций

Гидроочистка — процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Гидроочистки подвергаются следующие фракции нефти:

1. Бензиновые фракции (прямогонные и каталитического крекинга);

2. Керосиновые фракции; 3. Дизельное топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновыхфракций направлена на снижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения и смолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.).

Керосиновая фракция 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.

IV. Технологии переработки газов

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие установки (ГФУ)

4.1 Газофракционирующие установки (ГФУ)

На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификационный — сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.

Назначение ГФУ – получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырье и продукция.

Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с установок термического и каталитического крекинга, коксования.

Продукцией ГФУ предельных газов являются узкие углеводородные фракции:

· Этановая – применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;

· Пропановая – используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

· Изобутановая – служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;

· Бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;

· Изопентановая – служит сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;

· Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.

На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции:

· Пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;

· Бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.

В блоке ректификации ГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухой газ, состоящий из метана и этана.

На верху колонны поддерживают низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном конденсаторе-холодильнике.

Кубовый остаток деэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановую фракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше, направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесь бутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановую фракции.

Кубовый продукт колонны подается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан и изопентан.

Нижний продукт колонны — фракция С6 и выше — выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией.

4.2 Абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ)

Конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.

Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующий абсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней — частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и выше.

Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого является стабильный бензин, а верхним — головка стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.

Заключение

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты 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.

Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:

·Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.

·Бензиновая фракция.

·Керосиновая фракция.

·Дизельная фракция.

·Мазут.

Список используемой литературы

1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.

2. Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.

3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;

4. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.

5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В.М. Капустин, Е.А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.

6. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

7. Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.

8. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. -М.: Химия, 1980. – 376с.

Московский государственный университет

тонких химических технологий им. М.В. Ломоносова

Кафедра ТНХСиИЖТ

Домашнее задание

по курсу

Обоудование и математическое моделирование

химических производств

«Газофракционирующие установки»

Студентка:

Зизганова А.И.

Группа:

БМ-56

Москва

2014

Оглавление

Введение 3

Газофракционирующие установки 8

Аппаратурное оформление 13

Установки АГФУ 13

АБСОРБЦИОННО-ДЕСОРБЦИОННАЯ КОЛОННА 14

ХОЛОДИЛЬНИК АБСОРБЕНТА УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ АБСОРБЦИИ 15

ПРОЦЕССЫ И АППАРАТЫ РАЗДЕЛЕНИЯ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ РЕКТИФИКАЦИЕЙ 16

ЭТАНОВАЯ КОЛОННА УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ РЕКТИФИКАЦИИ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ УГЛЕВОДОРОДОВ 17

ПРОПАНОВЫЙ ХОЛОДИЛЬНИК-КОНДЕНСАТОР ГАЗА УСТАНОВКЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ РЕКТИФИКАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА 18

БУТАНОВАЯ КОЛОННА-СТАБИЛИЗАТОР ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ 19

ИЗОПЕНТАНОВАЯ КОЛОННА ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ 19

КОНДЕНСАТОР-ХОЛОДИЛЬНИК ИЗОПЕНТАНОВОЙ КОЛОННЫ ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ 19

Список литературы 20

Введение

В зависимости от происхождения нефтяные газы делятся на природные, попутные и искусственные.

Природные газы добываются из самостоятельных месторождений, попутные — совместно с нефтью.

Искусственные газы образуются при переработке нефти каталитическими и термическими методами. Составы газов, получаемых при различных процессах, очень заметно отличаются. Газы термических процессов и каталитического крекинга в значительном количестве содержат непредельные углеводороды, а в газах каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга их вообще нет.

На многих современных технологических установках имеются блоки первичной обработки газа. На этих блоках проводится очи­стка газа от сероводорода, а также выделение из газа углеводо­родов С₃ и С₄ в виде жидкой углеводородной фракции.

Однако разделение газа на отдельные индивидуальные углеводороды и узкие углеводородные фракции осуществляется на специально сооружаемых газофракционирующих установках (ГФУ). На нефтеперерабатывающем заводе обычно имеется не менее двух ГФУ, одна из которых предназначена для переработки предельных углеводородов, другая — непредельных.

При переработке предельных углеводородов получаются следующие продукты, которые используются для различных целей:

1) этановая фракция — сырье пиролиза, хладагент на установках депарафинизации масел и др.;

2) пропановая фракция — сырье пиролиза, хладагент для многих технологических установок, бытовой сжиженный газ;

3) изобутановая фракция — сырье для производства синтетического каучука (изопренового и бутилкаучука), используется на установках алкилирования;.

4) бутановая фракция — сырье для получения бутадиена в производстве синтетического каучука, сырье пиролиза и компонент сжиженного бытового газа, добавка к автомобильному бензину для придания ему требуемого давления паров;’

5) изопентановая фракция — сырье для производства изопренового каучука, компонент в высокооктановых сортах бензинов;

6) пентановая фракция — сырье для процессов изомеризации и пиролиза, в производстве амилового спирта.

На ГФУ непредельных углеводородов из олефинсодержащих потоков выделяются следующие фракции:

1) пропан-пропиленовая — сырье для производства полимер-бензина, фенола и ацетона, синтетических моющих средств, бутиловых спиртов, может быть использована как сырье установок алкилирования;

2) бутан-бутиленовая — сырье установок алкилирования и полимеризации, присадки к маслам, в производстве синтетических каучуков.

Очистка и осушка газов предшествуют их фракционированию и дальнейшей переработке.

Очистка газов. Нефтезаводские газы, полученные при пере­работке сернистых нефтей, всегда содержат сероводород и некото­рые другие сернистые соединения. Особенно много сероводорода в газах установок, перерабатывающих тяжелое сырье: мазут, ва­куумные дистилляты, гудрон.

Сероводород ухудшает работу катализаторов тех каталитических процессов, которые используют в качестве сырья сжиженные газы, его присутствие совершенно недопустимо в бытовом сжиженном газе. Наличие активных сернистых соединений вредно влияет на оборудование газоперерабатывающих установок, вызывает активную коррозию аппаратов и трубопроводов.

Поэтому углеводородные газы, содержащие сероводород и такие активные сернистые соединения, как низшие меркаптаны, перед подачей на ГФУ подвергают очистке. В некоторых случаях газы нефтепереработки очищают также от окиси и двуокиси углерода.

При очистке газа от сероводорода чаще всего используется процесс абсорбции. Абсорбентами для избирательного извлечения сероводорода из газов служат растворы трикалийфосфата, фенолята натрия, этаноламинов.

Наиболее распространена на НПЗ очистка при помощи раствора моноэтаноламина (МЭА).

Осушка газа. Осушка необходима в тех случаях, когда газ направляется для каталитической переработки с использованием чувствительного к воде катализатора или когда фракционирование и дальнейшая переработка газа проводятся при низких температурах. Если неосушенный газ охлаждать до температур ниже 0°С, это может привести к забиванию льдом аппаратуры и трубопроводов.

При осушке газа применяют твердые и жидкие поглотители воды, которые должны отвечать следующим требованиям: высокая влагоемкость, хорошая регенерируемость, большой срок службы, невысокая стоимость и простота получения. Наилучшим сочетанием этих качеств из числа твердых поглотителей обладают активированная окись алюминия, силикагель, синтетические цеолиты (молекулярные сита), а из жидких — ди- и триэтиленгликоли.

Жидкостная осушка на НПЗ проводится, как правило, диэтиленгликолем (ДЭГ).

Способы разделения газовых смесей. Для разделения смеси газов на индивидуальные компоненты или пригодные для дальнейшей переработки технические фракции применяются следующие процессы: конденсация, компрессия, абсорбция, ректификация, адсорбция. На ГФУ эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.

Конденсация — первая стадия разделения газов. С помощью конденсации газ превращается в двухфазную систему жидкость — газ, которую затем механически разделяют на газ и жидкость. В качестве хладагента при конденсации прежде всего используют воду или воздух. В этом случае температура конденсации составляет 35-40°С. Чтобы увеличить число конденсирующихся компонентов, необходимо понизить температуру конденсации, используя в качестве хладагента испаряющийся аммиак, фреон или углеводородные газы — пропан и этан.

Компрессия применяется в схемах разделения газов со­вместно с конденсацией. При повышении давления газов созда­ются наиболее благоприятные условия конденсации углеводоро­дов.

Абсорбция — это процесс поглощения отдельных компонен­тов газа жидкостью (абсорбентом), вступающей с ним в контакт.

При повышении температуры растворимость газа в жидкости уменьшается, абсорбция замедляется и может совсем прекратить­ся. На технологических установках при извлечении из газа пропана и бутана, поддерживается температура не выше 35 °С. Выбор абсорбента зависит от свойств абсорбируемого газа. Углеводородные газы наилучшим образом извлекаются близкими им по строению и молекулярной массе жидкими углеводородами легкого бензина.

Обычно на абсорбционных установках применяют двухступенчатую абсорбцию: основным абсорбентом служит бензиновая фракция, а затем выходящий из абсорбера газ промывается жидкостью тяжелого фракционного состава, например керосиногазойлевой фракцией, для извлечения из газа унесенного бензина.

Поглощение газа жидкостью сопровождается выделением тепла. Чтобы при этом не ухудшались условия абсорбции, на технологических установках применяют ряд специальных приемов. Одним из эффективных способов повышения степени извлечения целевых компонентов является охлаждение абсорбента и газа перед подачей их в абсорбер до температуры ниже рабочей. Съем тепла абсорбции осуществляется в промежуточных выносных холодильниках. Насыщенный абсорбент, взятый с вышележащей тарелки, пропускается самотеком или прокачивается насосом через холодильники, а затем возвращается на нижележащую тарелку. Для охлаждения сырья и циркулирующего абсорбента применяют не только воду, но и искусственные хладагенты: пропан, аммиак.

Поглощенный при абсорбции газ отделяется от абсорбента в отпарной колонне-десорбере. Для десорбции необходимы условия, противоположные тем, при которых следует проводить абсорбцию, т. е. повышенная температура и низкое давление.

Адсорбционный метод разделения газов мало распространен в промышленности. Он основан на способности некоторых твердых веществ с развитой поверхностью (активированного угля, силикагеля и др.) избирательно поглощать различные компоненты газа. Подобно жидким поглотителям (абсорбентам) твердые адсорбенты более интенсивно поглощают тяжелые углеводороды. Подобрав определенный режим адсорбции, можно получить достаточно сухой газ. Адсорбцию применяют для извлечения целевых компонентов из смесей, в которых содержание извлекаемых углеводородов не превышает 50 мг/м³, а также из газов, содержащих воздух.

Ректификация является завершающей стадией разделения газовых смесей. Она применяется для получения индивидуальных углеводородов высокой чистоты. Поскольку разделение на компоненты смеси газов проводить затруднительно, при существующих схемах газоразделения на ректификацию подают жидкость, выделенную из газа конденсационно-компрессионным или абсорбционным методом. Особенность ректификации сжиженных газов по сравнению с ректификацией нефтяных фракций — необходимость разделения очень близких по температуре кипения продуктов и получения товарных продуктов высокой степени чистоты. Ректификация сжиженных газов отличается также повышенным давлением в колоннах, поскольку для создания орошения необходимо сконденсировать верхние продукты ректификационных колонн в обычных воздушных и водяных холодильниках, не прибегая к искусственному холоду.

Схема ректификационной установки и последовательность выделения отдельных компонентов зависят от состава исходной смеси, требуемой чистоты продуктов и количества получаемых фракций.

Газофракционирующие установки

Установки разделения газов (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья — на установки предельных и непредельных газов и по типу применяемой схемы извлечения целевых компонентом из газов — на установки конденсационно-компрессионные и абсорбционные. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией; конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.

В качестве примера приводится описание технологической схемы установки конденсационно-компрессионного типа для переработки предельных углеводородов (рис. 1) и установки абсорбционного типа для переработки газов каталитического крекинга (рис. 2).

Современные установки разделения газов работают по разным технологическим схемам: с нисходящим и восходящим режимом давления.

По схеме с нисходящим режимом давления первой по пути сырья является этановая колонна, с верха которой отбираются углеводороды С₁-С₂. Кубовый продукт этой колонны поступает в следующую колонну, с верха которой отбирается пропан, и так далее. Наивысшее давление поддерживается в первой колонне (3,0 МПа), затем оно постепенно снижается в последующих колоннах. Схема с нисходящим режимом давления требует меньшего числа насосов, так как кубовый продукт самотеком проходит из колонны в колонну. Если в поступающем на ГФУ сырье немного пропана и бутана, то экономические преимущества оказываются на стороне схемы с восходящим режимом давления. На рис. 1 приведена принципиальная технологическая схема газоразделения с нисходящим режимом давления.

Рисунок 1.Технологическая схема газофракционирующей установки конденсационно-компрессионно-ректификационного типа: I — газ установок первичной переработки нефти; II — головка стабилизации установок первичной переработки нефти; III — головка стабилизации каталитического риформинга; IV — пропановая фракция; V — изобутановая фракция; VI — бутановая фракция; VII — изопентановая фракция; VIII — пентановая фракция; IX — газовый бензин (С₆ и выше); X — сухой газ; XI — аммиак.

Прямогонный газ через сепаратор С-1 подается на сжатие компрессором ЦК-1. При сжатии газ нагревается до 120 °С. Сжатый газ затем конденсируется в водяном конденсаторе-холодильнике ХК-1 и в конденсаторе-холодильнике ХК-2, охлаждаемом испаряющимся аммиаком. В ХК-1 охлаждение и конденсация заканчивается при 50 °С, а в ХК-2 — при 4 °С. После каждой ступени конденсации газожидкостная смесь разделяется на газ и жидкость в сепараторах С-2 и С-3. Газовые конденсаты из сепараторов С-1, С-2 и С-3 совместно с головками стабилизации установок первичной перегонки и риформинга подаются на блок ректификации.

В блоке ректификации из углеводородного сырья сначала удаляются метан и этан. Удаление происходит в ректификационной колонне, которая называется деэтанизатором. Верхний продукт этой колонны — метан и этан, нижний — деэтанизированная фракция. Верхний продукт деэтанизатора охлаждается искусственным хладагентом — аммиаком.

Деэтанизированная фракция из колонны К-1 поступает в депропанизатор К-2, верхним продуктом которого является пропановая фракция, а нижним — депропанизированная фракция. Верхний продукт после конденсации в воздушном конденсаторе-холодильнике ХК-4 и охлаждения в концевом холодильнике выводится с установки, предварительно пройдя щелочную очистку. Нижний продукт из депропанизатора К-2 подается в дебутанизатор К-3.

Ректификатом колонны К-3 является смесь бутана и изобутана, а остатком — дебутанизированный легкий бензин. Ректификат конденсируется в конденсаторе-холодильнике ХК-5, а затем подается на разделение в бутановую колонну К-4. Остаток из колонны К-3 переходит в депентанизатор К-5.

Бутановая колонна служит для разделения смеси бутанов на нормальный бутан и изобутан, а колонна К-5 (депентанизатор) — для отделения от газового бензина пентанов, которые подаются на ректификацию в колонну К-6. Нижний продукт депентанизатора— фракция С₆ и выше выводится с установки.

Технологический режим:

Ректификационные колонны:	Температура низа, °С	Температура верха, °С	Давление, кг/см2
К-1	110-115	25-30	26-28
К-2	145-155	62-68	12-14
К-3	110-115	58-65	20-22
К-4	80-85	65-70	10-12
К-5	120-125	75-80	3,0-4,0
К-6	95-100	78-85	3,5-4,5
Нагнетательная линия	—	—	14