Установка газофракционная (kolna)

Посмотреть архив целиком


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.

Для разделений смеси газов на индивидуальные компоненты применяются следующие процессы : ректификация , компрессия , конденсация , адсорбция. На газофракционирующих установках (ГФУ) эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.

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












  1. Технологическая часть.

    1. Назначение , краткая характеристика проектируемого процесса и обоснование выбора схемы проектируемого процесса.


Установка ГФУ-1 предназначена для разделения газа и стабилизации бензина каталитического кернинга. Установка состоит из блока очистки газов , блока компрессии , блока абсорбции и ректификации.

Блок отчистки предназначен для отчистки жирного газа от сероводорода.

Блок компрессии предназначен для компремирования жирного газа.

Блок абсорбции и ректификации предназначен для извлечения необходимых компонентов из газа , поступающего в абсорбер с последующим разделением его по фракция на блоке ректификации.

Имеется возможность работы установки по полной и упрощенной (укороченной) схемам.

Для работы установки по полной схеме необходимо ввести в эксплуатацию ПВД (парк высокого давления) , для принятия пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции с установки ГФУ-1. В настоящие время парк (ПВД) списан.

При работе по упрощенной схеме на установки получаются следующие продукты : бензин , рефлюкс (углеводороды С5 и ниже) , сероводород и сухой газ.

Сырьём установки является жирный газ и нестабильный бензин каталитического кренинга.

    1. Характеристика сырья , готовой продукции и вспомогательных материалов.


Таблица 1 - Характеристика сырья , готовой продукции и вспомогательных материалов.


Наименование сырья , материалов, изготовленной продукции

Номер государственного или отраслевого стандарта

Показатели качества обязательных для проверки

Допустимые пределы

Жирный газ с установок КК (сырьё)

СТП 010101-401142-99

  1. Массовая доля углеводородов С5 и ниже , не более %

  2. Массовая доля сероводорода , не более % (после отчистки)

30






0,2





Компонент бензина КК (сырьё)

СТП 010101-401135-96

  1. Пределы перегонки :

    1. Температура начала перегонки , не ниже оС

    2. Температура конца перегонки , не выше оС

2

Продолжение таблицы 1.

. Октановое число (по исследовательскому методу) не менее








35






195





76

Газ сухой (изготовленная продукция)


Состав не нормируется


Стабильный бензин (компонент)

СТП 010101*401121-99

Давление насыщенных паров , мм.рт.ст.

А) бензин летнего вида , не выше

Б) бензин зимнего вида , не выше

Содержание H2S


Испытание на медной пластинки






700



900

отсутствие




выдержи-вает

Рефлюкс ГФУ-1

СТП 010101-401182-2000

Массовая доля углеводородов С5 и ниже , не более



60

Азот высшего сорта чистотой 99,98% давления 5,5кгс/см (Материалы)

СТП 010101-407501-99

Объёмная доля азота , не менее %



99,98

Сода каустическая

ГОСТ 2263-79











    1. Применение готовой продукции.


Стабильный бензин используется как базовый компонент автомобильного бензина марок А-76 , АИ-92.

Рефлюкс используется в качестве сырья для производства ЭП 300.

Сухой газ используется в качестве газообразного топлива в цехах объединения.

Сероводород используется для получения элементарной серы в цехе №18.



















    1. Теоретические основы проектируемого процесса.


Абсорбция и ректификация.

Процесс абсорбция – это погашение компонентов газа жидкостью. Процесс абсорбции газов происходит в абсорбере в результате проникновения (диффузии) молекул газа в глубину слоя жидкости стабильного бензина. Удаление сухого газа в абсорбере облегчает последующее разделение газа путем ректификации.

Поглощающая газы жидкость называется абсорбентом. Абсорбент насыщается газом или его компонентами до предела. Этот предел , выраженый в килограммах поглощаемого вещества на килограмм поглотителя называется эффектом абсорбции . Суммарный процесс абсорбции зависит от следующих фактов :

  1. Химическая природа вещества (абсорбента) . вещества близкие по химическому строению , обладают наилучшей взаимной растворимостью.

  2. Линейная скорость абсорбируемого газа.

  3. Температура и давление.

Поглощение газа жидкостью сопровождается выделением некоторого количества тепла. В связи с этим абсорбент в процессе насыщения самопроизвольно насыщается и нагревается.

С повышением температуры растворимость газа в жидкости уменьшается , с повышением давления увеличивается. Следовательно с понижением температуры и повышением давление растворимость газа в жидкости увеличивается.

  1. кратность абсорбента (количество абсорбента по отношению к газу) .

Увеличение кратности абсорбента способствует снижению эффекта тепловыделения при поглощение газа жидкостью , так как данное количество тепла передается большей массе абсорбента. Однако увеличение кратности абсорбента вызывает увеличение расходов на эксплуатацию.

  1. Поверхность соприкосновения.

Поверхность соприкосновения газа с жидкостью называют суммарной поверхностью раздела фаз между жидкостью и газом.

  1. Ректификация.

Процесс ректификации (разделение углеводородной смеси на составляющие её компоненты путем многократного испарения легких и многократной конденсации тяжелых компонентов , находящихся в данной смеси) осуществляется в ректификационных колонах тарельчатого типа.
















    1. Описание технологической схемы процесса.

Нормы технологического режима.


При работе установки по упрощенной схеме исключается из схемы колоны КЛ28 , КЛ32 , КЛ36 ; ребойлеры АТ31 , АТ35 , АТ39 ; емкости Е38 , Е45 ; холодильники ХК29 (1,2,3) , ХК33 , ХК37 (1,2,3) . Все эти аппараты отсекаются от действующей схемы задвижками с установленными заглушками.

Газовый конденсат и нестабильный бензин поступает из емкости Е17 (1) в насос Н104 (1,2) и далее на выкид насоса Н107 (1,2) . Жирный газ из емкости Е17 (1) направляется в нижнюю часть абсорбера КЛ21(1) , где абсорбируется бензином , подаваемым насосом Н105 (1,2) через холодильник ХК25 (1) в верхнюю часть абсорбера , через холодильник ХК19 в среднюю часть абсорбера на 11 , 15 , 19 тарелки.

Сухой газ сверха абсорбера Кл21(1) через каплеотбойник Е18 отводится на газовый узел.

Насыщенный абсорбент снизу абсорбера КЛ21 (1) поступает на насос Н107 (1,2)

И вместе с газовым конденсатом из Е17 (1) , подаваемым на выкид Н107 поступает через теплообменник АТ20(3) , АТ20 (4)в стабилизатор КЛ21(2)Из каплиотбоиника Е18 конденсат периодический по мере накопления откачивается вместе с насыщенным абсорбентом насосом Н107(1,2) в стабилизатор Кл21 (2) .

Не стабильный бензин откачивается из емкости Е26 насосом Н105 (1,2) и подается на орошение и в среднюю часть абсорбера Кл21(1) .

В стабилизаторе КЛ21 (2) происходит отделение фракций С5 и ниже , которые в виде паров сверху стабилизатора поступают в конденсаторы – холодильники ХК22(1,2) , ХК33(1,2) , а затем в рефлюкционую емкость Е30.

Нижней продукт стабилизатора КЛ21 (2) (стабильный бензин) из рейбоилера АТ24 проходит трубное пространство теплообменников АТ20 (4) , АТ20 (3) , холодильники ХК25 (2,3) ,ХК20 (1,2) поступает в отстойник Е42 , где происходит отчистка бензина от H2S щелочью.

После отстойников бензин отводится в ТСЦ. Рефлюкс стабилизации из емкости Е30перетекает в емкость Е34 (емкость Е30 находится в заполненном состоянии) , откуда насосами Н110(1,2) , Н108 (1,2) подается на орошение стабилизатора КЛ21 (2) , а избыток подается в отстойник Е46 и после отстойника отводится ТСЦ.

Газ с верху емкости Е34 подается на газовый узел.


Таблица 2 –нормы технологического режима.


Наименование стадий процесса, аппараты показ.режима

Еденеца измерения

Допускаемые пределы

Рефлюксная сырьевая емкость Е17(1)

Уровень

% шк.Вт.пр.

В пределах 20-80

Абсорбер КЛ21(1)

Температура верха

Давление


Уровень t

Газа на входе в А21(1)

Скорость подачи орошения на верхнюю тарелку

Температура орошения


оС

Мпа


%шк.Вт.пр.

оС

м3



оС


Не более 46

Не более 1,5


В пределах20-80

Не выше65

В пределах 3-10



Не выше 40

Каплеотбойник Е18

Давление

У

Продолжение таблицы 2

ровень


Мпа

%шк.Вт.пр.


Не более 11,5

В пределах20-80

Стабилизатор КЛ21 (2)

Температура низа

Температура верха

Давление


оС

оС

МПа


Не более 190

Не более 105

Не более 1,2

Емкость Е30

Давление

Уровень


МПА

%шк.Вт.пр.


Не более 1,2

В пределах 20-80

Ребойлер АТ24

Температура

Уровень


оС

%шк.Вт.пр.


Не более 190

В пределах 20-80

Отстойник бензина Е42

Температура на выходе

Давление


оС

МПа


Не более 40

Не более 0,5

Рефлюксная емкость Е34

Давление

Уровень



Мпа

%шк.Вт.пр.



Не более 1,2

В пределах 20-80

Пар на блоке разделения газа

Давление



МПа



Не менее 1,0














    1. Аналитический контроль производства.


Таблица 3 - Аналитический контроль производства.

Наименование стадий процесса Место отбора пробы

Контролируемый продукт

Контролируемые показатели

Методы испытания

Переодичность контроля

1

2

3

4

5

Сухой газ с линии выхода газа из каплеотбоиника Е18

Сухой газ

Массовая доля компонентов %

МВИ № 397-98

1 раз в месяц

Стабильный бензин из емкости А42

Стабильный бензин

Давление насыщенных паров

- для летнего вида не более 700 мм.рт.ст.

-для зимнего вида не более 900 мм.рт.ст.


Испытание на медной пластинке

выдерживает


Наличее сероводорода

Отсутствие


Октановое ч

Продолжение таблицы 3.

ило не менее 76

ГОСТ 1756-52











ГОСТ 6321-92




МВИ № 866-95




ГОСТ 511-82


1 раз в сутки












1 раз в сутки





1 раз в сутки





1 раз в сутки


Рабочий раствор каустической соды из емкости Е42

Рабочий раствор каустической соды

Общая щелочность рабочего раствора в пересчете на NaOH не более 20%


Массовая доля активной щелочи не менее 2%

МВИ № 308-94







МВИ № 308-94

1 раз в неделю








1 раз в неделю

Рефлюкс из емкости Е34

Рефлюкс

Массовая доля углеводорода С5 не более 60%


Плотность в пределах 0,699-1,034 г/см3

МВИ № 67-68





Гост 3900-85

1 раз в месяц






1 раз в месяц












    1. Автоматизация технологического процесса.


Таблица 4 – Спецификация средств автоматизаций.


Позиционное обозначение

Наименование Приборов

Марка

Количество в ШТ

1-1,3-1,7-1

Термометр сопративления Пределы измерения

50 0С –200 0С

Ру=0,4

ТСП-5081

3

1-2,3-2,1-3,3-3

Мост следящего уравновешивания

КСМ-4

4

2-1,5-1

Диафрагма камерная давления 1мПа установлена на труба провод

ДКН 10-200

2

2-3,4-3,5-3,6-2

Вторичныи самопишущий прибор раход воздуха 420 л/ч

Диапазон измерения 0,02-0,14 мПа

ПВ 10-1Э

4

4-1

Уровнемер буйковый пневматический . Выходной сигнал 1,4+-0,14 кг.с/см2 При изменения уровня выходной сигнал изменяется

УБП

1

2-2,5-2

Измерительный преобразователь давления пневматический Давления питания 1,4+-0,14 кг.с/см2



13ДД 11-720

2

2-4,4-4,6-3

Регулирующий блок системы старт с п

Продолжение таблицы 4.

ропорционально регулирующим законом регулирования Давление питания 140КПа

ПР 331

3

1-4,3-4,2-5,4-5,

6-4

Мембранный исполнительный механизм прямого действия Быстродействие 20 сек.

МИМ-ППХ-«ВЗ»

5

6-1

Дифманометр мембранный пневматический Пределы измерения давления воздуха от 0,02 до 0,1 мПа

ДМПК-100А

1

4-2

Показывающий сигнализирующий прибор рабочее напряжение 220 В Класс точности 1,5

ЭКМ-19

1

8-2

Рефрактометр Датчик взрывозащищенного исполнения и блок питания.

Пределы измерения

1,2-1,8

Д2РП-Д

1




Производственный процесс газофракционирования автоматизирован. Управление процессом осуществляется со щита КИП. Все вторичные приборы вынесены на щит в операторную. Основные параметры : давление , температура , расход и уровни регулируются автоматический.



    1. Охрана труда.


Основная опасность промышленных объектов нефтепереработки представляет аварийная загазованность , пожары и взрывы. Многие из продуктов взрывопожароопасные или токсичные. Ежегодно в мире на нефтеперерабатывающих предприятиях происходит до 1,5 тысяч аварий , 4% которых уносят значительное количество человечиских жизней. Аварийность имеет тенденцию к росту. Совершенствование технологических процессов и оборудования является важным фактором повышения уровня безопасности производства.

Характеристика производственных помещений по взрывоопасности.

Операторная . категория пожарной опасности Д. Класс по ПУЭ – не взрывоопасна.

Насосная . Категория А. Класс по ПУЭ – В –1а.

Территория установки . Категория А . Класс по ПУЭ-В-1г.

Характеристика вредных веществ.

    1. Окись углерода (СО). Бесцветный , ядовитый , огневзрывоопасный газ , без вкуса , с очень слабым запахом. Горит синеватым пламенем. ПДК-20мг/м3. Пределы взрывоопасности 13-75% об. Основные симптомы : потеря сознания , отдышка , удушье.

    2. Сероводород – Н2S. Бесцветный газ с запахом тухлых яиц. Общий характер действия на организм : сильный нервный яд , вызывающий смерть от остановки дыхания , на дыхательные пути действует раздражающе. ПДК – 10 мг/м3. Пределы взрывоопасности 4,3-45,5 % . Индивидуальные защитные средства – фильтрующий противогаз марки «В».

    3. Жирный газ. Агрегатное состояние при нормальных условиях – газообразное. Плотность паров по воздуху – 1,98.

    4. Бензины . Класс опасности 4. Общий характер деиствия на организм – как наркотик. Крекинг = бензин токсичнее бензинов прямой гонки. При концентраций любого бензина 35000-40000 мг/л опасны для жизни даже при вдыхании 5-10 минут. ПДК-100 мг/м3 . Придел взрываемости 0,87-8,75 % .При работе с бензином применяется противогаз марки «А».

Мероприятия при охране труда. Начальник цеха производит ежедневно проверку в подразделениях цеха , состояние охраны и условия труда организация рабочих мест , исправность оборудования , правильность ведения технологического процесса и операций.

Начальник установки производит ежедневно проверку рабочих мест оборудования , приборов , средств коллективной и индивидуальной безопасности , работоспособность сигнализаций и блокировок.












    1. Охрана окружающей среды.


Социальное значение.

В середине нашего столетия резко обострилась проблемы связанные с химическим загрязнением биосфера , нередко приводящие к острым токсично-экологическим ситуациям. Основными источниками загрязнения атмосферы являются резервуары и сами нефтепродукты. Укрепление установок существенно сокращает выбросы вредных веществ в атмосферу.

Отходы и выбросы.

  1. Отработанный раствор щелочи. Образуется постоянно. Отработанный раствор щелочи перерабатывается на установки СЩС. Количество 300 т/год.

  2. Отработанные масла. Отработанные масла отводятся на установку регенераций масел. Сточные воды с охлаждающих насосов направляются на биологическую отчистку УВК и ОСВ. Место сброса в промышленную канализацию после локальной отчистки.


Мероприятия по охране окружающие среды.

Мероприятия по сокращению выбросов при режиме 1 :

  1. Усилить контроль за точным соблюдением технического режима согласно технологическому регламента.

  2. Запретить работу оборудования на форсированном режиме.

  3. Усилить контроль за работой технологического оборудования , запорной арматуры , приборов КИП и А.

  4. Прекратить продувку , пропарку , чистку оборудования и ремонтные работы , связные с повышенным выделение вредных веществ атмосферу. Выбросы всего по цеху с мероприятиями 130,205 г/сек..



























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.



Рисунок 1 – колона стабилизации.


    1. Материальный баланс установки ГФУ-1.


Таблица 5 – 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



Таблица 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





    1. Расчет температурного режима колонны.

    1. Расчет температуры ввода сырья.


Таблица 7 – Расчет температура ввода сырья.


Продукт

Хi

Мас.

доля

Мi

Мол.

мас.

tкип

ср.

оС

Рi

мольная

доля

Х0

Рi

Бензин

35-800

80-1300

130-1950


0,2

0,35

0,45


80(С6)

102(С8)

134(С10)


57

105

162


7*101

5*101

7*101


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




Продолжение таблицы 7.

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


Tвхода=160 оС , П=1200 Кпа , е=0,2









    1. Определяем температуру верха колонны.

Таблица 8 – Температура верха колонны.


Компонент

Температура верха

Уi

Рi , КПа

Кi

Уii

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



    1. Определяем температуру низа колонны.

Таблица 9 – температура низа колонны.


Компонент

Температура верха

Хi

Рi

Кi

Кii

Бензин ст.

40-10006)

100-15008)

150-195010)



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


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

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

(1)

    1. Тепло вводимое в колону сырьём нагретым до температуры.

кДж/ч (2)

где Gc – количество сырья

Jt – энтальпия сырья

(3)

(4)

где М0 – средняя молекулярная масса сырья

кДж/кг (5)

(6)


(7)

(8)

кДж/ч





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

(9)

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

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

кДж/ч (10)

D=17083 – количество дистиллята по материальному балансу колонны.

=542,08 кДж/кг

кДж/ч



    1. Тепло выводимое из колоны с жидким остатком.

кДж/кг (11)

кДж/кг

кДж/кг

кДж/ч


    1. Тепло выдаваемое из колонны с острым орошением

кДж/ч (12)

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

кг/ч (13)

где Rопт – флегмовое число

D – количество дистиллята

L=3*17083=51249 кг/ч

кДж/кг

=700С