Курсовая работа (т): Управление технологическими процессами

Рисунок 5 - Блок управления и контроля

Регулирование давления осуществляется датчиком измерения давления МЕТРАН-150 (рисунок 6), он предназначен для непрерывного преобразования в цифровой токовый выходной сигнал.

Принцип действия: измерительный блок датчиков состоит из корпуса 1 и емкостной измерительной ячейки 2. Измеряемое давление передается через разделительные мембраны 3 и разделительную жидкость к измерительной мембране. Воздействие давления вызывает изменение положения измерительной мембраны. Изменение положения мембраны приводит к появлению разности емкостей между измерительной мембраной и пластинами конденсатора. Разность емкостей измеряется АЦП, преобразуется электронным преобразователем в соответствующий выходной сигнал. [12, c. 77].

Рисунок 6 - Датчик измерения давления

Температура измеряется датчиком Метран 280 (рисунок 7). Конструктивно «Метран-280» состоит из термозонда и электронного модуля, встроенного в корпус соединительной головки, преобразующего сигнал от чувствительного элемента в выходной унифицированный 4-20 мА с наложенным HART-сигналом [12, c. 78].

 

Рисунок 7 - Датчик измерения температуры Метран 280

Измерение расхода производится датчиком расхода Метран - 150RFA. Расходомер предназначен для измерения объемного расхода среды (вода, пар, газ и другие энергоносители) методом перепада давления с использованием осредняющей напорной трубки Annubar 485 в качестве первичного измерительного преобразователя и передачи информации для управления технологическими процессами и использования в учетно-расчетных операциях, показан на рисунке 9 [12, c. 74]:

Рисунок 8 - датчик расхода

Принцип действия расходомеров основан на измерении расхода среды (жидкости, газа, пара) методом переменного перепада давления с использованием осредняющей напорной трубки.

2. Расчетная часть

.1 Характеристика сырья и продуктов. Фракционный состав нефти. ИТК нефти

Сырьем для НПЗ является нефть из Восточной Сибири Серноводского месторождения.

Серноводская нефть имеет шифр: 1.2.2.4 [1]. Правдинская нефть характеризуется сравнительно невысоким удельным весом - 854,3 кг/м³, низким содержанием серы - 0,04%, значительным содержанием асфальто-смолистых веществ (смол силикагелевых 16,6%, асфальтенов 5,8%).

Содержание парафина составляет 0,43-1,5% при температуре плавления 55°С. Выход легких фракций после перегонки нефти - 59,79%.

Дистилляты нефти являются хорошим сырьем для каталитического риформинга, так как содержание нафтеновых углеводородов более 20 мас.%.

Суммарный выход базовых дистиллятов и остаточных масел составляет более 25%.

Содержание нафтеновых углеводородов 26% из этого следует, что облагораживание бензинов возможно с помощью каталитического риформинга.

Смесь тяжелых газов получаем в жидком состоянии в емкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса, который можно использовать как товарный сжиженный газ, т.к. содержание метана и этана в нем составляет < 5%, что соответствует норме.

Фракция 28-85°С используется как компонент товарных бензинов.

Фракция 120-140°С может быть использована для получения топлива ТС-1.

Фракция 240-350 °С может быть использована только как компонент летнего дизельного топлива, для получения товарного продукта необходимо смешать ее с маловязким компонентом.

Фракция 350-500 °С используется как компонент масляных дистиллятов (парафинистый (350-450°С), автоловый (450-500°С)).

Остаток выше 500 имеет высокую условную вязкость (23,78) температуру застывания -18°С. Его можно использовать в качестве компонента масла М-10Г2. При этом смешивать с маловязким компонентом [5, c. 174].

Особенности геологического строения Серноводской группы месторождений и системы их разработки, многообразие геолого-промысловых условий и характеристик продуктивных пластов требуют в конкретных условиях применения эффективных методов воздействия на призабойную зону скважин и дальнейшее совершенствование соответствующих методов.

Физико-химические свойства нефти и составляющих ее фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава. [4, c. 243].

В данной работе приведены основные принципы выбора и обоснования технологической схемы установки и технологический расчет АВТ, перерабатывающей Серноводскую нефть Восточной Сибири. Объем перерабатываемой нефти 6 млн. т/год. Потенциальное содержание фракций приведено в таблице 1.

Таблица 1 - Потенциальное содержание Сервоноводской нефти

№ фракции	Температура выкипания фракции при 760 мм рт. мт.,°С	Выход (на нефть), %		Плотность фракции, кг/м3	Молярная масса фракции, кг/кмоль М
		Отдельных фракций	Суммарный
1	До 28 (газ до С4)	3,42	3,42	-	-
2	28-42	2,57	5,99	0,6200	-
3	42-63	2,79	8,78	0,6450	-
4	63-88	2,92	11,70	0,6725	-
5	88-103	2,97	14,67	0,7006	100
6	103-121	2,97	17,64	0,7230	-
7	121-134	2,97	20,61	0,7400	-
8	134-146	3,05	23,66	0,7530	-
9	146-163	3,32	26,98	0,7615	137
10	163-177	3,23	30,21	0,7728	-
11	177-192	3,18	33,39	0,7822	-
12	192-205	3,13	36,52	0,7927	-
13	205-228	3,53	40,05	0,8015	180
14	228-243	3,27	43,32	0,8121	-
15	243-255	3,31	46,63	0,8168	-
16	255-275	3,31	49,94	0,8232	-
17	275-290	3,32	53,26	0,8290	-
18	290-305	3,32	56,58	0,8341	240
19	305-321	3,32	59,90	0,8430	-
20	321-342	3,31	63,21	0,8500	-
21	342-363	3,50	66,71	0,8600	-
22	363-385	3.45	70,16	0,8678	-
23	385-405	3,40	73,56	0,8760	-
24	405-429	3,40	76,96	0,8825	-
25	429-449	3,53	80,49	0,8910	386
26	449-465	3,50	83,99	0,8981	-
27	465-475	3,31	87,30	0,9026	430
28	Остаток	12,70	100	0,9190	-

Исходя из данных, перечисленных в выше указанной таблице 1, построим ИТК для узкой фракции, кипящей от 85-180⁰ С.

2.2 Выбор и обоснование технологической схемы

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродукта [3, c. 94].

Различают три основных варианта переработки нефти:

) топливный;

) топливно-масляный;

) нефтехимический (комплексный).

Экономически целесообразным вариантом переработки Серноводской нефти является топливный. На основании определенного шифра 1.2.2.4, можно сказать, что Серноводская нефть, малосернистая со средним содержанием светлых дистиллятов с высоким содержанием низкокачественных масел и с высоким содержанием парафина. В связи с тем, что выход отдельных фракций пригодных для топливного варианта составляет: бензиновая (н.к.-180⁰С) - 33,39%; керосиновой (180-300⁰С) - 26,37%; дизельной (200-320⁰С) - 26,70%. выбираем двухколонную схему с колонной стабилизации бензина и с одной ректификационной колонной, так как нужно получить две фракции: н.к.-85⁰С и 85-180⁰С [13, c. 174].

На рисунке 9 изображена принципиальная схема двухколонной стабилизации бензина [11, c. 231]:

- нестабильная нефть; ІІ - сухой газ; III - сжиженный газ; IV - газовый бензин; V-стабильная нефть газовый бензин; V-стабильная нефть

Рисунок 9 - Принципиальная схема двухколонной стабилизации бензина

Нестабильную нефть из промысловых резервуаров после нагрева в теплообменнике и пароподогревателе до температуры около 60°С подают на верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны К-1. В К-1 поддерживается избыточное давление от 0,2 до 0,4 МПа с целью создания лучших условий для конденсации паров бензина водой или воздухом.

Температуру низа К-1 поддерживают в пределах 130-150°С циркуляцией части стабильной нефти, нагретой в печи. Стабильную нефть, выводимую с низа К-1 после охлаждения в теплообменнике и холодильнике, направляют в резервуары.

Легкие фракции нефти, выводимые с верха К-1, охлаждают в конденсаторе-холодильнике и подают в газосепаратор С-1, где сверху выводят сухой газ, состоящий из метана и этана, а снизу - сконденсированный бензин, который после нагрева в теплообменнике направляется в колонну К-2 для стабилизации.

Давление в К-2 поддерживают в пределах 1,3-1,5 МПа Температуру низа К-2 регулируют в пределах 130…160°С рециркуляцией части стабилизированного бензина через паровой кипятильник.

Требуемую температуру верха К-2 (40-50°С) обеспечивают подачей части сжиженного газа в виде холодного орошения колонны. С верха К-2 выводят газ, тяжелую часть которого (пропан и бутан) конденсируют в конденсаторе-холодильнике и отделяют в газосепараторе С-2 от несконденсировавшейся сухой части.

2.3 Материальный и тепловой балансы установки

Материальный баланс составляется на основе потенциального содержания фракций с учетом выбранного ассортимента и времени работы установки. Число дней работы установки АВТ зависит от продолжительности текущих капитальных ремонтов и, ровно 340 в год (8160 часов.)

Мощность установки 6 000 000 тонн в год.

Таблица 2 - Материальный баланс АВТ

Наименование продуктов	% масс		Расход
	На нефть	На установку	т/год	т/сутки	кг/ч
Взято:
Нефть обессоленная	100	100	6000000	17647,05	735294,11
Получено:
Газ до 30 0С	3,42	3,42	205200	603,52	25147,05
30-62	5,36	5,36	321600	881,09	36712,08
62-85	2,92	2,92	175200	480,00	20000,00
85-105	2,97	2,97	178200	488,22	20342,50
105-120	3,17	3,17	190200	521,09	21712,08
120-145	2,77	2,77	455,34	18972,50
145-165	3,32	3,32	199200	545,75	22739,58
165-180	3,23	3,23	193800	530,96	22123,33
180-250	1,9	1,9	11400	31,29	1301,25
250-350	22,25	22,25	1335000	3657,53	152397,08
350-450	15,25	15,25	915000	2506,85	104452,08
450-500	8,75	8,75	525000	1438,36	59931,67
Остаток	24,125	24,125	1447500	396,44	16518,33
Итого	100	100	6000000	17647,05	735294,11

Материальный баланс установки стабилизации бензина составляется исходя из материального баланса установки АВТ. В таблице 4 представлен материальный баланс установки стабилизации бензина.

Таблица 4 - Материальный баланс установки стабилизации бензина

Температура выкипания фракции,°С	Массовый%			Расход
	на нефть	на установку		т/год	т/сутки	кг/час
Взято:
Бензиновая фракция н.к -180	33,39	100,00		2003400,00	5892,35	245514,70
Получено:
Газ	3,42		3,42	68516,28	201,51	8396,60
30-180	29,97	96,58		1934883,72	5690,84	237118,09
Итого:	33,39	100		2003400,00	5892,35	245514,70

Содержание фракции бензина 30-180°С составляет 33,39 (мас%) на нефть. Необходимо пересчитать выход в процентах на нефть в проценты на фракцию, согласно потенциальному содержанию их в сырье. (таблица 7).

Таблица 7 - Содержание узких фракций в бензине

Фракция	Выход
	На нефть %	На фракцию мас.%
30-45	2,57	8,57
45-60	5,36	17,87
60-75	8,28	27,61
75-100	11,25	37,51
100-115	14,22	47,41
115-125	17,9	57,31
125-140	20,24	67,48
140-155	23,56	78,55
155-170	26,76	89,32
170-180	33,39		100

Для технологического расчета основного оборудования второй колонны производим построение кривой ИТК для бензина.

Для построения кривой ОИ бензина при давлении 0,1 МПа (760 мм. рт. ст.) надо знать тангенс угла наклона кривой ИТК и температуру выкипания 50% по кривой ИТК.

Тангенс угла наклона рассчитываем по формуле 1 [1, c. 46]:

tg ÐИТК =  (1)

Рассчитываем: tg ÐИТКбензина =  = 1,7

Затем по графику Обрядчикова и Смидович по данным tgÐИТК и t_50% находят на оси ординат (в верхней ее части) степень отгона по ИТК, соответствующую 100% отгона по ОИ, и (в нижней ее части) степень отгона по ИТК, соответствующую 0% отгона по ОИ. 0% отгона по ОИ соответствует 23% отгона по ИТК, 100% отгона по ОИ - 67% отгона по ИТК.

Полученные значения определяют положение линии ОИ при давление 0,1МПа.

За температуру ввода сырья принимают температуру отгона 50%.

Температура ввода сырья составила 150°С.

Температура низа колонны принимается на 20°С ниже температуры ввода сырья [4, с. 124]: t_низа = 130°С.

Содержание фракции 30-85°С составляет 8,28% масс. на нефть.

Необходимо пересчитать выход в процентах на нефть в проценты на фракцию, согласно потенциальному содержанию их в сырье.

Содержание узких фракций во фракции 30-85°С представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Содержание узких фракций во фракции 30-85°С

Узкая фракция	Выход на нефть массовый%	Выход на фракцию массовый%
30-45	2,57	15,85
45-65	5,36	33,06
65-85	8,28	51,07

По полученным данным строим кривую ИТК.

Для построения кривой ОИ по методу Обрядчикова и Смидовича при давлении 0,1 МПа (760 мм. рт. ст.) надо знать тангенс угла наклона кривой ИТК и температуру выкипания 50% по кривой ИТК.

По формуле 1 рассчитываем тангенс угла наклона:

tg ÐИТК =  = 0,8

Температуру погона определяют по нулевой точке на ОИ. Давление в этой зоне колонны можно рассчитать по формулам 2 [11, c. 9]:

Р = Р_ап  (2)

где: Р_ап - давление в колонне, МПа;

G_фр - количество нефтепродукта, кг/ч;

G_в.п. - количество водяного пара, подаваемого в колонну, составляет 1,2% на бензин, кг/ч

М_фр - молекулярная масса нефтепродукта, кг

При использовании кривой ИТК данной фракции можно определить средне - объемную температуру кипения t_ср.об., которая равна температуре выкипания 50% по ИТК: t_ср.об. = 58°С.

Для определения t_ср.мол. необходимо знать угол наклона кривой разгонки, который рассчитывается по формуле 3 [11, c. 8]:

 (3)

Рассчитываем:

Средняя молекулярная температура фракции рассчитывается по формуле 4 [11, c. 8]:

t_ср.мол = t_ср.об. - к (4)

где: к - корректирующая добавка, равная 3 [10, c. 86].

Рассчитываем: t_ср.мол = 58 - 3 = 55°С

Рассчитываем молекулярную массу фракции 30-85°С по формуле 5 (формула Войнова) [11, c. 13]:

М_фр = 60 + 0,3t + 0,001 (5)

где: t - средняя молекулярная температура кипения фракции.

Рассчитываем: M_фр = 60 + 0,3 55 + 0,001  55² = 77,61 кг   

Рассчитываем давление в зоне верхнего погона по формуле 2:

Р = 0,1  = 0,080 МПа = 660 мм. рт. ст

Находим точку пересечения линии ОИ и ИТК фракции и пересчитываем на давление 660 мм. рт. ст. Пересчет на давление 660 мм. рт. ст. проводим по графику Кокса [5, с. 75].

Определяем температуру вывода погона по точке пересечения ИТК и ОИ фракции 28-85, t_28-85=51°С

Содержание фракции 85-180°С 20,7% масс. на нефть Пересчитаем проценты выхода на нефть в проценты на фракции.

Содержание узких фракций во фракции 85-180°С представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Содержание узких фракций во фракции 85-180°С

Узкая фракция	Выход на нефть массовый%	Выход на фракцию масссовый%
85-103	11,25	7,81
103-120	14,22	9,88
120-136	17,90	12,43
136-150	20,24	14,06
150-162	23,56	16,37
162-171	26,76	18,58
171-180	29,97	20,82

По полученным данным строим кривую ИТК.

По аналогичной методике строим кривую ОИ при 0,1МПа.

По формуле 1 рассчитываем тангенс угла наклона:

tg ÐИТК =  = 1,3

Температуру погона определяют по нулевой точке на ОИ. Давление в этой зоне колонны можно рассчитать по формуле 2 [11, c. 15]:

Р = Р_ап  (3)

где: Р_ап - давление в колонне, МПа;

G_фр - количество нефтепродукта, кг/ч;

G_в.п. - количество водяного пара, подаваемого в колонну, кг/ч

М_фр - молекулярная масса нефтепродукта, кг

При использовании кривой ИТК данной фракции можно определить t_ср.об, которая равна температуре выкипания 50% по ИТК: t_ср.об. = 58°С

Для определения t_ср.мол. необходимо знать угол наклона кривой разгонки, который рассчитывается по формуле 3 [11, c. 8]:

 (4)

Рассчитываем:

Средняя молекулярная температура фракции рассчитывается по формуле 4 [10, c. 86]:

t_ср.мол = t_ср.об. - к (5)

где: к - корректирующая добавка равная 5 [10, c. 86].

Рассчитываем t_ср.мол = 132,5 - 5 = 127,5°С

Рассчитываем молекулярную массу фракции 85-180°С по формуле 5:

M_фр = 60 + 0,3 127,5 + 0,001  127,5² = 100,65 кг       

Рассчитываем давление в зоне нижнего погона по формуле 2:

Р = 0,1  = 0,077 МПа = 577 мм. рт. ст

Находим точку пересечения линии ОИ и ИТК фракции и пересчитываем на давление 577 мм. рт. ст. Пересчет на давление 600 мм. рт. ст. проводим по графику Кокса [5, с. 75].

Определяем температуру вывода погона по точке пересечения ИТК и ОИ фракции 85-180, t_85-180=158°С

Тепловой баланс колонны:

Тепловой баланс колонны учитывает все тепло, вносимое и выносимое из колонны.

Согласно закону сохранения энергии, можно написать (без учета потерь в окружающую среду) [4, с. 63]:

      (6)

где: SQ_вх - суммарное тепло, входящее в колонну, Вт или кДж/ч;

SQ_вых - суммарное тепло, выходящее из колонны, Вт или кДж/ч.

Тепло вводимое в колонну:

1)      С сырьем нагретым до t₀ [11, c. 63]:

 

 (7)

где: t₀ - температура ввода сырья,°С;

G - масса сырья, кг/ч;

e - массовая доля отгона светлых нефтепродуктов, е = 0,333 [10, с. 120]

, - энтальпия паров и жидкости, кДж/кг;

Энтальпия пара рассчитывается по формуле 8:

 (8)

Необходимо произвести пересчет на  [11, c. 65]:

 (9)

где:  - 0,7728 (по паспорту нефти);

 - средняя температурная поправка,  = 0,000805 [4, с. 145].

Рассчитываем:

Рассчитываем энтальпию пара по формуле 8:

кДж/кг

Энтальпия жидкости рассчитывается по формуле 10:

 (10)

Рассчитываем:  кДж/кг

Рассчитываем количество тепла с сырьём нагретым до t₀ по формуле 7:

=278832656,08 кДж/ч

2) Тепло, вводимое с водяным паром [11, c. 67]:

 (11)

где:  = 2881 кДж/кг [4, с. 147];  = 2562 кДж/кг [4, с. 148].

Расход водяного пара составляет 5% на бензин [10, с. 124]:

Рассчитываем количество водяного пара:

G_в.п.= 0,05 · 1798200= 80370,00 кг/ч

Рассчитываем тепло вводимое с водяным паром по формуле 11:

 кДж/ч

) Общее количество тепла вводимое в колонну составляет [11, с. 69]:

Q_вх. = Q_с + Q_в.п. = 278832656,088+ 25638030,00= 304470686,08 кДж/ч

Тепло выводимое из колонны:

1) С парами ректификата рассчитывается по формуле 12 [11, c. 72]:

Q_D = D ·  (12)

где:  - энтальпия пара на верху колонны

Считая, что углеводородных газов образуется не более 0,1% масс. [4, с. 372]

D = 1798200· 0,001 = 1607,40 кг/ч

 = 0,6200 (по паспорту нефти)

Средняя температурная поправка, при = 0,6200  = 0,000897 [3].

Необходимо произвести пересчет на  по формуле 9:

t_D - температура верха колонны, принимаем t_D =185°С. [4, с, 385]

а - определим по приложению 21 [4]: а=370,47 кДж/кг

Рассчитываем энтальпию пара на верху колонны по формуле 8:

= (4 - 0,6204) · 370,47 - 308,99 = 943,05 кДж/кг

Рассчитываем тепло выводимое из колонны с парами ректификата по формуле 12: Q_D = 1607,40 ·943,05 = 1515858,57кДж/ч

) С фракцией 30-85°С [11, c. 74]:

Количество тепла выводимое из К-1 отдельных фракций рассчитывается по формуле 13:

 (13)

где: G_фр - расход фракции, кг/ч;

- энтальпия фракции, кДж/кг

= 0,6725 (по паспорту нефти)

Необходимо произвести пересчет на  по формуле 9:

Рассчитываем энтальпию фракции 30-85°С по формуле 10:

 кДж/кг

Рассчитываем тепло, выводимое из колонны с фракцией 30-85°С по формуле 13: = 39411,76 · 165,66 = 6528952,16кДж/ч

) С фракцией 85-180°С

Количество тепла выводимое из колонны отдельных фракций рассчитывается по формуле 13:

 (13)

где: G_фр - расход фракции, кг/ч;

- энтальпия фракции, кДж/кг

 = 0,7728 (по паспорту нефти)

а - определим по приложению 21 [4]:  = 264,76 кДж/кг

Рассчитываем среднее значение относительной плотности по формуле 9:

Рассчитываем энтальпию фракции 85-180°С по формуле 10:

 кДж/кг

Рассчитываем количество тепла выводимое из колонны с фракцией 85-180°С по формуле 13: = 220367,64 · 300,41 =47336661,14кДж/ч

4) Общее тепло выводимое из колонны составляет:

Q_вых.=Q_D+Q_н.к.-85+Q_85-180=1515858,57+6528952,16+47336661,14= 55381471,87кДж/ч

Разность между теплом, входящим в колонну и выходящим из нее, необходимо снимать циркуляционным орошением [11, c. 85]:

Тепло циркуляционного орошения рассчитывается по формуле 14:

Q_ц.о = Q_вх -Q_вых (14)

Рассчитываем: Q_ц.о = 304470686,08 - 55381471,87= 249089214,21кДж/ч

Результаты расчета теплового баланса занесем в таблицу 10.

Таблица 10 - Тепловой баланс колонны

Продукт	Тепло входящее			Продукт	Тепло выходящее
	t,°С	G, кг/ч	Q, кДж/ч		t,°С	G, кг/ч	Q, кДж/ч
н.к. - 180°С	90	1607400,00	278832656,08
				30-85°С	56,5	39411,76	6528952,16
Водяной пар	90	80370,00	2563803,00	85-180°С	132,5	220367,64	47336661,14
				Циркуляционное орошение	80	-	227530845,78
Итого	-	-	281396459,08	Итого	-	-	281396459,08

Расчет диаметра колонны

Диаметр колонны определяется в зависимости от максимального расхода паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны и рассчитывается по формуле 15 [13, c. 54]:

d = 1,128  (15)

u - допустимая скорость пара, м/с

Объем паров проходящих через сечение колонны рассчитывается по формуле 16 [13, c. 71]:

v = 22,4     (16)

где: T - температура системы, К;

Р - давление в системе, МПа;

G_фр - расход фракции, кг/ч;

М_фр - молекулярная масса фракции, кг.

Рассчитываем молекулярную массу фракции 30 - 180°С по формуле 5:

М_фр = 60 + 0,3· 104 + 0,001· 104² =93,28 кг

Рассчитываем объем паров проходящих через сечение колонны по формуле 17:

V =22,4 ·  м³/с

Скорость паров в ректификационной колонне примем 1 м/с [4, с. 56].

Рассчитываем диаметр: d =  = 4,13 м

Расчет высоты колонны

Общая высота колонны, равна сумме высот отдельных ее секций по формуле 17 [11, c. 86]:

(17)

где:  - высота сепарационного пространства верха, м

 - высота тарелок верхней части колонны, м

 - высота питательной части, м

 - высота тарелок нижней части колонны, м

 - высота сепарационного пространства низа, м

 - высота опоры, м

Высота тарелок верхней и нижней части колонны рассчитывается по формуле 18 [11, c. 87]:

h₂₍₄₎ = h_т ·(n - 1) (18)

где: h₂₍₄₎ - высота тарелок верхней или нижней части колонны, м;

h_т   [11, c. 86];

n - действительное число тарелок в верхней или нижней части колонны принимаем n_в = 25; n_н =30 [11, c. 88]:

Рассчитываем высоту тарелок верхней части колонны: h₂ = 0,6 ·(25 - 1) = 14,4 м

Рассчитываем высоту тарелок нижней части колонны: h₄ = 0,6 ·(30 - 1) = 17,4 м

Принимаем [11, c. 92]:

Высота сепарационного пространства верха - 2,2 м

Высота питательной части - 2,0 м

Высота сепарационного пространства низа - 2,7 м  

Высота опоры - 1,8 м

Находим общую высоту колонны по формуле 17:

H = 2,2 + 17,4 + 14,4 + 2,0 + 2,7 + 1,8 = 40,5 м

2.4 Расчет и подбор аппаратов

Внизу ректификационной колонны расположен теплообменник, который повторно нагревает жидкость и вводит образовавшиеся пары обратно в колонну несколькими секциями выше. Это улучшает сепарацию, т.к. повышает температуру в колонне.

Рейболер - это горизонтальный теплообменный аппарат, имеющий две рабочие зоны: трубное пространство и межтрубное пространство, каждое из которых имеет свое расчетное давление, расчетную температуру и материальное исполнение подогревателя (кипятильника) низа (куба) колоны.

По данным расчета материального, теплового балансов и размеров колонны для рейболера были получены результаты [14]:

Диаметр теплообменника = 800 мм

Размер труб = 25´2 мм

Число труб = 456

Длина труб = 4000 мм

Коэффициент теплопередачи = 1,5 кВт/м²×К

Температура на входе в трубное пространство = 30°С

Температура на выходе из трубного пространства = 74,1°С

Необходимая поверхность теплообмена = 147,08 м²

Расчетная поверхность теплообмена = 169,45 м²

Запас по поверхности теплообмена = 13%

2.5 Автомаматическое регулирование

Установки вторичной перегонки бензина позволяют перерабатывать прямогонный бензин в дефицитные нефтепродукты: высокооктановые компоненты, растворители и т.д.

Установки РЕОТЕК полностью автоматизированы и предназначены для работы с минимальным количеством обслуживающего персонала.

Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) - группа решений технических и программных средств, предназначенных для автоматизации управления технологическим оборудованием на промышленных предприятиях. В данной курсовой работе применяются три уровня АСУ ТП [14].

1. Нижний - это уровень датчиков, измерительных устройств, контролирующих управляемые параметры, а также исполнительных устройств.

. Средний - уровень контроллеров, получает информацию с контрольно-измерительного оборудования и датчиков о состоянии технологического процесса.

. Верхний - уровень промышленного сервера, сетевого оборудования, уровень операторских и диспетчерских станций. На этом уровне идет контроль хода производства: обеспечивается связь с нижними уровнями, откуда осуществляется сбор данных, визуализациия и диспетчеризациия (мониторинг) хода технологического процесса.

Технологический объект управления установка вторичной перегонки бензина является взрывоопасным объектом, поэтому при проектировании системы автоматизации следует учитывать требования безопасности для опасных объектов данного типа.

Оборудование установки вторичной перегонки бензина РЕОТЕК [15]:

) измерительные приборы - ПГ МЕТРАН - в промышленной Группе «Метран» осуществляется полный цикл работ для автоматизации техпроцессов в промышленности: разработка интеллектуальных измерительных приборов.

) преобразователи частоты (Fuji Electric) - экономичные компактные преобразователи частоты, для электродвигателей мощностью от 0.1 до 3.7 кВт:

универсальные преобразователи частоты, для электродвигателей мощностью от 0.4 до 630 кВт;

универсальный пульт управления с ЖК дисплеем и подсветкой. Дроссели звена постоянного тока DCR (Fuji Electric).

) контроллеры (Yokogawa) - удобный инструмент для решения задач автоматизации с малым количеством контуров управления. В спектре локальных контроллеров.

) программное обеспечение (Citect) - программный продукт, представляющий собой систему мониторинга, управления и сбора данных. Данная система предназначена для управления технологическими процессами.

Задача управления сводится к поддержанию заданных или оптимальных значений величин, определяющих протекание технологического процесса, повышения эффективности производства и качества выпускаемой продукции.

Заключение

Блок вторичной перегонки обеспечивает разделение бензина на более узкие фракции с целью получения высокооктанового бензина. Перед вторичной перегонкой бензинов нестабильный бензин направляется на установку стабилизации бензина, при стабилизации удаляются сжиженные газы С₂-С₄.

Главным аппаратом установки являются ректификационные колонны - оснащенные внутренними теплообменными и массообменными устройствами и вспомогательными узлами, предназначенный для разделения жидких смесей на фракции.

В курсовой работе изучено назначение, сырье и продукты процесса стабилизации, физико-химические основы процесса, технологические схемы и параметры процесса, а также способы регулирования этих параметров.

Изучен фракционный состав Серноводской нефти.

Произведен выбор и обоснование технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 6 млн. т/год, предназначенной для стабилизации Серноводской нефти по топливному варианту.

Подобраны технологические параметры для колонны, подобрана и изображена технологическая схема с нанесением автоматизации на формате А3.

Рассчитаны материальный и тепловой баланс стабилизационной колонны, построены кривые ИТК и ОИ фракции 30-85⁰С и 85-180⁰С, для определения температур и давления верха и низа колонны:

Температура верха составила 51⁰С;

Температура низа составила 158⁰С;

Давление верха составило 0,08 МПа;

Давление низа составило 0,07 МПа.

Блок стабиллицации имеет следующие размеры:

Диаметр колонны равен 4,45 м.

Высота равна 40,5 м.

Список литературы

1.   Ахметов, С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учебное пособие / С.А. Ахметов. - Уфа.: Гилем, 2008. - 671 с.

2.      Ахметов, С.А. Экологическая химмотология топлив и масел / Ахметов С.А. - Уфа: УГНТУ, 2008. - 150 с.

.        Гусейнов, Д.А. Технологические расчеты процессов переработки нефти: учебное пособие / Д.А. Гусейнов. - М.: Химия, 2007. - 300 с.

.        Дриацкая, З.В. Нефти средней Азии, Казахстана, Сибири и о. Сахалин. Четвертый том: справочное пособие / З.В. Дриацкая. - М.: Химия, 2004. - 787 с.

5.      Кудимов, А.В, Сборник номограмм для проведения технологических расчетов процессов нефтепереработки: учебное пособие/ А.В. Кудимов. - М.: Химия, 2009. - 180 с.

.        Мановян, А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: учебное пособие / А.К. Мановян. - М.: Химия, 2008. - 568 с.

.        Пархоменко, В.Е. Технология переработка и нефти и газа: учебное пособие / В.Е. Пархоменко. - М.: Химия, 2010. - 459с

.        Плановский, А.Н. Процессы и аппараты химической и нефтехимической технологии: учебное пособие / А.Н. Плановский. - М.: Химия, 2012. -302 с.

9.      Рабинович, В.А. Краткий химический справочник: справочник / В.А. Рабинович. - М.: Книгодел, 2010. - 193 с.

.        Сарданашвили, А.Г. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа: учебное пособие / А.Г. Сарданашвили. - М.: Химия, 2014.-256 с.

.        Сотскова Е.Л., Основы автоматизации технологических процессов переработки нефти и газа: учебник для студ. учреждений сред. проф. образования / Е.Л. Сотскова. - М.: Академия, 2014. - 304 с.

12.    Танатаров, М.А. Технологический расчеты установок переработки нефти: учебное пособие / М.А. Танатаров. - М.: Химия, 2005. - 193 с.