Автор: Пользователь скрыл имя, 11 Февраля 2013 в 03:02, дипломная работа
Данный дипломный проект промысловой установки первичной переработки содержит разделы: введение, технико - экономическое обоснование, технологические решения, системы управления химико - технологическим процессом, строительные решения, безопасность и экологичность проекта, заключение, список используемой литературы и приложения.
В разделе "Технико - экономическое обоснование" приводится основные экономические показатели проектируемой установки первичной переработки нефти.:
1. Прибыль от реализации, тыс. руб. – 35900,7;
2. Рентабельность производства, % - 18,17;
3. Рентабельность продукции, % - 28,6.
Введеиие
7
1.Технико-экономическое обоснование
8
2.Технологические решения
9
2.1.Теоретические основы процесса
9
2.1.1.Индексация нефти и ее связь с технологией переработки
9
2.1.2.Физико - химические основы обессоливания и обезвоживания
13
2.1.3.Основные факторы, определяющие выход и качество обессоливания нефти
17
2.1.4.Физические основы дистилляции нефти на фракции
22
2.1.5.Выбор и основные схемы переработки нефти
25
2.2.Характеристики исходной нефти
27
2.3.Обоснование выбора варианта и технологической схемы
перегонки нефти
30
2.4.Характеристика установок по переработке нефти
32
2.4.1.Опытный блок обессоливания нефти (ОБОН)
32
2.4.1.1.Описание технологической схемы
33
2.4.2.Установка «Хай- Тек 20000»
36
2.4.2.1.Описание технологической схемы
38
2.4.3.Установка «Хай- Тек 10-30»
44
2.4.3.1.Описание технологической схемы
45
2.5.Технические требования на готовую продукцию
51
2.6.Материальный баланс опытно-промышленного малогабаритного нефтеперерабатывающего комплекса (ОПМНК)
54
2.7.Расчет сырьевого парка НПЗ
55
2.7.1.Расчет резервуаров хранения сырой нефти
55
2.7.2.Расчет производственного энергопотребления
55
2.7.3.Потери нефтепродуктов
56
2.8.Расчёт блока обезвоживания и обессоливания
57
2.8.1.Расчёт сырьевой смеси
57
2.8.2.Расчёт теплообменников для нагрева исходной смеси
59
2.8.3.Расчет теплообменника для нагрева свежей воды
66
2.8.4.Расчет холодильника для оборотной нефти
68
2.8.5.Материальный баланс опытного блока обессоливания нефти (ОБОН)
70
2.8.6.Подбор смесителей
71
2.8.7.Расчет системы вертикальных цилиндрических электродегидраторов непрерывного действия
72
2.8.7.1 Описание конструкции электрокоалесцера-дегилратора
73
2.8.7.2 Описание работы электрокоалесцера-дегилратора
73
2.8.8.Подбор емкостей
74
2.8.9.Подбор насосов
75
2.9.Выбор основного технологического оборудования
76
3.Системы управления химико – технологическим процессом
80
3.1.Выбор и обоснование параметров автоматического контроля, регулирования, управления и сигнализации
80
3.2.Выбор и обоснование приборов и средств автоматизации
82
4.Строительные решения
90
4.1.Общие сведения о природных и инженерно-геологических условиях площадки
90
4.1.1 Характеристика грунтов площадки строительства
90
4.2.Принципиальные конструктивные решения
91
4.3.Конструктивные решения зданий и сооружений
94
4.4.Мероприятия по гидроизоляции и защите от коррозии и проникновения нефтепродуктов в грунт
97
4.5.Отопление и вентиляция
97
4.6.Генеральный план и транспорт
98
5.Безопасность и экологичность проекта
101
5.1.Анализ опасных и вредных производственных факторов проектируемого производства
101
5.2. Оценка воздействия опасных факторов в результате аварии
106
5.3. Общая характеристика опасности проектируемого производства.
108
5.4. Производственная безопасность
110
5.4.1. Организация службы охраны труда на предприятии
110
5.4.2. Технические мероприятия по созданию безопасных условий труда
112
5.4.3.Автоматизация технологического процесса
113
5.4.4.Защита от вредных выделений газов, паров и пыли
114
5.4.5.Электробезопасность.
114
5.4.6.Защита от статического электричества
115
5.4.7.Молниезащита
117
5.5.Производственная санитария
117
5.5.1.Защита от теплового баланса организма
117
5.5.2.Защита от шума и вибрации
118
5.5.3.Защита органов зрения от перенапряжения
119
5.5.4.Обеспечение санитарно-бытовыми помещениями
119
5.5.5.Водоснабжение
120
5.5.6.Организация питания
121
5.5.7.Пожарная безопасность
121
5.6.Экологическая безопасность.
123
5.6.1.Охрана атмосферного воздуха
123
5.6.2.Охрана естественных водоемов и рациональное использование водных ресурсов.
124
5.6.3.Охрана почв и грунтовых вод
125
5.6.4. Благоустройство и озеленение санитарно-защитной зоны и территории предприятия
125
5.7. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях
127
6.Основные технико-экономические показатели проекта
132
6.1 Планирование производства
132
6.1.1.Режим работы установки, эффективный фонд работы оборудования
132
6.1.2.Расчёт производственной программы
133
6.2. Расчет стоимости основных производственных фондов
134
6.2.1 Расчет стоимости зданий
134
6.2.2. Расчёт стоимости технологического оборудования, транспортных средств, инструмента и инвентаря
135
6.3. Расчет численности персонала
136
6.3.1. Расчёт численности рабочих
136
6.4. Расчет фондов заработанной платы персонала.
141
6.4.1. Расчёт фонда зарплаты рабочих
141
6.4.2 Расчёт фонда зарплаты цехового персонала
143
6.5. Планирование себестоимости продукции
144
6.5.1. Расчёт сметы расходов по содержанию и эксплуатации оборудования.
144
6.5.2. Расчёт сметы цеховых расходов
145
6.6. Расчет себестоимости продукции
145
6.7. Планирование прибыли
147
6.7.1. Расчёт прибыли от реализации продукции
147
6.7.2. Расчёт эффективности производства
147
6.8.Выводы
150
7.Заключение
151
8.Список используемой литературы
152
.
Решая квадратное уравнение находим конечную температуру холодного потока (нефти).tK = 300С
TH =312oC TK =212oC
tK =30oC tH =10,3oC
=282 К =201,7 К
/ = 1,4K
Так как отношение / < 2 , вычисляем среднеарифметическую разность температур между теплоносителями
= 0,5*( + ) =(282+201,7)/2 = 241.85 K
Согласно данным справочника [3] принимаем К=300 кДж/ (м2*ч*К).
Тогда расчетное значение необходимой поверхности теплопередачи расчитываем по формуле:
FP= Q/ *K= 390087.14 /(241.85 *300)=10,38 м2;
где - средняя разность температур между горячим и холодным потоками в пределах аппарата, К;
Q – тепловая нагрузка аппарата, в качестве которой берется большая из двух величин – QX и QГ , Вт.
Выбираем теплообменник для нагрева сырой нефти с неподвижными трубами и с температурным компенсатором на кожухе, имеющий следующие основные характеристики [3] : 325 ТКГ-2,5-М1/20-3-2, ТУ 26-02-1101-89, диаметр (внутренний) корпуса D= 325мм, поверхность теплообмена F=13 м2 . Трубы длиной 3 м, диаметром d=20х2 мм, расположение труб – по вершинам треугольника, число ходов по трубам n = 2, площадь проходного сечения по трубам S1 = 0.042 м2 , площадь проходного сечения в межтрубном пространстве (в вырезе перегородки) S2 =0.95 м2.
Необходимое число N таких теплообменников найдем из условия
N =>FP/F =10.38/13=0,8;
Примем N =1, тогда коэффициент запаса b поверхности нагрева будет равен:
B = (N*F – FP)*100 / FP = (1*13-10.38)*/100/10.38=22,87 %.
Варианты подачи потоков.
Холодный поток (нефть), как более загрязненный продукт будем подавать по трубному пространству, а горячий поток (фракцию дизельного топлива)- по межтрубному пространству.
1.Холодный поток.
Если нефть прокачивать одним потоком (nХ =1) через теплообменник, скорость холодного потока в трубном пространстве составит:
WX =VX / nX*S1 =7.96637/1/0.042/3600 = 0.053 м/с;
При подаче холодного потока в теплообменники четырьмя параллельными потоками (nX =4) скорость в трубном пространстве будет равна:
WX = 0.013 м/с.
Учитывая значение оптимальных скоростей, поток нефти целесообразно подавать в трубное пространство по первому варианту, т.е. одним потоками.
2.Горячий поток.
При последовательной перекачке горячего теплоносителя через теплообменник одним потоком (nГ =1) скорость горячего потока в межтрубном пространстве ( в вырезе поперечной перегородки) будет равна :
WГ =VГ / nГ*S2 =2.21/1/0,45/3600 = 0.0014 м/с.
Подавать горячий поток через теплообменник параллельно четырьмя потоками (nГ =4) не имеет смысла, так как в этом случае скорость потока окажется в 4 раза ниже и будет слишком мала, что может резко снизить коэффициент теплопередачи.
Второй этап:
Сырая нефть нагревается обессоленной нефтью:
Тн = 3120С;
Тк = 2120С.
G = 11220т/г=1402.5 кг/ч;
= 1000*(0,8552– 0,0007*(312 – 20)) =
= 635.6кг/м3;
V=G/ = 1402.5/635.6=2.21 м3/ч.
Плотность теплоносителя при 20°°С рассчитываем по средней температуре кипения фракций
Тср = (350+230)/2 = 290ОС;
0,722*(290/100)0,159 = 0,8552 кг/м3;
где А и n – коэффициенты, которые для малосернистых равны 0,722 и 0.159, соответственно.
+0,0035 = 0,8587кг/м3;
Сырая нефть (исходная смесь):
массовый расход g = 6476.74 кг/ч;
плотность rr = 813.01кг/м3 ;
температура t = 10,3°°С;
объемный расход V = G/rr = 7.96637 м3/ч.
g10=0.00077*g10.3=0.00079;
0,81301+0.00079(10.3-20)=0.
0,8053+5*0.00079=0.8092 кг/м3;
Удельные энтальпии горячего потока (h,кДж/кг) и холодного потока (h, кДж/кг) вычисляем по эмпирической формуле Крега :
Начальная и конечная энтальпия горячего потока – фр. 230-350°°С
= (1,687*312+0,0017*3122)/0,8587
= 746.538 кДж/кг;
= (1,687*212+0,0017*2122)/0,8587
= 468.401 кДж/кг;
Начальная энтальпия холодного потока сырой нефти:
= (1,687*10,3+0,0017*10,32)/0,
= 19.517 кДж/кг;
Количество тепла, отданное горячим потоком, составит:
QГ = G*(HН – HК) = 1402.5 *(746.538 – 468.401) = 390087.14 кДж/ч ;
С учетом потерь тепла (приблизительно 5%%) количество тепла, полученного холодным потоком, можно найти из теплового баланса
QX =0,95*QГ =390087.14 *0,95 = 370582.79 кДж/ч ;
С другой стороны, можем написать: QX = g*(hK-hH), откуда определяем конечную энтальпию hK холодного потока (нефти):
hK = hH +QX/g =19.517+370582.79 /6476.74 = 76.73 кДж/кг.
По известным значениям hK (кДж/кг) и относительной плотности 0,8053 г/см3 используя формулу Крега , находим конечную температуру нефти:
Формула Крега:
Представляем это уравнение в виде квадратного:
.
Решая квадратное уравнение находим конечную температуру холодного потока (нефти).tK = 300С
TH =312oC TK =212oC
tK =30oC tH =10,3oC
=282 К =201,7 К
/ = 1,4K
Так как отношение / < 2 , вычисляем среднеарифметическую разность температур между теплоносителями
= 0,5*( + ) =(282+201,7)/2 = 241.85 K
Согласно данным справочника [3] принимаем К=300 кДж/ (м2*ч*К).
Тогда расчетное значение необходимой
поверхности теплопередачи расч
FP= Q/ *K= 390087.14 /(241.85 *300)=5,38 м2;
где - средняя разность температур между горячим и холодным потоками в пределах аппарата, К;
Q – тепловая нагрузка аппарата, в качестве которой берется большая из двух величин – QX и QГ , Вт.
Выбираем Блок теплообменников для нагрева сырой нефти с неподвижными трубами и с температурным компенсатором на кожухе, имеющий следующие основные характеристики [3] : 325 ТКГ-1,6-М1/20-4-2, блок V1/2 ТУ 26-02-1105-89,АТК 24.202.10-90 диаметр (внутренний) корпуса D= 325мм, поверхность теплообмена F=2,25 м2 . Трубы длиной 4 м, диаметром d=20х2 мм, расположение труб – по вершинам треугольника, число ходов по трубам n = 2, площадь проходного сечения по трубам S1 = 0.042 м2 , площадь проходного сечения в межтрубном пространстве (в вырезе перегородки) S2 =0.95 м2.
Необходимое число N таких теплообменников найдем из условия
N =>FP/F =5.38/2.25=2.39;
Примем N =3, тогда коэффициент запаса b поверхности нагрева будет равен:
B = (N*F – FP)*100 / FP = (3*2.25-5.38)*/100/5.38=25,46 %.
Варианты подачи потоков.
Холодный поток (нефть), как более загрязненный продукт будем подавать по трубному пространству, а горячий поток (фракцию дизельного топлива)- по межтрубному пространству.
1.Холодный поток.
Если нефть прокачивать одним потоком (nХ =1) последовательно через три теплообменника, скорость холодного потока в трубном пространстве составит:
WX =VX / nX*S1 =7.96637/1/0.042/3600 = 0.053 м/с;
При подаче холодного потока в теплообменники четырьмя параллельными потоками (nX =4) скорость в трубном пространстве будет равна:
WX = 0.013 м/с.
Учитывая значение оптимальных скоростей, поток нефти целесообразно подавать в трубное пространство по первому варианту, т.е. одним потоками.
2.Горячий поток.
При последовательной перекачке горячего теплоносителя через теплообменники одним потоком (nГ =1) скорость горячего потока в межтрубном пространстве ( в вырезе поперечной перегородки) будет равна :
WГ =VГ / nГ*S2 =2.21/1/0,45/3600 = 0.0014 м/с.
Подавать горячий поток через теплообменники параллельно четырьмя потоками (nГ =4) не имеет смысла, так как в этом случае скорость потока окажется в 4 раза ниже и будет слишком мала, что может резко снизить коэффициент теплопередачи.
Третий этап:
Сырая нефть нагревается водяным паром:
Тн =2600С;
Тк =1600С.
= 1000*(0.8955 –0,00066*(260 – 20)) = 737.1 кг/м 3.
V=G/ = 13950:737.1 =18.93 м3/ч.
Плотность при 20°°С рассчитываем по средней температуре кипения фракций
0,722*(210/100)0.159 = 0,812 г/см3.
где А и n – коэффициенты, которые для малосернистых равны 0,722 и 0,159, соответственно.
ТСР = (Тн+Тк )/2 = (260+160)/2 = 210 0С.
+0,0035 = 0,8155 г/см3.
Сырая нефть (исходная смесь):
массовый расход g = 6476.74 кг/ч;
плотность
0,8068 г/см3.
r71..5=1000*(0,6898 –0,0009*(71.5 – 20)) = 643.5 кг/м 3.
температура t=71.5oC;
объемный расход V=g/rr=10.06 м3/ч.
Находим начальную и конечную энтальпию горячего потока – фр.выше 350°°С
=(1,687*260+0,0017*2602)/0,
=(1,687*160+0,0017*1602)/0,
Находим начальную энтальпию холодного потока сырой нефти:
= (1,687*55+0,0017*552)/0,64351/ 2 = 161.2 кДж/кг;
Количество тепла, отданное горячим потоком, составит:
QГ = G*(HН – HК) = 1/5*13950*(612.97-347.09)=
С учетом потерь тепла (приблизительно 5%%) количество тепла, полученного холодным потоком, можно найти из теплового баланса
QX =0,95*QГ = 0,95*741805.2 = 704714.94 кДж/ч;
С другой стороны, можем написать: QX = g*(hK-hH), откуда определяем конечную энтальпию hK холодного потока (нефти):
hK = hH +QX/g = 161.2+(704714.94 /6476.74) = 270 кДж/кг;
По известным значениям hK (кДж/кг) и относительной плотности используя формулу Крега , находим конечную температуру нефти.
Формула Крега:
Представляем это уравнение в виде квадратного:
.
Решая квадратное уравнение находим конечную температуру холодного потока (нефти).tK =109.40С
Схема теплообмена
TH =260oC TK =160oC
tK =109.4o C tH =71.5oC
=150.6 oC =88.5 oC
/ = 1,6 oC
Так как отношение / < 2 , вычисляем среднелогарифмическую
разность температур между теплоносителями
= ( + )/2 = (150.6+88.5)/2 = 119.55 oC
Согласно данным принимаем К=300.Тогда расчетное значение необходимой поверхности теплопередачи рассчитываем по формуле:
FP= Q/ *K=741805.2 /300*119.55 = 20.68 м2.
где - средняя разность температур между горячим и холодным потоками в пределах аппарата, К;
Q – тепловая нагрузка аппарата, в качестве которой берется большая из двух величин – QX и QГ , Вт.
Выбираем кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой, 325 ТПГ-2.5-М1/20-3-2 ТУ 26-02-1101-89 имеющий следующие основные характеристики: диаметр кожуха D= 325 мм, поверхность теплообмена F=13 м2. Трубы длиной 3 м, диаметром d=25х2 мм, расположение труб – по вершинам квадрата, число ходов по трубам n = 6, площадь проходного сечения по трубам S1 =0,043 м 2, площадь проходного сечения в межтрубном пространстве (в вырезе перегородки) S2 =0,056 м2.
Необходимое число N таких теплообменников найдем из условия
N =>FP/F =20.68/13=1.59
Примем N =2, тогда коэффициент запаса b поверхности нагрева будет равен:
B = (N*F – FP)*100 / FP = (2*13-20.68)*100/20.68=+25.73
Варианты подачи потоков.
Холодный поток (нефть), как более загрязненный продукт будем подавать по трубному пространству, а горячий поток (фракцию выше 350°°С)- по межтрубному пространству.
1.Холодный поток.
Если нефть прокачивать одним потоком (nХ =1) последовательно через оба теплообменника, скорость холодного потока в трубном пространстве составит:
WX =VX / nX*S1 = 10.06/1*3600*0,043 = 0.065м/с;
При подаче холодного потока в теплообменники четырьмя параллельными потоками (nX =4) скорость в трубном пространстве будет равна:
WX = 0.016 м/с.
Учитывая значение оптимальных скоростей, поток нефти целесообразно подавать в трубное пространство по второму варианту, т.е. четырьмя параллельными потоками.
2.Горячий поток.
При последовательной перекачке горячего
теплоносителя через теплообмен
WГ =VГ / nГ*S2 = 18.93/3600*0.056*1 = 0.094 м/с.
Подавать горячий поток через теплообменники параллельно четырьмя потоками (nГ =4) не имеет смысла, так как в этом случае скорость потока окажется в 4 раза ниже и будет слишком мала, что может резко снизить коэффициент теплопередачи.
Свежая вода нагревается бензиновой фракцией, прошедшей, через теплообменник:
Тн = 96 0С;
Тк = 60 0С.
ТСР = (Тн+Тк )/2 = (96+60)/2 = 78 0С.
G = 472.5кг/ч.
= 1000*(0,695 – 0,00089*(96 – 20)) = 652.4 кг/м3.
V=G/ =472.5/652.4 = 0.72 м3/ч.
Плотность при 20°°С рассчитываем по средней температуре кипения фракций
0,722*(78/100)0,159 = 0,695 г/см 3.
где А и n – коэффициенты, которые для сернистых нефтей равны 0,722 и 0,159, соответственно.
+0,0035 = 0,6985 г/см 3.
Свежая вода:
массовый расход g =756.31 кг/ч
плотность 1000 кг/м 3.
температура tн = 4oC; tк =70oC
объемный расход V=g/rr= 0.7563 м3/ч.
Находим начальную и конечную энтальпию горячего потока – фр. авиакеросина:
= (1,687*96+0,0017*962)/0,69751/ 2 =212.7 кДж/кг;
= (1,687*60+0,0017*602)/0,69751/ 2 = 128.6 кДж/кг;
Количество тепла, полученное холодным потоком, составит:
QГ = G*(HН – HК) = 472.5 *(212.7 – 128.6) = 39737.25Вт/ч;
Количество тепла, отданное горячим потоком, составит:
Qх.в. = g*cв*(tк – tн) = (472.5 /3600)*4,19*10 3*(70 – 4) = 36295.88Вт/ч,