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
После отгонки бензиновой и дизельной фракций в кубе колонны остаются углеводороды с температурами кипения выше 360 оС (мазут). Тепло мазута используют для подогрева дизельной фракции и сырой нефти.
Мазута после охлаждения до температуры 80-100оС выводят с установки для использования в качестве котельного топлива.
2.4.3.1 Описание технологической схемы.
Сырая нефть поступает в буферную емкость ЕР-1 мини-установки с нефтебазы по трубопроводу. Уровень нефти в буферной емкости контролируется уровнемером.
Из буферной емкости нефть забирается насосом Р-101 и подается по трубопроводу в контур предварительного нагрева сырой нефти.
Расход сырой нефти регулируется путём изменения скорости вращения насоса, с помощью регулятора скорости, расположеного в панели управления. Скорость регулируется ступенчато 1325 л/час, 2651 л/час, 3977 л/час.
Сырая нефть проходит сначала через теплообменник Е-401, где нагревается за счет тепла дизельного топлива, выходящего из куба стриппинг-колонны V-401, затем через теплообменник Е-501, где нагревается за счет тепла мазута, выходяшего из куба дистилляционной колонны V-101. На входе в теплообменники температура нефти контролируется соответственно термометрами поз. TI-101 и TI-102. Температура нефти на выходе из теплообменника Е-501 контролируется термопарой ТЕ-103. Часть нефти после теплообменника Е-401 подается как жидкое топливо для горелки технологической печи Н-101.
Поток нефти, выходящий из теплообменника Е-501 поступает в технологическую печь Н-101 для окончательного нагрева до температуры 340-360 оС.
Температура нагрева нефти, подаваемой в дистилляционную колонну для разгонки, является одним из важнейших технологических параметров, задаваемых системе автоматического регулирования. От величины этого задаваемого параметра и его регулирования во многом зависит количество и качество отбираемых фракций нефти. Величина этого параметра может изменяться в зависимости от состава перерабатываемой нефти и необходимости получения летнего или зимнего дизельного топлива.
Температура нагрева нефти регулируется за счет изменений расхода топлива, подаваемого в горелку печи Н-101. Датчик нагрева нефти ТЕ-1 передает сигнал в программируемый логический контроллер, который управляет клапанами подачи к горелке печи Н-101 топливного газа и жидкого топлива (поз.ТV-1, поз.ТV-2). При нормальной эксплуатации весь производимый топливный газ должен сжигаться как топливо в нагревателе. Поэтому клапан ТV-1, регулирующий подачу топливного газа, обычно должен находиться в полностью открытом состоянии. Точная регулировка температуры на выходе нагревателя сырья осуществляется автоматической подстройкой скорости потока жидкого топлива. Поток воздуха в горелки нагревателя сырья, должен устанавливаться вручную с помощью клапана (33), чтобы обеспечить достаточно воздуха для полного сгорания всего подаваемого топлива. Должен иметься достаточный ресурс воздуха для работы при нормальных вариациях количества и состава обоих видов топлива. Нагреватель начнёт “дымить”, если не будет достаточно воздуха. Избыток воздуха снизит эффективность нагревателя и увеличит общую потребность в топливе. Минимальная температура нагрева нефти принята 340оС, максимальная 360оС, нормальная 350оС. При превышении температуры нагрева нефти 385оС, срабатывает сигнализация и происходит автоматическая остановка печи. Горелка Н-101 прекратит работать также при условии:
- снижении давления жидкого топлива (поз. РSL-2);
- снижении давления воздуха перед горелкой (поз. РSL-3, РSL-4, РSL-5);
- отключения электродвигателя
вентилятора подачи воздуха
- отключения электродвигателя сырьевого насоса P-101 (поз. MS-101);
- повышения температуры дымовых газов (поз. ТЕ-2)
Величины параметров, при которых происходит сигнализация об отклонении действительных параметров от заданных, а также величины параметров, при которых срабатывают блокировочные устройства, заданы программой управлния технологическим процессом и приведены в разделе 5.2.
Дистилляционная колонна V-101.
Нагретая в печи до 340-360 оС парожидкостная нефть поступает на разделение в дистилляционную колонну V-101. Колонна разделяет компоненты нефти по их температурам кипения.
Технологическим процессом предусмотрено разделение нефти на три группы нефтепродуктов:
- бензиновую фракцию, отбираемую с верха колонны Т-401;
- дизельную фракцию с пределами кипения 140-360 оС, отбираемую со средней части колонны (с 8-й тарелки);
- кубовый остаток (мазут)
с температурой кипения
Дистилляционная колонна V-101 имеет четырнадцать тарелок, пронумерованных сверху вниз. Колонна имеет несколько потоков входа и выхода нефтепродуктов.
Ввод нагретой сырой нефти в колонну осуществляется через штуцер №5 в зону мгновенного испарения, расположенную между уровнем мазута в кубе колонны и тарелкой №14.
Отвод парогазовой фазы, состоящей из паров бензиновой фракции и углеводородных газов осуществляется с верха колонны над тарелкой №1 (штуцер №1). Температура верха колонны регулируется в пределах 110-130 оС; давление 0,07 - 0,09 мПа (0,7-0,9кгс/см2).
Возврат бензиновой фракции в виде флегмы осуществляется на 1-ю тарелку (штуцер №2).
Отбор дизельной фракции, для удаления легких углеводородов в стриппинг-колонне V-401, осуществляется с 8-й тарелки дистилляционной колонны V-101 при температуре 200-230 оС, поз.TЕ-401 (штуцер №4).
Возврат паров легких углеводородов из стриппинг-колонны V-401 осуществляется под 7-ю тарелку (штуцер №3) колонны V-101.
Мазут из колонны V-101 отбирается из штуцера, расположенного в днище куба колонны и разделяется на два потока:
-часть потока мазута
направляется через ребойлер Е-402, расположенный
внутри стриппинг-колонны V-401, для нагрева
дизельной фракции с легкими углеводородами;
-оставшаяся часть мазута смешивается с потоком мазута из ребойлера Е-402 и подается в теплообменник Е-501 для нагрева сырой нефти .
Бензиновая фракция, вместе с углеводородными газами, выделившимися из нефти, в виде парогазовой фазы с верха колонны V-101 по трубопроводу направляется в аппарат воздушного охлаждения (АВО) ЕА-211, расположенный на открытой площадке установки. Здесь бензиновая фракция конденсируется и при температуре 30-50 оС (датчик поз. ТI-203) газожидкостная смесь поступает в сепаратор D11-201 (верхний аккумулятор). Температура охлажденной бензиновой фракции регулируется за счет изменения скорости вращения вентилятора аппарата воздушного охлаждения АС-401, а также за счет изменения степени открытия жалюзи.
В сепараторе D11-201 газожидкостная смесь разделяется на три фазы:
-газовую, состоящую из пропан-бутана (72%) и пентан-гексана (28%), находящихся при данной температуре частично в газовой фазе;
-жидкую углеводородную,
состоящую из низкокипящих
-жидкую водную, представляющую
собой испарившуюся и
Давление в контуре: колонна V-101®АВО ЕА-211®сепаратор D11-201 поддерживается в пределах 0,07-0,09мПа (0,7-0,9кгс/см2) с помощью клапана РСV-801, установленного на трубопроводе подачи топливного газа к горелке печи Н-101.
Давление в контуре поддерживается постоянным так же за счет стабилизации температуры продуктов, поступающих в сепаратор D11-201 из АВО ЕА-211. Температура поддерживается за счет регулирования поворота жалюзи и с помощью 3-х ступенчатого регулятора оборотов двигателя вентилятора АВО ЕА-211. Стабилизация температуры в сепараторе также важна для поддержания постоянного расхода топливного газа на горелку печи Н-101, а следовательно и постоянной температуры нагрева сырой нефти. Поступление топливного газа из сепаратора D11-201 может изменяться от температуры среды в сепараторе из-за частичного испарения пентановой и гексановой фракции.
Дистилляционная колонна
и сепаратор защищены от
Прямогонный бензин из сепаратора D11-201 поступает на всас насоса Р-201. Основное количество бензина, перекачиваемое насосом, направляется в виде флегмы в колонну V-101 для регулирования температуры верха колонны и четкого разделения бензиновой фракции. Регулирование количества флегмы, подаваемой на 1-ю тарелку колонны V-101, осуществляется клапаном ТIC-201 в зависимости от температуры верха колонны V-101 (датчик ТЕ-201). При возрастании температуры повышается количество отгоняемой фракции бензина и возрастает конечная температура кипения бензиновой фракции и, cоответственно, повышается температура вспышки дизельного топлива. При этом отбор дизельной фракции уменьшаетоя.
Балансовое количество бензина насосом Р-201 откачивается в емкости для хранения. Расход бензина измеряется расходомером поз. FE-201 и регулируется клапаном поз. LV-201 в зависимости от уровня бензина в сепараторе D11-201. При возрастании уровня бензина, клапан LV-201 открывается и насос Р-201 откачивает бензин в резервуар хранения. При снижении уровня бензина клапан прикрывается, уменьшая или совсем прекращая откачку бензина с установки. Снижение уровня ниже допустимого может привести к снижению подачи флегмы в колонну V-101 и нарушению всего технологического процесса. Превышение максимально допустимого уровня может привести к попаданию бензина в трубопровод топливного газа и резкому повышению температуры в печи Н-101 с серьезными последствиями для всего технологического режима (закоксовывание змеевика, выброс мазута в дизельную фракцию и др.). Системой управления предусмотрена сигнализация о приближении уровня бензина к нижнему и верхнему пределу (поз. LSL-201, LSH-201). Вода, выделившаяся в сепараторе D11-201 при отстаивании, собирается в специальном сборнике сепаратора и сбрасывается с установки в дренажную емкость. В сборнике дренажной воды сепаратора обеспечен уплотнитель пограничного уровня для управления скоростью потока воды из сепаратора, и таким образом поддержания уровня границы углеводороды/вода.
В период пуска или при нарушении технологического процесса некондиционный продукт можно откачать насосом Р-201 в трубопровод некондиционного продукта за пределы установки.
Насосом Р-201 бензин может подаваться в трубопровод сырой нефти перед сырьевым насосом Р-101. Это предусмотрено с целью снижения вязкости нефти в зимний период.
Дизельный контур.
Дизельная фракция (дизель) отбирается с 8-й тарелки дистилляционной колонны V-101. Температура отбора дизельной фракции контролируется по прибору поз. TЕ-401. Дизельный продукт поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны V-401, где оставшиеся низкокипящие фракции удаляются для того, чтобы повысить температуру вспышки дизеля. Скорость потока, направляемого в стриппинг-колонну, автоматически регулируется с помощью клапана TV-401 для поддержания качества дизельного продукта.
Цель дизельного стриппинга состоит в том, чтобы поднять температуру вспышки дизельного топлива за счет дополнительного испарения легких фракций нефти, выходящих из дистилляционной колонны V-101 при отборе дизельной фракции с 8-й тарелки колонны.
Чтобы удалить из дизельной фракции низкокипящие углеводороды, производят дополнительный нагрев фракции до температуры на 30 оС выше температуры отбора из колонны V-101.
Уровень жидкости на дне стриппинг-колонны V-401 поддерживается с помощью ловушки жидкости внутри колонны.
Нагрев ребойлера стриппинг-
Дизельный продукт из
куба стриппинг-колонны V-401 проходит через
теплообменник сырая нефть/
Горячий мазут забирается с куба колонны V-101 и разделяется на два потока. Основной поток мазута идет через ребойлер Е-402 для нагрева дизельной фракции в стриппинг-колонне V-401. Вторая часть мазута соединяется с основным потоком мазута после ребойлера Е-402 в регулирующем клапане TV-501, которым регулируется количество мазута проходящего через ребойлер. После регулирующего клапана мазут с температурой 230-260 оС проходит через теплобменник Е-501 , где охлаждается сырой нефтью до температуры 80-100 оС. После теплообменника Е-501 мазут направляется в сепаратор D11-501. Уровень мазута в сепараторе поддерживается регулятором уровня LV-401. Из сепаратора D11-501 товарный мазут через расходомер FE-501 выдается с установки. В период пуска или при нарушении технологического процесса некондиционный мазут можно выдать в трубопровод некондиционного продукта за пределы установки.
2.5 Технологические требования на готовую продукцию
Нефть обессоленная по показаниям качества должна удовлетворять требованиям, указанным в таблице:
Таблица 2.13 -Требования показания качества
№ |
Наименование показателей |
Норма |
Методы испытаний |
1 |
Плотность при 20 оС, кг/м3 |
830-860 |
ГОСТ 3900 |
2 |
Содержание хлористых солей, мг/л, не более |
2,0 |
ГОСТ 21534 |
3 |
Содержание воды, % (масс.) |
0,1 |
ГОСТ 2477 |