книги / Справочное пособие по теплотехнологическому оборудованию промышленных предприятий

Определив параметры 1\ и dx (точка 1), можно найти количество воздуха п, добавляемого в 1 кг продуктов сгорания:

Рис. 8.22. Построение процесса сушки с рециркуляцией дымовых газов:

Процесс сушки с рециркуляцией дымовых газов изображен на рис 8.22. Как видно из этого рисунка, продукты сгорания органического топлива, поступающие

ступающего на разбавление, характеризуется п кг воздуха на 1 кг продуктов сго­

По рис. 8.23, используя значения <?Сух=1500; W\—W2—6; W/Vx=7, находим, что .Do= 1600 мм (L6=6—8 м).

Длина барабана

г1 3 ,4 -4

= 6,67 м.

б _ я • 1 , 62

Принимаем Lo= 8 м.

10.Составляем тепловой баланс сушила для зимних условий.

Удельный расход сухого воздуха на испарение 1 кг влаги [см. формулу (5.40)]

,1000

X 4700=4670 м3/ч.

Расход тепла на подогрев воздуха в калорифере [см. формулу (5.32)] ?к=50(114,4+2,496) =5844,8 кДж/кг влаги.

Общий часовой расход тепла на испарение влаги (сушку)

Q=5844,8 - 94=0,5494 МДж/ч.

Определяем потерю тепла через ограждающую конструкцию сушила. Для су­ шил данного типа (температура сушильного агента 120— 150 °С) можно принять, что дп=200 кДж/кг исп. влаги. Подробный расчет величины qn см. в работе [116].

Составляем таблицу приходных и расходных статей теплового баланса су­ шила (см. табл. 8 .2 1 ).

164

Табл. 8. 21. Тепловой баланс сушила (зимние условия)

Определяем невязку теплового баланса:

6806,28 — 6109

1 0 0 = 10,23%.

6806,28

Как видим, невязка баланса превышает 10 %, что является основанием для вы­ полнения пересчета. Изменяем параметр сушильного агента на выходе из сушила. Принимаем <р2=13 % (вместо ср2=17 %). Находим:

£,=67,98-94=6390,2 кг/ч (1,78 кг/с);

К,=7093,12 м3/ч; 1^=6351,85 м3/ч;

Як—67,98(114,4+2,496) = 7605 кДж/кг влаги;

<3=7605 ♦94= 714 870 кДж/ч; </„=200 кДж/кг нсп. влаги.

Составляем уточненный баланс тепла для зимних условий (см. табл. 8.22). Определяем невязку баланса во втором приближении:

7946 - 7824

100= 1,54 %.

7946

Как видим, во втором приближении тепловой баланс составлен с точностью, необходимой для инженерных расчетов.

Теплоемкость материала на входе и выходе из сушила может быть найдена

165

9. ТЕПЛОТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ

9.1. Классификация и описание основных технологических схем нефтеперерабатывающего производства

9.1.1. Общие сведения

Химическая промышленность является одной из важнейших отраслей народ­ ного хозяйства. При проектировании химических предприятий особое внимание должно уделяться выбору и конструированию тепломассообменных аппаратов, так как расчет и выбор основного оборудования тесно связаны с технологией производства и рациональным использованием топливно-энергетических ресурсов.

Нефть представляет сложную смесь парафиновых, нафтеновых и аромати­ ческих углеводородов. Нефтепродукты получают в результате разделения нефти на фракции и группы. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. Первичными называются процессы разделения нефти на фракции пере­ гонкой, вторичными — процессы деструктивной (или химической) переработки.

Перегонка бывает с однократным, многократным и постепенным испарением. Примером однократного испарения является нагревание смеси и испарение неф­ ти в трубчатой печи. Исходный продукт нагревают в змеевике печи, где он час­ тично испаряется, а затем направляют в испаритель (колонну), где происходит однократное отделение образовавшихся паров от жидкости. Многократное испа­ рение состоит из повторяющихся несколько раз процессов однократного испа­ рения. Образующиеся при испарении пары отделяются в несколько ступеней. На второй ступени обрабатывается жидкая фаза, оставшаяся при отделении паров, образовавшихся на первой ступени, на третьей ступени — жидкость, оставшаяся после второй ступени разделения, и т. д.

Для четкого разделения компонентов и получения заданной концентрации применяют ректификационные колонны, в которых возможно разделение много­ компонентных смесей на отдельные составляющие.

По техническому исполнению различают процесс перегонки при атмосфер­ ном давлении, в вакууме и с использованием водяного пара. В первом случае во избежание крекинга (разложения) углеводородов перегонку нефти ведут'при температуре, не превышающей 360—380 °С. При использовании в промышленно­ сти вакуумных колонн процесс проводят при остаточном давлении 2—15 кПа, что позволяет при 410—420 °С отобрать из мазута дистилляты с температурой кипения до 500 ^С. Для увеличения отбора дистиллятов применяют перегретый водяной пар, вводя его в нижнюю часть ректификационных колонн. Это позво­ ляет снизить парциальное давление нефтяных паров. Расход водяного пара зависит от молекулярного веса отгоняемых фракций, температуры перегонки и доли отгона. На практике широко используют перегонку нефти при одновремен­ ном применении вакуума и водяного пара. *

Существует несколько вариантов технологических схем переработки. На практике применяют три: топливный, топливно-масляный и нефтехимический (комплексный). При выборе схемы проектируемого нефтеперерабатывающего за­ вода учитывают качество перерабатываемой нефти, потребность экономического района в моторных и котельных топливах, маслах, технический уровень разра­ ботки отдельных процессов.

Принципиальная поточная схема комплексной переработки нефти на совре­ менном нефтеперерабатывающем заводе представлена на рнс. 9.1. Предваритель­ но подготовленная и обезвоженная нефть поступает на комбинированные уста­ новки ЭЛОУ—АВТ для обессоливания и перегонки. По схемам прямого питания в едином комплексе сосредоточены каталитический риформинг для производства

167

Рис. 9.1. поточная схема перераооткн iieqmt.

высокооктановых бензинов, гидроочистка дизельных топлив, газофракционнрующая установка. Наличие в такой схеме процесса гидроизомеризации дизельных топлив позволяет наряду с обессериванием нормальных парафиновых углеводо­ родов проводить их изомеризацию для снижения температуры застывания. Для выработки высокооктановых бензинов в схеме служит процесс гидрокрекинга тяжелой бензиновой фракции. В схеме предусмотрена также выработка арома­ тических углеводородов. С целью подготовки сырья для пиролиза используется денормализация рафинатов. Имеется также битумное производство. Для “снаб­ жения гидрокрекинга водородом в схеме завода предусмотрено водородное про­ изводство на основе конверсии углеводородсодержащнх газов и извлечения вы­ сококонцентрированного водорода при низких температурах.

Существуют схемы, рассчитанные на более глубокую нефтехимическую пе­ реработку.

Рассмотрим подробнее отдельные этапы переработки нефти.

9.1.2.Технология процесса обессоливания

иобезвоживания

На нефтеперерабатывающие ьаводы нефть поступает с содержанием воды примерно 5 %. Количество растворенных в ней солей может доходить до не­ скольких граммов на литр. Большая часть воды находится в нефти в виде мел­ кодисперсных капелек. Есть несколько методов разрушения нефтяных эмульсий: механические (отстой, центрифугирование, фильтрация), химические (основанные на применении деэмульгаторов) и электрические. Последние два могут комбини­

роваться вместе.

Электрообессоливаиие производится на установках ЭЛОУ. Схема электро­ обессоливающей установки представлена на рис. 9.2 . Производительность уста­ новки: по сырой нефти 2 050 000 т/год, по обессоленной нефти 2 000 000 т/год; степень обезвоживания и обессоливания: для сырой нефти: Н20 2 %, солей 5000 мг/л; после первой ступени Н20 0,5 %, солей 250 мг/л; после второй ступени: Н20 0,5 %, солей 20 мг/л; расход воды (% по весу нефти) 11,5 %; расход едкого натра 0,1 %; расход водяного пара 10—20 т/ч; расход электроэнергии 682 кВт-ч.

Рис. 9.2. Схема электрообессолнвающен установки.

Сырая нефть, подлежащая обессоливанию, забирается одним из сырьевых насосов HI н подается в трубчатые теплообменники 77, где нагревается до 20— 50 °С за счет тепла уходящей с установки нефти. Из теплообменников нефть поступает в паровой трубчатый подогреватель, где происходит ее нагрев мятым паром до 70—95 °С. Затем нефть поступает в электродегидратор первой сту­ пени Э1. На линии от паровых подогревателей до электродегидратора находится смесительный клапан, в котором посредством перепада давлений устанавливается требуемая степень смешения сырой нефти с водой, нагретой до 70—95 °С, и реа­ гентом— раствором едкого натра. Смесь нефти, воды и реагентов поступает в электродегидратор, где создается электрическое поле. Регулирование равно­ мерной подачи нефти через каждую головку осуществляется дифманометрами. Отстоявшаяся в электродегидраторе вода с растворенными в ней солями (соля­ ной раствор) автоматически удаляется через смотровой фонарь Ф1.

Частично обезвоженная и обессоленная нефть из верхней части электроде­ гидратора Э1 поступает в электродегндратор второй ступени Э2. В линию нефти от Э1 до Э2 перед смесительным клапаном подается горячая вода. Работа элек­ тродегидратора второй ступени аналогична работе электродегидратора первой ступени.

С верхней части Э2 обезвоженная и обессоленная нефть, пройдя теплооб­ менники 77, при температуре около 40 °С поступает в промежуточную емкость £7, откуда насосом Н2 откачивается из установки. Вода на обе ступени обес­ соливания подается одним из насосов НЗ из линии технического водопровода. Подогрев воды производится в трубчатых подогревателях мятым водяным па­ ром. Давление и уровень воды в электродегидраторах поддерживается автома­

емкость. Отстоявшаяся нефть из Е2 поступает на вход насоса Н1 и подается на повторную переработку. Давление в электродегидраторе Э1 — 0,55 МПа, в Э2 — 0,4 МПа.

После обессоливания нефть поступает на установки первичной переработки нефти АВТ.

9.1.3. Технология первичной переработки нефти

На типовых нефтеперегонных заводах (НПЗ) единичная мощность установок АВТ достигает 6—12 млн. т в год перерабатываемой нефти. В перспективе пред­ полагается строительство еще более мощных установок. Ассортимент и количе­ ство получаемых на АВТ фракций должны обеспечивать все производства НПЗ. Для снижения затрат на транспортировку готовой продукции способ переработки нефти выбирается с учетом народнохозяйственных потребностей района, приле­ гающего к НПЗ. Наименьшее число фракций отбирается при чисто топливном варианте (бензил, керосин, дизельное топливо, вакуумный газойль — сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга и остаток, добавляемый в котель­ ное топливо или используемый как сырье установок коксования, гидрокрекинга, получения битума). Как при топливном, так и при нефтехимическом вариантах переработки нефти в схему АВТ необходимо включать вторичную перегонку бензина с получением сырья для каталитического риформинга или для выделения бензольной, толуольной и ксилольной фракций.

При переработке высококачественной нефти товарную продукцию получают непосредственно на АВТ. В этом случае соответствия свойств фракции требо­ ваниям ГОСТа добиваются путем изменения пределов отбора фракций. Однако в большинстве случаев фракции, полученные на установках АВТ, являются сырь­ ем для установок платформинга, изомеризации, гидроочистки, каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования, масляных и битумных производств. В этих случаях качество отбираемых фракций определяется межцеховыми нормами.

Таким образом, вопрос о качестве отбираемых на АВТ фракций многоварнантен и решается методом подбора в зависимости от отмеченных условий.

Технологическая схема установки должна обеспечивать получение принятого ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Схема АВТ выбирается на основании оптимальной мощности установки, целесо-

170