Как сделать итк нефти

Добавил пользователь Валентин П.
Обновлено: 04.10.2024

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2

Petroleum and its products. Method for determination of fraction composition by apparatus АРН-2

Дата введения 1986-01-01

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 25.03.85 N 792

4. ССЫЛОЧНИЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Обозначение НТД, на который дана ссылка

Номер раздела, пункта

5. Ограничение срока действия снято по протоколу N 3-93 Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (ИУС 5-6-93)

6. ИЗДАНИЕ с Изменением N 1, утвержденным в июне 1990 г. (ИУС 10-90)

Настоящий стандарт устанавливает метод определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой истинной температуры кипения (ИТК) нефти и нефтепродуктов, установления потенциального содержания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов и получения фракций нефти с целью исследования их физико-химических свойств группового и индивидуального углеводородного состава.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1. АППАРАТУРА, РЕАКТИВЫ И МАТЕРИАЛЫ

Аппарат АРН-2, рассчитанный на перегонку нефти до 450 °С - 500 °С, состоящий из технологического (черт.1) и электрического блоков, которые смонтированы в одном металлическом каркасе (черт.2).

1 - буферная емкость; 2 - манифольд; 3 - приемники; 4, 6, 19, 20, 21 - термопары; 5 - обратный холодильник; 7 - конденсатор; 8, 17 - накидные гайки; 9 - ректификационная колонка; 10, 15 - ловушки; 11, 12 - ртутные вакуумметры; 13 - дифференциальный манометр; 14 - вакуумный насос; 16 - трубка; 18 - решетка; 22 - кубик; 23 - печь; А - кран трехходовой; Б - полулунный кран; В, Г, Д, Ж, Е - краны; З - кран (зажим)

1 - амперметр на 10 А; 2 - амперметр на 5 А; 3 - сигнальная лампа для контроля включения или выключения нагрева стенок печи; 4 - потенциометр автоматический марки ПС1-08 или КСП2-027; 5-7 - автотрансфооматоры типа ЛАТР-1; 8 - розетка для нагрева электрокрючка; 9-15 - кнопки управления; 16 - лампа для подсвета ниши; 17 - розетка для включения переносной лампы или для обогрева переходной трубки от крана до приемника; 18 - сигнальная лампа для контроля включения или отключения аппарата от сети; 19, 20 - вакуумметры ртутные.

Аппарат снабжен вакуумным насосом типа ВН-461-М или пластинчато-роторным типа 2НВр-5ДМ, или любым другим, обеспечивающим остаточное давление до 1,3·10 Па (1 мм рт.ст.) в течение 16 ч непрерывной работы, а также двумя кубиками на разную загрузку (1,9 и 3,0 дм).

Ректификационная колонка диаметром 50 мм и высотой 1016 мм, обладающая погоноразделяющей способностью, соответствующей 20 теоретическим тарелкам при полном возврате орошения, имеющая электрообогрев и покрытая слоем изоляции.

Термопары, рассчитанные на температуру от 0 °С до 400 °С, которые вставляют в припаянные к колонке, кубику и головке конденсатора карманы.

Узел конденсации, предназначенный для полной конденсации паров, возврата части конденсата в виде орошения и для отбора конденсата, состоящий из конденсатора и обратного холодильника с краном для отбора дистиллята.

Электрическая печь, состоящая из двух самостоятельных секций обогрева (дно и бока), обеспечивающая нагрев нефти или нефтепродуктов до 380 °С - 400 °С.

Дифференциальный манометр, заполненный керосиновой фракцией, служащий для замера перепада давления между кубиком и верхом колонки.

Краны манифольда (А и Б) и буферная емкость, служащие для выполнения операций по обеспечению установленного вакуума в системе при смене отбираемых фракций.

Ртутный вакуумметр 11 (черт.1), служащий для замера остаточного давления паров.

Ртутный вакуумметр 12 (черт.1), служащий для замера остаточного давления в нижнем приемнике при смене фракций во время перегонки под вакуумом.

Спирт этиловый ректификованный технический по ГОСТ 18300.

Нефрасы по ТУ 38.401-67-108 или фракция прямогонного бензина, соответствующего нефрасу.

Толуол реактивный по ГОСТ 5789 или толуол нефтяной по ГОСТ 14710, или толуол каменноугольный и сланцевый по ГОСТ 9880.

Спирто-толуольная смесь 1:1.

Керосин осветительный или фракция, соответствующая этому керосину по фракционному составу для заполнения дифференциального манометра.

Смазка ЦИАТИМ-221 по ГОСТ 9433 или любая вакуумная смазка.

Цилиндр мерный вместимостью 1000 см по ГОСТ 1770.

Колбы любого исполнения типа П или Кн по ГОСТ 25336.

Ткань асбестовая или из стеклянного волокна.

Проволока нихромовая по ГОСТ 12766.1 марки Х20Н80-Н диаметром 0,5 мм.

Весы лабораторные общего назначения с пределом взвешивания 1000 в* 10000 г 3-го класса точности.

* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать "1000 и 10000 г 3-го класса точности". - Примечание изготовителя базы данных.

Разд.1. (Измененная редакция, Изм. N 1).

2. ПОДГОТОВКА К ИСПЫТАНИЮ

2.1. В отобранной пробе нефти или нефтепродукта предварительно определяют по ГОСТ 13379 массовую долю растворенного в ней газа, включая бутан, которую используют при определении потенциального содержания нефтепродуктов.

Для перегонки на аппарате АРН-2 допускается нефть, газоконденсат или нефтепродукт с содержанием воды не более 0,5% по ГОСТ 2477. При большем содержании воды нефть или нефтепродукт предварительно обезвоживают.

2.2. Подготовка аппарата

2.2.1. Колонку 9 заполняют насадкой следующим образом: на решетку 18 насыпают 150 см крупной насадки, представляющей собой спираль из нихромовой проволоки, высотой отрезка спирали (12±1) мм и диаметром витка спирали (5±1) мм. Далее по всей высоте колонки насыпают 1400 см мелкой насадки из нихромовой проволоки, высотой отрезка спирали (6±1) мм и диаметром витка спирали (3±1) мм.

Во избежание уплотнения к мелкой насадке добавляют 250-270 см крупной. Объем насадки измеряют цилиндром.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.2.2. После 25-30 перегонок в аппарате АРН-2, с учетом качества перегоняемых нефтей, но не реже одного раза в год, насадку в колонке обновляют. Для этого из колонки высыпают всю насадку, прокаливают ее в муфельной печи при температуре 500 °С - 600 °С до удаления кокса, затем охлаждают, перебирают и засыпают в колонку. В случае необходимости добавляют новую насадку, приготовленную в соответствии с п.2.2.1, на 30-40 мм ниже верха колонки.

2.2.3. Верх кубика, верх колонки и переточную трубку головки-конденсатора изолируют теплоизоляционным материалом. Переточную трубку от крана Д (черт.1) до приемника снабжают электрообогревом, для включения которого используют розетку 17 (черт.2).

2.2.4. Проверяют аппарат на герметичность. Для этого кран А (черт.3) ставят в положения 1, 3, 4; кран Б - в положения 6, 7 для соединения вакуумного насоса с атмосферой; кран Г закрывают; кран В открывают; кран Ж закрывают. Включают вакуумный насос и кран Б переводят в положения 5, 6.

После того, как остаточное давление достигнет 1,3·10-2,7·10 Па (1-2 мм рт.ст.), кран А переводят в положения 1, 2, 3, а затем кран Б переводят в положения 6, 7. Вакуумный насос останавливают.

2.2.5. Если аппарат собран герметично, остаточное давление 1,3·10-2,7·10 Па (1-2 мм рт.ст.) в системе не изменяется в течение 15-20 мин. Если аппарат не держит вакуум, его проверяют по частям для установления и устранения места течи.

2.2.6. После каждой перегонки аппарат промывают 1 дм нефраса, затем продувают воздухом.

После проведения 10-12 перегонок аппарат промывают вначале спирто-толуольной смесью, а затем нефрасом.

При работе с высокосмолистыми нефтями с содержанием асфальтосмолистых веществ более 20% и высокосернистыми нефтями с содержанием серы более 2% аппарат промывают после трех перегонок спирто-толуольной смесью, затем нефрасом и продувают воздухом.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3. ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЯ

3.1. Атмосферная перегонка

3.1.1. Перед началом перегонки все краны смазывают смазкой ЦИАТИМ-221 или другой вакуумной смазкой (необходимо следить, чтобы смазка не попала в отверстия кранов).

3.1.2. Краны манифольда ставят в следующие положения (черт.3): кран А - 1, 2, 4; кран Б - 5, 7; кран В открывают, кран Г закрывают, кран Ж и зажим З открывают.

3.1.3. В холодильник 5 узла конденсации (черт.1) пускают воду с температурой не выше 25 °С, в рубашки приемников 3 (черт.1) загружают лед.

3.1.4. Нефть или нефтепродукт в количестве 1,9 или 3,0 дмналивают в предварительно взвешенный кубик через горловину и взвешивают (черт.1). Кубик соединяют с колонкой через накидную гайку 17, которую плотно завинчивают. Трубку 16 соединяют открытым концом через накидную гайку и переходную трубку с дифференциальным манометром 13.

Целью данной курсовой работы является построение кривых ИТК, плотности и молярной массы Тевлинской (БXVI) нефти, а также кривых ИТК и линий ОИ нефтяных фракций при атмосферном и повышенном давлениях и под вакуумом.

Содержание

1. Характеристика нефти и фракций из нее…………………………………….….….…….4

2. Построение кривых ИТК, молярной массы и плотности нефти…….….…… 12

3. Определение потенциального содержания в нефти, молярной массы, плотности и средней температуры кипения для указанных фракций……….13

4. Построение кривых ИТК нефтяных фракций……………………………….……. … 14

5. Построение линий ОИ нефтяных фракций при атмосферном и

повышенном давлениях и под вакуумом……………………………………………..……16

Работа содержит 1 файл

кр 3курс.doc

Характеристика сырья для каталитического крекинга

Таблица 1.10

Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

Характеристика базовых масел Выход базовых масел,

Таблица 1.11

Разгонка (ИТК) Тевлинской нефти (Б_XVI, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций

М , мм 2 /с , мм 2 /с , мм 2 /с Температура, °С Содержание серы,

Окончание табл.1.11

М , мм 2 /с , мм 2 /с , мм 2 /с Температура, °С Содержание серы,

2. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ ИТК, ПЛОТНОСТИ И МОЛЯРНОЙ МАССЫ НЕФТИ

Для построения кривых ИТК, молярной массы (М) и плотности (ρ) вос-пользуемся данными таблицы 1.11. Кривые ИТК, молярной массы и плотности строим на листе миллиметровой бумаги формата А3 со следующей точностью: ±0,5 %мас.; ±0,002 г/см 3 и ±2°С.

Кривые ИТК дают возможность определить потенциальное содержание нефтяных фракций в данной нефти. Кроме того, кривая ИТК служит для по-строения линий однократного испарения (ОИ) нефти и кривых ИТК нефтяных фракций. Линии ОИ имеют большое значение для технологических расчетов. Так как большинство процессов переработки нефти идет в условиях однократного испарения нефтепродуктов.

Поскольку плотность, молярная масса, вязкость и другие свойства соответствуют среднему качеству нефтепродукта, кривые плотности и молярных масс строим по среднему качеству отдельных фракций. Для этого от оси абсцисс восстанавливаем перпендикуляры, соответствующие средним температурам кипения фракций, а от оси ординат проводим прямые, соответствующие значениям плотностей и молярных масс, и отмечаем точки их пересечения. Затем точки пересечения соединяем и получаем соответствующие кривые плотности, молярной массы.

На рис. 2.1 приведены кривые ИТК, молярной массы и плотности нефти.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ В НЕФТИ, МОЛЯРНОЙ МАССЫ, ПЛОТНОСТИ И СРЕДНЕЙ ТЕМПЕРАТУРЫ КИПЕНИЯ ФРАКЦИЙ.

Характеристика фракций нефти

Фракция, °С	Выход, %мас.	М	t_кип. средн., °С
120-180	10,3	0,774	130	150
180-230	9,1	0,811	163	205
230-290	11,0	0,841	199	257
290-350	11,2	0,864	254	317

4. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ ИТК НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ.

Для построения кривых ИТК фракций используем кривую ИТК нефти (рис. 2.1). Для этого на кривой ИТК нефти выделяем участки, соответствующие фракциям, для которых необходимо построить кривые ИТК. Затем каждую соответствующую фракцию разбиваем на 7-10 узких фракций с пределами выкипания 5-10°С и по кривой ИТК нефти определяем их выход в расчете на нефть и заносим в таблицу, пересчитываем в расчете на фракцию и определяем их суммарный выход (см. табл. 4.1-4.4). На основании данных по суммарному выходу узких фракций строим кривые ИТК фракций (см. рис. 4.1-4.4)

∆π – гидравлическое сопротивление тарелки, МПа, принимает из справочных данных равным 0,0008 МПа.
π_верх = 0,33 – 11*0,0008 = 0,32 МПа
3 Определение температурного режима колонны КАНПЗ.

ИТК нефти на основании данных разгонки нефти

Определяем по кривой ИТК нефти температуры выкипания 10%, 50%, 70%

Угол наклона кривой ИТК нефти по формуле

где t_70% , t_10% - температура выкипания 70%, 10% отгонка по ИТК.

Определяем по графику Обрядчикова и Смидович

0 % отгона по ОИ соответствует 4 %

100% отгона по ОИ соответствует 82 %

ОИ нефти по 0,1 МПа

Температура, которая соответствует точке пересечения ИТК и ОИ при 0,1 МПа

Определение по графику кокса температуру при заданном давлении в питательной секции

π = 0, 33 МПа ( 2476 мм. рт. ст. )

Определение долю отгона е , при температуре ввода 230 o C и давлении 0,33 МПа

ИТК фракции (н.к. – 85) o C

t_70% = 70 o C
Определение угла наклона кривой ИТК фракции (н.к. – 85) o C по формуле

где t_70% , t_10% - температура выкипания 10%, 70% отгонка по ИТК.

Определение по графику Обрядчикова и Смидович

0 % отгона по ОИ соответствует 31 %

100% отгона по ОИ соответствует 58 %

ОИ фракции (н.к. – 85) o C при 0,1 МПа

Температура, которая соответствует точке пересечения кривой ИТК и ОИ при 0,1 МПа

Парциальное давление верха колонны р_верх , МПа, по формуле

где - давление верха колонны КАНПЗ, МПа;

G_б - массовый расход фракции ( н.к. – 85) o C, кг/с;

G_г - массовый расход углеводородного газа, кг/с ;

М_б - молекулярная масса фракции (н.к. – 85) o C ;

М_г - молекулярная масса углеводородного газа .

Массовый расход острого орошения G_o_._op_. , кг/с, по формуле

где G_б - массовый расход фракции ( н.к. – 85) o C, кг/с;

N - флегмовое число, принимаем 2 .

Молекулярная массу фракции (н.к. – 85) o C, М_б , по формуле Войнова

где t_cp - средняя температура кипения фракции (н.к. – 85) , o C .

Средняя температуру кипения фракции (н.к-85) o C, по формуле

где t_н.к. t_к.к. - температура начала и конца кипения фракции (н.к-85), o C .

М_б = 60 + 0,3*56,5 + 0,001*56,5 2 = 80,14

По графику Кокса температуру при парциальном давлении верха колонны КАНПЗ = 1950 мм.рт.ст. t_верх = 98

4. Тепловой баланс колонны КАНПЗ

Приход тепла с паровой частью сырья Q₁, кВт, по формуле

где G – массовый расход обессоленной и обезвоженной нефти, кг/с;

I_t_н– энтальпия паров обессоленной и обезвоженной нефти при температуре ввода сырья, кДж/кг;

Относительная плотность нефти по формуле

где - относительная плотность нефти;

α – поправочный коэффициент

= 0,865 + 5 * 0,000686 = 0,868

Энтальпию нефти и отдельных фракций I (i), кДж/кг, по формуле

Δ – разность плотностей

Энтальпию паров обессоленной и обезвоженной нефти I_t_н, кДж/кг

∆ = (0,900 – 0,868)*1000 = 32

I₅₀₃ = = 773,46 кДж/кг

Q₁ = 149,33*773,46*0,23 = 26565,18 кВт
Приход тепла с жидкой частью сырья Q₂, кВт, по формуле
Q₂ = G ∙ i_t_н (1-е),
где G – массовый расход обессоленной и обезвоженной нефти, кг/с;

i_t_н – энтальпия обессоленной и обезвоженной нефти при температуре ввода сырья, кДж/кг;

Энтальпию жидкой обессоленной и обезвоженной нефти i _t_н, кДж/кг

I₅₀₃ = = 512,99 кДж/кг

Q₂ = 122,18*512,99*0,77 = 48261,38 кВт

Приход тепла с острым орошением Q_о.ор, кВт, по формуле

где G_о.ор массовый расход острого орошения, кг/с;

i _t _о.ор – энтальпия острого орошения, принимаем температуру острого орошения 40 0 С,кДж/кг.

Относительная плотность фракции (нк-85) 0 С по формуле

где - относительная плотность фракции (нк-85) 0 С (= 0,700);

α – поправочный коэффициент.

= 0,700 + 5*0,000897 = 0,704

Энтальпию острого орошения i _t _о.ор, кДж/кг

∆ = (0,750 – 0,704) * 1000 = 46

i₃₁₃ = 83,67 кДж/кг

Q_о.ор = 15,04 * 83,67= 1258,39 кВт

Общий приход тепла в колонну Q_прих, кВт, по формуле

Q_прих= 26565,18 + 48261,38 + 1258,39 = 76084,95 кВт

Расход тепла с дистиллятом Q₃, кВт, по формуле

где G_б – массовый расход бензиновой фракции (нк-85) 0 С,кг/с;

I_t_Д - энтальпия фракции (нк-85) 0 С при температуре верха колонны К-1, кДж/кг.

Энтальпия фракции (нк-85) 0 С I_t_Д, кДж/кг

I₃₇₁ = = 548,97 кДж/кг

Q₃ = 7,52 * 548,97 = 4128,25 кВт

Расход тепла с углеводородным газом Q₄, кВт, по формуле

где G_у/г- массовый расход углеводородного газа, кг/с;

I_у/г - энтальпия углеводородного газа при температуре верха колонны К-1, кДж/кг.

Читайте также: