Первичная переработка нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Теоретические основы первичной переработки нефти

1.1 Физические основы подготовки и первичной переработки нефти

1.2 Первичная переработка нефти

1.3 Классификация ректификационных колонн

2. Характеристика перерабатываемой нефти

3. Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти.

4. Характеристика получаемых продуктов

5. Технологический расчет установки.

5.1 Материальный баланс установки.

5.2 Расчет отбензинивающей колонны.

5.3 Расчет сложной ректификационной колонны.

5.4 Расчет теплообменной аппаратуры.

5.4.1 Расчет теплообменника.

5.4.2 Расчет холодильника.

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Различные виды горючих ископаемых (природных энергоносителей) -- угли, нефть и природный газ -- известны человечеству с доисторических времен. Археологическими раскопками установлено, что на берегу Евфрата нефть добывалась за 6-- 4 тыс. лет до н.э. Использовалась она для различных целей, в т.ч. и в качестве лекарства. Еще строители Вавилонской башни, Великой Китайской стены использовали для скрепления кирпичей между собой "земляную смолу". Применялся асфальт и при сооружении висячих садов Семирамиды, и при строительстве древнейших дамб на реке Евфрат. Нефть являлась составной частью зажигательного средства, вошедшего в историю под названием "греческого огня". У народов, населявших южные берега Каспийского моря, нефть издавна применялась для освещения жилищ. Об этом свидетельствует, в частности, древнеримский историк Плутарх, описавший походы Александра Македонского. Упоминания о нефти встречаются в средние века у писателей Ближнего и Среднего Востока, Средней Азии и Западной Европы. Состояние бакинского нефтяного промысла в XIII веке записано Марко Поло. Он указывает, что бакинская нефть применялась для освещения и в качестве лекарства от кожных болезней. В центральные районы России в XVI --XVII веках нефть привозилась из Баку. Ее применяли в медицине, живописи в качестве растворителя при изготовлении красок, а также в военном деле для изготовления гранат, не гасимых ветром свечей и "светлых" ядер для "огнестрельных потешных стрельб".

Нефтяная промышленность. По разведанным запасам нефти Россия входит в число ведущих нефтедобывающих стран мира. В ее недрах сосредоточено 12-13% мировых запасов нефти.

История развития нефтедобывающей промышленности в России характеризуется периодами роста и падения основных показателей. Максимальный уровень добычи нефти в России был достигнут в 1987-1988 гг. (более 560 млн. т.) за счет начала разработки главной нефтяной базы страны ? Среднего Приобья в Западной Сибири. Впоследствии, с распадом СССР, произошло резкое снижение добычи, т.к. Россия потеряла доступ ко многим месторождениям. К началу XXI в. добыча стабилизировалась на уровне чуть более 300 млн. т. в год, а в 2005 г. в силу благоприятной ценовой конъюнктуры выросла до 460 млн. т. В соответствии с прогнозируемым социально-экономическим развитием страны добыча нефти для удовлетворения внутренних потребностей и экспортных поставок к 2020 г. должна составить 450 млн. т в год.

Действующей и довольно перспективной является Тимано-Печорская нефтегазовая провинция (2,5% российской добычи), где эксплуатируется крупнейшее месторождение Усинское. Добыча здесь осуществляется дорогим шахтным способом, причем качественные параметры нефти характеризуются большим наличием тяжелых фракций. Перспективным районом добычи нефти является также Дальний Восток, где особенно выделяется остров Сахалин. В разработке месторождений активное участие принимают иностранные инвесторы.

Добычей нефти в настоящее время занимаются главным образом российские нефтяные компании: «Лукойл», «Татнефть», ТНК, «Сибнефть», «Сургутнефтегаз», ЮКОС. Они же являются экспортными лидерами. Общий объем поставок нефти «Лукойл», ЮКОС, «Сургутнефтегаз» и ТНК составил в 2001 г. 53,6% всего российского экспорта. Эти компании диктуют на внутреннем рынке высокие цены на нефть и определяют взаимоотношения России с другими нефтедобывающими странами, в основном с ОПЕК.

Особая роль в развитии и размещении нефтяной промышленности принадлежит трубопроводному транспорту. Он признан наиболее дешевым и эффективным средством доставки нефти. Главным направлением магистральных нефтепроводов является направление из Западной Сибири в Центральную Россию, а также в Европу через страны СНГ (Украину и Беларусь).

Работу трубопроводного транспорта осуществляет компания «Транснефть», контролирующая перекачку нефти не только по России, но и за ее пределы. Эта компания, по сути, государственная монополия и крупнейшая в мире компания по транспортировке нефти.

Она представляет собой государственный холдинг, объединяющий 20 дочерних предприятий, занимающихся перекачкой нефти, диагностикой, строительством, ремонтно-восстановительными, научно-исследовательскими, проектно-конструкторскими и другими работами. Протяженность системы магистральных нефтепроводов компании, составляет 47,3 тыс. км. В ее состав входят 393 нефтеперекачивающие станции с резервуарным парком общей емкостью 12,8 млн. м3. По магистральным нефтепроводам «Транснефти» транспортируется практически вся добываемая в России нефть.

Для России с ее природно-климатическими и территориально-географическими особенностями большое значение имеют выработка и реализация региональной энергетической политики. Ее основополагающим моментом является сохранение роли государства в качестве гаранта энергетической безопасности регионов страны. В соответствии с энергетической стратегией России в первую очередь предполагается осуществить реконструкцию энергетических мощностей с целью предотвращения «отложенного» кризиса, назревающего из-за растущей изношенности оборудования. С целью надежного удовлетворения потребностей экономики страны в ТЭР, повышения эффективности функционирования и развития энергетической промышленности необходимо осуществление долгосрочных государственных реформ, предусматривающих:

* повышение надежности энергоснабжения экономики и населения страны;

* сохранение целостности и развитие единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

* повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития энергетики на базе новых современных технологий;

* снижение вредного воздействия отрасли на окружающую среду.

* совершенствование форм организации и участия государства в управлении энергетической отраслью, максимальную регламентацию мер государственного регулирования и повышение их эффективности.

Для достижения оптимального топливно-энергетического баланса страны в нашей стране планируются следующие задачи в области энергообеспечения национального хозяйства и развития отраслей ТЭК:

* увеличение производства первичных ТЭР до 1700-1820 млн. т. у. т. в 2010 г.;

* рост выработки электроэнергии до 1015-1070 млрд. кВт-ч в 2010 г.;

* увеличение добычи нефти до 445-490 млн. т в 2010 г.;

* увеличение добычи газа до 635-665 млрд. мЗ в 2010 г.;

* рост добычи угля до 310-330 млн. т в 2010 г.

1. Теоретические основы первичной переработки нефти

В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти проводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться нефть делили на 3 вида в зависимости от плотности: легкие, средние, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация. По этой классификации в зависимости от содержания серы в нефти и светлых нефтепродуктов (бензиновая, керосиновая, дизельная фракции) нефть делят на 3 класса: малосернистые, сернистые, высокосернистые. В зависимости от выхода фракций, выкипающих до 350 єС нефть делят на 3 типа. В зависимости от суммарного содержания базовых дистиллятных и остаточных масел, нефть классифицируют на 4 группы. В зависимости от индекса вязкости масла (вязкостно-температурные характеристики) классифицируют на 4 подгруппы. По содержанию в нефти парафинов нефть классифицируют на 3 вида. На основе технологической классификации определяется наиболее оптимальный вариант переработки нефти.

1.1 Физические основы подготовки и первичной переработки нефти

Подготовка нефти к переработке

В нефти, добываемой из недр земли, содержатся вредные примеси, которые затрудняют транспортировку и ухудшают переработку нефти, вследствие чего перед переработкой нефть необходимо подготовить. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отлаганию их в трубопроводах, снижая их проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Наличие воды в нефти, поступающей на переработку, приводит к повышению давления в змеевиках печей и теплообменников, за счет перехода воды в паровую фазу при нагревании. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л.

Нефтяные эмульсии

Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, - дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть - вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», т.е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению).

Способы разрушения нефтяных эмульсий

Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием и укрупнением и осаждением частиц дисперсной среды.

Разработан ряд методов разрушения нефтяных эмульсий, которые делятся на 4 гр.:

1.Механический метод разрушения нефтяных эмульсий. К ним относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование.

Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, в этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей 2-х сред (частицы воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяется на нефтепромыслах в местах добычи нефти.

Центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет ее вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Этот метод не нашел применение в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях.

Фильтрование основано на различной смачиваемости фильтра некоторыми жидкостями. Для разрушения нефтяных эмульсий в качестве фильтра можно использовать опилки древесины, стекловату. В этом случае фильтр смачивается водой и не смачивается нефть. Но из-за быстрого загрязнения фильтра и необходимости его частой смены, метод также применяется только в лабораторных условиях;

2.Термический метод - основан на нагревании нефтяных эмульсий. При этом частицы дисперсной фазы расширяются или адсорбционная пленка лопается, что приводит к слиянию частиц;

3.Химический метод - основан на применении химических реагентов, которые либо разрушают адсорбционный слой, вступая с ним в химическую реакцию, либо вытесняют действующий эмульгатор и становятся на его место, но имеют плотность, меньшую плотности адсорбционной пленки. Эти вещества называются деэмульгаторами

На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые деэмульгаторы. Последние более предпочтительны, поскольку:

-они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью, в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды;

-их расход практически не зависит от обводненной нефти;

-оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и их “старение”;

-обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами;

-являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой застывания и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки.

В качестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропиловый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных соотношениях.

К современным деэмульгаторам предъявляются следующие основные требования:

-они должны обладать максимально высокой деэмульгирующей активностью, быть биологически легко разлагаемы (если водорастворимые), нетоксичными, дешевыми, доступными;

-не должны обладать бактерицидной активностью (от которой зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и корродировать металлы.

4.Электрический метод - основан на помещении нефтяных эмульсий в поле электрического тока. В этом случае частицы воды начинают вытягиваться одним концом то к одному, то к другому полюсу (электроду). При смене полюсов они как будто дрожат. При этом происходит столкновение и слияние частиц воды. Разрушение нефтяных эмульсий под действием электрического поля происходит в аппаратах - электродегидраторах.

Разрушение нефтяных эмульсий в электродегидраторах происходит в трех зонах: первая зона - это зона отстаивания воды с деэмульгатором. Эмульсия из маточника попадает в слой воды, в результате чего происходит отделение от эмульсии наиболее крупных капель. Затем, эмульсия, поднимаясь вверх, попадает во вторую зону, в зону слабого электрического поля. Она расположена между уровнем воды и нижним электродом. В этой зоне происходит отделение от нефти по размеру средних капель воды, что позволяет разгрузить третью зону, расположенную между электродами. В этой зоне наиболее сильное электрическое поле, под действием которого происходит отделение от нефти самых мелких капель воды (рис. 1).

Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти (60-150°С) в зависимости от ее плотности, вязкостно температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в результате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.



Описание принципиальной технологической схемы ЭЛОУ.

Разрушение нефтяных эмульсий происходит на блоках ЭЛОУ, которые могут входить в состав установки АВТ или являться отдельными установками. Поступающая на установку нефть нагревается сначала (на установке) в теплообменнике, а затем в пароподогревателе до температуры 150-160 єС, сливается с щелочью и поступает в электродегидратор первой ступени. В Э-1 происходит отделение от нефти основной массы воды и солей. Вода выводится снизу электродегидратора, а сверху вводится частично очищенная нефть. Она вновь смешивается со щелочью и деэмульгатором и поступает в электродегидратор второй ступени. В Э-2 происходит полное отделение от нефти воды и солей. Вода выводится снизу Э-2, поступает на смещение с нефтью перед Э-1. Сверху Э-2 выводится очищенная нефть, которая в теплообменнике Т-1 отдает тепло поступающей нефти и выводится с установки. Число степени электродегидрации зависит от степени обводненности нефти и может достигать до четырех. На установке ЭЛОУ применяются все четыре способа разрушения нефтяных эмульсий (рис. 2).

1.2 Первичная переработка нефти

переработка нефть ректификационный колонна

Общие сведения о перегонки и ректификации нефти.

Перегонка (дистилляция) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы - остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией - наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах - ректификационных колоннах - путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

Перегонка нефти в присутствии испаряющего агента

Одним из методов повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти является ввод в нижнюю часть ректификационной колонны испаряющего агента. В качестве такового можно применять водяной пар, инертный газ (азот, двуокись углерода, нефтяной газ), пары бензина, лигроина или керосина.

Наиболее широко в качестве испаряющего агента при перегонке нефти применяют водяной пар. В его присутствии в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно, их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10--20° С. Рекомендуется применять перегретый водяной пар и вводить его в колонну с температурой,

Равной температуре подаваемого сырья или несколько выше. Обычно отработанный после паровых насосов и турбин водяной пар под давлением 2--3 am перегревают в змеевиках трубчатой печи и вводят в колонну с температурой 350--450° С.

Замена водяного пара инертным газом могла бы привести к большой экономии тепла, затрачиваемого на производство водяного пара, и к снижению расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, так как, сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов паро-газовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности полного извлечения отгоняемого нефтепродукта из газового потока.

В промышленности применяют различные испаряющие агенты, но чаще всего водяной пар, который подают вниз ректификационных колонн, работающих при атмосферном давлении и в вакууме.

Перегонка нефти в вакууме

Перегонку нефти на промышленных установках непрерывного действия осуществляют при температуре не выше 370° С, так как при более высокой температуре начинается разложение углеводородов -- крекинг. В данном случае крекинг нежелателен, так как при этом образуются непредельные углеводороды, которые резко снижают качество нефтепродуктов.

В результате атмосферной перегонки нефти при 350--370° С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистиллятов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410--420° С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500° С (в пересчете на атмосферное давление). Конечно, нагрев мазута до 420° С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляты затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистиллятов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и т. д.

Чтобы увеличить отбор дистиллятов из мазутов, в вакуумную колонну подают перегретый водяной пар или перегоняют полученный остаток (гудрон) с испаряющим агентом -- лигроино-керосиновой фракцией.

1.3 Классификация ректификационных колонн

Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5м), высоты (от 10-12 до 30-35м). Изготовляется она из специальной марки стали и оснащена специальными контактными устройствами.

Все ректификационные колонны делят по нескольким признакам:

1.по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом;

2.по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны.

3.по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта - верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны;

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) - выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток - нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта.

Рис.3. Простая ректификационная колонна



Рис.4. Сложная ректификационная колонна

Блок атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количеством растворенных газов (до 1,2% по С4 включительно), относительно невысоким содержанием бензина (12-15%) и выходом фракций до 350 °С не более 45% энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках (блоках) АТ по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяют на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток - меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3%) отбор светлых, по сравнению с двухколонной схемой, требуют более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2%) и бензиновых фракций (до 20-30%) и фракций до 350 °С (50-60%) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50-60% бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность.

Недостатками двухколонной АТ является более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т.д.

Блок вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6

Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута топливного профиля - получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350-500°С), используя как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях - термического крекинга с получением дистиллятного крекинг-остатка, направляемого далее на коксование с цель получения высококачественных нефтяных коксов.

В процессах вакуумной перегонки, помимо проблемы уноса жидкости, усиленное внимание уделяется обеспечению благоприятных условий для максимального отбора целевого продукта без заметного его разложения. Многолетним опытом эксплуатации промышленных установок ВТ установлено, что нагрев мазута в печи выше 420-425°С вызывает интенсивное образование газов разложения, закоксование и прогар труб печи, осмоление вакуумного газойля.

В процессах вакуумной перегонки мазута по топливному варианту преимущественно используют схему однократного испарения, применяя одну сложную ректификационную колонну с выводом дистиллятных фракций через отпарные колонны или без них. При использовании отпарных колонн по высоте основной вакуумной колонны организуют несколько циркуляционных орошений.

Контактные устройства

Контактными называют внутренние устройства колонны, на которых происходит контакт паровой и жидкой фаз, в результате которого реализуется процесс тепло- и массообмена и в итоге процесс ректификационного разделения сложной смеси.

В зависимости от способа организации этого контакта устройства делятся на две большие группы- насадки и тарелки.

Насадки представляют собой ячейки, заполняющие объем колонны на определенной высоте и имеющие развитую внешнюю поверхность в единице объема колонны.

В зависимости от того, как располагаются ячейки насадки в объеме колонны, насадки бывают нерегулярные и регулярные.

Нерегулярными считаются насадки, элементы которых засыпаются в колонну на определенную высоту и располагаются в ней хаотично.

Существует большое количество нерегулярных насадок: насадки кольцевого типа, их изготавливают из фарфора, керамики или нержавеющей стали; насадки из проволочных пружин, седловидные насадки, кольца Рашига, Лессинга.

рис. 5. Кольца Рашига и Лессинга.

К регулярным относятся насадки, расположение элементов которых в объеме колонны подчинено определенному геометрическому порядку, создающему упорядоченные каналы для прохода паров. К ним относятся плоскопараллельные насадки, насадки Зульцера, Гудлоу.

Тарелки представляют собой такой тип контактного устройства, на котором контакт ( и соответственно тепло - и массообмен ) пара и жидкости осуществляется в барботажном струйном или вихревом режиме.

Конструкций ректификационных тарелок, так же как и насадок, очень много. Простейшее из них - решетчатая провальная тарелка.

Рис.6. Решетчатая провальная тарелка.

1. корпус колонны

2. основание тарелки

3. отверстие для прохода паров.

Полотно которое имеет геометрический упорядоченные ряды щелей, через которые вверх проходит пар, барбатируя через слой жидкости на тарелке, и через которв\ые часть избыточной жидкости стекает на ниже лежащую тарелку.

Ситчатые тарелки это тарелки с отверстиями ( 3-12 мм ) и расстояние между отверстиями в 3,5 - 4 раза больше их отверстий.

Слой жидкости высотой 25-30 мм удерживается на тарелках восходящем потоком паров, которые переходят через отверстия и барботируют через слой жидкости. Избыток флегмы перетекает вниз по сливным стаканам, а если сливные стаканы отсутствуют, то жидкость перетекает на ниже лежащую тарелку.

Недостатками ситчатых тарелок являются высокое гидравлическое сопротивление и возможное закупоривание отверстий сетки продуктами коррозии. Помимо этого ситчатые тарелки чувствительны к колебаниям режимов колонны: снижение скорости паров может привести к снижению уровня флегмы вплоть до ее «осушения», таким образом нарушив контакт.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.7. Ситчатые тарелки.

1. уровень жидкости на тарелке

2. отверстие тарелки

3. сливной стакан

4. стенки колонны.

Тарелки с S-образными элементами.

Их штампуют из листовой стали с прорезями для прохода паров только с одной стороны. При сборке образуется ряд продольно расположенных и чередующихся колпачков. На тарелке поддерживается определенный слой флегмы, а ее избыток перетекает вниз через сливные стаканы. Тарелки из s-образных элементов нашли большое распространение во всех колоннах АВТ, кроме вакуумных ( из-за повышенного гидравлического сопротивления ), благодаря малой металлоемкости, по простоте изготовления и монтажа.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 8-Тарелка c S- образными элементами.

1. колпачок

2. сливной стакан

3. стенка колонны.

2. Характеристика перерабатываемой нефти

Исходная нефть, для первичной переработки которой проектируется установка, указывается в задании на курсовое проектирование. Физико-химические свойства заданной нефти принимаем либо по справочным данным, либо из научно-технических отчетов организаций, выполнявших исследование данной нефти.

Все сведения сводим в следующие таблицы:

- общие свойства нефти;

- потенциальное содержание фракций в нефти;

- свойства, определяющие шифр нефти.

Таблица 1.

Общие свойства Твердиловской нефти.

Наименование	Значение
1	2
Плотность,	0,8322
Температура застывания,	-8
Температура вспышки,	-
Коксуемость, % масс.	2,09
Содержание, % масс.:
- смол силикагелевых	12,98
- асфальтенов	0,93
- парафина	4,8
- серы	1,72
-азота	00,8
Кислотное число, мг/г	0,05
Фракционный состав по ГОСТ 2177-82

Таблица 2.

«Потенциальное содержание фракций в нефти»

Отгоняется до температуры,	Нефть	Отгоняется до температуры,	нефть
28 (газ до С4) 60 62 70 80 85 90 95 100 105 110 120 122 130 140 145 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240	8,5 9,2 10,0 11,0 12,2 12,8 13,4 14,0 14,8 15,6 17,0 18,5 18,8 20,04 21,2 22,0 24,0 25,6 27,8 29,2 31,2 32,8 34,6 36,4 38,0	250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500 остаток	39,6 41,2 42,8 44,6 46,2 48,0 36,0 50,8 52,4 53,8 55,2 55,6 58,0 59,6 60,08 62,4 64,0 65.2 66,6 68,0 69,2 70,6 72,0 74,0 75,7 7,4 21,6

Таблица 3.

Свойства, определяющие шифр Твердиловской нефти .

Наименование	Значение
1	2
1. Содержание серы, % масс. - в нефти - в бензине (н.к.-120) - в реактивном топливе (120-240) - в дизельном топливе (240-350)	1,72 0,36 - 0,48
Класс нефти:	2
2. Содержание фракций, выкипающих до 350С, % масс.	55,2
Тип нефти:	1
3. Суммарное содержание базовых масел, % масс. - на нефть - на мазут	9,5 16,7
Группа нефти:	4
4. Индекс вязкости базовых масел:	83
Подгруппа нефти:	4
5. Содержание парафина в нефти, % масс.	3,73
6. Температура, - начала кристаллизации авиакеросина - застывания дизельного топлива - застывание базовых масел маловязкого средневязкого высоковязкого	-39 -40 -33 -27
Вид нефти:	2
Шифр нефти:	3-3-4-4-2

Топливный вариант.

3. Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти

Классификация установок первичной переработки нефти

Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350 ) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки.

При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов.

I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций.

Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества.

1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок - отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 єС, с мазутом (рис. 4).

2. При двухкратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 єС), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте (рис. 5).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 10. Схема установки с двухкратным испарением (предварительным отбензиниванием)

3. Разновидностью блока АТ с двухкратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, т.е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т.к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

II. Вакуумная трубчатка (ВТ). Этот блок предназначен для перегонки мазута. В зависимости от варианта переработки нефти от мазута отбирают вакуумный газойль (350-500 ) - топливный вариант или масленые дистилляты (350-400, 400-450, 450-500 ) - топливно-масляный вариант. При отборе от мазута вакуумного газойля применяют схему с ОИ, т.е. мазут после нагрева в печи поступает в вакуумную колонну, где от него отбирается вакуумный газойль, а снизу колонны выводится гудрон (рис. 12).

В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350-500 и 350-520 єС), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше (рис. 8).

В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить:

а) протяженность трубопроводов;

б) число промежуточных емкостей;

в) эксплуатационные затраты;

г) количество обслуживаемого персонала.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/



Описание технологической схемы АВТ

Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180-200 °с, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °с. Далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе - холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 °с и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 °с во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары - разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20-40 °с в холодильнике погружного типа и выводится с установки.

4. Характеристика получаемых продуктов

Выбранный вариант переработки нефти и технологической схемы установки определяем ассортимент продуктов перегонки.

Характеристика качества этих продуктов приводится на основании справочных данных по соответствующей нефти.

Показатели физико-химических свойств фракций приводятся по следующей форме.

Бензиновые фракции.

Справочные данные по бензинам включают физико-химические свойства нескольких бензиновых фракций. На основании варианта перегонки нефти и схемы установки необходимо охарактеризовать качество получаемых на проектируемой установке бензиновых фракций и их последующее использование на НПЗ (сырье каталитического реформинга и изомеризации, компонент низкооктановых бензинов и т.д.).

Таблица 4-Характеристика бензиновых фракций.

Показатели	Фракция,
	НК-85	62-85	85-180	НК-120	НК-140	НК-180
1	2	3	4	5	6	7
Выход на нефть, % масс. Плотность, Фракционный состав по ГОСТ 2177-88, НК 10% 50% 90%	- 0,6680 36 46 62 83		15,4 0,7450	0,7040 47 56 84 100	0,7260 51 64 96 128	0,7450 58 74 119 163
Содержание серы, % масс. В том числе меркоптановой Октановое число Кислотность,мг КОН/100мл	0,0 0,0		0,29	0,0	0,0 -	0,019 -

Керосиновые фракции.

В зависимости от класса и вида нефти, а также группового углеводородного состава ее фракций, выкипающих от 120-180, возможно получение одного из 3-х продуктов: авиакеросина, осветительного керосина или компонента зимнего (арктического) дизельного топлива. Соответственно для нефти, на переработку которой проектируется установка, приводятся показатели качества одного из 3-х продуктов (соответственно фракции 120-230, 150-280, 140-300).

Таблица 5.

Характеристика керосиновых фракций.

Показатели	Фракция,
	120-230	150-280
1	2	3
Плотность,	0,7760	0,8000
Фракционный состав по ГОСТ 2177-82
Вязкость кинематическая, мм2/с при 20 при 40	1,37 5,32	- -
Низшая теплота сгорания, кДж/кг	10268	-
Высота некоптящего пламени, мм	-	-
Температура, -помутнения ( для дизтоплива) - начала кристаллизации (для авиакеросина)	-60	-41 -
Кислотность мгКОН/100мл	0,120	0,49
Содержание, % масс. - ароматических углеводородов - серы общей - серы меркоптановой	0,36 0,120	0,57 -

Дизельные фракции.

Дизельная фракция может использоваться в качестве (в зависимости от схемы перегонки нефти):

- компонентом дизельного топлива «зимнего»;

- компонентом дизельного топлива «летнего».

Соответственно приводят свойства для одной из фракций (240-350, 140-320, 180-350) и обосновывают дальнейшее использование продукта.

Таблица 6.

Характеристика дизельной фракции.

Показатели	Фракция,
	240-350	180-350
1	2	3
Плотность,	0,8492	0,8370
Фракционный состав по ГОСТ 2177-82
Вязкость кинематическая при 20, мм2/с
Температура, С - вспышки - помутнения - застывания	115 -10	100 -17
Цетановое число	59	52
Кислотность мгКОН/100мл	3,6	5,90
Коксуемость, % масс.	-	-

Вакуумные дистилляты.

Это обычно фракция 350-500 (реже 350-540). Характеристику его качества приводят в соответствии с требованиями для сырья каталитического крекинга.

Таблица 7.

Характеристика вакуумного газойля.

Показатели	Фракция
1	2
Плотность,
Фракционный состав
Вязкость кинематическая, мм2/с при 50 при 100
Температура застывания,
Содержание, % масс. - серы - азота
Коксуемость, % масс.
Содержание смол, % масс.
Содержание мг/кг - ванадия - никеля

Масляные дистилляты.

Обычно отбирают два масляных дистиллята 350-420 и 420-490.

Таблица 8.

Характеристика масляных дистиллятов.

Показатели	Фракция,
	350-420	420-490
1	2	3
Плотность,	0,8980	0,9185
Вязкость кинематическая, мм2/с - при 50 - при 100	13,80 3,83	48,60 8,64
Температура застывания,	-23	-18
Показатель преломления,	-	-
Содержание, % масс. - серы - парафина	- -	- -

Гудрон.

Гудрон используют в качестве сырья для различных термодеструктивных процессов, получения битума или как компонент котельного топлива. В масленом варианте переработки мазута гудрон - сырье для производства остаточных масел.

Таблица 9.

Характеристика гудрона.

Показатели	Гудрон
1	2
Плотность,	0,9450
Условная вязкость - при 80 - при 100	12,25 5,4
Температура застывания,	34
Содержание серы, % масс.	3,58
Коксуемость, % масс.	8,7
Содержание, мг/кг - ванадия - никеля	- -

5. Технологический расчет установки

В этом разделе проекта составляется материальный баланс установки и выполняется технологический расчет основных аппаратов: ректификационных колон, трубчатой печи, теплообменника, холодильника.

5.1 Материальный баланс установки

Материальный баланс любой установки может быть составлен одним из трех методов:

- по исследовательским данным, полученным непосредственно на промышленной, полупромышленной, пилотной или лабораторной установке для заданного сырья;

- по эмпирическим формулам, графика, номограммам;

- по литературным данным.

При выполнении курсового проекта наиболее приемлем последний метод, т.е. составление материального баланса по литературным и справочным данным [2].

Материальный баланс АВТ составляют определением выхода фракций из нефти. Для упрощения в курсовых проектах выход фракции можно определить по началу и концу кипения непосредственно по кривой ИТК или в таблице потенциального содержания фракций. В тех случаях, когда в задании на проектирование указана годовая производительность установки, для определения суточной производительности принимают по практическим данным число рабочих суток в году (335-345).

Материальный баланс оформляется в виде таблицы. Потери продуктов на установке составляют 0,5-1% от перерабатываемого сырья, но в техническом расчете не учитывают.

Таблица 10

Материальный баланс установки

		Производительность
		т/год	т/сут	кг/ч
1	2	3	4	5
Сырье (Твердиловская нефть)
Итого:	100	2500000	7246,4	301932,4
Получено: 1.Углеводородный газ (до C4) 2.Бензиновая фракция (28-120) 3.Керосиновая фракция (120-240) 4.Дизельная фракция (240-350) 5.Легкий масляный дистиллят (350-420) 6 6.Тяжелый масляный дистиллят(420-490) 6.Гудрон (>490)	3,3 13,7 21,0 17,2 10,0 10,5 24,3		239,1 992,7 1521,7 1246,4 724,6 760,9 1760,9	9963,8 41364,7 63405,9 51932,4 30193,2 31703 73369,6
Итого:	100		7246,4	301932,4

5.2 Расчет отбензинивающей колонны

Перед началом расчета подготовим исходные данные и представим в виде таблицы.

Таблица 11.

Исходные данные для расчета отбензинивающей колонны.

	Обозна-е	Ед. измер.	Значение
1	2	3	4
1. Количество: - нефти; - углеводородного газа; - бензиновой фракции; - отбензиненной нефти; - мазута.		кг/ч кг/ч кг/ч кг/ч кг/ч	301932,4 9963,8 41364,7 250603,9 135265,8
2. Кратность холодного орошения	Кх. ор.	-	1,5
3. Температура холодного орошения.	tх.ор.		40
4. Плотность: - нефти; - бензиновой фракции; - керосиновой фракции; - дизельной фракции; - мазута.		- - - - -	0,8322 0,7040 0,7760 0,8492 0,9230
5. Потеря давления на одной тарелке.	Р	МПа	0,0007

Технологический расчет отбензинивающей ректификационной колонны целесообразно вести в следующей последовательности:

- принимают тип и число ректификационных тарелок в укрепляющей и отгонной секциях колонны;

- определяют давление в верхней, питательной и нижней частях колонны;

- находят температурный режим работы колонны;

- составляют тепловой баланс к...