История и перспективы развития ОАО "Нафтан"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Процесс Юникрекинг представляет собой процесс каталитического гидрокрекинга тяжелых нефтяных фракций в целях получения более легких и более ценных продуктов. Сырьем процесса Юникрекинг являются тяжелые атмосферные и вакуумные газойли, а также газойли каталитического или термического крекинга. Это сырье перерабатывается в продукты более низкого молекулярного веса с максимальным выходом бензина и дизельного топлива.

Одновременно с гидрокрекингом происходит почти полное удаление серы, азота и кислорода и насыщение олефинов, что приводит к образованию продуктов, представляющих собой смесь парафинов, нафтенов и ароматических соединений.

В процессе гидрокрекинга происходит одновременно расщепление и гидрирование сырья. Отличительная черта гидрокрекинга - получение продуктов значительно меньшей молекулярной массы, чем исходное сырье. С этой точки зрения процесс гидрокрекинга имеет много общего с процессом каталитического крекинга, но его основное отличие - присутствие водорода, тормозящее реакции, протекающие по цепному механизму. В результате в продуктах гидрокрекинга практически отсутствуют или содержатся в небольших количествах низшие углеводороды - метан и этан. Гидрокрекингу присущи также все основные реакции процесса гидроочистки.

Технологическая установка "Юникрекинг" входит в состав комплекса “Гидрокрекинг” и введена в эксплуатацию в 2004 году.

Организация-разработчик технологического процесса -фирма UOP.

Генеральный проектировщик - фирма "KOCH-GLITCH".

Проектировщик технологической части - фирма "GIGO-TECNICAengineering".

Проектировщик технологической части блока факельного хозяйства, блока отпарки высокосернистых вод и блока регенерации МЭА - фирма " KOCH-GLITCH ".

Проектная мощность установки "Юникрекинг" по сырью составляет 112,5 т/час. Диапазон производительности составляет 60-100% от максимальной, количество часов работы блока -8000часов в год.

Установка "Юникрекинг" предназначена для деструктивной переработки тяжелых атмосферных и вакуумных газойлей с целью получения углеводородов с более низким молекулярным весом.

Установка "Юникрекинг" однопоточна и состоит из:

блока высокого давления, в который входят:

отделение подготовки сырья;

отделение реакторов с сырьевой печью и теплообменом;

отделение компрессоров;

отделение стабилизации продуктов;

блока регенерации МЭА;

блока отпарки высокосернистых вод;

блока факельного хозяйства.

1. История и перспективы развития ОАО «Нафтан»

Большая нефтехимия Беларуси зарождалась на древней Полоцкой земле, по левую сторону реки Западная Двина. НПЗ в Новополоцке стоял у истоков авангардной отрасли народного хозяйства и остается важным элементом промышленного комплекса республики.

Строительство завода началось по распоряжению Совета Министров СССР от 6 августа 1958 года.

Первоначально мощность завода была рассчитана на переработку 6 млн тонн сырой нефти в год.

Основными критериями в выборе строительной площадки стали:

выгодное географическое положение - близость западных границ (что давало возможность экспорта в страны Западной Европы);

необходимость обеспечения нефтепродуктами западных регионов Советского Союза;

соседство Полоцка - крупного транспортного узла.

9 февраля 1963 года в Новополоцке получен первый белорусский бензин. Этот день считается Днем рождения «Нафтана».

Производственную основу в те годы составляли установка первичной переработки нефти мощностью 2 млн тонн в год (АВТ-1), установка термического крекинга мазута и установка производства битума.

В 1964 году введена в эксплуатацию установка каталитического реформирования бензинов. В 1965 году - комплекс производства масел 120 тыс. тонн в год, вторая установка по первичной переработке нефти АВТ-2 производительностью 2 млн тонн в год, гидроочистка дизельного топлива, установка сероочистки сухих газов, установка производства серной кислоты и сероводорода.

За достигнутые успехи в производственной деятельности в январе 1971 года тогда еще Полоцкий НПЗ был награжден орденом Трудового Красного Знамени.

Далее шло планомерное наращивание мощностей переработки нефти до 25 млн тонн в год. Этот пик зафиксирован в 1980-м.

В соответствии с приказом Министерства экономики Республики Беларусь от 28 августа 2002 года № 118 Республиканское унитарное предприятие Новополоцкое производственное объединение «Нафтан» было преобразовано в ОАО «Нафтан». 2004 год ознаменовался успешным завершением программы модернизации и реконструкции предприятия «Нафтан 1999 - 2003», охватившей весь технологический цикл предприятия.

В 2006 году «Нафтан» и «Лукойл» организовали совместное предприятие по производству присадок к маслам - СООО «ЛЛК-Нафтан».

На основании решения внеочередного общего собрания акционеров с 1 декабря 2008 года ОАО «Нафтан» было реорганизовано путем присоединения к нему ОАО «Полимир».

Было реализовано 11 основных проектов «Программы 1999-2003» включая комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля:

1998

ВТ-1 (предназначена для разгонки мазута, позволившее существенно улучшить технико-экономические и качественные показатели выпускаемых масел)

1999

Параксилол (Строительство установки UOP PAREX для выделения параксилола позволило увеличить выпуск параксилола высокой степени чистоты при одновременном снижении энергозатрат)

1999

КГТУ (Строительство когенерационной газотурбинной установки (КГТУ) для выработки тепловой и электроэнергии)

2000

Висбрекинг (Внедрение процессов "Висбрекинга" и "Термокрекинга" тяжелых нефтяных остатков на установке АВТ-1.Цель - получение товарного котельного топлива из тяжелых нефтяных осадков, а так же дополнительного бензина и дизельного топлива из вакуумного газойля.)

2000

Риформинг-3 (Реконструкция установки Риформинг-3 под выпуск высокооктановых бензинов)

2000

Таторей (Реализация процесса "Таторей" фирмы UOP, США.Цель - увеличение ресурсов сырья для производства параксилола.)

2001

Мягкий гидрокрекинг (Внедрение процесса "Мягкого Гидрокрекинга" легкого вакуумного газойля.Цель - получение светлых нефтепродуктов из легкого вакуумного газойля, получаемого из мазута.)

2001

Термокрекинг (Внедрение процессов "Висбрекинга" и "Термокрекинга" тяжелых нефтяных остатков на установке АВТ-1.Цель - получение товарного котельного топлива из тяжелых нефтяных осадков, а так же дополнительного бензина и дизельного топлива из вакуумного газойля.)

2002

АВТ-6 (Модернизация головной установки АВТ-6 и ее вакуумного блока.Цель - обеспечение сырьем конверсионных процессов и снижение потребления энергии.)

2004

Гидрокрекинг (Внедрение процесса гидрокрекинга вакуумного газойля «Юникрекинг» (лицензиар - фирма UOP, США).Цель - углубление переработки нефти, получение светлых нефтепродуктов из вакуумного газойля, получаемого из мазута)

2004

Серная кислота (Модернизация установки по производству серной кислоты (лицензиар - фирма HaldorTopsoe, Дания.Цель - переработка дополнительного количества сероводорода, полученного при эксплуатации конверсионных процессов)

Так же было реализовано успешно реализовано 8 проектов «Программы 2005-2010» :

2007

Серная кислота 2-я очередь (В 2007 году введена в эксплуатацию 2-я очередь установки получения серной кислоты.Цель - утилизация сероводорода)

2008

АВТ-6 ректификация бензина (В 2008 году произведена реконструкция блока ректификации бензинов установки АВТ-6.Цель - улучшение качества сырья для производства параксилола и других ароматических углеводородов, увеличение выработки бензинов в соответствии с требованиями «Евро-4» и снижение энергозатрат)

2010

Реконструкция резервуаров

2004

Прочие объекты ОЗХ

2004

Реконструкция блока ароматики (В 2010 году произведена реконструкция комплекса «Ароматика». Цель - оптимизация технологической схемы установок комплекса, увеличение производства товарного параксилола. Замена физически и морально устаревшего оборудования с целью увеличения межремонтного периода не менее 3-х лет. Снижение удельного энергопотребления комплекса установок)

2012

Вакуумный блок висбрекинга

2012

Изомеризация DIH + PENEX(Установка низкотемпературной изомеризации Пенекс.Цель - получение изомеров как высокооктановых компонентов товарных бензинов для снижения доли ароматики в бензинах согласно современным экологическим нормам)

2012

Реконструкция блока водоснабжения УОВ-1(Цель - обеспечение оборотной водой 1-й системы установок АВТ-2, Висбрекинг-Термокрекинг, МГК, Платформинг №1, ЦВК-1, установки по производству инертного и углекислого газа, сероочистки)

2012

Реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива(Цель - получение дизельного топлива с ультранизким содержанием серы).

В результате реализации программ увеличилась глубина переработки нефти и выход товарной продукции, снизилось производство топочного мазута,прекращено производство дизельного топлива с содержанием серы 0.2%, выпускается только экологически чистое дизельное топливо марки EN 590 сорт F и C (содержание серы 50 и 10 ppm).

Логическим продолжением «Программы 2005-2010» явилась Перспективная программа развития ОАО «Нафтан», разработанная в целях обеспечения комплексного развития ОАО «Нафтан» с учетом фактических достигнутых результатов реализации предыдущих программ развития.

В период реализации «Программы 2005-2010» проделана большая работа по получению лицензий, проектированию других важных объектов Перспективной программы развития ОАО «Нафтан», которые реализуются в настоящее время.

2. Назначение основных установок топливного производства по переработке нефти и её фракций

гидрокрекинг нефть топливный

Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Принципиальная поточная схема переработки нефти по топливному варианту

Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание)

Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ - электрообессоливащую установку. Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах - цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества - деэмульгаторы. Температура процесса - 100-120°С.

Первичная переработка нефти

Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на ОАО «Нафтан» обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов. АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки.

Атмосферная перегонка, предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.

Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон. Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.

На ОАО «Нафтан» первичная переработка нефти, прошедшей блок ЭЛОУ, осуществляется на установках АВТ-2 и АВТ-6. Целью этих установок является разделение обессоленной и обезвоженной нефти на более узкие фракции: для АВТ-2 фр. нк-180єС, фр. 120-240єС, фр. 180-360єС, фр. 360-500єС, фр.>500єС; для АВТ-6 - фр. i-С5, фр. 75-180єС, фр. 180-360єС, фр. 360-500єС, фр.>500єС; помимо этого на установках получаются сухой (C1-C2) и жирный (С3-С4) углеводородные газы. Особенностью АВТ-2 является возможность получения узких масляных фракций, а АВТ-6 - узких бензиновых фракций (как из исходной нефти, так и из фракции нк-180єС, поступающей с АВТ-2).

Установка вакуумной перегонки мазута ВТ-1 предназначена для переработки прямогонных мазутов с целью получения узких масляных фракций и гудрона, которые используются в качестве сырья для производства смазочных масел, присадок и битума. (3)

Термические процессы переработки нефтяных фракций и остаточных продуктов.

1. Висбрекинг нефтяных остатков

Висбрекинг - наиболее мягкая форма термического крекинга, представляет собой процесс неглубокого разложения нефтяных остатков (мазутов и гудронов) в относительно мягких условиях (под давлением до 5 МПа и температуре 430-490°С). Применяют для получения главным образом котельных топлив (топочных мазутов) из гудронов. Также с целью снижения вязкости тяжелых нефтяных остатков.

На ОАО «Нафтан» установка «Висбрекинг-Термокрекинг» была построена на базе установки АВТ-1 с целью получения из полугудронов и гудронов, поступающих, главным образом, с ВТ-1, а также с АВТ-2 и АВТ-6, котельного топлива, отличающегося от исходных остатков более низкой вязкостью.

Применение продуктов висбрекинга, Бензин и газ (суммарный выход 7-12% от массы сырья) отделяют от парожидкостной смеси ректификацией; крекинг-остаток, кипящий выше 200 °С, представляет собой жидкое котельное топливо (выход около 90%). Газы направляют на газофракционирующую установку, бензин после облагораживания с применением глубокого гидрирования и каталитического риформинга используют как компонент автомобильного топлива.

2. Пиролиз углеводородов

Пиролиз -наиболее жесткая форма термического крекинга, в настоящее время она является основным источником не только производства олефинов - этилена и пропилена, но и бутадиена, бутиленов, бензола, ксилолов, циклопентадиена, циклопентена, изопрена, стирола, нафталина, нефтеполимерных смол, сырья для производства технического углерода, растворителей, специальных масел. В промышленных условиях пиролиз углеводородов осуществляют при температурах 800--900 °C и при давлениях, близких к атмосферному (на входе в пирозмеевик ~ 0,3 МПа, на выходе -- 0,1 МПа избыточных).

Основой технологии завода "Полимир" является пиролиз углеводородного сырья бензина и легких углеводородных фракций нефте- и газоперерабатывающих заводов. Технология включает в себя многочисленные стадии переработки углеводородных фракций пиролиза с получением конечных продуктов (низкомолекулярных олефинов).

3. Замедленное коксование - нефтяные остатки.

Разновидность глубокого термического крекинга углеводородов с целью получения нефтяного кокса и газойлевых фракций. Осуществляется при 420--560 °C и давлениях до 0,65 МПа. Сырьём для процесса служат: тяжёлые фракции перегонки нефти, остатки деасфальтизации, термического и каталитического крекинга, пиролиза бензинов и газойлей.

В мире техническое освоение процесса замедленного коксования находится на должном уровне. Реализация инвестпроекта на «Нафтане» позволит наладить выпуск новых видов продукции и увеличить объемы производства.

Процесс коксования, первоначально возникший для производства кокса в кубах периодического действия, получил дальнейшее развитие в виде замедленного коксования. Сегодня коксование - один из основных инструментов глубокой переработки нефти. Это объясняется высокой потребностью в коксе и отсутствием дешевых гидрогенизационных методов переработки нефтяных остатков.

Термокаталитические процессы переработки нефтяных фракций

1. Каталитический крекинг

Углубление переработки нефти за счет процессов, основанных на крекинге остаточных фракций при высоких температурах, становится все более актуальным, так как позволяет увеличить выход ценных светлых нефтепродуктов. Каталитический крекинг -- один из важнейших процессов, обеспечивающих глубокую переработку нефти. Основное достоинство процесса -- большая эксплуатационная гибкость: возможность перерабатывать различные нефтяные фракции с получением высокооктанового бензина и газа, богатого пропиленом, изобутаном и бутенами; сравнительная легкость совмещения с другими процессами, например, с алкилированием, гидрокрекингом, гидроочисткой, адсорбционной очисткой, деасфальтизацией и т. д. Такой универсальностью объясняется весьма значительная доля каталитического крекинга в общем объёме переработки нефти.

2. Каталитический риформинг

Каталитический риформинг один из важнейших базовых процессов современной нефтеперерабатывающей промышленности, предназначена для производства высокооктанового компонента моторных топлив, ароматических углеводородов, а также водорода. Уровень технологии процесса, его техническая и экономическая эффективность во многом предопределяют эффективность производства моторных топлив. Сырьем для каталитического риформинга служат бензины первичной перегонки нефти и в меньшей степени вторичного происхождения: бензины термического крекинга, гидрокрекинга и др.

На ОАО «Нафтан», каталитические риформинг осуществляется следующих установок (Л-35-11/300, Л-35-11/600, ЛЧ-35-11/600, ЛГ-35-8/300Б), отличается друг от друга, производительность и сырьем.

3. Гидроочистка и гидрокрекинг

В настоящее время, важной задачей нефтепереработки является получение экологически чистых нефтепродуктов. Гидрогенизационные методы очистки, безусловно, имеют большое значение при достижении данной цели и в то же время обладают перспективой в развитии и усовершенствовании. Целью гидроочистки является удаление из нефтяных фракций S-, N-, O-, металлсодержащих соединений, насыщение непредельных и диеновых углеводородов и в отдельных случаях частичное гидрирование ароматических структур.

На ОАО «Нафтан» основные установки гидроочистки дизельного топлива и керосина являются (Л-24/6, Л-24/7, ЛЧ-24/7, Л-24-9х2), они позволяют получить дополнительное количество светлых нефтепродуктов: бензинов, реактивных и дизельных топлив, из вакуумных дистиллятов 360-420С и 420-530С, поступающих с установки АВТ-6. Вакуумные дистилляты предварительно подвергаются гидроочистке. Сероводород из реактора гидроочистки поступает на производство серной кислоты.

4. Изомеризация С5-С6 на различных катализаторах

Изомеризации подвергают пентановые и гексановые фракции, отбираемые от бензина каталитического риформинга. Цель изомеризации - превратить нормальные пентан и гексан, а также гексаны с одной метильной группой в более разветвленные углеводороды, обладающие более высокими антидетонационными свойствами. (4)

На НПЗ ОАО «Нафтан» процесс, протекающий на хлорированных катализаторах, протекает на установке низкотемпературной изомеризации с деизогексанизацией «Pеnех», предназначаемой для повышения октановых чисел автомобильных бензинов.

3. Материальный баланс одной из технологических колонн на установке

Cмесь продуктов реакций поступает на блок ректификации в ректификационную колонну V-12, которая предназначена для разделения смеси продуктов реакций гидрокрегинга на составляющие компоненты.

Таблица 1 Материальный баланс колонны V-12

Поступило	Получено
Наименование сырья и полупродуктов (состав)	Масса кг/час	%	Наименование конечного продукта, отходов и потерь	Масса кг/час	%
Сырье гид-рокрекинга (Тяжелый вакуумный газойль) Подпиточный водород Пар стриппинга Промывная Вода	113524 2830 1965 13265	86,3 2,2 1,5 10	Избыток водородсодержащего газа Кислый газ Нестабильный бензин Стабильный продукт Кислая вода ПОТЕРИ*	1050 1469 16927 95435 15413 1290	0,8 1,1 12,9 72,5 11,7 2
ВСЕГО:	131584	100,00	ВСЕГО:	131584	100,00

4. Расчёт коэффициента теплопередачи кожухотрубчатого теплообменника

Для расчета был выбран горизонтальный U-образный кожухотрубчатый теплообменник Е-02, подогревающий сырье от t1=97.6°С до t2=243.5°С насыщенным водяным паром с T1=149.9°С (температура конденсата равна T2=137.3°С)

Его основные характеристики:

площадь поверхности теплообмена F = 343 м2,

диаметр кожуха D = 1529 мм,

длина (высота) труб H = 8567 мм.

Для расчета коэффициента теплопередачи воспользуемся следущей формулой:

K=Q/F?tcp,

где K-коэффициент теплопередачи, Вт/*°С; Q-тепловая нагрузка аппарата, кДж/ч; ?tcp-средняя температура, °С.

Тепловую нагрузку аппарата определяем из уравнения теплового баланса при нагреве холодного теплоносителя при конденсации водяного насыщенного пара:

Q=Qприх=Qрасх;

Q=Qохл.пара+Qконд.пара+Qохл. воды=Qнагр. сырья;

Qохл.пара=GпараСпара(T1-T3);

Qконд.пара=Gпараrпара;

Qохл.воды=GпараСводы(T3-T2);

Qнагр.сырья=GсырьяСсырья(t2-t1),

где Gпара - расход водяного пара, Gпара=3400 кг/ч;

rпара - теплота парообразования (конденсации), rпара= 2132.95кДж/кг;

Спара - средняя удельная теплоемкость водяного пара ,Спара=2266.4 Дж/(кг*К).

Т1, Т2 - начальная и конечная температура водяного пара, T1=149.9°С, T2=137.3°С;

Т3- температура конденсации водяного пара при давлении р=400кПа, T3=143.6°С

t1, t2 - начальная и конечная температура сырья, t1=97.6°С, t2=243.5°С;

Своды - средняя удельная теплоемкость воды , Своды=4190Дж/(кг*К).

Gсырья - расход сырья, Gсырья = 112000 кг/ч;

Ссырья - средняя удельная теплоемкость сырья, Дж/(кг*К).

В результате подстановки получаем:

Q=GпараСпара(T1-T3)+Gпараrпара+GпараСводы(T3-T2);

Q=2052.868.3578 Вт.

Среднюю движущую силу вычисляем по формуле:

где ?tаи ?tб - температурные напоры на стороне «а» и на стороне «б» теплообменника, ?tа=39.7°С, ?tб=93.6 °С;

е?t - коэффициент учета уменьшения температурного напора в многоходовых теплообменниках.

Поправочный коэффициент е?t для многоходовых теплообменников находят, как правило, по номограммам. Для этого вычисляют безразмерные параметры R и Р по следующим формулам:

По номограмме е?t=0.99, тогда средняя движущая сила будет равна:

Все найденные значения подставляем в формулу нахождения коффициента теплопередачи:

Расчет полезной тепловой нагрузки и расхода топлива технологической печи ( по сырьевому потоку)

Исходные данные:

Расход сырья - 112000 кг/с;

Температура ввода сырья в печь - 351;

Температура на выходе сырья из печи - 371;

Таблица 2 Состав топочного газа

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	C5H12	N2	O2	Н2S
Состав, % об.	97.84	0.77	0.34	0.14	0.03	0.86	0.02	0.0002

Расчет процесса горения:

Определяем низшую теплоту сгорания топлива , кДж/кг, по формуле:

= 339.1Cр+1030Hр-108.9(Op-Sp)-16.75Wp, где Cp, Hp, Op, Sp, Wp- содержание в топливе (в %масс.) углерода, водорода, кислорода, летучей серы и воды. Для его расчета построим таблицу пересчета состава топлива в %масс.:

	xi, % об.	Mi	Mixi	xi', %масс.	Cp	Hp	Op	Sp	Np
СН4	97.84	16	1565.44	95.54	71.655	23.885	-	-	-
С2Н6	0.77	30	23.1	1.41	1.128	0.282	-	-	-
С3Н8	0.34	44	14.96	0.91	0.745	0.165	-	-	-
С4Н10	0.14	58	8.12	0.50	0.414	0.086	-	-	-
C5H12	0.03	72	2.16	0.13	0.108	0.022	-	-	-
N2	0.86	28	24.08	1.47	-	-	-	-	1.47
O2	0.02	32	0.64	0.04	-	-	0.04	-	-
Н2S	0.0002	34	0.0068	4*10-6	-	0.24*10-6	-	3.76*10-6	-
?	100		1638.5068	100	74.05	24.44+ 24*10-8	0.04	3.76*10-6	1.47

= 339.1*74.05+1030*(24.44+24*10-8)-108.9(0.04-3.76*10-6) =50279.2кДж/кг

Определим полезную тепловую нагрузку печи Qпол, кДж/ч. Полезная тепловая нагрузка складывается из тепла, затраченного на нагрев и испарение нефти и на перегрев водяного пара (при наличии в печи паронагревателя):

.

Тепло, необходимое для нагрева сырья (Qнагр):

Тепло, необходмое для испарения сырья (Qисп):

Тепло, необходмое для перегрева водяного пара (Qпер.вп):

,

где G-производительность печи по сырью, кг/ч; е-массовая доля отгонки сырья, доли единицы; It -энтальпии жидкости (пара) при температурах входа и выхода ее из печи, кДж/кг; Gвп-масса перегреваемого пара, кг/ч; х-влажность насыщенного пара; l-теплота испарения воды, кДж/кг; С-теплоемкость, кДж/(кг*°С); t3-температура перегретого водяного пара, °С; t4-температура насыщенного водяного пара, °С.

Ввиду того, что сырье в нашем случае не испаряется, полезная тепловая нагрузка состоит из двух слагаемых: QнагриQпер.вп.

Поскольку в нашем случае сырье не отгоняется, то мы принимаем е=0.

Расчитаем энтальпию жидкости при t1=351°С и t2=371°С по формуле:

,

где d15-плотность сырья, равная 0.9287г/см3, а- коэффициент, зависящий от температуры.

При подстановке получаем:

I351=801.692/v0.9287=831.9 кДж/кг;

I371=860.018/v0.9287=892.42 кДж/кг.

Найдем тепло, необходимое на нагрев сырья:

Qнагр=112000*(1-0)*(892.42-831.9)=6778240 кДж/ч=1882,84 кВт.

Для расчета Qпер.вп. воспользуемся следующими данными:

Влажность насыщенного пара х=61%;

Теплота испарения воды l=1720.62 кДж/кг;

Теплоемкость С=3.7429 кДж/кг*°С

Масса перегреваемого пара Gвп=2730 кг/ч;

Температура перегретого водяного пара t3=266°С;

Температура насыщенного водяного пара, t4=230°С.

Qпер.вп=2730*(0.61*1720.62+3.7429*(266-230))=3233200.698 кДж/ч=898,1кВт.

Тогда полезная тепловая нагрузка будет равна:

Qпол=Qпер.вп+Qнагр;

Qпол=3233200.698+6778240=10011440.698 кДж/ч=2780,95 кВт.

5. Методы контроля качества продукции

Контроль качества продукции осуществляется по базовому проекту UOP.

ASTM D 664

Определение кислотного числа потенциометрическим титрованием

Настоящий стандарт включает в себя процедуры для определения кислотных составляющих в нефтепродуктах и смазочных материалах, растворимых или частично растворимых в смесях толуола и пропанола-2.

ASTM D 4739 - ASTM D 2896 - ГОСТ 11362

Определение щелочного числа потенциометрическим титрованием

Настоящий стандарт включает в себя процедуры для определения щелочных составляющих в нефтепродуктах и смазочных материалах.

Образец растворяют в смеси толуола, пропанола-2, хлороформа и небольшого количества воды и потенциометрически титруют спиртовым раствором соляной кислоты.

ASTM D 1159 - IP 130 - ISO 3839 - ГОСТР 50837.2 - ASTM D 1491 - ASTM D 2710

Определение бромных чисел/индексов нефтяных дистиллятов и товарных алифатических олефинов электрометрическим титрованием

Настоящий метод испытания может быть использован для определения бромного числа следующих материалов:

1. Нефтяные дистилляты, для которых температура 90% отгона не превышает

327 °С. Главным образом, этот метод испытания применим к бензину, керосину и дистиллятам типа газойля.

2. Товарные олефины, которые представляют собой в основном смесь алифатическихмоноолефинов и имеют бромное число в интервале от 95 до 165.

ASTM D 3227 - IP 342 - ISO 3012 - UOP 163 - ГОСТ Р 52030 - ГОСТ 17323

Определение содержания меркаптановой и сероводородной серы потенциометрическим титрованием

ГОСТ 17323 (метод А) - распространяется на дизельные, реактивные топлива и бензины и устанавливает метод определения содержания в них меркаптановой и сероводородной серы потенциометрическим титрованием раствором азотнокислого аммиаката серебра.

ГОСТ 17323 (метод Б) - ASTM D 3227 - методы определения меркаптановой серы в бензинах, керосинах, авиационных турбинных и дистиллятных топливах при содержании меркаптановой серы в пределах 0,0003-0,01 % масс.потенциометрическим титрованием раствором азотнокислого серебра.

UOP 163 - метод предназначен для определения сероводорода и меркаптановой серы в углеводородах потенциометрическим титрованием спиртовым раствором нитрата серебра. Метод распространяется на бензины, нафту, легкие фракции нефти и подобные дистилляты, которые при нормальном давлении и температуре являются жидкими, может быть применен для нефтей и газовых конденсатов.

ASTM D 94 - DIN 51 559

Определение числа омыления нефтепродуктов потенциометрическим титрованием

Определение количества омыляемых в условиях метода испытания компонентов нефтепродуктов, таких как смазочные масла, присадки и трансмиссионные жидкости потенциометрическим титрованием.

UOP 269

Определение азотистых оснований в углеводородах потенциометрическим титрованием

Метод используется для определения основного органического азота в нефтяных дистиллятах, применим как для окрашенных, так и для чистых образцов.

ГОСТ 21534

Определение содержания хлористых солей в сырых нефтях

Настоящий стандарт устанавливает два метода определения хлористых солей нефти:

А - титрованием водного экстракта

Б - неводным потенциометрическим титрованием для анализа нефтей, для которых имеется скачок потенциала в эквивалентной точке (при массовой концентрации хлористых солей свыше 10 мг/дм3).

Сущность метода заключается в извлечении хлористых солей из нефти водой и дальнейшем их потенциометрическим титрованием в водной вытяжке.

ASTM D 4929 (В) - ГОСТ Р 52247 (Б)

Определение содержания органического хлора в сырых нефтях и легких фракциях нефти, выкипающих до 204 °С

Метод предназначен для определения хлорорганических соединений (свыше 1 мкг/г органически связанного хлора) в сырой нефти с использованием дистилляции с последующим восстановлением хлоридов бифенилом натрия.

Метод может использоваться для определения органического хлора в легких фракциях, выкипающих до 204 °С, при этом стадия дистилляции опускается.

Стандарты:

ASTM:ASTMD 94, ASTMD 664, ASTMD 1159, ASTMD 1491, ASTMD 2710, ASTMD 2896, ASTMD 3227, ASTMD 4739, ASTMD 4929 (Б)

ISO:ISO 3012, ISO 3839

ГОСТ:ГОСТ 11362, ГОСТ 17323, ГОСТ 21534, ГОСТ Р 50837.2, ГОСТ Р 52030, ГОСТ Р 52247 (Б)

Основные продукты установки "Юникрекинг" и их свойства:

Бензиннестабильный ЮК (из сепаратора210-V13 стабилизационной колонны 210- V12), направляемый на установку "Фракционирования" со свойствами:

- плотность при 15,6°С, кг/м3 642648

- молярная масса 69,970,5

- коэффициент "К" UOP 12,6912,75

- содержание Н2S, % масс. 3,454,2

- органическая сера, ppm <5

- азот, ppm <5

Стабильный продукт ЮК (из стабилизационнойколонны 210-V12), направляемый на установку "Фракционирование" со свойствами:

- плотность при 107°С, кг/м3 818,6

- Н20 4,22 %мол.

- Легкая бензиновая фракция 23,48 %мол.

- Тяжелая бензиновая фракция 12,12 %мол.

- Керосиновая фракция 17,16 %мол.

- Дизельная фракция 26,98 %мол.

- Фракция 3660С-к.к. 14,70 %мол.

Газ углеводородный неочищенный ЮК (из сепаратора210-V13 стабилизационной колонны 210- V12), направляемый на установку "Фракционирования" со свойствами:

- плотность при 15,6°С, кг/м3 642648

- Н20 0,78%мол.

- NH3 0,03%мол.

- H2S 28,4%мол.

- H2 20,1%мол.

- C1 13,1%мол.

- C2 9,24%мол.

- C3 11,03%мол.

- iC4 8,11%мол.

- nC4 3,95%мол.

- iC5 2,5%мол.

- nC5 0,92%мол.

6. Эскизы основного оборудования

Эскиз 1. Реактора 210-R01

Эскиз 2. Печь комбинированного сырья 210-H01: 1 - радиантная камера; 2 - конвекционная камера; 3 - дымовая труба; 4 - сырьевой змеевик; 5 - первый трубный пучок циркуляционной котловой воды; 6 - трубный пучок перегретого пара; 7 - второй трубный пучок циркуляционной котловой воды; 8 - трубный пучок экономайзера; 9 - ручной шибер; 10 - горелки; 11 - опоры; 12 - датчики температуры; 13 - датчики давления.

Эскиз 3 Теплообменник: 1 - распределительная камера; 2 - трубная решётка; 3 - кожух; 4 - теплообменная труба; 5 - поперечная перегородка; 6 - крышка кожуха; 7 - опора; 8 - катковая опора трубчатого пучка.

Эскиз 4 Резервуар

Резервуар; 2- люк-лаз; 3- опора резервуара.



Эскиз 5 Сепаратор

А - вход продукта; Б - воздушник; В - люк; Г - для измерителя уровня; Д - муфта для манометра; Е - выход газа; Ж - выход продукта; З - штуцер для регулятора уровня;

7. Индивидуальное задание

Возможные схемы ректификации нефтей.Преимущества комбинированных установок.

Простая перегонка осуществляется путем постепенного, однократного и многократного испарения жидких смесей.



Перегонка с постепенным испарением (рис.2.2,а) состоит в постепенном непрерывном нагревании жидкой смеси в кубе 1 от начальной до конечной температуры при непрерывном отводе образующихся паров, конденсации их в аппарате 3 и сборе в приемнике 4 целиком или выводе из него периодически отдельными фракциями.

Перегонка однократным (равновесным) испарением (рис. 2.2, б). Исходную жидкую смесь непрерывно подают в кипятильник 2, где она нагревается до определенной конечной температуры при фиксированном давлении; образовавшиеся и достигшие состояния равновесия паровая и жидкая фазы однократно разделяются в адиабатическом сепараторе 5. Паровая фаза, пройдя конденсатор 3, поступает в приемник 4, откуда непрерывно отводится в качестве дистиллята (отгона). С низа сепаратора5 непрерывно отводится жидкая фаза - остаток. Перегонка с однократным испарением обеспечивает большую долю отгона, чем с постепенным при одинаковых температуре и давлении.

Многократное испарение заключается в последовательном повторении процесса однократного испарения при более высоких температурах ( или низких давлениях) по отношению к остатку, полученному от предыдущего однократного испарения жидкой смеси. На рис. 2.2, в показана схема двукратной перегонки.Остаток однократного испарения первой ступени после нагрева до более высокой температуры поступает в сепаратор второй ступени, с верхней части которого отбирают отгон второй ступени, а с нижней - остаток второй ступени.

Технологическая схема комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ

Подогретая в теплообменниках нефть с температурой 120--140°С поступает в комплекс дегидраторов , где подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть снова дополнительно подогревается в теплообменниках и с температурой 220°С поступает в колонну . Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина и выводится через теплообменник и сепаратор , откуда частично изымается для орошения колонны. Остаток снизу колонны подается в печь , где нагревается до 330°С, и поступает в качестве дополнительной горячей струи в колонну. Сверху колонны отбирается тяжелый бензин и выводится через теплообменник и газосепаратор , частично возвращаясь в качестве оросителя назад в колонну. Сбоку колонны отбираются промежуточные фракции, для чего служат корректоры температуры и отпарные колонны , где отбираются фракции 140-240°С, 240-300°С, 300-350°С. Мазут снизу колонны подается в печь, где нагревается до температуры 420°С, и поступает в вакуумную колонну , работающую при остаточном давлении 40 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары сверху колонны поступают в барометрический конденсатор, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором. Сбоку колонны отбирают боковые продукты вакуумной колонны, остаток снизу -- гудрон. Бензины, получаемые в колоннах, поступают в стабилизатор. Газ из газосепараторов подается в абсорбер, орошаемый стабильным бензином из колонны А получаемый сверху колонны сухой газ сбрасывается к форсункам печей.

Ниже приводится описание комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ с секцией вторичной перегонки бензиновой фракции. Технологическая схема установки предусматривает двукратное испарение нефти.

Рис. Принципиальная схема комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 6 млн т/год сернистой нефти: 1 -- насосы; 2 --теплообменники; 3--электродегидраторы; 4-- емкости; 5--конденсаторы-холодильники; 6-- первая ректификационная колонна; 7--основная ректификационная колонна; 8-- отпарные колонны; 9 -- фракционирующий абсорбер; 10-- стабилизатор; 11, 12 -- фракционирующие колонны вторичной перегонки бензина; 13-- вакуумная колонна; 14 -- вакуумсоздающее устройство; 15--печи; I--сырая нефть; II--обессоленная нефть; III-- V--компоненты светлых нефтепродуктов; VI, VII-- узкие бензиновые фракции (н.к. -- 62 °С и 85-- 120 °С соответственно); VIII -- продукты разложения; IX-- дистилляты вакуумной колонны; X--острый водяной пар; XI--гудрон; XII-- бензольная фракция (62--85 °С); XIII -- тяжелая фракция бензина (выше 120 °С); XIV-- сухой газ; XV-- жирный газ

2. Какие контактные устройства применяются в ректификационных колоннах. Их преимущества и недостатки.

При выборе конструкции контактного устройства учитывают как их гидродинамические и массообменные характеристики, так и экономические показатели работы колонны при использовании того или иного типа контактных устройств. При выборе типа контактных устройств обычно руководствуются следующими основными показателями:

а) производительностью;

б) гидравлическим сопротивлением;

в) коэффициентом полезного действия;

г) диапазоном рабочих нагрузок;

д) возможностью работы на средах, склонных к образованию смолистых или других отложений;

Насадочная колонна, наиболее простая по конструкции, представляет собой цилиндрический вертикальный аппарат, заполненный по всей высоте или на отдельных участках так называемой насадкой - определенных размеров и конфигурации телами из инертных материалов.

В насадочных колоннах контакт между газом (паром) и жидкостью осуществляется на поверхности специальных насадочных тел, а также в свободном пространстве между ними.

Насадка предназначена для создания большой поверхности контакта фаз между стекающей по ней жидкостью и поднимающимся потоком паров и интенсивного перемешивания их.

Контакти массобмен в насадочной колонне происходит непрерывнона всем участке колонны, заполненном насадкой. Этим и отличается работа насадочной колонны от тарельчатой.

Насадочные колонны широко применяют для процессов абсорбции, а также очистки, охлаждения и увлажнения газов. Некоторое применение они находят и для процессов ректификации. Насадочные колонны удовлетворительно работают только при обильном и равномерном орошении насадки жидкостью.

К основным элементам насадочных колонн относятся: насадка, устройства для орошения и распределения жидкости, опорные колосники и другие устройства, поддерживающие слой насадки

К насадкам нерегулярного типа относятся беспорядочно уложенные (навалом) насадки из колец Рашига, седла «Инталлокс», кольца Паля и т.д.

Из-за хаотического распределения тел в объеме насадки образуются избирательные каналы, по которым преимущественно проходит пар или жидкость, в результате происходит неравномерное распределение контактирующих фаз по высоте слоя. В этом существенный недостаток насадок нерегулярного типа.

Отмеченные выше недостатки насадок нерегулярного типа преодолены в конструкциях насадок регулярного типа, т.е. правильно уложенной насадки. Этот способ заполнения аппарата насадкой называют загрузкой в укладку, а загруженную таким способом насадку - регулярной. Расположение элементов в определенном порядке обеспечивает равномерное распределение контактирующих фаз по площади колонны и позволяет получить высокую эффективность массопередачи и одновременно низкое гидравлическое сопротивление

Регулярная насадка имеет ряд преимуществ перед нерегулярной, засыпанной в колонну навалом: обладает меньшим гидравлическим сопротивлением, допускает большие скорости газа.

К недостаткам аппаратов с регулярной насадкой следует отнести трудность отвода тепла и плохую смачиваемость насадки при низких плотностях орошения, их высокую чувствительность к равномерности орошения. Поэтому для улучшения смачивания регулярных насадок и устранения неравномерности орошения необходимо применять более сложные по конструкции оросители.

Все насадочные колонны мало пригодны для работы с загрязненными жидкостями. Для таких жидкостей в последнее время стали применять колонны с «плавающей» насадкой. В них в качестве насадки используют главным образом легкие полые или сплошные пластмассовые шары, которые при достаточно высоких скоростях газа переходят во взвешенное состояние.

Основными достоинствами насадочных колонн являются: простота устройства и низкое гидравлическое сопротивление.

8. Тарельчатые контактные

Тарельчатые контактные устройства можно классифицировать по многим признакам

По способу передачи жидкости с тарелки на тарелку

тарелки с переточными устройствами

тарелки без переточных устройств (провальные).

Тарелки с переточными устройствами имеют специальные каналы, по которым жидкость перетекает с одной тарелки на другую, причем по этим каналам не проходит газ. На провальных тарелках нет переливных устройств, и жидкость, и газ проходят через одни и те же отверстия или прорези в полотне тарелки. Эти прорези работают периодически: в определенный момент времени одни прорези пропускают пар, другие -- жидкость; затем их роли меняются.

По характеру взаимодействия газового и жидкостного потоков

тарелки барботажного типа. Тарелки, на которых сплошной фазой является жидкость, а дисперсной -- газ или пар, называют барботажными.

тарелки струйного типа. На струйных тарелках дисперсной фазой является жидкость, сплошной -- газ; потоки взаимодействуют в прямоточном режиме на поверхности капель и жидкостных струй, взвешенных в газовом потоке.

В зависимости от конструкции устройств ввода пара (газа) в жидкость

Клапанные. Клапанные тарелки также широко применяют в нефтехимической промышленности. Основные преимущества этих тарелок -- способность обеспечить эффективный массообмен в большом интервале рабочих нагрузок, несложность конструкции, низкая металлоемкость и невысокая стоимость.

Колпачковые. Колпачковые тарелки с капсульными колпачками до недавнего времени считали лучшими контактными устройствами для ректификационных и абсорбционных аппаратов благодаря простоте эксплуатации и универсальности.

Ситчатые. Ситчатые тарелки со сливным устройством применяют в колонных аппаратах диаметром 400--4000 мм при расстоянии между тарелками от 200 мм и более. Основной элемент таких тарелок -- металлический диск с отверстиями диаметром 2--6 мм, расположенными по вершинам равносторонних треугольников язычковые,

Решетчатые. Решетчатые провальные-тарелки используют в установках, рабочая производительность которых отклоняется от расчетной не более чем на 25 %.К преимуществам этих тарелок следует, прежде всего, отнести простоту конструкции и малую металлоемкость. Кроме того, тарелки имеют большую пропускную способность по жидкости и, при достаточной ширине щели, могут быть использованы для обработки загрязненных жидкостей, оставляющих осадок на тарелке. По эффективности решетчатые провальные тарелки обычно не уступают тарелкам с переливом. К недостаткам относятся узкий диапазон устойчивой работы и сложность обеспечения равномерного распределения орошения по поверхности тарелок в начале процесса.

С прямоточно-скоростными контактными элементами. В настоящее время в нефтеперерабатывающих колоннах используют и тарелки с S-образными элементами 1, установленными перпендикулярно направлению движения жидкости на тарелке. Для того, чтобы закрыть каналы с торцов и увеличить жесткость тарелки, между S-образными элементами устанавливают пластины. В зависимости от диаметра аппарата такие тарелки бывают одно- и многосливными. Характерная особенность этих тарелок состоит в том, что пар выходит из контактных элементов в направлении движения жидкости. Это способствует уменьшению разностей уровней жидкости на тарелке у сливной и переливной перегородок.

Список использованной литературы

1.ОАО «Нафтан» [Электронный ресурс] /История предприятия- Режим доступа: http://www.naftan.by/ru/history.aspx.- Дата доступа: 08.07.2013

2.Технологии ОАО “Нафтан”./ Официальный сайт ОАО “Нафтан” [Электронный ресурс].Режим доступа :http://www.naftan.by/ru/tech.aspx .- Дата доступа:08.07.2013.

3.Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. Учебное пособие для вузов. 2-е изд. - М., Химия, 2001 - 568 с ил.

4.Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсы процессов и аппаратов химической технологии. Учебное пособие для вузов/Под ред. чл.-корр. АН СССР П. Г. Романкова. - 10-е.изд., перераб. и доп. - Л.: Химия,1987. - 576 с., ил.

5.Касаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. М., Химия,1973. - 752с.

6.http://granat-e.ru/petrochrom-4000.html

7. http://www.chemicalnow.ru/chemies-5458-1.html

Размещено на Allbest.ru

...