Технология первичной переработки нефти и природного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

4

Содержание

Введение

1. Характеристика нефти по ГОСТ 31378-2009 и выбор варианта ее переработки

2. Характеристика фракций нефти и их возможное применение

2.1 Характеристика газов

2.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение

2.3 Характеристика дизельных фракций и их применение

2.4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов и их применение

2.5 Характеристика остатков и их применение

3. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

3.1 Блок ЭЛОУ

3.2 Блок колонн

3.3 Блок теплообменников

4. Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны

5. Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом

5.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1

5.2 Материальный баланс атмосферной колонны К-2

5.3 Материальный баланс блока стабилизации бензина и абсорбции газа

5.4 Материальный баланс колонны четкой ректификации К-6

5.5 Материальный баланс вакуумной колонны К-5

5.6 Материальный баланс установки АВТ

6. Расчет доли отгона на входе в атмосферную колонну К-2

7. Технологический расчет атмосферной колонны К-2

7.1 Общая характеристика работы атмосферной колонны К-2

7.2 Материальный баланс атмосферной колонны К-2

7.3 Расчёт доли отгона сырья на входе в колонну К-2

7.4 Температура верха колонны

7.5 Расчет температуры низа колонны

7.6 Расчет температуры вывода боковых дистиллятов

7.7 Температуры выводов и вводов циркуляционных орошений

7.8 Тепловой баланс колонны К-2

7.9 Расчет диаметра колонны

7.10 Расчет высоты колонны

8. Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока

9. Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике «нефть - СЦО К-2»

10. Расчет площади поверхности нагрева теплообменника «нефть - СЦО К-2»

11. Охрана окружающей среды на установке

Заключение

Список использованной литературы



Введение

Выпуск разнообразной продукции на нефтеперерабатывающих заводах зависит во многом от качества сырья - нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки.

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Приоритетные задачи, стоящие перед современной нефтепере-работкой:

- углубление переработки нефти;

- комплексность переработки нефти и комбинирование процессов;

- увеличение единичной мощности установок;

- повышение качества целевых продуктов;

- снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло- и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.;

- улучшение условий промышленной безопасности и др.

Для реализации программы глубокой переработки нефти требуется решение задач подготовки сырья, удаления из него веществ, дезактивирующих катализатор (металлов, асфальтенов, серы и др.). Для установок глубокой переработки создается специальное оборудование, рассчитанное на работу в условиях высоких давлений и температур, в среде водорода и сероводорода. Освоение новых технологий для вовлечения в глубокую переработку нефтяных остатков, т.е. процессов гидрокрекинга, каталитического крекинга, висбрекинга и гидрогенизационной переработки.

Нефтеперерабатывающая промышленность является одним из основных потребителей энергоресурсов. В отрасли в виде топлива, тепловой и энергетической энергии расходуется около 11 % всей перерабатывающей нефти. Поэтому необходимо искать решения проблемы снижения энергоемкости производства. Основными направлениями снижения являются следующие:

- модернизация и реконструкция существующих технологических установок и производств, совершенствования технологических схем;

- применение новых достижений твенно повысить выход целевых продуктов;

- использование вторичных энергоресурсов, утилизация тепла отходящих потоков, с целью получения водяного пара для собственных технологических целей.

Коррозия оборудования - еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). В настоящее время разработан новый ингибитор коррозии - водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата. Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что установки первичной переработки нефти еще не являются идеальными и универсальными. Поэтому необходимо их дальнейшее совершенствование. Это приведет к решению перечисленных проблем и поспособствует улучшению экологической обстановки, что на сегодняшний день весьма актуально.

Целью данного курсового проекта является проектирование современной установки АВТ мощностью 6,0 млн. тонн в год, поставляющей сырье для производства высококачественных товарных топлив и масел, а также для вторичных процессов. Для достижения этой цели необходимо провести анализ заданной нефти, потенциального содержания фракций в нефти, возможность их применения в качестве готовой продукции, либо необходимость их дальнейшей переработки. Такой анализ позволит сделать выбор направления и технологической схемы установки АВТ.

Кроме этого, в курсовом проекте нужно произвести расчет ряда единиц технологического оборудования (колонны, печи, теплообменника).

Вместе с этим необходимо рассмотреть вопросы охраны окружающей среды.



1. Характеристика нефти по ГОСТ 31378-2009 и выбор варианта ее переработки

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Основные показатели качества Салаирской нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2. Данные о нефти взяты в справочной литературе [1].

Таблица 1.1 - Показатели качества Салаирской нефти

Показатели	Единицы измерения	Значение показателя
Плотность нефти при 20°С	кг/м3	822,4
Содержание в нефти: - хлористых солей	мг/л	53,0
- воды	% масс.	0,36
- серы	% масс.	1,16
- парафина	% масс.	5,9
- фракция до 360°С	% масс.	60,49
- фракция 360-550°С	% масс.	29,66
- фракция >550°С	% масс.	9,85
Плотность гудрона (остатка) при 20°С (фр. >550°С)	кг/м3	909,2
Выход суммы базовых масел с ИВ90 и температурой застывания -15°С	% масс.	22,88
Вязкость нефти: - при t=20°С - при t=50°С	мм2/с мм2/с	7,15 3,62

Таблица 1.2 - Потенциальное содержание фракций в Салаирской нефти

Номер компонента	Компоненты, фракции	Массовая доля компонента в смеси, хi
1	Н2	0,00000
2	СН4	0,00067
3	С2Н6	0,00146
4	С2Н4	0,00000
5	Н2S	0,00000
6	С3	0,00538
Номер компонента	Компоненты, фракции	Массовая доля компонента в смеси, хi
7	C4	0,00969
8	28-62°C	0,04366
9	62-85°C	0,03500
10	85-105°С	0,03405
11	105-140°С	0,06683
12	140-180°С	0,07922
13	180-210°С	0,05385
14	210-310°С	0,17776
15	310-360°С	0,09733
16	360-400°С	0,06124
17	400-450°С	0,07879
18	450-500°С	0,07397
19	500-550°C	0,08260
20	>550°C	0,09850
	Итого:	1,0000

На основании данных, представленных в таблицах 1.1 и 1.2 необходимо сделать вывод о целесообразности производства базовых масел, т.е. о получении узких масляных фракций (погонов, дистиллятов) на установке АВТ.

Выход базовых масел c ИВ>90 и температурой застывания 15єС на мазут составляет:

Так как выход базовых масел на мазут превышает 20%, то экономически выгодно перерабатывать Салаирскую нефть на установке АВТ с получением узких масляных фракций (т.е. нефть следует перерабатывать по масляному варианту).

Такое количество масел с ИВ>90 и температурой застывания -15°С обеспечивает их производство равное 1372800 т/год (61060,2288=1372800) при мощности АВТ 6,0 млн тонн в год (где 0,2288 - выход базовых масел на нефть, масс. доли). Таким образом, Салаирскую нефть наиболее выгодно перерабатывать по топливно-масляному варианту с получением топлив, масел и сырья нефтехимии.

По данным литературы [1] строится кривая ИТК Салаирской нефти, которая представлена на рисунке 1.1.

Согласно «ГОСТ 31378-2009 Нефть. Общие технические условия» Салаирская нефть классифицируется:

- в зависимости от массовой доли серы 1,16% - класс 2 (сернистая);

- по плотности при 20°С - 822,4 кг/м3- тип 0 (особо лёгкая);

- по степени подготовки: содержание воды - 0,36%, хлористых солей - 53 мг/л, давление насыщенных паров- 47,9 кПа - группа 1;

- по массовой доле сероводорода - 18 ppm и метил- и этилмеркаптанов - 32 ppm - вид 1.

Таким образом, Салаирская нефть обозначается шифром «2.0.1.1. ГОСТ 31378-2009».



2. Характеристика фракций нефти и их возможное применение

Характеристика всех фракций составлена по данным справочника[1] и представлена в виде таблиц.

2.1 Характеристика газов

Характеристика газов Салаирской нефти представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Состав и выход газов на нефть

Компоненты	Выход на нефть ,% мас.
Сухой газ:
- метан	1,72*0,0392=0,0674
- этан	1,72*0,0846=0,1455
Рефлюкс:
- пропан	1,72*0,3127=0,5378
- бутан	1,72*0,4584=0,7884
- изобутан	1,72*0,1051=0,1808
Итого:	1,72

Салаирская нефть содержит в основном тяжёлые (жирные) газы, т.е. пропан и бутаны, а также некоторое количество метана и этана.

Содержание этана в газе: 0,1455*100/1,72=8,46%.

Смесь тяжелых газов можно получить в жидком состоянии в емкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса, но использовать его как товарный сжиженный газ нельзя, т.к. содержание этана в нем будет выше нормы (>5%), поэтому рефлюкс можно направить на ГФУ или применять в качестве сырья для процесса пиролиза. Однако, вследствие необходимости получения сухого газа, рефлюкс лучше направить на газофракционирование для получения двух фракций: метан-этановой (сухой газ) и пропан-бутановой (рефлюкс).

Метан-этановую фракцию можно использовать как сырьё процесса пиролиза, а рефлюкс без содержания метан-этановой фракции можно будет использовать как товарный сжиженный газ или применять в качестве сырья для процесса пиролиза.

2.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение

По данным [1] составляется таблица 2.2 , характеризующая бензиновые фракции Салаирской нефти.

Таблица 2.2 - Характеристика бензиновых фракций Салаирской нефти

Температура отбора, °С	Выход (на нефть), %		Фракционный состав, °С	Содержание серы, %	ОЧ	Содержание углеводородов, %
			н.к.	10%	50%	90%			аромати-ческих	нафте-новых	парафи-новых
н.к.-70	5,4	0,6518	29	38	52	63	отс.	59	1	12	87
70-140	12,5	0,7233	71	80	106	131	0,02	46	8	20	72
140-180	7,9	0,7625	142	150	161	171	0,04	38	16	21	63
н.к.-180	25,9	0,7241	56	82	122	164	0,02	42	11	20	69

Фракция н.к.-70°С является сырьем для процесса изомеризации. В ходе данного процесса из неё получают изомеризат, который используется как экологически чистая высокооктановая добавка к автомобильным бензинам.

Фракция 70-180°С не удовлетворяет требованиям на товарный бензин из-за низкого октанового числа, поэтому её необходимо отправить на каталитический риформинг для повышения ОЧ. Фракция 70-140°С является сырьем процесса каталитического риформинга с целью получения ароматики. Смесь фракций 70-140°С и 140-180°С перерабатывается для производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов.



2.3 Характеристика дизельных фракций и их применение

Целесообразно из Салаирской нефти получать фракцию 180-360°С как основной компонент дизельного топлива при работе АВТ без производства реактивного топлива. Характеристика дизельной фракции представлена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Характеристика дизельной фракции Салаирской нефти

Пределы кипения, °С	Выход на нефть, % масс.	Цетано-вое число	Вязкость при 20°С, мм2/с (сСт)	Температура, °С	Содержание серы, %
				помутнения	застывания
180-360	32,9	53	4,93	-8	-10	0,63

Так как АВТ работает без производства реактивного топлива, то целесообразно получать в основном дизельную фракцию 180°С-360°С, которая отвечает требованиям стандарта на летнее дизельное топливо по всем показателям, кроме содержания серы[3]. Поэтому фракция должна направляться на гидроочистку для понижения содержания серы и использоваться в качестве дизельного топлива.

Для получения зимнего или арктического дизельного топлива необходимо ввести в данное топливо депрессорные присадки или подвергнуть его депарафинизации с целью понижения температуры застывания.

2.4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов и их применение

Из опыта работы существующих нефтеперерабатывающих заводов, получение узких масляных фракций экономически целесообразно, если выход базовых масел c ИВ>90 и температурой застывания 15єС на мазут (остаток >360оС) составляет не менее 20%масс. Величина рассчитанных показателей для Салаирской нефти (см. гл.1) говорит об экономической обоснованности производства базовых масел.

В таблице 2.4 представлена характеристика вакуумных дистиллятов.

Таблица 2.4 - Характеристика вакуумных дистиллятов

Пределы кипения, °С	Выход на нефть, % масс.	Плотность при 20°С, кг/м3	Вязкость, мм2/с при	Выход базовых масел с ИВ90 на дистиллят, % масс.
			50°С	100°С
360-420	9,49	837,1	10,22	3,38	70,68
420-490	10,31	858,7	36,13	7,69	67,24
490-550	9,86	886,9	97,68	15,21	58,96

Для производства базовых масел применяют узкие масляные (вакуумные) дистилляты, выкипающие в пределах 360-420єС, 420-490єС, 490-550єС, имеющих повышенный индекс вязкости (ИВ>90) и высокий выход на дистиллят. Избыток этих дистиллятов можно отправить на установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.

2.5 Характеристика остатков и их применение

На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки - мазут (tн.к.~360°С) и остаток вакуумной перегонки - гудрон (tн.к.~550°С).

Характеристика остатков Салаирской нефти представлена в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристика остатков Салаирской нефти

Остаток выше, °С	Выход (на нефть), % масс.	Плотность при 20°С, кг/м3	ВУ80	ВУ100	Температура, °С	Содержание, % масс.
					застыва-ния	вспышки	серы	парафина	Коксуе-мость,% масс
360	39,5	926,7	4,67	2,38	21	227	2,05	7,5	8,11
550	9,9	973,6	-	81,27	46	315	3,38	2,8	17,88



Мазут поступает в дальнейшем в блок вакуумной перегонки для получения вакуумных дистиллятов.

Из-за пониженной вязкости мазут (єВУ<16) может быть применен в качестве котельного топлива без его переработки на установке висбрекинг, а гудрон следует направить на висбрекинг с целью понижения вязкости [3].

Повышенная коксуемость остатка >550°С Салаирской нефти (~18%) позволяет использовать его в качестве сырья для установок коксования, но необходимо его подвергнуть специальной обработке для снижения содержания серы [3]. Кроме того, гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации и производства битумов.

Химический состав исходной нефти является основным фактором, определяющим технологии производства и свойства получаемых битумов.

Наиболее благоприятным сырьем для производства битумов служат тяжелые асфальто-смолистые нефти, при этом, чем больше содержание асфальто-смолистых компонентов и меньше содержание твердых парафинов, тем лучше качество битумов и проще технология их производства.

Пригодность Салаирской нефти для получения из нее битума определяется по содержанию в ней смол и асфальтенов, что выражается следующим соотношением БашНИИ НП [3]:

А+С-2П>0,

где А,С и П - содержание в нефти соответственно асфальтенов, смол и парафина, %масс.

Подставляются данные из [1, табл. 1]:

2,05+5,49-2*5,9=-0,5< 0.

Следовательно, Салаирская нефть непригодна для производства битума хорошего качества.

3. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

По заданию курсового проекта и анализу характеристики Салаирской нефти необходимо выбрать такую технологическую схему установки АВТ, на которой можно получить:

- сухой газ;

- рефлюкс (фр.С3-С4);

- бензиновые фракции: нк-70°С, 70-180°С;

- фракцию ДТ-180-360°С;

- узкие масляные фракции;

- гудрон.

Расчетная мощность установки составляет 6,0 млн. тонн нефти в год. В основу технологической схемы установки АВТ принята принципиальная аналогичная технологическая схема, приведенная в литературе [6].

Комбинирование АВТ с ЭЛОУ имеет ряд преимуществ: уменьшается число индивидуальных установок, протяженность и число трубопроводов, число промежуточных резервуаров, эффективнее используются энергетические ресурсы самих процессов; снижается расход электроэнергии, пара и воды на охлаждение, нагрев и перекачку промежуточных продуктов; уменьшается расход металла, площадь обслуживания и количество персонала. В результате резко сокращаются капитальные затраты и себестоимость продукции, увеличивается производительность труда [5].

3.1 Блок ЭЛОУ

Блок ЭЛОУ предназначен для подготовки нефти к переработке ее на атмосферном блоке установки. Подготовка нефти заключается в удалении из нее воды, солей и механических примесей путем воздействия электрического поля высокого напряжения с применением деэмульгатора в специальных аппаратах - электродегидраторах (ЭДГ).

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей 1мг/л при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания [4].

Содержание хлористых солей в нефти после первой ступени обессоливания рассчитывается следующим образом:

,

где - содержание хлористых солей в нефти после первой ступени обессоливания, мг/л;

=53 - содержание хлористых солей в нефти до блока ЭЛОУ, мг/л (см. табл. 1.1);

- степень обессоливания;

Рассчитывается содержание хлористых солей в нефти после второй ступени обессоливания:

где - содержание хлористых солей в нефти после второй ступени обессоливания, мг/л;

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:



,

где - относительная плотность нефти;

- содержание воды в сырой нефти, масс. доли;

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

,

где 1- содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

- содержание воды в обессоленной нефти, масс. доли.(0,1%);

Для понижения концентрации хлористых солей в воде подается промывная вода. Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:

Для Салаирской нефти с учетом вышеприведенного расчета данное уравнение примет вид:



откуда нефти или об. на нефть.

Обычно промывная вода подается с избытком 50-200 %. В данном случае принимается расход промывной воды 13,0 % об. на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых солевых стоков, свежая промывная вода (13%) подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени. Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после отстоя - в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения.

3.2 Блок колонн

Атмосферный блок

В атмосферном блоке АВТ можно использовать одну из трёх схем разделения нефти:

- схема с одной сложной ректификационной колонной. Она применима для нефтей, содержащих не более 8-10% бензиновых фракций. Достоинства данной схемы: установка проста в конструкции, компактна; совместное испарение лёгких и тяжёлых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Недостаток: эта схема не обладает гибкостью и универсальностью, и для нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций применение этой схемы связано с некоторыми трудностями, т.к. повышается давление на питательном насосе до печи, что увеличивает возможность пропуска нефти в теплообменниках и загрязнения ею дистиллятов;

- схема с предварительным испарителем и ректификационной колонной. Достоинства схемы: уменьшается перепад давления в печных трубах; пары из испарителя идут в атмосферную колонну, т.е. не нужно устанавливать самостоятельные конденсационные устройства и насосы для подачи орошения. Недостатки: уменьшается четкость разделения; при высоких содержаниях бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна перегружается по парам, что приводит к увеличению ее диаметра; все коррозионно-активные вещества, содержащиеся в нефти(H2S, H2O и др.), попадают вместе с парами из испарителя в основную колонну, т.е. испаритель не защищает колонну от коррозии;

- схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной. Достоинства схемы: она очень гибкая и может работать при значительном изменении содержания в нефти бензиновых фракций и растворенных газов; наиболее коррозионно-активные вещества удаляются через верх отбензинивающей колонны, т.е. основная колонна защищена от коррозии; благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается большое давление, что дает возможность применять более дешевое оборудование без увеличения прочности [5].

Перегонка нефти осуществляется по третьей схеме. Салаирская нефть характеризуется высоким выходом светлых дистиллятов (60,49 % масс.), повышенным содержанием растворенных газов (1,72 % масс.) и бензиновых фракций (25,9 % масс.). За счет высокого содержания растворенных газов и бензиновой фракции в нефти возникает опасность чрезмерного увеличения давления в теплообменниках и трубах печного змеевика. При предварительном испарении и ректификации в отбензинивающей колонне значительная часть газа и бензина удаляются из нефти до ее поступления в печь атмосферной колонны, что облегчает условия работы, как печи, так и основной атмосферной ректификационной колонны. Чтобы более полно сконденсировать газ и легкую бензиновую фракцию, в колонне предварительного испарения поддерживают повышенное давление (Рабс=0,5МПа) и благодаря этому возможно понизить давление в атмосферной колонне до Рабс=0,17 МПа и тем самым реализовать условия перегонки, обеспечивающие высокий отбор светлых дистиллятов[4].

Колонна К-1 - отбензинивающая колонна, где дистиллятом является фракция н.к.-140°С, которая состоит из 100% фракции н.к.-85°С и 40% фракции 85-140 °С. Емкость орошения этой колонны должна работать при давлении, обеспечивающим максимальное растворение газов С1-С4 во фракции н.к.-140°С [5]. Для поддержания температуры внизу колонны и повышения четкости разделения вниз колонны подводится тепло в виде “горячей струи” (часть отбензиненной нефти, нагретой в печи атмосферного блока до температуры 330°С). Из сепаратора отбирается углеводородный газ и нестабильный бензин. Часть нестабильного бензина поступает в колонну на орошение (создаётся острое орошение с кратностью равной 2), остальная часть поступает на стабилизацию. Снизу К-1 отбирается отбензиненная нефть, которая проходит через печь П-1 и поступает в основную атмосферную колонну К-2.

В колонне К-2 - сложной атмосферной ректификационной колонне - происходит разделение отбензиненной нефти на основные фракции: нк-180 єС, которая состоит из 60% фракции 85-140°С и из 100 % фракции 140-180°С, боковой погон: 180-270оС; 270 -360оС; нижний (кубовый) продукт - мазут ( 360оС).

Выход дизельной фракции 180-360оС составляет 32,9% масс. на нефть. Такое большое количество жидкости целесообразно выводить двумя потоками для улучшения четкости разделения и более эффективного использования тепла отходящих потоков. Боковые погоны ректификационной колонны выводятся каждый в свою отпарную колонну К-3 (стриппинг-секцию), где за счет подачи водяного пара происходит дополнительное удаление части легких компонентов. Это позволяет повысить четкость разделения погонов. Кроме того, стриппинг-секции служат буферными емкостями, позволяющими производить более равномерный отбор боковых погонов при колебаниях режима атмосферной колонны. В связи с тем, что отбор боковых погонов происходит в жидкой фазе, которая в процессе теплообмена должна поглощать тепло газового потока, в колонне нарушается тепловой баланс. Для его восстановления предусмотрены промежуточные циркуляционные орошения в зоне отборов боковых погонов. Атмосферная колонна имеет острое орошение вверху колонны.

В колоннах установлены клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок. Количество тарелок в колонне К-1 - 22, в колонне К-2 - 38.

Для снижения парциального давления компонентов мазута, что позволяет снизить температуру процесса и предотвратить реакции крекинга, а также для повышения четкости ректификации в нижнюю часть ректификационной колонны подается водяной пар.

Слабым местом атмосферной колонны является нижняя часть, т.к. ректификация здесь почти не идет. В результате некоторое количество “светлых” уходят в мазут. Принимается, что в мазуте остается до 5 % светлых нефтепродуктов.

Снизу колонны отбирается мазут, который поступает в вакуумную колонну К-5.

Блок стабилизации и чёткой ректификации

Бензиновая фракция, содержащая большое количество растворенных углеводородных газов, не может подвергаться дальнейшей переработке с целью получения моторных топлив, поэтому для удаления нестабильных (легколетучих) компонентов предусмотрена ее стабилизация, т.е. стабилизационная колонна.

По заданию необходимо получить сухой газ, рефлюкс и бензиновые фракции, которые будут являться сырьем для процессов изомеризации и риформинга. Исходя из этого, схема данного блока будет включать две колонны: стабилизационная К-4 и колонна четкой ректификации К-6. В стабилизационную колонну К-4 поступает бензин из К-1 и К-2, в которой происходит отделение углеводородных газов от нестабильного бензина. Бензиновая фракция н.к.-180?С далее поступает в ректификационную колонну К-6, где она разделяется на фракции н.к.-70?С (сырье для процесса изомеризации) и 70-180?С (сырье для каталитического риформинга).

Вакуумный блок

После атмосферной колонны К-2 мазут поступает на вакуумную перегонку. Мазут перегоняют под вакуумом с целью снижения температур кипения разделяемых компонентов и предотвращения термического разложения мазута.

Конструкция вакуумной колонны отличается от атмосферной суженной отгонной частью, что способствует уменьшению времени пребывания остатка в колонне во избежание его разложения под влиянием высоких температур[5].

На практике существует два основных варианта получения узких масляных фракций:

- тарельчатая ректификационная колонна;

- вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.

За основу принимается второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Преимущества насадочных контактных устройств перед тарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давления на одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являются регулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и их гидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными [11]. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка ВАКУПАК. Как показали испытания, для структурированной насадки ВАКУПАК характерна высокая производительность, эффективность и низкое гидравлическое сопротивление, что позволяет рекомендовать ее при проектировании и реконструкции атмосферных и вакуумных колонн для увеличения производительности, углубления отбора нефтепродуктов, улучшения качества разделения и снижения энергозатрат [12].

За счёт термической деструкции мазута образуется небольшое количество газов разложения, которые с верха вакуумной колонны поступают в поверхностный барометрический конденсатор, где конденсируются, а несконденсированные пары отсасываются паровым эжектором.

Для создания вакуума используется гидроциркуляционная вакуумсо-здающая система. Конденсация паров и охлаждение газов в такой системе осуществляется не водой, а рабочей охлаждающей жидкостью (газойлевой фракцией, отводимой из вакуумной колонны). По сравнению с традиционным способом создания вакуума с использованием паровых эжекторов вакуумсоздающие системы на базе ВГЦ агрегатов обладает следующими преимуществами:

- не требует для своей работы расхода воды и пара;

- экологически безопасно, работает с низким уровнем шума, не образует загрязненных сточных вод;

- создает более глубокий вакуум (до 67 Па или 0,5 мм рт.ст.);

- полностью исключает потери нефтепродуктов и газов, отходящих с верха вакуумной колонны;

- значительно уменьшает потребление энергии и эксплуатационные затраты на тонну сырья;

- позволяет дожимать газы разложения до давления, необходимого для подачи их до установок сероочистки [2].

Для отвода избыточного тепла организуются верхнее, среднее и нижнее циркуляционные орошения. Масляные погоны (узкие масляные фракции: 360-420°С, 420-490°С, 490-550°С) отводятся через отпарные колонны, вниз которых подаётся перегретый водяной пар. Вниз колонны подаётся водяной пар, а снизу выводится остаток вакуумной перегонки - гудрон(>550°С).

3.3 Блок теплообменников

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 240°С. Нефть прокачивается через теплообменники несколькими потоками, но при этом скорость движения нефти и теплоносителей в теплообменниках должна составлять 1-2 м/с для обеспечения удовлетворительных условий теплопередачи.

Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ при переработке Салаирской нефти.

При разработке схемы теплообмена в первую очередь решается вопрос об утилизации теплоты теплоносителей с максимальной температурой (290°С), т.к. они позволяют подогреть нефть до 240°С и выше.

Количество потоков нефти, проходящей через теплообменники, определяется производительностью установки и площадью проходного сечения для нефти и теплоносителей.

Для производительности установки в 6,0 млн. т/год целесообразно выбирать кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой с диаметром кожуха D=1400 мм; числом ходов по нефти - 4; , площадью свободного (проходного) сечения одного хода по трубам 11010-3 м2 [5].

Рассчитывается скорость нефти по трубному пространству:

,

где V ? объемный расход нефти, м3/с;

F ? площадь проходного сечения одного хода по трубам.

,

где G ? массовый расход нефти, кг/с;

с=822,4/м3 ?плотность нефти при 20С (таб.1.1).

Производительность установки с учетом необходимости остановки ее на ремонт (фонд рабочего времени составит 340 дней в году и 24 часа в сутки) будет равна:

,

Следовательно, объемный расход нефти составит:

,

Тогда, скорость нефти по трубному пространству составит:

,

Таким образом, для обеспечения необходимой скорости по трубному пространству, нефть должна прокачиваться через теплообменники двумя потоками. Скорость нефти по трубному пространству теплообменников будет составлять около 1,13 м/с. В первый и во второй поток направляется по 50% нефти.

Таблица 3.1 - Характеристика теплоносителей

Теплоноситель	Расход, % масс. на нефть	Начальная температура теплоносителя,°С
Теплоносители основной атмосферной колонны К-2
1. Фракция 180-270°С	15,27	200
2. Среднее циркуляционное орошение в зоне фр. 180-270°С - СЦО К-2 (кратность 2,38)	36,34	220
3. Фракция 270-360°С	15,54	275
4. Нижнее циркуляционное орошение в зоне фр. 270-360°С- НЦО К-2 (кратность 2,43)	37,76	295
Теплоносители вакуумной колонны К-5
5. Верхнее циркуляционное орошение-ВЦО К-5(кратность13)	27,04	150
6. Среднее циркуляционное оро-шение в зоне VD-1- СЦО-1 К-5 (кратность 2)	18,98	240

На основании данных таблицы 3.1 производится расчёт схемы подогрева нефти перед колонной К-1, которая представлена на рисунке 3.1. и 3.2.

Принимается, что тепло на блоке ЭЛОУ не теряется и нефть поступает в теплообменники после блока ЭЛОУ с температурой на 5єС меньше. Расходы теплоносителей в % масс. на нефть берутся из материального баланса (см. п.5).

Разность температур нефти на входе и выходе теплообменника рассчитывается по формулам:

- при температуре до 200єС:

- при температуре выше 200єС:

где Дtн и Дtт - разности температур на входе и на выходе для нефти и теплоносителя, соответственно, GН и GТ - расходы в теплообменнике нефти и теплоносителя, соответственно, %масс. от общего количества нефти.

Теплоту теплоносителей с температурой выше 100єС на выходе из последнего теплообменника можно использовать для нагрева воды и выработки водяного пара.

До блока ЭЛОУ:

1-й поток:

Теплообменник Т-101

Начальная температура ВЦО К-5 на входе в теплообменник Т-101из Т-102 составляет tн=100С. Охлаждается на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=50С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:



10+27=37С.

Теплообменник Т-102

Начальная температура ВЦО К-5 на входе в теплообменник Т-102 составляет tн=150С, охлаждается на 50С. Конечная температура теплоносителя будет tк=100С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

37+27=64С.

Теплообменник Т-103

Начальная температура фракции 180-270С, входящей в теплообменник, составляет tн=200С, охлаждается на 100С. Конечная температура теплоносителя будет tк=100С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

64+30=94С.

Теплообменник Т-104

Начальная температура VD-1, входящего в теплообменник, составляет tн=240С. Охлаждается на 110С, конечная температура теплоносителя будет tк=130С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

94+16=110С.

2-й поток:

Теплообменник Т-201

Начальная температура фракции 270-360С из Т-108: tн=165С, охлаждается на 90С. Конечная температура теплоносителя будет tк=75С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

10+28=38С.

Теплообменник Т-202

Начальная температура СЦО-1 К-5, входящего в теплообменник, составляет tн=240С, охлаждается на 100С. Конечная температура теплоносителя будет tк=140С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:



,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

38+29=65С.

Теплообменник Т-203

Начальная температура VD-3 на входе в теплообменник Т-203 из Т-210 составляет tн=270С, охлаждается на 110С. Конечная температура теплоносителя будет tк=160С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

65+15=80С.

Теплообменник Т-204

Начальная температура НЦО К-2 на входе в теплообменник составляет

tн=295С, охлаждается на 100С. Конечная температура теплоносителя будет tк=195С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:



80+30=110С.

После блока ЭЛОУ

1-й поток:

Теплообменник Т-105

Начальная температура СЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет tн=220С, охлаждается на 100С. Конечная температура теплоносителя будет tк=120С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

105+28=133С.

Теплообменник Т-106

Начальная температура НЦО К-5 на входе в теплообменник Т-106 из Т-107 составляет tн=240С, охлаждается на 110С. Конечная температура теплоносителя будет tк=130С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

133+30=163С.



Теплообменник Т-107

Начальная температура НЦО К-5 на входе в теплообменник Т-107 составляет tн=350С, охлаждается на 110С. Конечная температура теплоносителя будет tк=240С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

163+30=193С.

Теплообменник Т-108

Начальная температура фракции 270-360С, входящей в теплообменник, составляет tн=275С, охлаждается на 110С. Конечная температура тепло-носителя будет tк=165С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

193+27=220С.

Теплообменник Т-109

Начальная температура гудрона, входящего в теплообменник, составляет tн=360С, охлаждается на 110С. Конечная температура теплоносителя будет tк=250С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

220+19=239С.

2-й поток:

Теплообменник Т-205

Начальная температура СЦО К-2: tн=220С, охлаждается на 100С. Конечная температура теплоносителя будет tк=120С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

105+28=133С.

Теплообменник Т-206

Начальная температура гудрона на входе в теплообменник Т-206 из Т-109 составляет tн=250С, охлаждается на 110С. Конечная температура теплоносителя будет tк=140С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,



тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

133+19=152С.

Теплообменник Т-207

Начальная температура СЦО-2 К-5, входящего в теплообменник, составляет tн=300С. Охлаждается на 100С, конечная температура теплоносителя будет tк=200С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

152+32=184С.

Теплообменник Т-208

Начальная температура НЦО К-2 на входе в теплообменник составляет

tн=295С, охлаждается на 100С. Конечная температура теплоносителя будет tк=195С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

184+30=214С.



Теплообменник Т-209

Начальная температура VD-2 на входе в теплообменник составляет tн=300С, охлаждается на 100С. Конечная температура теплоносителя будет tк=190С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

214+16=230С.

Теплообменник Т-210

Начальная температура VD-3 на входе в теплообменник составляет tн=350С, охлаждается на 80С. Конечная температура теплоносителя будет tк=270С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

230+11=241С.

Далее 2 потока объединяются в уравнительной емкости Е-1.



4. Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны

По справочным данным [1] в составе газов, сопровождающих Салаирскую нефть, количество метана и этана мало. При таких условиях получить сухой газ практически невозможно. Поэтому подбирается такое давление, при котором максимальное количество верхнего продукта отбензинивающей колонны переходило бы после охлаждения в жидкую фазу. При таком режиме колонны К-1 газ остаётся в лёгком бензине, который отправляется на стабилизацию в К-4. В ёмкости орошения К-4 смесь этих газов получаем в жидком и газообразном состоянии. При этом в состав смеси войдут метан и этан, образующиеся вследствие частичного разложения нефти при нагреве в трубчатых печах и теплообменниках.

Необходимые данные для расчета состава газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны:

- расход нефти: ;

- давление в емкости орошения - 470 кПа (давление в емкости орошения обычно на 50 кПа ниже, чем давление наверху К-1 из-за гидравлического сопротивления трубопроводов и холодильников-конденсаторов);

- температура в емкости орошения - 35°С;

- кратность орошения принимается равная 2.

Состав смеси и её количество на входе в емкость орошения отбензинивающей колонны представлены в таблице 4.1, служащие исходными данными для определения состава паровой и жидкой фаз в ёмкости орошения с применением программы “Oil”. Результаты расчетов представлены в таблицах 4.2-4.5.



Таблица 4.1 - Состав смеси на входе в емкость орошения.

Номер компонента по табл. 1.2	Компонент (фракция)	Массовая доля компонента в нефти	Количество компонента в нефти, кг/ч	Смесь углеводородов на входе в ёмкость с учётом орошения (кратность --2)
				кг/ч	масс. доля
2	СН4	0,00067	492,65	1477,95	0,0049
3	С2Н6	0,00146	1073,53	3220,59	0,0107
6	С3	0,00538	3955,88	11867,64	0,0395
7	C4	0,00969	7125,00	21375,00	0,0711
8	28-62°C	0,04366	32102,94	96308,82	0,3205
9	62-85°C	0,03500	25735,29	77205,87	0,2570
10	85-105оС*	0,01362	10014,70	30044,10	0,1000
11	105-140о*	0,02673	19654,41	58963,23	0,1963
Итого:	0,13621	100154,40	300463,20	1

* - взято 40%масс. от потенциального содержания фракции 85-140оС. Оставшаяся часть фракций находится в бензине колонны К-2.

Расчет доли отгона смеси на входе в емкость орошения колонны К-1:

Иcxoдныe дaнныe:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 735294 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 973.5999755859375 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 470 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 35 ^C

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 3.823450242634863E-006

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 77.22242736816406

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 77.22288513183594

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 29.52561187744141

Поиск параметров давления и температуры с помощью программы «Oil» показал, что в емкости орошения отбензинивающей колонны при давлении 470 кПа и температуре 35°С доля отгона (3.82•10-6) стремится к минимальному значению (к нулю), практически вся смесь в емкости орошения находиться в жидком состоянии (сухой газ полностью переходит в жидкую фазу), что и необходимо было получить.



5. Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом

Материальный баланс составляется последовательно для всех основных колонн установки АВТ: отбензинивающей, основной атмосферной, стабилизационной, вакуумной и колонн четкой ректификации.

По материальным балансам отдельных колонн рассчитывается материальный баланс установки в целом.

Материальный баланс колон составлен с учетом таблиц 1.1-2.5 и 4.1.

При расчете часового расхода количество рабочих суток в году принято равным 340 [4].

Согласно заданию курсового проекта производительность установки АВТ равна: 6000000/8160=735,29т/ч или 735294 кг/ч.

Вследствие недостаточной эффективности работы атмосферной и вакуумной колонн часть светлых нефтепродуктов остается в мазуте (5 % на мазут) и часть масляной фракции в гудроне (10% на гудрон).

5.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1

В отбензинивающей колонну приходит обессоленная и обезвоженная нефть в количестве Gн=735294 кг/ч.

Сверху колонны К-1 уходят газы с содержанием 1,72 % масс., легкая бензиновая фракция, состоящая из 100% фракции н.к.-85С и 40% (от потенциального содержания) фракции 85-140С.

Xгаз+н.к.-140С=1,72+7,87+0,4*10,09=13,63% масс.

Выход отбензиненной нефти составит: 100-13,63=86,37%масс. на нефть.

Результаты расчета материального баланса колонны К-1 представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1

Продукт	%масс. на нефть	%масс. на сырьё	Расход
			т/г	кг/ч
Взято:
нефть обессоленная и обезвоженная	100,00	100,00	6000000	735294
Получено:
газ + н.к.-140С	13,63	13,63	817800	100221
нефть отбензиненная	86,37	86,37	5182200	635073
Итого:	100,00	100,00	6000000	735294

5.2 Материальный баланс атмосферной колонны К-2

В колонне К-2 получаем бензиновую фракцию 85-180°С (60 % масс. фракции 85-140°С и 100% масс. фракции 140-180°С), фракцию 180-270°С, фракцию 270-360°С и мазут (360°С). Так как в отбензинивающей колонне К-1 отбираем газ и легкую бензиновую фракцию нк-85°С и 40% фракции 85-140°С, то материальный баланс колонны К-2 составлен с учётом таблицы 4.1.

Выход фракции 85-180°С составляет 13,97% масс. на нефть. На отбензиненную нефть: 13,97/0,8637=16,18% масс.

Выход фракции 180-270°С составляет 15,27% масс. на нефть. На отбензиненную нефть: 15,27/0,8637=17,68% масс.

Из-за нечеткой ректификации в мазуте (360°С) остаётся 5% (на мазут) дизельной фракции 270-360°С, которая отгоняется в вакуумной колонне. Выход мазута на отбензиненную нефть определяется по уравнению[4]:

где Хn - потенциальное содержание мазута (360°С) в нефти, % масс;

a - содержание светлых (до 360°С) в мазуте, масс. доли;

Хон - выход отбензиненной нефти на нефть, масс. доли.

Х= 39,51/(1-0,05)0,8637 =48,15%масс.

т.е. выход мазута на нефть увеличивается на 2,08%масс. и составляет 41,59%масс., что уменьшает выход фракции 270-360 °C на нефть с 17,62 до 15,54%масс. Выход фракции 270-360°C на отбензиненную нефть с учетом уменьшения составляет: 15,54/0,8637=17,99%масс.

Результаты расчета материального баланса колонны К-2 представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Ма...