Технология переработки нефти

9,28

Тяжелое дизельное топливо

1297,4

54,06

17,30

Мазут

3792,0

158,00

50.56

Водяной конденсат

89,3

3,72

1,19

Итого:

7584,0

316,0

101,12

Стабилизация бензина

Приход

тонн/сутки

тонн/час

%масс. на сырье

Бензиновая фракция АТ-2

955,7

39,82

80,0

Бензиновая фракция АТ-1

240,0

10,0

20,0

Итого:

1195,7

49,82

100,0

Расход

Газ топливный-сдувка Е-4

84,0

3,5

7,0

Сжиженный газ

66,3

2,76

5,5

Стабильная бензиновая фр.

1045,4

43,56

87,5

Итого:

1195,7

49,82

100,0

Таблица 6.3.

Вариант 5. Производство бензина НК-160⁰С, летнего ДТ (с подачей пара в колонну К-3/2).

Атмосферная перегонка нефти
Наименование\Количество	тонн/сутки	тонн/час	% масс. на нефть
Приход
Нефть	7500,0	312,5	100,00
Водяной пар в куб К-2	84,0	3,50	1,12
Водяной пар в стриппинг К-3/2	7,2	0,30	0,10
Итого:	7591,2	316,30	101,22
Расход
Газ топливный-сдувка Е-1	9,6	0,40	0,13
Бензиновая фракция	1245,1	51,88	16,60
Керосиновая фракция	0,0	0,00	0,00
Легкое дизельное топливо	551,3	22,96	7,35
Тяжелое дизельное топливо	1895,0	78,96	25,27
Мазут	3792,0	158,00	50.56
Водяной конденсат	95,8	3,99	1,28
Итого:	7591,2	316,30	101,22
Стабилизация бензина
Приход	тонн/сутки	тонн/час	%масс. на сырье
Бензиновая фракция АТ-2	1245,1	51,88	80,6
Бензиновая фракция АТ-1	300,0	12,5	19,4
Итого:	1545,1	64,38	100,0
Расход
Газ топливный-сдувка Е-4	89,8	3,74	5,8
Сжиженный газ	51,8	2,16	3,4
Стабильная бензиновая фр.	1403,5	58,48	90,8
Итого:	1545,1	64,38	100,0



7. Нормы технологического режима, технологические карты, показатели процесса

Таблица 7.1

№№ пп	Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима	Номер позиции прибора	Единица измерения	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности измерительных приборов ГОСТ 8.401.-80	Примечание
1	2	3	4	5	6	7
1.	Давление нефти на входе на установку переработки нефти ЭЛОУ-АТ-2	PIA-1301	кгс/см2	12 - 20	1,5
2.	Расход нефти на входе на установку ЭЛОУ-АТ-2	FIRQA-1401	м3/ч	180 - 404	1
3.	Расход нефти - 1 поток (теплообменник Т-1)	FIRCA-1402	м3/ч	90 - 202	1
4.	Расход нефти - 2 поток (теплообменник Т-3)	FIRCA-1403	м3/ч	90 - 202	1
5.	Температура сырой нефти	TIR-1101	0С	5 - 20	0,5
6.	Температура нефти в электродегидраторе Э-1	TIRAH-3103	0С	95 - 125	0,5
7.	Температура нефти в электродегидраторе Э-2	TIRAH-3104	0С	95 - 125	0,5
8.	Давление в электродегидраторе Э-1	PT-3301	МПа	1,25 - 1,45	1,5
9.	Давление в электродегидраторе Э-2	PT-3305	МПа	1,05 - 1,25	1,5
10.	Расход воды в Э-1	FIRC-3403	м3/ч	9 - 20	1
11.	Расход воды в Э-2	FIRC-3402	м3/ч	9 - 20	1
12.	Температура нефти после теплообменника Т-8	TIR-1107	0С	250 - 270	0,5
13.	Температура верха колонны К-1	TIRС-1109	0С	110 - 130	0,5	Контур регулирования FIRCAL-1407 - TIRC-1109
14.	Температура куба колонны К-1	TIR-1110	0С	220 - 250	0,5	РСУ
15.	Давление верха колонны К-1	PI-1227	МПа	0,20 - 0,35	1,5	Контур регулирования PIRCA-1306 - PV-1306
16.	Давление низа колонны К-1	PIRA-1308	МПа	0,35 - 0,40	1,5	РСУ, ПАЗ
17.	Расход орошения колонны К-1 (от Н-2)	FIRCA-1407	м3/ч	25 - 50	0,5	РСУ, ПАЗ Контур регулирования FIRCAL-1407
18.	Уровень бензиновой фракции в емкости Е-1	LIAHLL-1503	% шкалы	30 ч 70	1
19.	Температура нефти после теплообменника Т-10	TI-1006	0С	275 - 290	0,5
20.	Расход нефти на входе в печь П-1 по I-му потоку	FT-5401	м3/ч	66 - 135	1,5
21.	Расход нефти на входе в печь П-1 по II-му потоку	FT-5402	м3/ч	66 - 135	1,5
22.	Расход нефти на входе в печь П-1 по III-му потоку	FT-5403	м3/ч	66 - 135	1,5
23.	Расход нефти на входе в печь П-1 по IV-му потоку	FT-5404	м3/ч	66 - 135	1,5
24.	Температура нефти на выходе из печи П-1 по I-му потоку	TIR-5106	0С	До 365	0,5
25.	Температура нефти на выходе из печи П-1 по II-му потоку	TIR-5107	0С	До 365	0,5
26.	Температура нефти на выходе из печи П-1 по III-му потоку	TIR-5108	0С	До 365	0,5
27.	Температура нефти на выходе из печи П-1 по IV-му потоку	TIR-5109	0С	До 365	0,5
28.	Температура верха колонны К-2	TIRС-1112	0С	105 - 150	0,5
29.	Температура куба колонны К-2	TIR-1113	0С	340 - 350	0,5
30.	Давление верха колонны К-2	PI-1228	МПа	0,13 - 0,2	1,5
31.	Расход орошения колонны К-2 (от Н-4)	FIRCA-1409	м3/ч	14 - 55	0,5
32.	Уровень бензиновой фракции в емкости Е-2	LICAHL-1516	% шкалы	45 - 70	1
33.	Давление в емкости Е-2	PIRCA-1315	МПа	0,16 - 0,2	1,0
34.	Температура на 14 тарелке колонны К-2	TIR-1115	0С	170 - 200	0,5
35.	Расход 1ЦО колонны К-2	FIRCA-1411	м3/ч	70 - 155	0,5
36.	Температура на 25 тарелке колонны К-2	TIR-1119	0С	210 - 250	0,5
37.	Расход 2ЦО колонны К-2	FIRCA-1416	м3/ч	126 - 279	0,5
38.	Температура фракции ТДТ из колонны К-2	TIR-1121	0С	275 - 300	0,5
39.	Температура в колонне К-3/1	TI-1033	0С	190 - 200	0,5
40.	Температура внизу колонны К-3/2	TI-1015	0С	190 - 250	0,5
41.	Расход водяного пара в колонну К-2	FIRCA-1420	кг/ч	1500 - 4000	0,5
42.	Расход водяного пара в колонну К-3/2	FIRCA-1421	кг/ч	150 - 400	0,5
43.	Расход топливного газа	FIR-5407	кг/ч	1500-4400	1
44.	Давление топливного газа к основным горелкам П-1	PIRSA-5319	МПа	0,002 - 0,5	1,5
45.	Давление топливного газа к дежурным горелкам П-1	PIRSA-5320	МПа	0,04 - 0,5	1,5
46.	Расход керосина из колонны К-2	FIRQC-1413	м3/ч	0 - 35	0,5
47.	Расход фракции ТДТ из колонны К-2	FIRCA-1417	м3/ч	54 - 87	0,5
48.	Расход мазута из колонны К-2	FIRQC-1418	т/ч	158 - 177	0,5
49.	Расход ЛДТ в товарный парк	FIRQC-1415	м3/ч	400 - 500	0,5
50.	Расход зимнего ДТ в товарный парк	FIRQC-1426	т/ч	46,6 - 62,1	0,5
51.	Расход летнего ДТ в товарный парк	FIRQC-1427	т/ч	56,6 - 111,4	0,5
52.	Температура на входе в колонну К-4	TIR-2101	0С	118 - 130	0,5
53.	Температура верха колонны К-4	TIRС-2104	0С	55 - 70	0,5
54.	Температура куба колонны К-4	TIRС-2106	0С	155 - 200	0,5
55.	Температура бензина после Т-13	TIR-2105	0С	170 - 200	0,5
56.	Давление верха колонны К-4	PIRCA-2305	МПа	0,5 - 0,7	1,5
57.	Температура выхода бензина с установки	TT-2103	0С	20 - 50	0,5
58.	Расход орошения колонны К-4	FIRCA-2404	м3/ч	16 - 53	0,5
59.	Уровень бензиновой фракции в емкости Е-4	LICAHL-2508	% шкалы	30 - 70	1
60.	Давление в емкости Е-4	PIRA-2303	МПа	0,5 - 0,6	1,0
61.	Уровень бензиновой фракции в Е-3	LICAH-2501	% шкалы	40 - 70	1
62.	Температура в емкости Е-3	TIRА-2107	0С	45 - 70	0,5
63.	Давление в емкости Е-3	PIRCA-2301	МПа	0,2 - 0,3	1,0



8. Обессоливание и обезвоживание нефти в блоке ЭЛОУ

При добыче нефти и ее перекачке по трубопроводам, в нефти образуются устойчивые эмульсии типа «вода в нефти», в которых растворены соли, в основном, хлориды натрия, кальция, сульфаты натрия, магния и т.д. Нефть, поступающая на установку ЭЛОУ-АТ-2, содержит до 0,5 масс. % воды и до 100 мг/л хлоридов (хлористых солей). Вода с растворенными в ней солями вызывает сильную коррозию нефтеперегонного оборудования как в зонах высокой температуры (трубы печей, колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (особенно конденсационного); способствует повышению давления в аппаратах и снижению их производительности; вызывает образование отложений на стенках теплообменной аппаратуры и змеевиках печей с ухудшением теплоотдачи.

При подогреве нефти до 120⁰С и выше в присутствии даже следов воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с выделением корродирующего агента - хлористого водорода. Гидролиз хлоридов идет согласно уравнению: MeCl₂ + H₂O Me(OН)Cl + HCl.

Образующийся при гидролизе хлоридов хлористый водород достигает зон конденсации влаги, где в присутствии соляной кислоты (даже в небольших количествах) происходит коррозия металла аппаратов. С повышением температуры скорость гидролиза хлоридов значительно увеличивается. Особенно коррозионная активность хлористого водорода проявляется при перегонке сернистых нефтей, т.к. образующийся сероводород в сочетании с хлористым водородом взаимно инициируют реакцию разъедания металла.

На установке применено обезвоживание и обессоливание нефти при помощи электрического поля в электродегидраторе. Вместе с водой из нефти при обессоливании в значительной мере удаляются механические примеси. В основе процессов обезвоживания и обессоливания лежит деэмульгация исходной эмульгированной нефти в смеси с искусственной эмульсией, создаваемой при перемешивании нефти с промывной водой. Обработка нефти в электродегидраторе сочетает в себе три способа: термический, химический и электрический.

Термический способ заключается в подогреве нефти. С повышением температуры снижается вязкость нефти и увеличивается разность плотностей воды и нефти на 10-20 %, что способствует осаждению капель воды, а также снижается плотность защитной пленки на каплях воды и облегчается их слияние и осаждение под действием силы тяжести при отстое.

Химический метод заключается в применении поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов, снижающих прочность нефтяных эмульсий. Деэмульгатор, адсорбируясь на границе раздела фаз, вытесняет и растворяет естественные эмульгаторы, способствуя слиянию капель воды в более крупные.

Для интенсификации деэмульгирования процесс проводят в электрическом поле переменного тока высокого напряжения (до 20 кВ). Капли воды под действием этого поля за счет поляризации принимают вытянутую форму и заряжаются, ориентируясь по направлению к электродам. При этом на концах капли возникают заряды, противоположные по знаку зарядам на электродах, а между каплями-глобулами воды возникают электрические силы притяжения, способные преодолеть сопротивление стабилизирующих слоев глобул воды. Происходит столкновение глобул и разрушение образовавшихся вокруг них пленок, способствующее их коалесценции (слиянию) в крупные капли, которые отделяются от нефти под действием силы тяжести.

Основными параметрами, влияющими на процесс при постоянном составе нефти, являются температура, количество промывной воды, эффективность применяемого деэмульгатора или его расход.

Принята двухступенчатая схема электрообессоливания и обезвоживания нефти. На каждой ступени устанавливается по одному двухэлектродному электродегидратору типа ЭГ-160 объемом 160 м³, с нижним вводом сырья.

В электродегидраторах происходит разрушение образовавшейся водонефтяной эмульсии. Обезвоженная и обессоленная нефть (с остаточным содержанием хлоридов не выше 3-5 мг/л и воды - не более 0,2 об. %) поступает на переработку. Давление в электродегидраторе - 10,0-11,0 кгс/см². Перепад давления на смесителе - 0,5-1,5 кгс/см², в электродегидраторе - до 0,5 кгс/см². Падение температуры нефти на каждой ступени - не более 5°С.

Предварительно смешанная с деэмульгатором сырая нефть с содержанием хлоридов до 50 мг/л и воды до 0,5 об. % после нагрева в существующем блоке теплообменников до температуры 110-130°С поступает последовательно в электродегидраторы Э-1 и Э-2, 1-й и 2-й ступени. Перед электродегидраторами каждой ступени, нефть смешивается с промывной водой в статических смесителях СМ 1 и СМ 2 путем создания на них перепада давления.

Перед 1-ой ступенью, нефть смешивается с промывной водой 2-ой ступени дегидратации, подаваемой из промежуточной емкости насосами.

Перед 2-ой ступенью нефть смешивается со свежей водой от насосов. Отделившаяся в электродегидраторе Э-1 вода по уровню раздела фаз направляется в емкость-отстойник Е-15. Рабочие условия в аппарате: температура (100-110°С) и давление (5-6 атм).

В Е-15 происходит отделение от воды унесенного нефтепродукта, который скапливается в верхней части емкости (колокол) и выводится в емкость для жидких нефтепродуктов Е-16. Водный сток из Е-15 после охлаждения в теплообменнике Т-15 свежей артезианской водой, подаваемой на вторую ступень, сбрасывается в канализацию. Отделившаяся в электродегидраторе Э-2 вода по уровню раздела фаз направляется в промежуточную емкость-отстойник Е-19. Рабочие условия в аппарате: температура (90°С) и давление (4-5 атм).

В Е-19 происходит отделение от воды унесенного нефтепродукта, который скапливается в верхней части емкости и выводится в емкость для жидких нефтепродуктов Е-16. Водный сток из Е-19 забирается насосом и направляется на смешение с нефтью в СМ-1.

Сброс с ППК электродегидраторов Э-1 и Э-2 предусмотрен в закрытую систему утилизации через емкость Е-16. Жидкость из емкости Е-16 откачивается насосом в линию некондиции.

В теплообменнике Т-15 водный сток первой ступени перед сбросом в канализацию охлаждается потоком промывной воды, подаваемым на промывку нефти в Э-2. Охлажденный водный сток с температурой не более 60°С направляется в общезаводскую напорную канализацию. Промывная вода подается на обессоливание насосами из емкости Е-17. В емкость поступают артезианская вода из сетей завода и технологические водные конденсаты рефлюксных емкостей Е-1, Е-2.



9. Устройство и принцип действия отбензинивающей колонны

Отбензинивающая колонна К-1 предназначена для отгонки из нефти легких бензиновых фракций и оборудована 14 тарелками.

С верха колонны К-1 выводятся пары бензиновой фракции и воды.

Углеводородные газы, которые поступают на конденсацию в аппараты воздушного охлаждения ХК-1.

Конденсат и несконденсированные газы из ХК-1 поступают в рефлюксную емкость Е-1.

Из рефлюксной емкости Е-1 углеводородный конденсат в качестве острого орошения насосом направляется на верхнюю тарелку К-1.

Балансовое количество бензиновой фракции откачивается в промежуточную емкость Е-3.

Водяной конденсат по уровню раздела фаз выводится из емкости Е-1.

Водяной конденсат может направляться в емкость Е-17 или сбрасываться в канализацию.

Отбензиненная нефть отбирается из куба колонны К-1 насосами и направляется в теплообменник Т-10, где нагревается мазутом.

Отбензинивающая колонна К-1 является атмосферной колонной непрерывного действия, по принципу внутреннего устройства - тарельчатой.

В тарельчатых колоннах для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок специальной конструкции.

Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам, причем перегородки поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке.

Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков погруженными во флегму.

Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы.

Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке.

За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока.



10. Эскиз отбензинивающей колонны

Размещено на Allbest.ru

...