Разгонка(ИТК) Ергачинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций

Общая физико-химическая характеристика нефти

 

Таблица1.2

Состав газов, растворенных в нефти

 

Таблица 1.3

Характеристика фракций, выкипающих до 200

 

 

 

Таблица 1.4

Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200

Таблица 1.5

Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

 

Таблица 1.6

Характеристика легких керосиновых дистиллятов

 

Таблица 1.7

Характеристика дизельных топлив и их компонентов

 

Таблица 1.8

Характеристика сырья для каталитического крекинга

 

Таблица 1.9

Характеристика остатков

Таблица 1.10

Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

 

 

 

Таблица 1.11

Разгонка(ИТК) Ергачинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций

 

 

 

2. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ ИТК, ПЛОТНОСТИ И МОЛЯРНОЙ МАССЫ НЕФТИ

 

 

Для построения кривых ИТК, молярной массы (М), и плотности () нефти воспользуемся данными табл. 1.11. Кривые ИТК, молярной массы и плотности строим на листе миллиметровой бумаги формата А3 со следующей точностью: ±0,5 %мас.; ±0,002 г/см3 и ±2 ºС. Для достижения такой точности принимаем следующий масштаб:

- по абсциссе – 1 см соответствует 5 %;

- по ординате:

- на шкале «Температура, ºС. Молярная масса» 1 см соответствует 20 ºС и 20 единицам молярной массы ;

- на шкале «Плотность ( ), г/см3» 1 см соответствует 0,02 г/см3.

Для построения кривой ИТК из табл. 1.11 берем значение температуры конца кипения для первой фракции из колонки «Температура кипения фракции» и отложим на ординате. Затем берем выход этой фракции из колонки «Суммарный выход фракций на нефть» ( в %мас.) и откладываем на абсциссе. Далее от ординаты, отвечающей температуре кона кипения фракции, проводим горизонтальную прямую вправо до пересечения с вертикальной прямой от абсциссы, отвечающей выходу этой фракции. Аналогичные действия проводим с остальными фракциями и получим точки, соединив которые построим кривую ИТК.

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

Поскольку, плотность, молярная масса, вязкость и другие свойства соответствуют среднему качеству нефтепродукта, кривые плотности и молярных масс строим по среднему качеству нефтепродукта, кривые плотности и молярных масс строим по среднему качеству отдельных фракций. Для этого от оси абсцисс восстанавливаем перпендикуляры, соответствующие средним температурам кипения фракций. От оси ординат проводим прямые, соответствующие значениям плотностей и молярных масс. Точки пересечения соединяем и получаем соответствующие кривым плотности, молярной массы (см. рис. 1.1).

 

 

3.ОБОСНОВАНИЕ АССОРТИМЕНТА ПОЛУЧАЕМЫХ ФРАКЦИЙ.

 

Ассортимент нефтепродуктов, получаемых на установке АВТ обусловлен составом и свойствами нефти и ее фракций, а также потребностями в тех или иных нефтепродуктах. В соответствии с задание при первичной перегонке

Ергачинской нефти (смесь нефтей) планируется получить следующие фракции: газ, 28-85, 85-120, 120-180, 180-240, 240-280, 280-350, 350-500 и выше 500 ºС.

Газ, растворенный в нефти и полученный на АВТ, состоит преимущественно из пропана и бутанов (99,4 %мас.). Пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии и используют в качестве газофракционирующих установок с целью производства индивидуальных углеводородов, топлива и компонента автомобильного бензина ( газового бензина).

Фракция 28-85 ºС – обладает низким октановым числом (менее 64,0) . Ее направляют на установку каталитической изомеризации с целью увеличения октанового числа.

Фракцию 85-120 ºС объединяют с фракцией 120-180 ºС и направляют на установку каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента бензина.

Часть фракции 120-180 и 180-240 °С является сырьем для получения реактивного топлива. Сравниваем показатели качества реактивных топлив марок ТС-1 и Джет А-1 с показателями фракций 120-230 (см. табл.2.1.). Фракция 120-240 °С удовлетворяет нормативам по плотности, кинематической вязкости -40 ºС, низшей теплоте сгорания, содержанию ароматических углеводородов, температуре начала кристаллизации, но не удовлетворяет температуре вспышки для Джет А-1, кинематической вязкости при 20°С, высоте некоптящего пламени, йодному числу и содержанию общей и меркаптановой серы, поэтому данная фракция не будет использована для получения топлива марки ТС-1и Джет-А.

Из фракций 180-240, 240-280 и 280-350°С получают дизельное топливо. Сравним объединенную фракцию 180-350°С с показателями качества дизельного топлива Евро по ГОСТ Р52368-2005. (см. табл. 2.2.). Эта фракция удовлетворяет нормативам по таким показателям качества, как цетановое число, плотность, кинематическая вязкость при 40 ºС, температура вспышки в закрытом тиле, но не удовлетворяет требованиям по содержанию серы, следовательно, необходима гидроочистка. По температурам застывания и помутнения фракция соответствует требованиям, предъявляемым к зимнему и арктическому дизельному топливу.

Остаток атмосферной перегонки нефти, выкипающий при температуре выше 350°С, будет использован в качестве сырья вакуумной перегонки. При вакуумной перегонке получают фракцию вакуумного газойля (350-500 °С). Газойль является сырьем установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или компонента котельных топлив. Возможно применение мазута как котельное топливо; стандарт на котельное топливо - ГОСТ 10585-99 предусматривает выпуск четырех его марок. По показателям качества: плотность при 20°С, кинематическая вязкость при 50 °С, массовая доля серы сырье подходит для получения флотского мазута марки Ф-5.

Остаток вакуумной перегонки мазута, выкипающий выше 500ºС, используют в качестве сырья установок деасфальтизации, коксования, висбрекинга (для производства котельных топлив и битумных установок).

 

Таблица 2.1.

Сравнительная характеристика реактивных топлив и фракции 120-230°С.

Показатели качества Реактивные топлива марок Фракция нефти
ТС-1 Джет А-1 120-230°С
Плотность - при 20оС, кг/м3 - при 15оС, кг/м3   Не менее 780   Не менее 775-840   791,4
Фракционный состав, оС: - температура начала перегонки - 10 % отгоняется при температуре - 50 % отгоняется при температуре - 90 % отгоняется при температуре   - 98 % отгоняется при температуре      
Не выше 150 Не выше165 Не выше 195 Не выше 230   Не выше250 - Не выше 205 Не нормируется Определение обязательно Не выше 300  
Кинематическая вязкость, мм²/с: - при 20ºС - при -40ºС      
Не менее 1,30 Не более 8 - - 1,25 5,18
Низшая теплота сгорания, кДж/кг Не менее 43120 Не менее 42800
Высота некоптящего пламени, мм Не менее 25 Не менее 25
Кислотность, мг КОН / 100 см3 Не более 0,7 - Отс.
Йодное число, мг J / 100 г Не более 2,5 - 7,1
Температура вспышки, ºС Не ниже 28 Не ниже 38
Температура начала кристаллизации, ºС Не выше -60 - -60
Содержание ароматических углеводородов, % мас.   Не более 22   Не более (25)   21,8
Содержание общей серы, %мас. Не более 0,20 Не более 0,25 1,03
Содержание меркаптановой серы, %мас Не более 0,003 Не более 0,003 0,40
Фактические смолы, мг/100 г -
Зольность, %мас. Не более 0,003 - -

 

 

Таблица 2.2

Сравнительная характеристика дизельных топлив и фракции 180-350°С.

Показатели Класс 3 Класс 4 Класс 5 ЕВРО по ГОСТ Р52368-2005 Фракция нефти
180-350°С
Цетановое число Не менее 51 Не менее 51 Не менее 51 Не менее 51
Фракционный состав: при температуре 250 °С перегоняется при температуре 350 °С перегоняется -96 %   Менее 65%об Не менее 85 % Не выше 360   Менее 65%об Не менее 85 % Не выше 360   Менее 65%об Не менее 85 % Не выше 360   Менее 65 % об Не менее 85 %     - -  
Кинематическая вязкость при 40 0С мм² /с 2,00-4,50 3-6 1,8-5,0 - 1,54
Температура застывания, °С Не выше -10 Не выше -10 Не выше -35   -28
Температура помутнения, °С Не выше -5 Не выше -5 Не выше -25 Не выше -10 ÷ -34 -17
Температура вспышки °С: - дизельные топлива, за исключением дизельного топлива для арктического климата -дизельные топлива для зимнего и арктического климата - для дизелей общего назначения   Выше 40     Не ниже 30   -   Выше 55     Не ниже 30   -   Выше 55     Не ниже 30   -   -     -   Выше 55    
Содержание серы, мг/кг общей Не более 350 50 10 1,07%мас
Окислительная стабильность, общее количество осадка г/м3 Не более 25 следы
Зольность, %мас. Не более 0,01 Не более 0,01 Не более 0,01 Не более 0,01 -
Коксуемость, % остатка, не более Не более 0,2 Не более 0,3 Не более 0,3 - -
Плотность при 20 °С (15 оС), кг/м³ Не более 860 Не более 860 Не более 840 Не более (820-845) 825,8

 

4.ВЫБОР И ОБСНОВАНИЕ СХЕМЫ УСТАНОВКИ ЭЛОУ-АВТ

 

4.1 Выбор и обоснование схемы блока ЭЛОУ

Нефть, поступающая на НПЗ и соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002, содержит 0,5 %мас. воды, которую необходимо полностью удалить перед переработкой, поэтому нефть подвергается дополнительной обработке на блоке ЭЛОУ. Это является необходимым условием правильной и бесперебойной работы установки первичной перегонки нефти и получения качественных фракций.

В соответствие с ГОСТ Р 51858 Ергачинская нефть (смесь нефтей) является особо легкой (тип 0)- плотность 806,1 кг/м3 . Для переработки такой нефти необходим трехступенчатый блок ЭЛОУ, так как данная нефть содержит достаточно большое количество природных эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии вода-нефть: смол, асфальтенов и высокоплавких парафинов. Между ступенями осуществляется ввод в поток нефти химически чистой воды для растворения солей, находящихся в кристаллическом состоянии.

Число рабочих суток в году принимаем равным 350. Мощность проектируемой установки составляет 10,9 млн. т /год. Рассчитаем часовую производительность блока ЭЛОУ по формуле

,

где - часовая производительность, /ч;

- годовая производительность блока ЭЛОУ (см. табл. 7.1), кг/год;

- число рабочих суток.

/ч.

Число электродегидраторов, которые следует установить на одной ступени обессоливания, находим из отношения

,

где - число электродегидраторов, шт.;

- часовая производительность блока ЭЛОУ, /ч;

- часовая производительность электродегидратора, /ч

шт.

Принимаем число электродегидраторов на одной ступени равным четырем (рис. 4.1). Нагрев сырой нефти на установке ЭЛОУ-АВТ производительность 12,0 млн. т/год будет осуществляться в шесть потоков.

Температуру в электродегидраторах принимаем равной 120 °С. Для предотвращения газовыделения в электродегидраторах поддерживают повышенное давление, равное 1,0 МПа.

 

4.2 Выбор и обоснование схемы блока атмосферной перегонки

В нефтепереработке приняты три основные схемы атмосферной переработки нефти. Это двухколонная схема с двукратным испарением и двукратной ректификацией, двухколонная схема с двукратным испарением и однократной ректификацией (первая колонна является в этой схеме пустотелым испарителем) и одноколонная схема с однократным испарением и однократной ректификацией. Схемы блока перегонки нефти при атмосферном давлении зависят от природы нефти (содержания бензиновых фракций, выкипающих до 200 ºС и в целом светлых, выкипающих до 350 ºС, растворенных газов и общей серы). Данная нефть, содержит 1,7 % газа (табл. 1.2), 39,2 % бензиновых фракций, выкипающих до 200 0С (табл. 1.1) и 66,0% светлых нефтепродуктов, выкипающих до 350 0С (табл. 1.1). Содержание в нефти серы составляет 1,51 % (табл.1.1). Перегонку нефти, содержащей больше 20 %мас. бензиновых фракций и растворенных газов не выше 1,5 %мас. осуществляют по схеме с двукратным испарением и двухкратной ректификацией.

На установке, работающей по схеме с предварительным испарением(см. рис.4.2), нефть после подогрева в теплообменниках Т-1 (обычно 180-220ºС) направляют в испаритель К-1 – пустотельный аппарат, в котором осуществляется однократное испарение. Поток газов и паров с верха испарителя поступает в атмосферную колонну К-2. Неиспарившаяся часть нефти из нижней части испарителя насосом через печь подается также в атмосферную колонну К-2. Таким образом, в основную атмосферную ректификационную колонну в итоге поступает вся нефть.

Основные достоинства данной установки следующие:

- благоприятные условия ректификации в атмосферной колонне;

-проведение ректификации при температурах более низких, чем по предыдущей схеме – с двукратным испарением и двукратной ректификацией;

- меньшие капитальные и эксплуатационные затраты в связи с сокращением на установке числа печей, конденсаторов-холодильников, холодильников, насосов, емкостей орошения и других аппаратов и коммуникаций;

- простота и компактность по сравнению с вариантом перегонки нефти по схеме с двукратным испарением и двукратной ректификацией.

 

4.3 Выбор и обоснования схемы блока стабилизации и вторичной перегонки бензиновой фракции

Блок стабилизации и вторичной перегонки бензиновой фракции (рис. 4.3) предназначен для выделения растворенных углеводородных газов и сероводорода, а также разделения той фракции на более узкие, предусмотренные заданием.

Блок стабилизации оснащается одним стабилизатором (К-3) и несколькими простыми ректификационными колонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашем случае - две ректификационные колонны К-4 и К-5 (рис. 3.3). В колонне К-3 будем получать такое количество рефлюкса, какое необходимо для орошения. Температуру в низу стабилизационной колонны поддерживают за счет циркуляции через печь П-3 нижнего продукта. Стабильный бензин из куба колонны стабилизации направляют в колонну чёткой ректификации К-4 с целью получения фракций 28-120 и 120-180 °С. Фракцию 120-180 °С отправляют на дальнейшую переработку, а фракцию 28-120°С разделяют в колонне К-5 на фракции 28-62, 62-85 и 85-120 °С.

4.4 Выбор и обоснование схемы блока вакуумной перегонки мазута с узлом создания вакуума

В соответствии с заданием мазут разгоняем по топливному варианту с получением широкой фракции вакуумного газойля и утяжеленного дизельного топлива в виде бокового погона, а так же гудрона. Выбираем схему перегонки мазута в одной ректификационной вакуумной колонне (рис.4.4). К достоинствам этой схемы можно отнести низкие капитальные и эксплуатационные затраты, возможность получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов. Недостатком данной схемы является высокое содержание воды в получаемом дизельном топливе из-за низкой температуры в верху колонны К-6.

Для узла создания вакуума выбрана схема с применением гидроциркуляционного аппарата (эжектора). Он имеет следующие достоинства:

-создание стабильного и глубокого вакуума;

- не используется водяной пар;

-отсутствие потерь ценных продуктов, выходящих с верха колонны;
-простота, надежность и безопасность эксплуатации;

-снижение загрязнения окружающей среды.

 

 

5. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА

УСТАНОВКИ И ЕЕ ОПИСАНИЕ

 

Принципиальная технологическая схема установки представлена на (рис. 5.1.)

Сырая нефть, деэмульгатор и щелочь сырьевым насосом Н-25 прокачивается в четыре потока через теплообменники Т-1/1 – Т-1/5 ,T-2/1 – T-2/5, Т-3/1 – Т-3/5 и Т-4/1 - Т-4/5. В теплообменниках Т-1/1 и Т-4/1 нефть нагревается потоком циркуляционного орошения, снимаемого с 39 тарелки колонны К-2. В теплообменниках Т-1/2 - Т-4/2 за счет тепла фракции 180-230 ºС. В теплообменниках Т-1/3 - Т-4/3 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с 27 тарелки колонны К-2, в теплообменниках Т-1/4 - Т-4/4 теплом фракции 230-280 ºС, Т-1/5 – Т-2/5 циркуляционным орошением, снимаемым с 16 тарелки колонны К-2. Нефть нагревается до температуры 130-140 °С и под давлением 1,0 МПа поступает в четыре потока в электродегидраторы первой, второй, а затем третьей ступени. Перед электродегидраторами третьей ступени в нефть подается дополнительное количество химически чистой воды для растворения солей, находящихся в кристаллическом состоянии.

Обессоленная и обезвоженная нефть снова делится на четыре потока и поступает в теплообменники Т-1/6 – Т-1/10, Т-2/6 – Т-2/1, Т-3/1 – Т-3/10 и Т-4/1 – Т-4/10 . В теплообменниках Т-1/6 – Т-4/6 нефть нагревается за счет тепла фракции 280-350°С, в теплообменниках Т-1/7 – Т-4/7 – за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с 8 тарелки колонны К-2, в теплообменниках Т-1/8 – Т-4/8 – за счет тепла фракции 350-500°С, в теплообменниках Т-1/9 – Т-4/9 – за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с вакуумной колонны, в теплообменниках Т-1/10 – Т-4/10 нефть нагревается потоком гудрона.

Нефть, нагретая до 230-240°С, покидает установку ЭЛОУ и после подогрева в теплообменнике Т-10 поступает в колонну К-1. Колонна К-1 – пустотелый аппарат, в котором осуществляется однократное испарение. Поток газов и паров с верха испарителя поступает в основную атмосферную колонну К-2, неиспарившаяся часть нефти из нижней части испарителя насосом Н-9 подается в печь П-1, нагревается до 360 ºС и также подается в атмосферную колонну К-2.

С верха колонны К-2 отводятся пары бензиновой фракции 28-120 °С и углеводородный газ. Конденсация паров бензина происходит в аппарате воздушного охлаждения АВО-1 и конденсаторе-холодильнике КХ-1. В емкости Е-1 происходит разделение фракции 28-120 °С и углеводородного газа. Легкая бензиновая фракция насосом Н-19 подается на орошение верха колонны, а ее балансовое количество направляется на блок стабилизации и вторичной ректификации.

С 40 тарелки колонны К-2 отводится фракция 120-180 °С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/1. Фракция 120-180 ºС также направляется в блок стабилизации и вторичной ректификации.

Фракция 180-230 °С отбирается с 28 тарелки колонны К-2 и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/2. Данная фракция забирается насосом Н-18, прокачивается через теплообменники Т-1/2 – Т-4/2, где отдает тепло нефти, затем проходит через аппарат воздушного охлаждения АВО-11 и выводится с установки.

С 18 тарелки колонны К-2 отводится фракция 230-280 °С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/3. Фракция 230-280 °С забирается насосом Н-16, прокачивается через теплообменники Т-1/4 – Т-4/1, где отдает тепло нефти, затем проходит через аппарат воздушного охлаждения АВО-10 и выводится с установки.

С 10 тарелки колонны К-2 выводится фракция 280-350 оС и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/4. Фракция 280-350 оС забирается насосом Н-16, прокачивается через теплообменники Т-1/6 – Т-4/6, где отдает тепло нефти, после этого направляется в АВО-9 и выводится с установки.

Избыточное тепло из колонны К-2 отводят циркуляционными орошениями:

- первое циркуляционное орошение забирается из кармана 38 тарелки колонны К-2 насосом Н-10 прокачивается через теплообменники Т-1/1 – Т-4/1, и возвращается в колонну на 39 тарелку;

- второе циркуляционное орошение забирается из кармана 26 тарелки колонны К-2, насосом Н-12 прокачивается через теплообменники Т-1/3 – Т-4/3 и возвращается в колонну на 27 тарелку;

- третье циркуляционное орошение забирается из кармана 16 тарелки колонны К-2 насосом Н-13, прокачивается через теплообменники Т-1/5 – Т-4/5 и возвращается в колонну К-2 на 17 тарелку;

- четвертое циркуляционное орошение забирается из кармана 8 тарелки колонны К-2 насосом Н-14, прокачивается через теплообменники Т-1/7 – Т-4/7 и возвращается в колонну К-2 на 9 тарелку;

Фракции 28-120 и 120-180 оС смешиваются, нагреваются в теплообменнике Т-3 и поступают в колонну стабилизации К-3, в которой поддерживается давление 1,2 МПа. С верха колонны К-3 выводится углеводородный газ, который проходит через АВО-2 и КХ-2, где частично конденсируется. Из рефлюксной емкости Е-2 сверху уходит углеводородный газ, а снизу – рефлюкс, который насосом Н-2 подается на орошение верха колонны К-3.

С низа колонны К-3 выводится стабильный бензин, который насосом Н-1 подается через теплообменник Т-3, где отдает свое тепло исходной бензиновой фракции и направляется по трубопроводу в колонну вторичной ректификации К-4. Часть стабильного бензина прокачивается через печь П-4 для создания «горячей струи» в колонне К-3.

С верха колонны К-4 отводятся пары фракции 28-62 °С, которые, проходя через АВО-3 и КХ-3, конденсируются и поступают в емкость Е-3. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, жидкая часть фракции 28-62 °С выводится и насосом Н-4 подается на орошение в верх колонны К-4 а, избыток уходит с установки. С низа колонны К-4 отводится фракция 62-180 °С, которая поступает в рибойлер Т-5 для создания «горячей струи» в колонне К-4. Из рибойлера Т-5 фракция 62-180 °С прокачивается насосом Н-3 поступает через теплообменник Т-6 в колонну К-5. С верха колонны К-5 отводятся пары фракции 62-85 ºС, которые проходят через АВО-4 и КХ-4, конденсируются и поступают в емкость Е-4. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха ёмкости, а жидкая часть фракции насосом Н-6 подается на орошение верха колонны К-5, а избыток отводится с установки. С низа колонны К-4 отводится фракция 85-180 °С, которая поступает в ребойлер Т-6 для создания «горячей струи» в колонне К-5. Из ребойлера Т-7 фракция 85-180 °С прокачивается насосом Н-5 через теплообменник Т-6 , а затеи по трубопроводу, через теплообменник Т-8 поступает в колонну К-6. С верха колонны К-6 отводятся пары фракции 85-

120 ºС, которые проходят через АВО-5 и КХ-5, конденсируются и поступают в емкость Е-5. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха ёмкости, а жидкая часть фракции насосом Н-8 подается на орошение верха колонны К-6, а избыток отводится с установки. С низа колонны К-5 отводится фракция 120-120°С, которая поступает в рибойлер Т-6 для создания «горячей струи» в колонне К-5. Из ребойлера Т-6 фракция 120-180 °С прокачивается насосом Н-7 через теплообменник Т-8 и выводится с установки.

Мазут с низа колонны К-2 насосом Н-15 направляется по трубопроводу в вакуумную печь П-2, где он нагревается до температуры около 420°С и направляется в вакуумную колонну К-6, работающую при остаточном давлении 30 мм рт. ст.

С верха колонны К-6 отбирается утяжеленное дизельное топливо, которое насосом Н-24 прокачивается через АВО-6 и КХ-7 где охлаждается и по трубопроводу направляется на орошение верха колонны К-7, а балансовое количество утяжеленного дизельного топлива выводится с установки.

Боковым погоном из колонны К-7 выводится вакуумный газойль и направляется на верхнюю тарелку вакуумной стриппинг-колонны К-7/1. Вакуумный газойль (350-500 °С) забирается насосом Н-23, прокачивается через теплообменники Т-1/8 – Т-4/8, затем через АВО-8, где охлаждается и выводится с установки.

Избыток тепла в колонне К-7 снимается циркуляционным орошением, которое забирается насосом Н-21, прокачивается через теплообменники Т-1/9 – Т-4/9 и возвращается в колонну К-7.

С низа колонны К-7 выводится гудрон, который насосом Н-22 прокачивается по трубному пространству теплообменников Т-1/10 – Т-4/10, охлаждается в АВО-7 и выводится с установки.

Пары с верха колонны К-7 поступают в конденсатор-холодильник КХ-6. Пары частично конденсируются холодной водой и направляются в вакуумный приемник Е-7, а вода идет на повторное использование. .

Несконденсировавшиеся пары направляются в вакуумный гидроциркуляционный эжектор В-1. В эжектор В-1 подается рабочая жидкость (дизельное топливо) под давлением 6 МПа. Газо-жидкостная смесь из эжектора поступает в газосепаратор С-1, газы отделяются и выводятся из сепаратора к печам для их сжигания, вода собирается и стекает в приемник Е-7. Рабочая жидкость из сепаратора прокачивается насосом низкого давления Н-26. Часть рабочей жидкости, насыщенная сероводородными газами разложения, сбрасывается и заменяется свежей .


6.ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ОБОРУДЫВАНИЯ УСТАНОВКИ

 

 

6.1 Электродегидраторы

 

В блоке ЭЛОУ будут использованы горизонтальные трехэлектродные электродегидраторы типа 2ЭГ-160/2М, которые обладают номинальной производительностью 500 м3/ч на нефть. Аппарат предназначен для эксплуатации при расктном давлении до 1,8 МПа и рабочей температуре 160 ºС Ввод сырья осуществляется в зону между нижним и средним электродами. электроды подвешены горизонтально друг над другом, имеют форму прямоугольных рам, занимающих все продольное сечение электродегидратора. Эмульсия подается в электродегидратор через маточник, обеспечивающий равномерное поступление ее по всему горизон­тальному сечению аппарата. Равномерность поступления эмульсии по всему горизонталь­ному сечению аппарата при движении потока вертикально вверх и ступенчатое повышение напряженности электрического поля между электродами от нуля до максимальной величины позволяют в данном электродегидраторе эффективно обрабаты­вать нефтяную эмульсию любой обводненности. При этом не создается опасения замыкания электродов и достигается высокая степень обезвоживания и обессоливания нефти.

 

Таблица 5.1

Техническая характеристика электродегидратора 2ЭГ-160/2М

 

Показатели 2ЭГ-160/2М
Давление рабочее, Мпа 1,8
Температура рабочая, °С До 160
Первичное напряжение трансфотматора, В
Число электродов, шт.
Напряжение между электродами, кВ До 50
Диаметр, м 3,4
Вместимость емкости, м3

 

Рабочие давление и температуру принимаем 1,0 МПа и 140°С соответственно.

 

6.2 Теплообменные аппараты

 

На установках ЭЛОУ-АВТ наибольшее распространение получили теплообменники двух типов: с плавающей головкой и «труба в трубе».

Теплообменник с плавающей головкой по исполнению бывают горизонтальными (тип ТПГ) и вертикальными (тип ТПВ). Они сочетают преимущества теплообменных аппаратов типа Н и К (прямые трубки, удобные для очистки и замены) и аппарата типа У (свободное расширение трубного пучка, жестко связанного с кожухом только с одной стороны). Недостатки:

- более высокий расход металла на единицу поверхности;

- относительно более сложная конструкция.

На установке предпочтительно использование теплообменников типа ТПГ, так как его проще обслуживать.

Теплообменники типа «труба в трубе» применяют главным образом для регенерации тепла высоковязких и легкозастывающих гудронов и крекинг-остатков. Горячий теплоноситель прокачивается по внутренней трубе, более доступной для очистки от механических загрязнений или от пробок застывшего продукта. К достоинствам этого типа теплообменников относятся:

- высокая скорость движения теплообменивающихся сред;

- высокие коэффициенты теплопередачи.

Недостатки:

- высокая металлоемкость;

- громоздкость;

- дороговизна.

Для данной установки выбираем теплообменники «труба в трубе» однопоточный разборный типа ТТОР, который предназначен для загрязненных и склонных к значительным отложениям рабочих сред. Конструкцией аппаратов обеспечена возможность регулярной механической очистки внутренней поверхности теплообменных труб от загрязнений, а также возможность выемки теплообменных труб для их замены или механической очистки наружной поверхности.

Для подвода тепла в низ колонн К-4, К-5, К-6 будут использованы испарители с паровым пространством — рибойлеры. По ГОСТ испарители такого типа выпускаются в двух вариантах — с плавающей головкой (ИП) и с пучком из U-образных трубок (ИУ). В качестве греющего агента будет использован водяной пар.

Конденсаторы и холодильники выполняют в виде змеевиков из гладких или оребренных труб, либо в виде одно- и многоходовых кожухотрубчатых аппаратов. В последнее время на АВТ всё чаще используют аппараты воздушного охлаждения, которые имеют ряд преимуществ перед водяными конденсаторами и холодильниками:

- низкая подверженность коррозии;

- отсутствие стоков;

- более низкие капитальные и эксплуатационные затраты.

На проектируемой установке будут использованы аппараты воздушного охлаждения типа АВЗ, так как пучки труб у АВЗ расположены под углом друг к другу, что позволяет при тех же габаритах обеспечить большую поверхность охлаждения.

 

6.3 Колонны и тарелки

 

Во всех колоннах проектируемой установки предполагается использовать клапанные тарелки EDV производства ООО "БТС-ИНЖИНИРИНГ". По сравнению с дисковыми клапанными тарелками они обладают рядом преимуществ:

- повышение производительности на 30-50%;

- снижение перепада давления на 10-20%;

- увеличение эксплуатационной гибкости на 40% и более;

- удобный монтаж.

Колонна К-1 – пустотелый аппарат.

Основная атмосферная колонна К-2 – сложная колонна, которая состоит из пяти простых колонн. Её используют для разделения нефти на несколько светлых фракций. Тепло подводится только потоком нагретого сырья, а для создания потока паров под нижнюю тарелку подают перегретый водяной пар в количестве 2 %мас. на сырье колонны. Колонна работает при давлении

0,163 МПа в зоне питания. Число тарелок – 54 штук (4 тарелки в отгонной и 50 в укрепляющей части).

Стабилизационная колонна К-3 – простая колонна, применяемая для отделения от нестабильной легкой бензиновой фракции углеводородов С1-С4. Она работает при повышенном давлении 1,2 МПа. Число тарелок – 40 штук.

Колонны вторичной ректификации К-4, К-5 и К-6 – простые атмосферные колонны (давление в зоне питания 0,3 МПа). Они предназначены для разделения широкой бензиновой фракции на более узкие. Число тарелок в каждой колонне – 60 штук.

Вакуумная колонна К-6 – сложная колонна, состоящая из двух простых колонн, функционирует при давлении 0,004 МПа в зоне питания. Она нужна для получения утяжеленного дизельного топлива, широкой фракции вакуумного газойля и гудрона. Число тарелок в колонне – 16 штук.

 

6.4 Печи

 

Предлагается использовать на установке печи следующих типов: в блоках атмосферной и вакуумной перегонки печи типа ГН-2 – двухкамерные, с однорядными настенными экранами и с объемно-настильным пламенем; в блоке стабилизации и вторичной ректификации бензиновой фракции печь типа ЦД-4 — четырехсекционная, с вертикальными трубами радиантного змеевика и горизонтальными — конвекционного, с позонным подводом воздуха по высоте топки через центральный огнеупорный рассекатель. У печей этих типов достаточно высокий КПД. В змеевике можно достичь достаточно высоких скоростей движения сырья, что снижает возможность разложения сырья и образования кокса.

 


 

7. ТЕХНОЛОГИЧЕКИЙ РАСЧЕТ

 

7.1 Материальные балансы блоков ЭЛОУ и АВТ, колоны К-2

 

Материальный баланс блока ЭЛОУ, АВТ и колонны К-2 представлен в табл. 7.1-7.3. Количество рабочих дней в году принимаем равным 350.

 

Таблица 7.1

Материальный баланс блока ЭЛОУ

Статьи баланса % мас. Тыс. т/год
Взято:    
Нефть сырая
Итого
Получено:    
Нефть обезвоженная и обессоленная
Вода 0,5
Потери 0,5
Итого

 

 

Таблица 7.2

Материальный баланс блока АВТ

Статьи баланса Потенци-альное содержание, %мас Отбор от по-тенциала, в долях от единицы Фактичес-кий отбор, %мас Расход  
тыс. т/год т/сут кг/ч  
 
Взято:              
Нефть - -  
Итого - -  
Получено: 1. Газ 2. Фракция 28-62 ºС 3. Фракция 62-85 ºС 4. Фракция 85-120 ºС 5. Фракция 120-180 ºС 6. Фракция 180-230 ºС 7. Фракция 230-280 ºС 8. Фракция 280-350 ºС 9. Фракция 350-500 ºС 10. Выше 500 ºС Потери   0,9 2,8 1,4 3,3 7,9 7,4 6,1 33,2 -   1,0 0,99 0,98 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,8 1,2 -   0,9 2,8 1,4 3,2 7,7 7,1 5,8 12,3 19,0 39,0 0,8          
Итого 100,0 - 100,0  
       

 

Определим планируемый отбор светлых фракций из соотношения

 

н.

Таблица 7.3

 

Материальный баланс колонны К-2

Статьи баланса Выход на нефть, %мас. Расход,
кг/час
Взято:    
Нефть отбензиненная
Итого
Получено: 1. Газ 2. Фракция 28-120 ºС 3. Фракция 120-180 ºС 4. Фракция 180-230 ºС 5. Фракция 230-280 ºС 6. Фракция 280-350 ºС 7. Мазут   0,9 7,4 7,7 7,1 5,8 12,3 58,8  
     
Итого 100,0

 

7.2 Материальный баланс колонны К-2

 

Материальный баланс колонны и необходимые для расчета колонны данные представлены в табл. 7.4

Таблица 7.4

 

 

7.2.1 Выбор конструкции основной колонны, числа и типа тарелок

 

Для данной колонны выбраны клапанные тарелки EDV, они отличаются меньшим гидравлическим сопротивлением и имеют высокий КПД в широком

диапазоне изменения линейных скоростей. Перепад давления на одну тарелку составляет 5 мм рт. ст. ( Рт = 0,00066 МПа).

Число тарелок по высоте колонны принимаем из практических данных.

В отгонной части колонны принимаем 4 тарелки, n1 = 4.

В укрепляющей части колонны – от зоны питания до тарелки вывода фракции 280-350 0С принимаем 6 тарелок (с 5 по 10 тарелку, считая снизу),n2=6.

От тарелки вывода фракции 280-350 ºС до тарелки вывода фракции 240-280 0С принимаем 10 тарелок (с 11 по 18), n3= 8.

От тарелки вывода фракции 240-280 0С до тарелки вывода фракции 180-240 0С принимаем 10 тарелок (с 19 по 28), n4 = 10.

От тарелки вывода фракции 180-240 ºС до тарелки вывода фракции 145-

180 ºС принимаем 10 тарелок (с 29 по 38 ). n5 = 10.

В верхней части колонны – от тарелки вывода фракции 145-180 0С до верха – 12 тарелок (с 39 по 50), n6 = 12.

Итого в колонне принято 50 тарелки, из которых в укрепляющей части 46 шт., а в отгонной – 4 шт. (рис. 7.1)

 

 

7.2.2 Расчет давления по высоте колонны

 

Расчет давления по высоте колонны ведем сверху вниз, учитывая перепад давления на тарелках.

Давление в емкости орошения Е-2 (рис. 7.1) на промышленных установках близко к атмосферному. Принимаем в нашем случае это давление равным

0,1 МПа (РЕ-2 =0,1 МПа), а потери давления от верха колонны до емкости Е-2 – 0,04 МПа (Р=0,03 МПа). Тогда общее давление вверху колонны (Рверха) будет следующим:

Рверха=РЕ-2+Р

Рверха= 0,10+0,04=0,14 МПа.

Общее давление на тарелке вывода фракции 145-180 0С найдем из уравнения:

Р145-180 = Рверха+n6РТ,

где Р145-180 - общее давление на тарелке вывода фракции 145-180 ºС, МПа;

n6 - число тарелок вверху колонны – выше вывода фракции 145-180 ºС;

n6 = 12 шт.;

РТ – потеря давления на одной тарелке, МПа; РТ = 0,00066 МПа

Р120-180 = 0,14+120,00066=0,148 МПа.

Подобным же образом находим общее давление на тарелке вывода фракций 180-240, 240-280 и 280-350 0С и давление в зоне питания (Рвхода) колонны:

Р180-240 =Рверха+(n6+n5)РТ=0,14+(12+10)0,00066=0,155 МПа;

Р240-280=Рверха+(n6+n5+n4)РТ=0,14+(12+10+10)0,00066=0,161 МПа;

Р280-350=Рверха+(n6+n5+n4+n3)РТ=0,14+(12+10+10+8)0,00066=0,166 МПа;

Рвход=Рверха+(n6+n5+n4+n3+n2)РТ=0,14+(12+10+10+8+6)0,00066=0,170 МПа

Общее давление по высоте колонны будет следующим:

Рверха =0,140 МПа; Р240-280 = 0,161 МПа;

Р145-180=0,148 МПа; Р280-350 = 0,166 МПа;

Р180-240 =0,155 МПа; Рвхода = 0,170 МПа.

 

7.2.3 Расход водяного пара

 

Принимаем расход водяного пара в основной атмосферной колонне равным 0.5 %мас. на отбираемые фракции (табл. 7.5). Дальнейший расчет ведем на 100 кг сырья.

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть колонны, находим из выражения

,

где Zниза – расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть колонны, кг;

gм – расход мазута; gм=43 кг.

0,01 – расход водяного пара, в долях от единицы.

кг.

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/4:

кг,

где - расход фракции 280-350 ºС;

= 14,4 кг (см. табл. 7.5).

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/3:

кг,

где – расход фракции 240-280 ºС;

= 7,2 кг ( см. табл. 7.5)

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/2:

кг;

где - расход фракции 180-240 ºС;

= 13,2 кг (см.табл. 7.5)

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/1:

где - расход фракции 145-180 ºС;

= 12 кг (см. табл. 7.5)

Определим количество водяного пара по высоте колонны.

Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 280-350 0С (рис. 7.2):

кг.

Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 240-280 0С:

кг.

Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 180-240 0С:

кг.

Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 120-180 0С:

Количество водяного пара в верху колонны:

 

7.2.4 Количество флегмы по высоте колонны

 

Принимаем условно, что флегмовое число по высоте колонны одинаково и равно 2.

Тогда количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 280-350 0С, найдем из произведения:

кг.

Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 230-280 0С:

кг.

Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 180-230 0С:

кг.

Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 120-180 0С:

кг.

Количество флегмы вверху колонны:

кг.

 

 

7.2.5 Определение температуры нагрева сырья на входе в колонну

 

Теоретическая доля отгона ( ) будет следующей (см. табл. 7.5):

В результате расчета необходимо определить температуру нагрева нефти, которая должна обеспечить величину фактической доли отгона равной или на 0,001-0,003 больше теоретической.

Температура нагрева нефти в печи перед колонной К-2 находится в пределах 320-3800С. Для определения температуры нагрева нефти необходимо рассчитать процесс однократного испарения сырья.

Расчет процесса однократного испарения сырья колонны ведем при условии испарения в трубах печи. Принимаем давление на 0,03 МПа выше, чем в питательной зоне. Расчетное давление будет следующим:

МПа

Для удобства продолжаем вести расчет на 100 кг сырья.

Разбиваем сырье колонны - отбензиненную нефть (или нефть) на узкие фракции (можно на 50-градусные).

При принятом давлении задаемся температурой нагрева отбензиненной нефти (или нефти) и методом подбора с использованием ПЭВМ находим молярную долю отгона (ер), при которой соблюдаются равенства

,

 

,

где хi - молярная концентрация компонентов жидкой фазы;

уi - молярная концентрация компонентов паровой фазы;

ai - молярная концентрация компонентов сырья;

ер - молярная доля отгона (расчетная);

Кi - константа фазового равновесия.

Зная молярную долю отгона рассчитываем массовую долю отгона из соотношения

,

где - массовая доля отгона (расчетная);

Му - молярная масса паровой фазы;

Мс - молярная масса сырья.

Молярную массу сырья находим по формуле

МС = GC/NC,

где GС - расход сырья (нефти), кг;

в нашем примере Gс = 100 кг.

NС = Gi/Mi),

где Gi - расход компонента (фракции) сырья, кг;

Mi - молярная масса компонента сырья.

Расчёт представлен в виде табл. 7.6.

 

Определим массовую долю отгона нефти – сырья колонны К-2 при температуре 350 ºС и давлении 0,2 МПа.

кг/кмоль,

 

Массовая доля отгона (р) сырья основной колонны, полученная в результате расчета, должна быть несколько больше или равна теоретической доле отгона т. В нашем примере т=0,57 а р=0,575. Следовательно, температуру нагрева сырья на входе в колонну определили верно.

Проверку правильности расчета проводим, определяя плотность сырья колонны из соотношения

,

 

где ,

 

Полученное значение плотности сырья колонны и определенное ранее значение должны совпадать. В нашем примере они совпадают.