Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Расчет Мамонтовской нефти

Расчет Мамонтовской нефти

Характеристика основных продуктов, полученных при первичной перегонке нефти. Описание установок по переработке Мамонтовской нефти. Материальные балансы завода по переработке, технологическая схема установки. Описание устройства вакуумной колонны.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 03.11.2014
Размер файла 1,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

  • 1. Введение
  • 1.1 Характеристика мамонтовской нефти
  • 1.2 Характеристика продуктов полученных при первичной перегонке нефти
  • 1.3 Описание установок по переработке Мамонтовской нефти
  • 1.4 Обоснование выбора поточной схемы преработки мамонтовской нефти
  • 2. Материальные балансы завода по переработке 6 млн. т/год сернистой мамонтовской нефти
  • 3. Технологическая схема АВТ установки ЭЛОУ-АВТ-6
  • 3.1 Описание технологической схемы АВТ установки ЭЛОУ-АВТ-6
  • 3.2 Обоснование выбора и описание технологической схемы блока ВТ
  • 3.3 Описание устройства вакуумной колонны
  • Список использованной литературы
  • Список использованной литературы

1. Введение

Нефтеперерабатывающая отрасль является важнейшим звеном нефтяного комплекса России, определяющим эффективность использования углеводородного сырья, обеспечивающим потребность страны в моторных топливах, смазочных маслах и других нефтепродуктах, без которых невозможно функционирование государственной инфраструктуры, и гарантирующим экономическую и стратегическую безопасность государства.

Глубина переработки нефти на предприятиях России составляет около 70%, тогда как в развитых странах Запада она достигает 80-95%, что объясняется низкой долей углубляющих процессов на отечественных заводах, не превышающей 13% от объема переработки нефти (против 55% - на заводах США). Вследствие этого, на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 30% от объема перерабатываемой нефти. Качество нефтепродуктов далеко не в полной мере отвечает современным требованиям, особенно по экологическим характеристикам.

Таким образом, НПЗ России в первое десятилетие ХХI века должны решить две сложные, взаимосвязанные проблемы:

· существенно углубить переработку нефти за счет развития новых деструктивных процессов переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков;

· улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, обеспечивающих производство высокооктановых "экологически чистых" компонентов автобензинов, а также облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива.

Решение указанных задач возможно лишь на базе коренной модернизации отечественных НПЗ (реконструкция действующих установок, строительство новых, современных установок по переработки нефти), что требует весьма значительных инвестиций. При этом следует учитывать, что нефтеперерабатывающие заводы имеют самый высокий уровень износа основных производственных фондов - 80% против 60-70% в других отраслях ТЭК. Источником средств для модернизации нефтеперерабатывающих заводов может явиться экспорт нефтепродуктов (вместо существующего в настоящее время экспорта сырой нефти). Это окажется возможным лишь при широком развитии топлив, отвечающих современным требованиям, на отечественных НПЗ. Для обеспечения такого производства потребуется осуществление ряда мер, к числу которых должны относиться как экономические (стимулирование производства "экологически чистой" продукции, что сделает невыгодным выработку моторных топлив, не отвечающих современным требованиям), так и организационные [1].

1.1 Характеристика мамонтовской нефти

Мамонтовскую нефть добывают в Западной Сибири в Среднеобской нефтегазоносной области [1].

Мамонтовская нефть характеризуется следующими основными свойствами.

Таблица 1 (а)

Характеристика Мамонтовской нефти [1]

Парафин

Содержание

Коксуемость, %

Кислотное число, мг КОН/1 г нефти

Содержание, %

Выход фракций, % мас.

содержание, %

темп. плавления, оС

серы

азота

смол сернокислотных

смол селикагеливых

асфальтенов

Нафтеновых кис лот

Фенолов

до 200оС

до 350оС

2,31

52

1,52

0,2

32

17,75

2,61

4,98

0,01

-

-

21,2

44,8

Таблица 1 (б)

Элементный состав нефти [1]

Нефть

Содержание в %

С

Н

О

S

N

85,6

12,23

0,24

1,57

0,26

Таблица 1 (в)

Потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефтях [1].

Отгоняется до температуры, оС

Мамонтовская нефть (в %)

28

0,3

Газ до С4

-

60

2,4

62

2,9

70

3,8

80

5,2

85

5,9

90

6,3

95

6,8

100

7,6

105

8,0

110

9,2

120

9,4

122

10,2

130

11,6

140

12,0

145

12,8

150

14,0

160

15,2

170

16,4

180

17,6

190

18,6

200

20,2

210

21,6

220

22,8

230

24,2

240

25,4

250

25,6

260

27,0

270

28,7

280

30,2

290

32,0

300

33,6

310

35,2

320

37,2

330

39,0

340

40,8

350

42,8

360

44,2

370

46,0

380

47,6

390

49,2

400

51,0

410

52,8

420

54,4

430

55,8

440

57,6

450

59,2

460

60,7

470

62,5

480

64,0

490

65,6

500

67,5

ОСТАТОК

32,5

Шифр нефти согласно технологической классификации (ГОСТ 912 - 66):

· класс II;

· тип Т2;

· вид П2.

Нефть сернистая (норма 0,51 - 2,0% мас.), парафинистая (норма 1,51 - 6,0% мас.).

1.2 Характеристика продуктов полученных при первичной перегонке нефти

ХАРАКТЕРИСТИКА ДИЗЕЛЬНОЙ ФРАКЦИИ ПОЛУЧЕННОЙ ПРИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКЕ

Таблица 2

Характеристика фракции 180 - 350оС компонента дизельного топлива

Показатели

Цетановое число

57

Фракционный состав, оС

10%

240

50%

276

90%

323

96%

332

Плотность при 20оС

0,8426

Вязкость, сСт

20оС

5,73

50оС

2,94

Температура, оС

- застывания

- 21

- помутнения

- 12

- вспышки

-

Содержание серы, % мас.

0,55

Кислотность, мг КОН/100 мл топлива

2,95

Таблица 3

Характеристика экологически чистых дизельных топлив [2]

Характеристики дизельного топлива (ТУ 38.1011348-89)

Показатели

Норма для марок

ДЛЭЧ

ДЗЭЧ

Цетановое число, не менее

45

45

Фракционный состав: перегоняется при температуре,°С, не выше:

50 %

280

280

90 %

340

330

96 %

360

360

Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с

3,0-6,0

2,7-6,0

Температура,°С:

застывания, не выше

-10

-35

предельной фильтруемости, не выше

-5

-25

вспышки в закрытом тигле, не ниже

65

60

Массовая доля серы, %, не более, в топливе:

вида I

0,05

0,05

вида II

0,1

0,1

Испытание на медной пластинке

Выдерживает

Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива, не более

3,0

3,0

Зольность, %, не более

0,01

0,01

Коксуемость 10 % -ного остатка, %, не более

0,2

0,2

Цвет, ед. ЦНТ, не более

2,0

2,0

Содержание механических примесей

Отсутствие

Прозрачность при температуре 10°С

Прозрачно

Плотность при 20°С, кг/м3, не более

860

845

Экологически чистое дизельное топливо выпускают по ТУ 38.1011348-89. Технические условия предусматривают выпуск двух марок летнего (ДЛЭЧ-В и ДЛЭЧ) и одной марки зимнего (ДЗЭЧ) дизельного топлива с содержанием серы до 0,05% (вид I) и до 0,1% (вид II).

С учетом ужесточающихся требований по содержанию ароматических углеводородов введена норма по этому показателю: для топлива марки ДЛЭЧ-В - не более 20 %, для топлива марки ДЗЭЧ - не более 10 %. Экологически чистые топлива вырабатывают гидроочисткой дизельного топлива, допускается использование в сырье гидроочистки дистиллятных фракций вторичных процессов.

Зимние дизельные топлива с депрессорными присадками. С 1981 г. вырабатывают зимнее дизельное топливо марки ДЗп по ТУ 38.101889-81. Получают его на базе летнего дизельного топлива с tп = = - 5°С. Добавка сотых долей присадки обеспечивает снижение предельной температуры фильтруемости до - 15°С, температуры застывания до - 30°С и позволяет использовать летнее дизельное топливо в зимний период времени при температуре до - 15°С.

Для применения в районах с холодным климатом при температурах - 25 и - 45°С вырабатывают топлива по ТУ 38.401-58-36-92. Согласно техническим условиям получают две марки топлива: ДЗп-15/-25 (базовое дизельное топливо с температурой помутнения - 15°С, товарное - с предельной температурой фильтруемости - 25°С) и арктическое дизельноетопливо ДАп-35/-45 (базовое топливо с температурой помутнения - 35°С, товарное - с предельной температурой фильтруемости - 45°С).

Фракция 180 - 350оС по своим характеристикам не соответствует зимнему дизельному топливу по содержанию серы (0,55% мас.), по ТУ необходимо (0,05 или 0,1% мас.) и по низко температурным свойствам (температура застывания - 21оС, температура помутнения - 12оС, вместо положенных по ТУ - 35оС и - 25оС соответственно). Поэтому фракцию 200 - 350оС необходимо подвергать гидроочистке и для получения товарного топлива необходимо добавление депрессорной присадки.

Таблица 4

Характеристика бензиновых фракций полученных путем первичной перегонки [1]

Фракция, оС

Плотность при 20оС, г/см3

Содержание серы, % мас.

Содержание углеводородов, % мас.

ароматических

нафтеновых

Парафиновых

Всего

Нормальные

Изо-

НК - 62

0,6298

-

-

6

94

34

60

62 - 85

0,6865

0

3

28

69

42

27

85 - 180

0,7533

0,010

11

23

66

26

40

Октановые числа бензиновых фракций по ММ:

· НК - 62оС: ОЧМ = 250 - 281*с420 = 250 - 281*0,6298 = 73;

· 62 - 85оС: ОЧМ = 250 - 281*0,6865 = 57;

· 85 - 180оС: ОЧМ = 250 - 281*0,7533 = 38.

Октановые числа были рассчитаны по методу БашНИИНП [3].

Как видно из приведенных расчетных данных наиболее высокое октановое число у фракции НК - 62оС, наиболее низкое у фракции 85 - 180оС. Фракцию НК - 62оС можно направлять на изомеризацию, или в товарный парк завода. Фракцию 62 - 85оС будем выводить в товарный парк.

Таблица 5

Характеристика товарных автобензинов [2]

Нормы и требования к качеству автомобильных бензинов по ГОСТ Р 51105-97

Показатели

Нормаль-80

Регуляр-91

Премиум-95

Супер-98

Октановое число, не менее: моторный метод

76,0

82,5

85,0

88,0

Октановое число, не менее: исследовательский метод

80,0

91,0

95,0

98,0

Содержание свинца, г/дм3, не более

0,010

Содержание марганца, мг/дм3, не более

50

18

-

-

Содержание фактических смол, мг /100 см3, не более

5,0

Индукционный период бензина, мин, не менее

360

Массовая доля серы, %, не более

0,05

Объемная доля бензола, %, не более

5

Испытание на медной пластине

Выдерживает, класс 1

Внешний вид

Чистый, прозрачный

Плотность при 15°С, кг/м3

700-750

725-780

725-780

725-780

Таблица 6

Характеристика вакуумного газойля фракция 350 - 500оС,

с420

М

н50, сСт

н100, сСт

Температура застывания, оС

Содержание, %

Коксуемость, % мас.

Содержание смолистых веществ, % мас

серы

смол сернокислотных

ванадия

0,9090

357

33,03

6,62

28

1,71

10

-

0,087

1

Таблица 7

Характеристика мазутов и остатков [1]

Остаток

с420

ВУ50

ВУ80

ВУ100

Температура, оС

Содержание серы, % мас.

Коксуемость, % мас.

застывания

вспышки

>350оС

0,9523

10,50

-

5,38

14

221

2,44

10,00

>500cC

0,9823

-

-

59,08

24

318

3,10

17,17

Для получения высококачественных продуктов, удовлетворяющих современным экологическим и эксплуатационным требованиям, необходимо использование гидрокаталитических процессов (гидрокрекинга, гидроочистки). В связи с этим в схему необходимо включить следующие установки:

· гидроочистки дизельного топлива.

Кроме того, чтобы обеспечить выпуск экологически чистого и высокооктанового бензина в схему нужно включить установки:

· изомеризацию фракции нк - 62оС.

Переработка гудрона будет осуществляться на установке замедленного коксования с получением электродного кокса и дополнительных количеств светлых фракций.

1.3 Описание установок по переработке Мамонтовской нефти

Установка первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6

Назначение процесса: разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования как товарных нефтепродуктов.

В основе процесса лежит перегонка - физическое разделение нефти на составные части, именуемые фракциями.

Сырая нефть поступает в электодегидраторы установки ЭЛОУ, где проводится обезвоживание и обессоливание с применением деэмульгатора. Затем обессоленная и обезвоженная нефть подается на перегонку в атмосферную колонну. Отметим, что для перегонки легких нефтей целесообразно применять установки АТ двухкратного испарения. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного отбензинивания нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. В первой атмосферной колонне происходит частичное отбензинивание нефти с целью уменьшения нагрузки технологических печей по парам. Уходящие сверху этой колонны углеводородный газ конденсируют и охлаждают. Во второй атмосферной колонне происходит разделение отбензиненной нефти на бензиновую фракцию нк-120 0С, керосиновую фракцию 120-230 0С, дизельную фракцию 230-350°С и остаток, разделяющийся в вакуумной колонне на мазут 350-470°С (сырье процесса каталитического крекинга) и гудрон>470°С (сырье процесса висбрекинга).

На современных НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти, определяют мощность завода в целом и от работы этих установок зависит качество и выход компонентов топлив, а также сырья для вторичных процессов. Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн. т/год, наиболее распространены установки единичной мощности 6 - 8 млн. т/год.

Сырая нефть поступает на установку первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 с блоком вторичной перегонки бензина.

На установке получаются следующие фракции:

· нк - 62оС;

· 62 - 85оС;

· 85 - 180оС;

· 180 - 350оС - сырье установки гидроочистки, после гидроочистки можно использовать как летнее дизельное топливо;

На установку Вакуумной перегонки поступают две фракции:

1) Фракция 350-420оС легкий дистиллят.

2) Фракция 420-500 оС средний дистиллят.

3) Фракция >500оС - сырье для деасфальтизации;

После вакуумной перегонки легкий, средний и тяжелый дистиллят (получаемый после деасфальтизации) направляют на селективную очистку.

В таблице 10. представлен общий материальный баланс установки из расчета, что число рабочих дней в году 340. Выход отдельных фракций в %масс. взят на основании разгонки ИТК Мамонтовской нефти.

Установка изомеризации

Назначение процесса: повышение октанового числа пентан-гексановых фракций бензинов и получение индивидуальных изопарафиновых углеводородов - изобутана и изопентана - из н-бутана и н-пенпана с целью увеличения ресурсов сырья для нефтехимического синтеза.

Сырье: фракция нк-62 с ЭЛОУ-АВТ.

Условия: температура 180-220 0С;

давление до 3,8 МПа;

объемная скорость 1-3 час-1;

катализатор алюмоплатиновый промотированный хлором.

Процесс проводится в газовой фазе при давлении водорода на неподвижном слое катализатора. Высокая селективность катализатора сводит побочные реакции до минимума, выход продуктов достигает 99%, соответственно низок расход водорода. Отсутствие побочных реакций обеспечивает малую величину коксообразование, допускает поддержание низкого мольного отношения водород: сырье без отрицательного влияния на продолжительность работы катализатора.

Материальный баланс установки представлен в таблице 11.

Установка гидроочистки дизельного топлива

На установку приходят следующие поток:

фракция 180 - 350оС с установки ЭЛОУ-АВТ;

После гидроочистки получается летнее дизельное топливо марки Л с содержанием серы не более 0,05% мас. А после добавления депрессорной присадки (в зимнее время), получается экологически чистое зимнее дизельное топливо. Материальный баланс представлен в таблице 12.

Газофракционирующая установка

Назначение процесса: получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.

Газофракционирующие установки подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и непредельных газов. Установки состоят из следующих блоков:

· выделение углеводородов С3 и выше из газообразного сырья конденсационно-компрессионным или абсорбционным методом;

· деэтанизация сырья;

· ректификация жидких углеводородов;

· очистка сырья и готовой продукции.

Сырье: углеводородные газы нефтеперерабатывающего завода: газы растворенные в нефти и выделяющиеся при первичной перегонке на установке АВТ и газы, получающиеся в процессе деструктивной переработке нефти.

В зависимости от состава различают предельные и непредельные газы. Предельные газы состоят из углеводородов метанового ряда; получаются на установках АВТ, каталитического риформинга и гидрокрекинга. Непредельные газы содержат углеводороды метанового и этиленового ряда, а также некоторое количество диенов; вырабатываются они на установках каталитического крекинга, висбрекинга и коксования. Предельные и непредельные газы, как правило, перерабатываются раздельно.

На ГФУ предельных газов выделяются узкие углеводородные фракции:

· этановая, которая из-за небольших количеств отправляется на сжигание в топливную сеть завода;

· пропановая - используется как бытовой сжиженный газ и хладагент для производственных установок;

· изобутановая - является сырьем установок алкилирования;

· бутановая - поступает на установку изомеризации.

На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции:

· пропан-пропиленовая - используется как сырье процессов полимеризации и алкилирования;

· бутан-бутиленовая - применяется в качестве сырья процесса алкилирования.

В таблице 14 представлен материальный баланс работы газофракционирующей установоки.

Установка каталитического риформинга

Назначение процесса: получение высокооктанового компонента автомобильного бензина и технического водорода в результате превращения бензиновой фракции.

Сырье: прямогонная бензиновая фракция с установки вторичной перегонки бензина.

Условия: температура 495-540 0С;

давление 0,9-1,2 МПа;

кратность циркуляции ВСГ 800-900 м3/м3 сырья;

объемная скорость подачи 1,8-1,9 ч-1;

катализатор платинорениевый (фирма "Шеврон").

На отечественных установках, большинство из которых составляют установки риформинга со стационарным слоем катализатора, применяются монометаллические катализаторы КР-101, КР-102, полиметаллические КР-104, КР-106 и др. В качестве кислотного промотора для катализатора АП-56 применяют фтор, а для прочих катализаторов - хлор. Можно отметить, что схема этой установки практически не отличается от установки риформинга компании "Шеврон" и на ней выдерживаются те же условия.

Проектируемая установка риформинга имеет проектную мощность 300 тыс. т/год и работает 330 дней в году с непрерывной регенерацией катализатора, так как это более экономично при снижении рабочего давления с одновременным повышением глубины превращения сырья.

Выход продуктов в % масс. на сырье взят из литературы.

Материальный баланс установки каталитического риформинга представлен в таблице 13.

Установка депарафинизации.

Назначение процесса: получение дизельного топлива с требуемыми низкотемпературными свойствами путем удаления из сырья наиболее высокоплавких (в основном парафиновых) углеводородов.

Сырье: с установки селективной очистки.

Условия: температура, 0С

комплексообразования 25-40,разрушения комплекса 70-85;

длительность контактирования, мин 30-60.

Карбамидная депарафинизация - это новый процесс, применяемый при производстве топлив и маловязких масел. В результате получают не только низкозастывающее топливо, но и жидкие или мягкие парафины, используемые для производства синтетических жирных кислот и спиртов, моющих средств и др.

Этот процесс основан на физическом явлении - комплексообразовании углеводородов с карбамидом. При этом применяют растворители, снижающие вязкость среды и улучшающие массообмен, что при прочих равных условиях обеспечивает большую полноту извлечения.

Разработаны и внедрены различные варианты промышленных и полупромышленных установок карбамидной депарафинизации, различающиеся по агрегатному состоянию применяемого карбамида, природе растворителя, оформлению реакторного блока, способу отделения и разложения комплекса, каждый из которых имеет свои преимущества и недостатки. Независимо от технологической схемы процесс включает следующие основные стадии: смешение сырья с растворителем и карбамидом; образования комплекса; отделения комплекса от раствора депарафинированного продукта; промывки и разложения комплекса; отделения раствора парафина от карбамида; регенерация растворителя из растворов депарафинированного продукта и парафина; регенерация карбамида.

Материальный баланс составлен и приведен в таблице 18 (1,2,3).

Установка производства водорода

Назначение процесса: получение водорода каталитической конверсией сухого газа.

Сырье: сухие газы нефтепереработки.

На нефтеперерабатывающих заводах, где имеются установки каталитического риформинга и гидроочистки светлых нефтепродуктов, потребность в водороде обычно удовлетворяется его количеством, получаемым на установке риформинга. Однако если в схему завода включен гидрокрекинг, этого водорода недостаточно. Естественно, что для осуществления предложенной поточной схемы необходимо специальное производство дополнительного водорода.

Основной метод производства водорода - паровая каталитическая конверсия газового или нефтяного сырья. Конверсии можно подвергать как газообразные углеводороды, так и жидкие нефтепродукты

Условия: температура 700 - 1000 0С,

давление 2-4 МПа,

катализатор никелевый с промотирующими добавками на носителе (оксиды алюминия, магния или кремния). Применяют отечественные катализаторы типа ГИАП-3, ГИАП-5, ГИАП-16 и др.

В таблице 21. приведен материальный баланс установки производства водорода.

Установка деасфальтизации гудрона

Назначение - удаление САВ из гудронов, полугудронов и концентратов с целью получения остаточных масел.

Сырье - гудрон (фр. >500°С)

Продукция:

деасфальтизат - сырье для процесса селективной очистки.

битум деасфальтизации - выводится с установки, как полупродукт

Технологический режим:

температура процесса, 0С - вверху колонны: 80

в низу колонны: 60

давление процесса, Мпа - 3,5-4,5

кратность пропана к сырью по объему - 8: 1

Материальный баланс представлен в таблице 17

Установка гидродоочистки масляных рафинатов.

Назначение: предназначен для улучшения цвета и повышение стабильности базовых масел. Одновременно уменьшается их коксуемость и содержание серы; индекс вязкость обычно увеличивается; температура застывания может увеличиваться.

Режим работы установки: Для дистил. Для остат.

сырья сырья

Давление, МПа 2,7-3,0 3,5-4,0

Температура, оС 225-250 280-325

Объемная скорость подачи сырья, ч-1 1,0-2,0 1,5-3,0

Кратность циркуляции ВСГ, м3/м3 сырья 250-350 500-600

Катализаторы процесса АКМ, АНМ, ГО-38а, ГР-26, ГМ-85

Материальный баланс представлен в таблице 19 (1,2,3).

Установка Клауса (производство серы).

Назначение: получение товарной серы для продажи.

Материальный баланс представлен в таблице 15

Установка селективной очистки

Назначение - улучшение химического состава масляных дистиллятов и деасфальтизатов путем экстракции полициклических ароматических углеводородов и смолистых соединений полярными растворителями. В результате повышается индекс вязкости, снижается коксуемость, улучшается цвет масел.

В качестве селективных растворителей используются фенол, фурфурол, N-метил-2-пирролидон. Важными свойствами растворителей являются селективность - способность чётко разделять исходное сырьё на целевой и нежелательный продукты и растворяющая способность - показатель, характеризуемый количеством растворителя, необходимым для растворения заданного количества целевых компонентов.

Таблица 8

Технологический режим установки селективной очистки

Показатель

Значение

Дистиллят №1

Дистиллят №2

Деасфальтизат

Температура верха колонны, 0С

60

65

88

Температура низа колонны, 0С

40

45

68

Расход фурфурола на сырьё,

% масс.

200

400

550

Расход фурфурольной воды на сырье, % масс.

5,0

4,0

3,0

Материальный баланс представлен в таблице 16 (1,2,3).

Установка обезмасливания гачей и петролатумов.

Установка предназначена для удаления парафинсодержащих продуктов жидких углеводородов с целью получения парафинов и церезинов с требуемым содержанием масла.

Сырье - гачи, петролатумы, парафинистые дистилляты; целевые продукты - обезмасленные парафины и церезины; побочные продукты - фильтраты обезмасливания.

Среди растворителей обезиасливания наибольшее распространение получили кетонароматические растворители: смесь метилэтилкетона (МЭК) и толуола. Может применяться также смесь ацетона и толуола. Растворитель при температуре процесса должен хорошо растворять жидкие углеводороды сырья и не растворять твердые.

Таблица 9

Технологический режим установки обезмасливания

Показатель

Значение

Гач 1

Гач 2

Петролатум

Кратность растворителя к сырью

5: 1

7: 1

11: 1

Температура,0С

0

5

20

Материальный баланс представлен в таблице 10 (1,2,3).

Сводный материальный баланс объединяет материальные балансы всех установок в таблице 22.

1.4 Обоснование выбора поточной схемы преработки мамонтовской нефти

Мамонтовская нефть по своим свойствам относится к сернистым нефтям. Кроме того, дизельные топлива, получаемые на установке первичной перегонки - сернистые.

В связи с этим для выработки экологически чистого топлива необходимо подвергать дизельную фракцию гидроочистке. При получении зимнего дизельного топлива методом карбамидной депарафинизации - получается депарафинизат с плохими вязкостными свойствами (вязкость топлива после депарафинизации составляет 8,25 сСт, что приведет при использовании такого топлива к плохому распылу топлива в форсунках и к плохой прокачиваемости топливными насосами). Поэтому для получения топлива с хорошими экологическими (низкое содержание серы) и хорошими эксплуатационными свойствами, выберем вариант с получением диз. топлива с депрессорной присадкой.

Так как последнее время наметилась тенденция к снижению содержания ароматических углеводородов (особенно бензола) в товарных автомобильных бензинах при повышении содержания изопарафиновых компонентов (изомеризаты) и оксигенатов (МТБЭ, ТАМЭ). В данной схеме переработки нефти с получением наибольшего выхода экологически чистых топлив реализован вариант получения изомеризатов.

Так как бензиновые фракции термических процессов имеют невысокие октановые числа при высоком содержании непредельных углеводородов и сернистых соединений. Поэтому вовлекать такие фракции в сырье установки каталитического риформинга без предварительного облагораживания (гидроочистки) невозможно, так как катализаторы каталитического риформинга очень чувствительны к каталитическим ядам (сернистые, азотистые, непредельные соединения) и требуют глубокого гидрирования (для наиболее полного удаления указаных соединений).

Также для высокого выхода базовых масел необходимо было взять фракции 350-420, 420-500 и деасфальтизат. Данные фракции были взяты в связи с минимальным экономическим расходом на аппаратурное оформление процессов, соответственно были учтены требования качества предъявляемые к маслам. Эти фракции проходят стадии селективной очистки дистиллятов, деасфальтизации остатков после вакуумной перегонки. Для снижения содержания серы в маслах необходимы гидродоочистки и для понижения температуры застывания масел, необходимы стадии депарафинизации. Восстановление качества проводилось в результате добавления к ним присадок.

мамонтовская нефть вакуумная колонна

2. Материальные балансы завода по переработке 6 млн. т/год сернистой мамонтовской нефти

Таблицы

10. Материальный баланс установки ЭЛОУ-АВТ-6

Статьи баланса

% мас. на нефть

тыс. т/год

Приход

Нефть

100

6000

Итого

100

6000

Расход

НК - 62 С

2,9

174

62 - 85 С

2,3

138

85 - 180 С

11,2

672

180 - 350 С

26,4

1584

350 - 420 С

11,6

696

420-500 С

13,1

786

>500 C

32,5

1950

Потери

0

0

Итого

100

6000

11. Материальный баланс установки каталитической изомеризации

Статьи баланса

% мас. на сырье

% мас. на нефть

тыс. т/год

НК - 62 С

100

2,9

174

ВСГ

0,1

0,003

0,17

Итого

100,1

2,903

174,17

Расход

Изомеризат

95

2,76

165,3

С3 - С4

3,1

0,09

5,39

Сухой газ

2

0,06

3,48

Итого

100,1

2,903

174,174

12. Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива

Статьи баланса

% мас. на сырье

% мас. на нефть

тыс. т/год

Приход

180 - 350 С

100,00

26,4

1584

Итого

100,00

26,40

1584,00

Водород

1

0,26

15,84

(в расчете на 100%)

Всего

101,00

26,66

1599,84

Расход

Сухой газ (отдув)

0,3

0,08

4,75

H2S

1,5

0,40

23,76

Газ стабилизации

1,4

0,37

22,18

Бензин

1,8

0,48

28,51

Дизельное топливо

95,3

25,16

1509,55

Потери

0,7

0,18

11,09

Итого

101

26,66

1599,84

13. Материальный баланс установки каталитического риформинга

Статьи баланса

% мас. на сырье

% мас. на нефть

тыс. т/год

Приход

85 - 180 С

95,93

11,2

672

Бензин с г/о ДТ

4,07

0,48

28,51

Итого

100,00

11,68

700,51

Расход

Риформат

84,9

9,91

594,73

С3 - С4

1

0,12

7,01

Сероводород

0,1

0,01

0,70

Сухой газ

6,4

0,75

44,83

ВСГ

7,1

0,83

49,74

Потери

0,5

0,06

3,50

Итого

100

11,68

700,51

14. Материальный баланс установки газофракционирования

Статьи баланса

% мас. на сырье

% мас. на нефть

тыс. т/год

Приход

С3 - С4 с изомериз.

6,51

0,1

5,39

C3

3,25

0,04

C4

3,25

0,04

С3 - С4 с г/о

26,75

0,37

22,18

C3

13,38

0,18

C4

13,38

0,18

С3 - С4 с риформ.

8,45

0,12

7,01

C3

4,23

0,06

C4

4,23

0,06

Сухой газ с риформ.

54,09

0,75

44,83

Сухой газ с изомериз.

4, 20

0,06

3,48

Итого

100,00

1,38

82,9

Расход

Сухой газ

58,29

0,81

48,31

ППФ

20,86

0,29

17,29

ББФ

20,86

0,29

17,29

Итого

100,0

1,38

82,9

15. Материальный баланс установки по производству серы из сероводорода

Статьи баланса

% мас. на сырье

% мас. на нефть

тыс. т/год

Приход

H2S с кат. риформ

0,76

0,01

0,70

H2S

63,79

0,98

58,50

Н2S c г/о деп. раф1

2,26

0,03

2,07

Н2S c г/о деп. раф 2

3,21

0,05

2,94

Н2S c г/о деп. раф 3

4,08

0,06

3,74

H2S c г/о ДТ

25,91

0,40

23,76

Итого

100,00

1,53

91,71

Расход

S

88

1,35

80,71

Отходящие газы

12

0,18

11,01

Итого

100

1,53

91,71

16. Селективная очистка фурфуролом

наименование продукта

%мас на сырье

% масс на нефть

тыс. т/год

т/сут

кг/ч

взято:

фракция 350-420 С

100

11,6

696

1906,85

79452,05479

фурфурол

150

17,4

1044

2860,27

119178,0822

итого:

250

29

1740

4767,12

198630,137

получено:

рафинат 350-420С

73,9

8,57

514,34

1409,16

58715,07

фурфурол

149,8

17,38

1042,61

2856,46

119019,18

экстракт 1

26

3,02

180,96

495,78

20657,53

потери:

0,3

0,03

2,09

5,72

238,36

итого:

250

29,00

1740,00

4767,12

198630,14

взято:

фракция 420-500С

100

13,1

786

2153,42

89726,027

фурфурол

150

19,65

1179

3230,14

134589,04

итого:

250

32,75

1965

5383,56

224315,07

получено:

рафинат 420-500С

75,9

9,94

596,57

1634,449315

68102,055

фурфурол

149,8

19,62

1177,43

3225,830137

134409,59

экстракт

24

3,14

188,64

516,8219178

21534,247

потери:

0,3

0,04

2,36

6,460273973

269,17808

итого:

250

32,75

1965,00

5383,56

224315,07

взято:

деасфальтизат

100

12,16

729,48

1998,56

83273,46

фурфурол

150

18,24

1094,21

2997,84

124910, 19

итого:

250

30,39

1823,69

4996,41

208183,65

получено:

рафинат деасфальтизат

75,9

9,23

553,67

1516,91

63204,56

фурфурол

149,8

18,21

1092,75

2993,85

124743,64

экстракт

24

2,92

175,07

479,66

19985,63

потери:

0,3

0,04

2, 19

6,00

249,82

итого:

250

30,39

1823,69

4996,41

208183,65

17. Деасфальтизация гудрона пропаном. Для определения выхода деасфальтизата воспользуемся формулой Б.И. Бондаренко: 37,409

Наименование продукта

%мас на сырье

% масс на нефть

тыс. т/год

т/сут

кг/ч

Взято:

Гудрон

100,00

32,50

1950,00

5342,47

222602,74

Итого:

100,00

32,50

1950,00

5342,47

222602,74

Расход:

Деасфальтизат

37,41

12,16

729,48

1998,56

83273,46

Битум деасф.

62,59

20,34

1220,52

3343,90

139329,28

Итого:

100,00

32,50

1950,00

5342,47

222602,74

18. Депарафинизация базовых масел кристаллизацией с использованием растворителя

Наименование продукта

%мас на сырье

% масс на нефть

тыс. т/год

т/сут

кг/ч

Взято:

Фракция 350-420°С

100,0

8,57

514,34

1409,16

58715,07

Итого:

100,0

8,57

514,34

1409,16

58715,07

Получено:

Легкое деп. Масло

91,4

7,84

470,11

1287,97

53665,57

Гач 1

8,6

0,74

44,23

121, 19

5049,50

Итого:

100,0

8,57

514,34

1409,16

58715,07

Взято:

Фракция 420-450°С

100,0

9,94

596,57

1634,45

68102,05

Итого:

100,0

9,94

596,57

1634,45

68102,05

Получено:

среднее деп. Масло

91,4

9,09

545,27

1493,89

62245,28

Гач 2

8,6

0,86

51,31

140,56

5856,78

Итого:

100,0

9,94

596,57

1634,45

68102,05

Взято:

Фракция >450°С

100,0

9,23

553,67

1516,91

63204,56

Итого:

100,0

9,23

553,67

1516,91

63204,56

Получено:

тяжелое деп. масло

91,4

8,43

506,06

1386,46

57768,96

петролатум

8,6

0,79

47,62

130,45

5435,59

Итого:

100,0

9,23

553,67

1516,91

63204,56

19. Установка гидродоочистки масляных рафинатов.

Наименование продукта

%мас на сырье

% масс на нефть

тыс. т/год

т/сут

кг/ч

Взято:

Деп. масло легкое

100

7,84

470,11

1287,97

53665,57

ВСГ

0,9

0,07

4,23

11,59

482,99

Итого:

100,9

7,91

474,34

1299,57

54148,56

Получено:

БМ-1

98

7,68

460,71

1262,21

52592,26

Сероводород

0,44

0,03

2,07

5,67

236,13

Газы

1,06

0,08

4,98

13,65

568,86

Отгон

1,4

0,11

6,58

18,03

751,32

Итого:

100,9

7,91

474,34

1299,57

54148,56

Взято:

Деп. масло среднее

100

9,09

545,27

1493,89

62245,28

ВСГ

1

0,09

5,45

14,94

622,45

Итого:

101

9,18

550,72

1508,83

62867,73

Получено:

БМ-2

98

8,91

534,36

1464,01

61000,37

Сероводород

0,54

0,05

2,94

8,07

336,12

Газы

1,06

0,10

5,78

15,84

659,80

Отгон

1,4

0,13

7,63

20,91

871,43

Итого:

101

9,18

550,72

1508,83

62867,73

Взято:

Деп. масло среднее

100

8,43

506,06

1386,46

57768,96

ВСГ

1,2

0,10

6,07

16,64

693,23

Итого:

101,2

8,54

512,13

1403,09

58462, 19

Получено:

БМ-2

98

8,27

495,93

1358,73

56613,58

Сероводород

0,74

0,06

3,74

10,26

427,49

Газы

1,06

0,09

5,36

14,70

612,35

Отгон

1,4

0,12

7,08

19,41

808,77

Итого:

101,2

8,54

512,13

1403,09

58462, 19

20. Обезмасливание

Наименование продукта

%мас на сырье

тыс. т/год

т/сут

кг/ч

взято:

гач-1

100

44,23

121, 19

5049,50

растворитель

600

265,40

727,13

30296,98

итого:

700

309,64

848,32

35346,47

получено:

парафин

56

24,77

67,87

2827,72

растворитель

600

265,40

727,13

30296,98

фильтрат

44

19,46

53,32

2221,78

итого:

700

309,64

848,32

35346,47

взято:

гач-2

100

51,31

140,56

5856,78

растворитель

600

307,83

843,38

35140,66

итого:

700

359,14

983,94

40997,44

получено:

парафин

56

28,73

78,72

3279,79

растворитель

600

307,83

843,38

35140,66

фильтрат

44

22,57

61,85

2576,98

итого:

700

359,14

983,94

40997,44

взято:

петролатум

100

47,62

130,45

5435,59

растворитель

900

428,54

1174,09

48920,33

итого:

1000

476,16

1304,54

54355,92

получено:

церезин

35

16,67

45,66

1902,46

растворитель

900

428,54

1174,09

48920,33

фильтрат

65

30,95

84,80

3533,13

итого:

1000

476,16

1304,54

54355,92

Таблица

При составлении материальных балансов гидропроцессов мы брали в расчет 100% -ный

водород, но на заводе единственной установкой производящей водород содержащий газ,

является установку каталитического риформинга. Подсчитаем сколько водорода в

пересчете на 100% -ный производится на риформинге и сколько потребляется.

Количество производимого водорода:

на установке производится -

0,83

% мас. ВСГ.

Концентрация водорода в ВСГ

86

% об. =

26,5

% мас.

Количество 100% -ного водорода в расчете на нефть:

0,22

% мас.

Подсчитаем необходимое количество водорода:

г/о масл рафин:

0,26

% мас. на нефть

г/о дизельного топлива:

0,26

% мас.

изомеризация:

0,003

% мас.

Итого

0,53

% мас.

В натуральном выражении необходимо, тыс. т/год:

31,77

тыс. т/год

21. Водородный баланс:

Наименование потока

% на сырье

тыс т/год

т/сутки

кг/ч

Приход:

кат риформинг

7,10

49,74

136,26

5677,67

излишек ВСГ

4,96

17,97

49,22

2050,91

Итого:

Расход:

ВСГ на гидроочистку масляных дистиллятов

1,04

15,76

43,17

1798,67

ВСГ на изомеризацию

0,1

0,17

0,48

19,86

ВСГ на гироочистку ДТ

1

15,84

43,40

1808,22

Итого:

2,14

31,77

87,04

3626,75

Так у нас ВСГ в излишке, мы можем пусть его на продажу.

22. Сводный материальный баланс:

Статьи баланса

% мас. на нефть

тыс. т/год

Приход

100

6000

Итого

100

6000

Расход

Сухой газ

0,81

48,31

ППФ

0,29

17,29

Отработанная ББФ

0,29

17,29

экстракт на тех. углерод

9,08

544,67

церезин

0,28

16,67

парафин

0,89

53,50

БАЗОВЫЕ МАСЛА

24,85

1491,01

газы после г/о масел

0,27

16,13

Бензин г/о ДТ

0,48

28,51

62 - 85 C

2,30

138,00

Изомеризат

2,76

165,30

Риформат

9,91

594,73

Дизельное топливо

25,16

1509,55

ВСГ с кат. риформинга

0,83

49,74

битум деасфальтизации

20,34

1220,52

Потери

0,31

17,72

S

1,35

80,71

Итого

100

6000

Глубина переработки нефти составляет:

Г = 100 - (П+К)

П - потери, % мас.

К - количество остаточных продуктов вырабатываемого на заводе, % мас.

Г =

70,3

%

Октановое число смешения бензина

Октановое число компонента товарного бензина:

Выход на нефть:

ОЧИ изомеризата

90

2,76

ОЧИ риформата

95

9,91

ОЧИ фр.62 - 85 С

76

2,3

Количество вырабатываемого бензина

15,45% мас.

Октановое число смешения

91,16

Преимущественно заводом будет выпускаться бензин Регуляр-91.

3. Технологическая схема АВТ установки ЭЛОУ-АВТ-6

Рис 2.1, 14, 17, 22-25, 31, 36, 39, 40, 42-44, 46, 47, 49 - насосы; 2-7, 9, 10, 45 - теплообменники; 8, 16, 26-30 - колонны; 11, 12, 19, 20, 33, 37 - конденсаторы-холодильники; 13, 18, 21, 38 - емкости; 15, 32, 41 - трубчатые печи; 34 - эжектор; 35, 48, 50 - холодильники;

А - блок электродегидраторов; Б - блок вторичной перегонки бензина; I - нефть; II - газ; III - головка стабилизации; IV-VII - узкие бензиновые фракции; VIII - фракция 180-230°С; IX - фракция 230-280°С; X - фракция 280-350°С; XI - фракция 350-500 oС; XII - гудрон (фракция выше 500°С); XIII - фракция ниже 350 oС; XIV - фракция выше 400°С; XV - водяной пар; XVI - ингибитор коррозии.

3.1 Описание технологической схемы АВТ установки ЭЛОУ-АВТ-6

Нефть подается насосом 1 и делится на 2 потока. Первый поток проходит теплообменник 2, в котором нагревается верхним циркуляционным орошением основной атмосферной колонны 16. Затем проходит теплообменник 3, где нагревается за счет нижнего циркуляционного орошения основной атмосферной колонны 16. Второй поток прокачивается через теплообменник 4, где нагревается нижним циркуляционным орошением вакуумной колонны 30, после чего поступает в теплообменник 5, где нагревается за счет среднего циркуляционного орошения вакуумной колонны 30.

Затем потоки объединяются и поступают в блок электродегидраторов. Потом отбензиненная нефть делится на два потока. Первый проходит через теплообменники 6 и 7, где нагревается за счет гудрона, поступающего из вакуумной колонны 30. Второй поток проходит через теплообменник 9, где нагревается нижним циркуляционным орошением вакуумной колонны 30, и теплообменник 10, где нагревается гудроном поступающим из вакуумной колонны 30.

Обезвоженная и обессоленная нефть, нагретая до температуры 220, поступает в середину отбензинивающей колонны 8. С верха колонны 8 выходят пары бензиновой фракции и углеводородные газы. К ним добавляется ингибитор коррозии, после чего они поступают в аппарат воздушного охлаждения (АВО) 11, далее в холодильник 12 и сепаратор 13. С верха из сепаратора уходят углеводородные газы. С низа - бензиновая фракция, часть из которой насосом 14 возвращается в верх колоны 8 в виде орошения, а часть направляется в емкость 18.

Отбензиненная нефть с низа колоны 8 насосом 17 подается в печь 15, после чего часть возвращается в низ колоны 8 в виде горячей струи, а часть подается в низ основной атмосферной колонны 16. Так же в нижнюю часть основной атмосферной колонны для снижения парциального давления нефтепродуктов подается водяной пар (под нижнюю тарелку). С верха уходят пары бензиновой фракции, которая проходит АВО 19, холодильник 20 и собирается в емкости 21, из которой она частично насосом 22 возвращается в колонну 16, а частично подается в емкость 18. Из емкости 18 насосом 46 подается в теплообменник 45, в котором нагревается за счет тепла легкой дизельной фракции. Далее поступает в стабилизационную колонну 26. С верха колонны 26 уходит головка стабилизации, которая проходит холодильник 37 и собирается в емкости 38, откуда насосом 39 частично возвращается в верхнюю часть колонны 26 в виде орошения, а балансовое количество выводится из установки. С низа колонны 26 уходит стабильный бензин, часть из которого насосом 40 подается в печь 41 и подается в виде горячей струи в низ колонны 26, а балансовое количество подается на блок вторичной перегонки бензина, откуда уходят узкие бензиновые фракции.

Из колонны 16 отбираются 3 боковых погона в выносных колоннах 27,28,29: верхний - керосиновая фракция, средний - легкая дизельная фракция, нижняя - тяжелая дизельная фракция. Под нижнюю тарелку каждой колонны подается водяной пар. Керосиновая фракция из колонны 27 насосом 47 прокачивается чрез холодильник 48 и выводится с установки. Легкая дизельная фракция из колонны 29 насосом 25 прокачивается через теплообменник 45, в котором охлаждается, нагревая нестабильный бензин, после чего выводится с установки. Тяжелая дизельная фракция насосом 49 прокачивается через холодильник 50 и выводится с установки.

Остаток атмосферной перегонки - мазут насосом 31 подается в печь 32, затем в нижнюю часть вакуумной колонны 30, под нижнюю тарелку которой подается водяной пар. С верха 30 выходят водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество нефтепродукта (дизельной фракции), которые поступают в конденсатор 33. Не сконденсировавшиеся газы отсасываются многоступенчатым эжектором 34. Верхнее циркуляционное орошение через холодильник 35 насосом 36 частично возвращается в верхнюю часть колоны 30, а балансовое количество выводится с установки (дизельная фракция). Среднее циркуляционное орошение насосом 43 частично подогревает нефть в теплообменнике 5 и возвращается в колонну 30, а балансовое количество выводится с установки (фракция 350-500). Нижнее циркуляционное орошение насосом 42 прокачивается через теплообменники 4, и 9 и возвращается в колону 30, а балансовое количество выводится с установки (вакуумный газойль). Остаток вакуумной перегонки - гудрон насосом 44 прокачивается через теплообменники 6,7,10 и выводятся с установки.

3.2 Обоснование выбора и описание технологической схемы блока ВТ

Мазут, поступающий на вакуумную перегонку, перерабатывают по двум направлениям: топливному и масляному. В первом случае отбирают широкую фракцию вакуумного газойля (350-500 0С) и остаток > 5000С (гудрон), во втором - узкие масляные фракции (350-4000С, 400-4500С, 450-5000С) и остаток >5000С (гудрон).

Но в связи с тем, что основной целью данной схемы завода является получение максимального количества светлых фракций, целесообразней использовать топливный вариант переработки мазута.

С низа атмосферной колонны откачивается мазут, который нагревается в змеевике вакуум - печи и по двум тангенциальным вводам подаётся в вакуумную колонну. В сечении питания этой колонны над вводом сырья установлены отбойные тарелки для предотвращения "заноса" капель жидкого остатка.

Для орошения верха колонны используется верхнее циркуляционное орошение. Не конденсирующиеся в верху вакуумной колонны компоненты, представляющие смесь лёгких фракций, газов разложения, паров воды и воздуха выводятся из колонны и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, затем в водяной холодильник поверхностного типа, после которого газожидкостная смесь поступает в систему создания вакуума. Вакуум в вакуумной колонне создаётся с помощью системы паровых эжекторов. Пары и газы после каждого эжектора поступают в конденсатор водяного пара. Образующийся конденсат стекает в отстойник, где компонент дизельного топлива отделяется от воды и далее насосом откачивается с установки. Водяной конденсат чаще всего используется для промывки нефти в блоке ЭЛОУ.

Кроме острого орошения вакуумная колонна имеет два циркуляционных орошения, которыми отводится теплота ниже тарелок отбора фракций компонента дизельного топлива и вакуумного газойля. Циркуляционные орошения осуществляются с помощью насосов, которыми флегма возвращается через теплообменники в колонну на вышележащую тарелку.

Компонент дизельного топлива насосом последовательно прокачивается через теплообменник и аппарат воздушного охлаждения, после чего выводится с установки. Вакуумный газойль выводится с низа отпарной колонны насосом и после теплообменника и аппарата воздушного охлаждения откачивается с установки. С низа вакуумной колонны отбирают гудрон, тепло которого используется на нагрев нефти.

Материальный баланс установки ВТ

Материальный баланс вакуумной колонны составим на основе кривой ИТК мазута и заданной чёткости погоноразделения.

По кривой ИТК нефти выход фракций, кипящих выше 350?С, составляет 24,7%масс. Выход мазута на нефть с учётом 4,0%масс. фракции до 350?С, увлечённой в мазут в атмосферной колонне, составляет:

%

Плотность мазута составляет 0,9011

Выход отдельных фракций в пересчёте на мазут:

до 350?С - %масс. 350 - 450?С - %масс.

выше 450?С - %масс

где 13,8; 7,8 - выход соответствующих фракций на нефть по ИТК нефти, %масс. Принимаем температуру начала кипения фракции до 350?С равной 310?С.

Исходя из процентного выхода отдельных фракций, строим кривую ИТК мазута (рис.3).

Рисунок 3 - Кривая разгонки мазута Мамонтовской нефти

Чёткость разделения дистиллятов ректификационной колонны определяется степенью налегания фракционного состава смежных дистиллятов и оценивается разностью температур начала и конца кипения 10 и 90% отгонов высококипящего и низкокипящего смежных дистиллятов.

Так для вакуумного газойля целевыми фракциями является отгон, выкипающий от 350 до 450?С. Содержание смежных фракций оценивается отгоном, выкипающим до 350?С и выше 450?С. Зададимся концентрацией отдельных фракций в дистиллятах и составим материальный баланс по отдельным фракциям.

Расчёт произведём на 100 кг сырья.

yD=0,98 и xD=0,02 - концентрация фракции выкипающей до 350?С, соответственно в дизтопливе D3 и в вакуумном газойле D2.

Тогда материальный баланс по фракции до 350?С:

D3 yD + D2 xD = LM бD3

D3 0,98 + D2 0,02 = 100 0,04. (1)

Материальный баланс по фракциям, выкипающим до 450?С:

цD =0,05 - концентрация фракции, выкипающей выше 450?С, в вакуумном газойле D2;

xD =0,05 - концентрация фракций, выкипающих до 450?С, в гудроне D1.

D3 + D2 (1 - цD) +D1 xD = LM (бD3 + бD2),

D3 + D2 (1 - 0,05) +D1 0,05 = 100 (0,04 + 0,6133), (2)

По всему сырью:

D3 + D2 + D1 = 100. (3)

В приведённых уравнениях бD3, бD2 - соответственно концентрации фракций до 350?С, 350 - 450?С в мазуте.

Решая совместно уравнения (1 - 3), определяем выход отдельных дистиллятов на 100 кг или в процентах на мазут при заданной чёткости разделения.

D3 = 2,8; D2 = 64,1 и D1 = 33,1 кг/100 кг мазута или %%.

В процессе нагрева сырья в трубчатой печи и длительного пребывания продуктов в колонне происходит разложение тяжёлых продуктов. Принимая во внимание опыт эксплуатации вакуумных колонн, принимаем выход газов разложения равным 0,3%масс. на мазут с молекулярной массой 44. Поскольку наибольшему разложению подвержены тяжёлые углеводороды, то выход газов разложения отнесём за счёт уменьшения выхода гудрона, т.е. D1= 32,8%масс.

Время работы установки принимаем 340дней, тогда:

LM = кг/ч

Таблица 24 - Материальный баланс колонны

Потоки

Выход в % на

Количество, кг/ч

нефть

мазут

Приход:

Мазут

22,50

100,00

165441,00

ИТОГО:

22,50

100,00

165441,00

Расход:

Газы разложения

Компонент дизтоплива

Вакуумный газойль

Гудрон

0,07

0,63

14,42

7,38

0,30

2,80

64,10

32,80

496,32

4632,35

106047,68

54264,65

ИТОГО:

22,50

100,00

165441,00

3.3 Описание устройства вакуумной колонны

Вакуумная колонна предназначена для получения продуктов, которые могут быть товарными или являться сырьём для других технологических установок.

Проектируемая вакуумная установка является сложной колонной (см. рис.4). Тепло, необходимое для создания горячего жидкого орошения в колонне, отводится в секции верхних конденсационных тарелок, первым и

вторым циркуляционными орошениями. Для отпарки лёгких фракций из вакуумного газойля служит стриппинг - секция.

В качестве контактных устройств используют клапанные балластные тарелки, обладающие низким гидравлическим сопротивлением, высоким диапазоном работы и малой металлоёмкостью. Над сечениями ввода сырья и верхней тарелкой устанавливаются отбойники из гофрированной сетки.

На основе опыта эксплуатации аналогичных колонн в концентрационной части колонны по отдельным секциям принимаем следующее число ректификационных тарелок:

· на компонент дизтоплива - 5,на вакуумный газойль - 3.

В верхней конденсационной секции устанавливаем 4 тарелки, для 1-го и 2-го циркуляционных орошений - по 2 тарелки. Общее число тарелок в концентрационной части - 16. В отгонной части колонны устанавливаем 4 тарелки, в стриппинг - секции - 5 тарелок.

Рис.4 - Схема вакуумной колонны

Список использованной литературы

1. Нефти СССР. Том 4. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о. Сахалин. М.: Химия, 1974 - 792 с.;

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены