Проект установки ЭЛОУ-АВТ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра «Химическая технология переработки нефти и газа»

Курсовой проект

Проект установки ЭЛОУ-АВТ

Студент 4-ФДО-921 Степанов А.С.

Преподаватель Пильщиков В.А.

Самара 2008

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Характеристика нефти и фракций из нее

2. Обоснование ассортимента получаемых фракций

3. Выбор и обоснование схемы ЭЛОУ-АВТ

3.1 Выбор схемы блока ЭЛОУ

3.2 Выбор схемы блока атмосферной перегонки

3.3 Стабилизация и вторичная перегонка бензиновой фракции

3.4 Вакуумная перегонка мазута

4. Принципиальная технологическая схема установки и ее краткое описание

5. Основное оборудование установки и основные условия ее эксплуатации

5.1 Электродегидраторы

5.2 Колонны

5.3 Теплообменные аппараты

5.4 Печи

6. Технологический расчет

6.1 Материальный баланс блока ЭЛОУ, блока АВТ и атмосферных колонн К-1 и К-2

6.2 Технологический расчет колонны К-2

6.2.1 Материальный баланс колонны К-2

6.2.2 Выбор числа и типа тарелок в колонне

6.2.3 Расчет давления по высоте колонны

6.2.4 Расчет расхода водяного пара

6.2.5 Расчет расхода флегмы по высоте колонны

6.2.6 Определение температуры сырья на входе в колонну

6.2.7 Определение температуры в низу колонны

6.2.8 Расчет парциальных давлений фракций

6.2.9 Определение температуры вывода боковых погонов и температуры в верху колонны

6.3 Тепловой баланс колонны

6.4 Выбор числа и расхода циркуляционных орошений

6.5 Определение основных размеров колонны К-2

6.5.1 Расчет нагрузки по парам и жидкости в различных сечениях

6.5.2 Расчет диаметра основной колонны

6.5.3 Расчет высоты колонны

Библиографический список

ВВЕДЕНИЕ

Среди полезных ископаемых (исключая нефтяной газ) нефть известна как горючее с наивысшей теплотой сгорания, т.к. в ней содержится наибольшее количество водорода. Из компонентов горючих ископаемых водород обладает самой высокой теплотой сгорания. Из нефти производится широкий спектр разнообразных нефтепродуктов: топлив, масел и различных химических веществ.

В основе методов переработки нефти и газа и применения товарных нефтепродуктов в различных областях промышленности и народного хозяйства лежат физико-химические процессы.

Управление этими процессами требует глубокого знания физических и физико-химических свойств газа, нефти, нефтяных фракций. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются её потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов.

На данном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов. Нефть подготавливается к переработке, подвергаясь очистке от нежелательных примесей, и разгоняется на узкие фракции, пригодные к дальнейшему использованию на установках вторичной переработки.

Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефти. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий, меньшее число промежуточных емкостей, компактность, удобство обслуживания, возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат, большая производительность труда.

Установка ЭЛОУ-АВТ является комбинированной установкой. Блок ЭЛОУ обеспечивает обезвоживание и обессоливание нефти, а блок АВТ - атмосферную и вакуумную перегонку. Ассортимент фракций, получаемых на АВТ определяется в первую очередь свойствами нефти и ее отдельных фракций.

В курсовом проекте произведен выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 5,8 млн. т/год, предназначенной для переработки Родинской нефти.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И ФРАКЦИЙ ИЗ НЕЕ

В задании указаны исходные данные:

1) нефть - Родинская (верейский горизонт);

2) фракции нефти - газ, нк-62, 62-85, 85-120, 120-180, 180-230, 230-280, 280-350, 350-500, выше 500 0С.

По физико-химическим свойствам Родинскую нефть можно отнести к средним сернистым.

Показатели, характеризующие данную нефть и её фракции, представлены в виде таблиц:

- Общая физико-химическая характеристика нефти (табл.1.1);

- Состав газов, растворенных в нефти (табл. 1.2);

- Характеристика фракций, выкипающих до 200 0С (табл. 1.3);

- Групповой углеродный состав фракций, выкипающих до 200 0С (табл. 1.4);

- Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

( табл. 1.5);

- Характеристика легких керосиновых фракций (табл. 1.6);

- Характеристика дизельных топлив и их компонентов (табл. 1.7);

- Характеристика сырья для каталитического крекинга (табл. 1.8);

- Характеристика базовых дистиллятных и остаточных масел (табл. 1.9).

Таблица 1.1

Общая физико-химическая характеристика нефти

420	М	20, мм2/с	50, мм2/с	Температура, оС	ДНП, мм рт. ст.	Содержание, % мас.	Парафины	Кислотность, мг КОН на 100 мл нефти	Зольность, % мас.	Коксуемость, % мас.	Выход фракций, % мас.
				вспышки в закрытом тигле	застывания с обработкой	при 380С	при 500С	серы	азота	смол сернокислотных	смол силикагелевых	асфальтенов	содержание, % мас.	температура плавления,0С				до 2000С	до 3500С
0,8678	295	29,03	11,29	-27	-56	263	352	1,68	0,12	36,0	20,0	6,0	3,8	51	0,07	0,016	6,98	24,0	44,8

Таблица 1.2

Состав газов, растворенных в нефти

Выход на нефть, % мас.	Содержание индивидуальных углеводородов, % мас.
	СН4	С2Н6	С3Н8	изо- С4Н10	н-С4Н10
1,9	-	2,9	29,6	15,3	52,2

Таблица 1.3

Характеристика фракций, выкипающих до 2000С

Температура отбора, 0С	Выход на нефть, % мас.	420	Фракционный состав,0С	Содержание серы, % мас.	Октановое число	Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции	Давление насыщенных паров при 380С, мм рт. ст
			н.к.	10%	50%	90%
28-85	5,7	0,6550	37	42	61	80	0	66,7	0	398
28-100	7,7	0,6700	39	48	69	92	-	64,0	-	-
28-110	8,9	0,6800	41	56	77	104	-	62,0	-	-
28-120	10,3	0,6920	44	60	86	116	0	59,5	следы	317
28-130	11,7	0,7030	48	62	92	123	-	57,0	-	-
28-140	12,0	0,7120	52	63	98	130	-	55,0	-	-
28-150	14,5	0,7170	58	65	103	138	следы	52,0	0,39	273
28-160	16,1	0,7230	60	70	112	148	-	50,0	-	-
28-170	17,7	0,7280	62	75	121	158	-	48,0	-	-
28-180	19,1	0,7330	64	80	130	168	-	46,0	-	-
28-190	20,7	0,7380	66	85	139	178	-	44,0	-	-
28-200	22,1	0,7420	70	92	140	190	0,006	40,5	1,96	164

Таблица 1.4

Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 2000С

Температура отбора, 0С	Выход на нефть, % мас.	420	nD20	Содержание углеводородов, % мас.
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
28-60	2,7	0,6280	1,3650	0	0	100
60-95	4,2	0,6874	1,3910	4,0	25,0	71,0
95-122	3,8	0,7280	1,4060	7,0	27,0	66,0
122-150	3,8	0,7480	1,4170	10,0	28,0	62,0
150-200	7,6	0,7770	1,4330	16,0	29,0	55,0
28-200	22,1	0,7720	1,4130	9,0	24,0	67,0

Таблица 1.5

Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

Температура отбора, 0С	Выход на нефть, % мас.	420	Содержание серы, % мас.	Содержание углеводородов, % мас.
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
62-85	2,7	0,6800	0	4	25	71
62-105	5,5	0,7020	0	5	26	69
85-105	2,8	0,7170	0	6	26	68
85-120	4,6	0,7240	0	6	26	68
85-180	13,4	0,7450	следы	10	28	62
105-120	1,8	0,7330	-	8	27	65
105-140	4,4	0,7390	-	9	27	64
120-140	2,6	0,7420	-	9	28	63
140-180	6,2	0,7440	0,03	14	29	57

Таблица 1.6

Характеристика легких керосиновых дистиллятов

Температура отбора, 0С	Выход на нефть, % мас.	420	Фракционный состав, 0С	20, мм2/с	-40, мм2/с	Температура, 0С	Теплота сгорания (низшая), кДж/кг	Высота некоптящего пламени, мм	Содержание ароматических углеводородов, % мас.	Содержание серы, % мас.	Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята	Иодное число, мг иода на 100 г дистиллята
			Н.К.	10%	50%	90%	98%			начала кристаллизации	вспышки в закрытом тигле
															общей	меркаптановой
120 - 240	17,8	0,7810	142	153	178	223	240	1,36	4,71	Ниже -60	35	40360	22	-	0,10	0,0011	2,35	7,2

Таблица 1.7

Характеристика дизельных топлив и их компонентов

Температура отбора, % мас.	Выход на нефть, % мас.	Цетановое число	Дизельный индекс	Фракционный состав, 0С	420	20, мм2/с	50, мм2/с	Температура, 0С	Содержание серы, % мас.	Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива	Анилиновая точка, 0С
				10%	50%	90%	96%				застывания	помутнения	вспышки
150-350	28,4	52	61,0	194	252	317	322	0,8250	3,3	1,8	-32	-20	85	0,42	5,09	-
180-350	23,8	52	59,1	216	263	318	322	0,8370	4,1	2,2	-26	-17	100	0,51	5,90	-
200-350	20,8	53	58,2	238	274	320	323	0,8420	4,6	2,5	-21	-14	-	0,62	6,66	-
240-320	10,8	53	54,3	260	275	304	310	0,8440	5,0	2,7	-20	-13	122	0,70	7,05	-
240-350	14,8	55	53,1	265	288	326	330	0,8520	5,9	3,1	-12	-6	118	0,82	8,62	-

Таблица 1.8

Характеристика сырья для каталитического крекинга

Температура отбора, 0С	Выход на нефть, % мас.	420		50, мм2/с	100, мм2/с	Температура застывания, 0С	Содержание, % мас.	Коксуемость, % мас.	Содержание парафино-нафтеновых углеводoродов, % мас.	Содержание смолистых веществ, % мас.
							серы	смол серно-кислотных	ванадия
350-480	20,2	0,8960	340	10,6	4,2	17	1,7	8	-	0,17	52	3,0

Таблица 1.9

Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

Температура отбора, 0С	Выход дистиллятной фракции или остатка на нефть, % мас.	Характеристика базовых масел
		420	50, мм2/с	100, мм2/с	50/100	ИВ	ВВК	Температура застывания, 0С	Выход базовых масел, % мас.
									на дистиллятную фракцию или остаток	на нефть
350-450	12,3	0,9080	15,8	4,29	-	97	-	-24	82,6	12,3
450-480	5,4	0,9095	37,3	7,20	-	85	-	-22	73,8	4,0
Остаток выше 480	35,0	0,9090	222,0	26,27	8,40	85	0,8350	-18	23,4	8,2

2. 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 заданием при первичной перегонке Родинской нефти планируется получить следующие продукты:

Газ. Газы, растворенные в нефти в количестве 1,9% мас. на нефть, и полученные при первичной перегонке нефти, состоят в основном из пропана и бутанов (см. табл. 1.2). Они являются сырьем газофракционирующих установок и могут служить в качестве топлива (бытовой сжиженный газ).

Фракции н.к.-62 и 62-85оС имеют небольшое октановое число, поэтому направляется на установку изомеризации для повышения октанового числа.

Фракция 85-120оС служит в качестве сырья каталитического риформинга для получения бензола и толуола, а также для получения компонентов высокооктанового бензина.

Фракции 85-120 и 120-180оС служат в качестве сырья каталитического риформинга для получения компонентов высокооктанового бензина, а также может использоваться для получения компонента реактивного топлива.

Фракция 180-230оС. Данная фракция является компонентом реактивного и дизельного топлив.

Фракции 230-280оС и 280-350оС являются фракциями дизельного топлива. Цетановое число объединенной фракции 240 - 350оС равно 55 (см. табл. 1.7). Температура застывания -12оС. Фракции могут использоваться как компонент летнего дизельного топлива. Для получения зимнего дизельного топлива объединенная фракция 230 - 350оС должна быть подвергнута депарафинизации.

Фракция 350-500оС - вакуумный газойль. Фракция может использоваться как сырье процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга для получения высокооктанового бензина.

Фракция, выкипающая при температурах выше 500оС - гудрон. Фракция используется как сырье установок термического крекинга, висбрекинга, коксования, производства битума.

В табл. 2.1. сравнивается с показателями качества некоторых бензинов (ГОСТ 2084) бензиновая фракция 28-180 оС. Эту фракцию обычно подвергают вторичной перегонке. Октановые числа бензинов повышают с помощью антидетонаторов.

В табл 2.2. сравниваются фракция 120-240 оС и показатели качества реактивных топлив (ГОСТ 10227).

В табл. 2.3. проведено сравнение физико-химических свойств фракции 240 - 350оС с показателями качества некоторых товарных дизельных топлив (ГОСТ 305). Уменьшение кинематической вязкости возможно за счет добавления более легкой фракции. И по всем фракциям необходимо проводить гидроочистку.

Таблица 2.1

Сравнительная характеристика бензинов и фракции 28-180?С

Показатели качества	Марки бензинов	Фракция нефти
	А-76	АИ-91	АИ-93	АИ-95	28-180?С
Детонационная стойкость, не менее
моторный метод	76	82,5	85	85	46
исследовательский метод	-	91	93	95
Содержание свинца, г/дм?
не более	0,013	0,013	0,013	0,013
Фракционный состав
t нк ?С не ниже
летний	35	35	35	35	64
зимний	-	-	-	-
t 10% выкипания не выше
летний	70	70	70	70	80
зимний	55	55	55	55
t 50% выкипания не выше
летний	115	115	115	115	130
зимний	100	100	100	100
t 90% выкипания не выше
летний	180	180	180	180	168
зимний	160	160	160	160
t к к не выше
летний	195	205	205	205
зимний	185	195	195	195
ДНП не выше
летний	500	500	500	500	-
зимний	500-700	500-700	500-700	500-700
Кислотность, мг КОН на 100 см? бензина - не более	1,0	3,0	0,8	2,0	-
Содержание фактических смол, мг/100 см? бензина - не более					-
на месте производства	5,0	5,0	5,0	5,0
на месте потребления	10	10	10	10
Индукционный период (мин) - не менее	1200	900	1200	900	-
Содержание S, % массовый - не более	0,1	0,1	0,1	0,1	следы

Таблица 2.2.

Сравнительная характеристика реактивных топлив и фракции 120-240°С

Показатели качества	Реактивные топлива марок	Фракция нефти
	ТС-1	Т-1	120-240°С
Плотность, , кг/м3, не менее	780	800	781
Фракционный состав, оС
- температура начала перегонки не выше	150	150	142
- 10 % отгоняется при температуре не выше	165	175	153
- 50 % отгоняется при температуре не выше	195	225	178
- 90 % отгоняется при температуре не выше	230	270	223
- 98 % отгоняется при температуре не выше	250	280	240
Кинематическая вязкость, мм?/с
- при 20?С не менее	1,30	1,50	1,36
- при минус 40?С не более	8	16	4,71
Низшая теплота сгорания, кДж/кг не менее	43120	42900	40360
Высота некоптящего пламени, мм не менее	25	20	22
Кислотность, мг КОН / 100 см3 топлива не более	0,7	0,7	2,35
Йодное число, мг J / 100 г дистиллята не более	2,5	2,0	7,2
Температура вспышки, ?С не ниже	28	30	35
Температура начала кристаллизации, ?С не выше	-60	-60	-60
Содержание ароматических углеводородов, % мас. не более	22	20	-
Содержание общей серы, % мас. не более	0,20	0,10	0,1
Содержание меркаптановой серы, % мас. не более	0,003	-	0,0011
Фактические смолы, мг/100 г			-
Зольность, % мас. не более	0,003	0,003	-

Таблица 2.3.

Сравнительная характеристика дизельных топлив и фракции 240-350°С

Показатели	Летнее ДТ	Зимнее ДТ	Арктическое ДТ	Фракция нефти
				240-350°С
Цетановое число, не менее	45	45	45	55
Фракционный состав: перегоняется при температуре, °С,50 %, не выше96 %, не выше	280360	280340	255330	288330
Кинематическая вязкость при 200С, мм? /с	3-6	1,8-5,0	1,5-4,0	5,9
Температура застывания, °С,не выше	-10	-35	-55	-12
Температура помутнения, °С,не выше	-5	-25-35	-	-6
Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не более	40	35	30	118
Содержание серы, % мас. общей меркаптановой	0,20,01	0,20,01	0,20,01	0,82
Кислотность, мг КОН/100 мл топлива, не более	5	5	5	8,62
Йодное число, г J2 /100 г,не более	6	6	6	-
Зольность, % масс., не более	0,01	0,01	0,01	-
Коксуемость, % остатка, не более	0,2	0,3	0,3	_
Плотность при 20°С, кг/м?, не более	860	840	830	852,0

3.ВЫБОР И ОБСНОВАНИЕ СХЕМЫ УСТАНОВКИ ЭЛОУ-АВТ

Обычно установка состоит из блока ЭЛОУ, блока АТ, блока ВТ, блока стабилизации и блока вторичной разгонки бензиновых фракций. Блок ЭЛОУ предназначен для подготовки нефти к переработке путем удаления из нее воды и солей. Блок АТ предназначен для разгонки светлых нефтепродуктов на узкие фракции. Блок ВТ предназначен для разгонки мазута (>3500С) на фракции. Блок стабилизации предназначен для удаления из бензина газообразных компонентов, в том числе коррозийно-активного сероводорода и углеводородных газов. Блок вторичной разгонки бензиновых фракций предназначен для разделения бензина на фракции.

3.1 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ БЛОКА ЭЛОУ

Нефть, поступающая с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы и соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002, подвергается дополни-тельной обработке на НПЗ.

Подготовка нефтей к переработке, осуществляется на блоке ЭЛОУ, является важнейшим условием обеспечения работы установки первичной переработки нефти и получения качественных фракций для дальнейшей их переработки.

Электрообессоливание и обезвоживание нефти производится в специальных аппаратах - электродегидраторах. При этом нефть предварительно нагревается в системе теплообменников (в два потока), в нее добавляют деэмульгатор, так как вода с нефтью образует эмульсию, которая обычно обладает высокой устойчивостью и требует специальных методов разрушения. На блоке ЭЛОУ предполагается установить две ступени электродегидраторов, между которыми в поток нефти будет производится ввод свежей воды, которая служит для извлечения соли. Наиболее распространенные и высокопроизводительные горизонтальные электродегидраторы имеют производительность 240-480 м3/ч. Мощность проектируемой установки составляет 6,6 млн. т /год. Плотность нефти равна 0,8678 г/см3 (табл.1.1). Таким образом, объемная производительность установки по нефти составляет:

5800000/0,8695=6683568 м3/год;

Число рабочих дней в году принимаем равным 340. Тогда часовая объемная производительность установки составит:

6683568/(340•24)=819 м3/ч.

Количество электродегидраторов, которые следует установить на одной ступени обессоливания, составит:

N=819/480 =1,7 шт.

Таким образом, принимаем число электродегидраторов на одной ступени равным двум. Схема блока ЭЛОУ приведена рис.3.1.

Температуру в электродегидраторах принимаем равной 100-1600С. Для предотвращения газовыделения в электродегидраторах поддерживается повышенное давление, равное 1,8 МПа.

3.2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ БЛОКА АТМОСФЕРНОЙ ПЕРЕГОНКИ

В нефтепереработке приняты три основные схемы атмосферной переработки нефти. Это двухколонная схема с двухкратным испарением и двухкратной ректификацией, двухколонная схема с двухкратным 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?С и в целом светлых, выкипающих до 350?С, растворенных газов и общей серы). Данная нефть, содержит 1,9 % газа (табл. 1.2), 24,0% бензиновых фракций, выкипающих до 2000С (табл. 1.1) и 44,8% светлых нефтепродуктов, выкипающих до 3500С (табл. 1.1). Содержание в нефти серы составляет 1,68% (табл.1.1). Для переработки такой нефти наиболее предпочтительна схема перегонки нефти в двух ректификационных колоннах (перегонка нефти с двухкратным испарением и двухкратной ректификацией), из которых первая - отбензинивающая колонна, а вторая - основная ректификационная колонна, применяется для ректификации высокопотенциальных сернистых и высокосернистых нефтей (содержание бензиновых фракций 20 % мас. и выше, содержание растворенных газов до 3 % мас. и выше).

На установке, работающей по данной схеме (см. рис.3.2), нефть предварительно подогревается в теплообменниках до температуры (обычно 220-250^оС), обеспечивающей испарение легкой части бензиновой фракции, и поступает в отбензинивающую колонну. Дополнительное тепло в низ колонны сообщается горячей струей полуотбензиненной нефти. Частично отбензиненная нефть нагревается в печи и с температурой 340-370оС поступает в основную атмосферную ректификационную колонну, где происходит отбор светлых - бензиновых и средних дистиллятов. С низа колонны отбирают мазут.

К достоинствам установки, в которой нефть перегоняется по данной схеме следует отнести следующие:

-возможность переработки любых нефтей, в том числе высокопотенциаль- ных и высокосернистых;

-возможность переработки нефтей, недостаточно хорошо обессоленных и обезвоженных.

Однако, для данной установки характерны и недостатки:

-некоторое ухудшение технологических условий работы основной атмосферной колонны из-за отсутствия легких углеводородов;

-увеличение расхода топлива в печи, служащей для нагрева сырья колонны, так как требуется производить нагрев нефти до более высокой температуры, чем при нагреве неотбензиненной нефти;

-большие капитальные и эксплуатационные расходы на установке.

3.3 СТАБИЛИЗАЦИЯ И ВТОРИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ

Схема стабилизации и вторичной перегонки бензиновой фракции представлена на рис. 3.3.

Стабилизационная колонна К-3 на АВТ предназначена для освобождения бензиновой фракции от растворенных газов и от растворенного сероводорода. Сверху колонны отбирается газ, который разделяется в емкости Е-3 на метан-этановую и пропан-бутановую фракции (рефлюкс). Так как в обычных условиях рефлюкс является газом, для получения орошения в колонне поддерживается повышенное давление. Блок вторичной ректификации бензинов на АВТ предназначен для получения узких бензиновых фракций. В данной работе получаем фракции 28-62°С, 62-120°С. Для разделения бензиновой фракции 62-120°С на две более узкие требуется дополнительная колонна К-5.

3.4 ВАКУУМНАЯ ПЕРЕГОНКА МАЗУТА

Перегонка мазута осуществляется в вакуумной части установки, так как перегонка мазута без понижения давления вызывает крекинг углеводородов, входящих в его состав. В соответствии с заданием мазут разгоняется по топливному варианту с получением вакуумного газойля, гудрона и утяжеленного дизельного топлива в виде бокового погона.

Мазут, который выводится с низа колонны К-2 нагревается в печи П-3 и с температурой 400-420°С поступает в вакуумную колонну К-6. В этой колонне предлагается разместить 16 клапанных тарелок. С верха колонны пары отводятся к вакуумсоздающей аппаратуре. С верхней тарелки отводим утяжеленное дизельное топливо, часть которого возвращаем в колонну в качестве орошения. Боковым погоном из колонны К-6 выводим вакуумный газойль (350-490°С). Его отбор производится с 10 тарелки. Вакуумный газойль поступает в стриппинг-колонну К-6/1, в низ которой подается водяной пар. С низа колонны выводим гудрон (остаток, выкипающий при температуре выше 490°С). В нижнюю часть колонны подаем водяной пар для снижения парциального давления углеводородов. Избыток тепла в колонне снимаем циркуляционным орошением.

Схема вакуумной перегонки мазута приведена на рис. 3.4

4. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ ЭЛОУ-АВТ И ЕЕ КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

Нефть, деэмульгатор и щелочь сырьевым насосом Н-1 подается двумя потоками в теплообменники Т-1/1 - Т-1/5 и Т-2/1 - Т-2/5. В теплообменниках Т-1/1 и Т-2/1 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения ЦО1, отводимого с тарелки отбора фракции 180 - 230°С. В теплообменниках Т-1/2 и Т-2/2 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения ЦО2, отводимого с тарелки отбора фракции 230 - 280°С; в теплообменниках Т-1/3 и Т-2/3 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения ЦО3, отводимого с тарелки отбора фракции 280 - 350°С; в теплообменниках Т-1/4 и Т-2/4 нагрев нефти осуществляется за счет тепла фракции 230-280°С; в теплообменниках Т-1/5 и Т-2/5 нагрев нефти осуществляется за счет тепла фракции 280 - 350°С. На выходе из теплообменников оба потока объединяются, к ним добавляется вода со второй ступени ЭЛОУ. Затем поток разделяется на 2 потока и поступают в электродегидраторы первой ступени. С первой ступени отводится вода на очистку. После первой ступени к объединенным потокам добавляется свежая вода для экстрагирования оставшихся солей нефти. Затем нефть поступает на вторую ступень ЭЛОУ, на второй ступени также отводится вода, которая подается на первую ступень.

Обессоленная и обезвоженная нефть объединяется на выходе из электродегидраторов в один поток и, предварительно разделившись на два потока, по трубопроводам поступает в теплообменники Т-1/6 - Т-1/9 и Т-2/6 - Т-2/9. В теплообменниках нагрев нефти осуществляется следующим образом: в Т-1/6 и Т-2/6 - за счет тепла фракции 180-230°С, в Т-1/7 и Т-2/7 - за счет тепла циркуляционного орошения, отводимого с тарелки отбора вакуумного газойля, в Т-1/8 и Т-2/8 - за счет тепла вакуумного газойля, в Т-1/9 и Т-2/9 -за счет тепла гудрона.

Выходя из теплообменников, нефть объединяется в один поток и по трубопроводу поступает в отбензинивающую колонну К-1.

С верха колонны К-1 отводятся пары бензиновой фракции (н.к. - 120°С) и газы. Конденсация паров бензина происходит в аппарате воздушного охлаждения АВО-1 и конденсаторе-холодильнике КХ-1. В емкости Е-1 происходит разделение бензина и газов. Легкая бензиновая фракция насосом Н-2 подается на орошение верха колонны, а ее балансовое количество направляется в теплообменник Т-3, где нагревается вместе с тяжелой бензиновой фракцией за счет тепла отводимого из рибойлера Т-4 стабильного бензина.

С низа колонны К-1 частично отбензиненная нефть насосом Н-3 направляется к печам П-1 и П-2. Часть нефти направляется в печь П-1 для создания горячей струи, подаваемой в низ колонны К-1, остальная нефть нагревается в печи П-2 и по трубопроводу поступает в основную колонну К-2.

С верха колоны К-2 отводятся пары бензина бензиновой фракции 120 - 180°С, конденсация их происходит в аппарате воздушного охлаждения АВО-2 и конденсаторе-холодильнике КХ-2. В емкости Е-2 бензин отделяется от газов и воды. Далее бензин насосом Н-4 подается на орошение верха колонны, а избыток выводится с установки через аппарат воздушного охлаждения АВО-12 .

С 31 тарелки колонны К-2 отводится фракция 180-230°С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/1. Пары из колонны К-2/1 возвращаются под 32 тарелку колонны К-2, а фракция 180-230°С забирается насосом Н-11, прокачивается через теплообменники Т-1/6 и Т-2/6, где отдает тепло нефти, затем через аппарат воздушного охлаждения АВО-11 и выводится с установки.

С 21 тарелки колонны К-2 отводится фракция 230-280°С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/2. Пары из колонны К-2/2 возвращаются под 22 тарелку колонны К-2, а фракция 230-280°С забирается насосом Н-10, прокачивается через теплообменники Т-1/4 и Т-2/4, где отдает тепло нефти, затем через аппарат воздушного охлаждения АВО-10 и выводится с установки.

С 11 тарелки колонны К-2 выводится фракция 280-350°С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/3. Пары из колонны К-2/3 возвращаются под 12 тарелку колонны К-2, а фракция 280-350°С забирается насосом Н-9, прокачивается через теплообменники Т-1/5 и Т-2/5, где отдает тепло нефти, после этого направляется в АВО-9 и выводится с установки.

С низа колонны К-2 мазут направляется в вакуумную колонну К-6 насосом Н-8.

Избыток количества тепла колонны К-2 снимается циркуляционными орошениями:

- первое циркуляционное орошение забирается из кармана 29 тарелки колонны К- 2 насосом Н-5, прокачивается через теплообменники Т-1/1, Т-2/1 и возвращается в колонну на 30 тарелку;

- второе циркуляционное орошение забирается из кармана 19 тарелки колонны К-2 насосом Н-6, прокачивается через теплообменники Т-1/2, Т-2/2 и возвращается в колонну на 20 тарелку;

- третье циркуляционное орошение забирается из кармана 9 тарелки колонны К-2 насосом Н-8 , прокачивается через Т-1/3, Т-2/3 и возвращается в колонну К-2 на 10 тарелку;

Бензиновая фракция, нагретая в теплообменнике Т-3, поступает в колонну стабилизации К-3, работающую под давлением. В ней происходит освобождение бензина от растворенных газов и сероводорода. С верха колонны К-3 выводится газ, проходит через АВО-3 и КХ-3, где частично конденсируется. Из рефлюксной емкости Е-3 сверху уходит газ, а снизу - рефлюкс, который насосом Н-13 подается на орошение верха колонны К-3, а избыток выводится с установки.

С низа колонны К-3 выводится стабильный бензин, который по трубопроводу поступает в пароподогреватель Т-4, где нагревается и частично испаряется. Пары направляются в низ колонны К-3 для создания парового потока, а жидкость насосом Н-12 прокачивается через Т-3, где отдает свое тепло исходной бензиновой фракции и направляется по трубопроводу в колонну вторичной ректификации бензина К-4, перед этим нагреваясь в Т-5. В теплообменнике Т-5 бензин нагревается за счет тепла фракции 62-120°С.

С верха колонны К-4 отводятся пары фракции 28-62°С, которые, проходя через АВО-4 и КХ-4, конденсируются и поступают в емкость Е-4. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, а жидкая часть фракции 28-62°С выводится снизу и насосом Н-15 подается на орошение верха колонны К-4, а избыток отводится с установки.

С низа колонны К-4 отводится фракция 62-120°С, которая направляется в рибойлер Т-6, где нагревается и частично испаряется. Пары направляются в низ колонны К-4 для создания парового потока, а жидкость насосом Н-14 подается в теплообменник Т-7, перед этим отдав тепло в Т-5.

В теплообменнике Т-7 бензин получает тепло от фракции 62-120°С. После Т-7 бензин поступает в колонну К-5. с верха колонны К-5 отводятся пары фракции 62-85°С, которые, проходя через АВО-5 и КХ-5, конденсируются и поступают в емкость Е-5. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, а жидкая часть фракции 62-85°С выводится снизу и насосом Н-17 подается на орошение верха колонны К-5, а избыток отводится с установки через АВО-13.

С низа колонны К-5 отводится фракция 85-120°С, которая направляется в рибойлер Т-8, где нагревается и частично испаряется. Пары направляются в низ колонны К-5 для создания парового потока, а жидкость насосом Н-16 через Т-7, АВО-12 и выводится с установки.

Мазут с низа колонны К-2 насосом Н-8 направляется по трубопроводу в вакуумную печь П-3, где он нагревается до температуры не выше 420°С и направляется в вакуумную колонну К-6.

Из кармана 17 тарелки колонны К-6 отбирается утяжеленное дизельное топливо, которое насосом Н-21 прокачивается через АВО-7, где охлаждается и по трубопроводу направляется на орошение верха колонны К-6, а балансовое количество утяжеленного дизельного топлива выводится с установки.

С 14 тарелки колонны К-6 выводится вакуумный газойль и направляется на верхнюю тарелку вакуумной стриппинг-колонны К-6/1. Пары из колонны К-6/1 возвращаются под 15 тарелку колонны К-6, а вакуумный газойль (350-490°С) забирается насосом Н-20, прокачивается через теплообменники Т-1/8, Т-2/8, затем через АВО-8, где охлаждается и выводится с установки.

Избыток тепла в колонне К-6 снимается циркуляционным орошением, которое забирается из кармана 12 тарелки насосом Н-18 , прокачивается через Т-1/7, Т-2/7, где охлаждается и возвращается в колонну К-6 на 13 тарелку.

С низа К-6 выводится гудрон, который насосом Н-19 прокачивается по трубному пространству теплообменников Т-1/9 и Т-2/9, охлаждается в АВО-6 и выводится с установки.

Пары с верха колонны К-6 поступают в конденсатор-холодильник КХ-6. Пары частично конденсируются холодной водой и направляются в вакуумный приемник Е-6, а вода идет на повторное использование. Не конденсировавшиеся пары из конденсаторов-холодильников объединяются в один поток и направляются в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-1 , затем в конденсатор-холодильник КХ-7, где частично конденсируются за счет холодной воды. Не сконденсировавшися пары поступают на вторую ступень в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-2 и конденсатор-холодильник КХ-8, а затем на третью ступень в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-3 и конденсатор-холодильник КХ-9. Не сконденсировавшиеся пары после третьей ступени направляются к печам. Для работы пароэжекционных вакуум-насосов ЭЖ-1, ЭЖ-2 и ЭЖ-3 используется водяной пар. Сконденсировавшиеся пары из конденсаторов-холодильников КХ-7, КХ-8, КХ-9 объединяются в один поток и направляются в барометрический ящик Е-7.

В вакуумном приемнике Е-6 происходит разделение паровой и жидкой фаз. Пары направляются в основной поток паров, идущих в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-1. Жидкая фаза с низа Е-6 выводится в барометрический ящик, в котором постепенно накапливается утяжеленное дизельное топливо и периодически выводится с установки.

5. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВКИ И ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИИ

5.1 ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ

Электродегидраторы используются на установке ЭЛОУ для обезвоживания и обессоливания нефти.

Электродегидраторы бывают вертикальные, горизонтальные, сферические. Наибольшее распространение в нефтепереработке получили горизонтальные электродегидораторы, которые имеют большую производительность, чем вертикальные и требуют меньшего расхода металла, чем сферические. Электродегидраторы различаются по характеру ввода нефти в аппарат: сырье может вводиться в нижнюю часть или непосредственно в межэлектродное пространство. Эффективным оказалось комбинирование обоих способов подачи, при котором часть сырья подается в нижнюю (подэлектродную) зону, а часть между электродами.

В электродегидраторах обезвоживание и обессоливание ведется с добавлением воды, деэмульгатора и щелочи. Нефть из резервуара насосом прокачивается через систему теплообменников в последовательно работающие электродегидраторы. Нагрев сырой нефти необходим для достижения необходимой степени очистки. Процесс ведется при температуре 160°С и давлении 1,8 МПа.

По ТУ 26-02-400-76 выбираем электродегидратор 2ЭГ-160.

5.2 КОЛОННЫ

Ректификационные колонны в зависимости от числа получаемых продуктов при разделении многокомпонентных смесей делятся на простые и сложные.

В зависимости от давления ректификационные колонны делятся на колонны, работающие под давлением, атмосферные и вакуумные.

Колонны, работающие под давлением, применяются на АВТ в процессах стабилизации бензиновой фракции (колонна К-1). Атмосферными колоннами являются основная колонна К-1 и колонны в блоке вторичной ректификации бензинов. Вакуумные колонны применяются при перегонке мазута (колонна К-6).

В данной работе используются тарельчатые колонны. Тип тарелок - клапанные дисковые (ОСТ 26-02-1401-76). Клапанные тарелки имеют КПД более 70%, гидравлическое сопротивление 4,9-4,8 мм рт. ст.

Число тарелок в колоннах следующее:

- 30 штук в колонне К-1;

- 42 штуки в колонне К-2;

- 32 штуки в колонне К-3;

- 60 штук в колонне К-4;

- 60 штук в колонне К-5.

- 18 штук в колонне К-6.

Ректификационные колонны и тарелки необходимо изготовить из материала, устойчивого к сероводородной коррозии.

5.3 ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ

На высокопроизводительных АВТ применяют укрупненные теплообменники типа «труба в трубе» и «с плавающей головкой».

Теплообменники с плавающей головкой наиболее часто используются на АВТ. За счет особенностей конструкции (наличие плавающей головки) в них легко обеспечивается компенсация температурных удлинений корпуса и трубного пучка. Трубный пучок легко вытаскивается вместе с плавающей головкой, что облегчает чистку межтрубного пространства. Но эти теплообменники имеют следующие недостатки:

- относительно сложная конструкция;

- большой расход металла на единицу поверхности;

- плавающая головка не доступна для осмотра.

В стабилизаторе и колоннах вторичной перегонки для подвода тепла в низ колонны используются подогреватели с паровым пространством. Они позволяют обеспечить любую поверхность теплообмена путем установки необходимого количества подогревателей, и малое гидравлическое сопротивление каждого потока. Это позволяет обойтись небольшим объемом жидкости в низу колонны и располагать обогреватель примерно на той же отметке, что и колонна. Недостатком их является малый запас жидкости за сливной перегородкой подогревателя.

Конденсаторы и холодильники выполняют в виде змеевиков из гладких или ребристых труб, либо в виде одно- и многоходовых кожухотрубчатых аппаратов.

На АВТ используют так же аппараты воздушного охлаждения (АВО), позволяющие сократить расходы воды на НПЗ. Коэффициенты теплопередачи для различных климатических условий при работе аппаратов в качестве конденсаторов и холодильников на АВТ составляют 235-258 Вт/( м2 * К).

АВО имеют поверхность охлаждения, скомпонованную из секций оребренных труб, систему подачи воздуха и регулирующие устройства для изменения расхода воздуха..

5.4 ПЕЧИ

В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности для нагрева нефти и нефтепродуктов до температур, более высоких, чем те которые можно достичь, например, с помощью нагрева водяным паром, используются трубчатые печи.

На современных АВТ используют следующие основные типы печей. Печи серии Г - узкокамерные, с верхним отводом дымовых газов и горизонтальными трубами змеевика; печи серии Б - узкокамерные с нижним отводом дымовых газов и горизонтальными трубами; печи серии Ц - цилиндрические вертикальные трубчатые печи с верхним отводом дымовых газов.

С целью использования на установке АВТ однотипных печей как для AT, так и для ВТ применяются вертикально-факельные печи. Предлагается использовать на установке печи типа ГС-1, широко распространенные на современных АВТ - с однорядным настенным экраном и свободным вертикальным факелом. Эти печи имеют достаточно высокий КПД, могут обеспечивать высокую тепловую мощность. Продолжительность пребывания нагреваемого сырья в зоне высоких температур не превышает нескольких минут, что уменьшает возможность его разложения и отложения кокса в трубах, вследствие чего при необходимости сырье можно нагревать до более высокой температуры.

6.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

6.1 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС БЛОКА ЭЛОУ, БЛОКА АВТ И АТМОСФЕРНЫХ КОЛОНН К-1 И К-2

Материальный баланс блока ЭЛОУ, АВТ и колонн К-1 и К-2 представлен табл. 6.1-6.4. Количество рабочих дней в году принимаем равным 340.

Таблица 6.1

Материальный баланс блока ЭЛОУ

Статьи баланса	% мас.	Тыс. т/год
Взято:
Нефть сырая	101,0	5858
Итого	101,0	5858
Получено:
Нефть обезвоженная	100	5800
Вода	0,5	29
Потери	0,5	29
Итого	101,0	5858

Таблица 6.2

Материальный баланс блока АВТ

Статьи баланса	Потенциальное содержание % мас.	Отбор от потенциала в долях от единицы	Фактический отбор, % мас.	Расход
				Тыс. т/год	Т/сутки	Кг/ч
Взято:
Нефть	100,0	-	-	5800	17059	710784
Итого	100,0	-	-	5800	17059	710784
Получено:
1.Газ	1,9	1,0	1,9	110	324	13505
2.Фракция 28-62°С	3,0	0,99	3,0	174	512	21324
3.Фракция 62-85°С 4.Фракция 85-120°С 5.Фракция 120-180°С 6.Фракция 180-230°С 7.Фракция 230-280°С 8.Фракция 280-350°С 9.Фракция 350-500°С 10.Фракция > 500°С 11.Потери	2,7 4,6 8,8 7,2 6,7 9,9 23,0 32,2 -	0,99 0,98 0,97 0,96 0,96 0,95 0,86 1,12 -	2,6 4,5 8,5 6,9 6,4 9,4 19,8 36,0 1,0	151 261 493 400 372 545 1148 2088 58	444 768 1450 1176 1092 1604 3377 6141 171	18480 31985 60417 49044 45490 66814 140735 255882 7108
Итого	100,0	-	100,0	5800	17059	710784

Отбор от потенциала в соответствии с данными табл.6.2 находится как отношение суммы фактического отбора светлых фракций (выкипающих до 350°С) к суммарному потенциальному содержанию светлых фракций, содержащихся в данной нефти.

Отбор от потенциала = •100% = 96,3%

Таблица 6.3

Материальный баланс колонны К-1

Статьи баланса	% мас.	Расход
		тыс.т/год	т/сут	кг/ч
Взято: Нефть	100,0	5800	17059	710784
Итого	100,0	5800	17059	710784
Получено: 1.Газ 2.Фракция 28-120°С 3. Нефть отбензинен.	1,9 10,1 88,0	110 586 5104	324 1723 15012	13505 71789 625490
Итого	100,0	5800	17059	710784

Отбор фракции, получаемой в колонне К-1, определяем по кривой фактического отбора фракций, не менее 8% мас., которая строится по данным «Фактический отбор, % мас.» табл 6.2.(см. рис.6.1).

Таблица 6.4

Материальный баланс колонны К-2

Статьи баланса	Выход на нефть, %мас	Выход на сырье колонны, % мас.	Расход, кг/ч
Взято:
Нефть отбензиненая	88,0	100	710784
Итого	88,0	100	710784
Получено: 1.Фракция 120-180оС	8,5	9,7	68946
2.Фракция 180-230оС	6,9	7,8	55441
3.Фракция 230-280оС	6,4	7,3	51887
4.Фракция 280-350оС	9,4	10,7	76054
5. Мазут	56,8	64,5	458456
Итого	88,0	100,0	710784

6.2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОСНОВНОЙ КОЛОННЫ К-2

6.2.1 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС КОЛОННЫ К-2

Таблица 6.5

Материальный баланс колонны К-2

Статьи баланса	Расход,	Плотность,	Температура (средняя) кипения фракции, оС	Молярная масса
	% мас.	кг/ч
Взято: Нефть отбензиненная	100,0	710784	-	-	-
Итого	100,0	710784	-	-	-
Получено: 1.Фракция 120-180оС	9,7	68946	0,757	149	134
2.Фракция 180-230оС	7,8	55441	0,801	207	170
3.Фракция 230-280оС	7,3	51887	0,835	256	203
4.Фракция 280-350оС	10,7	76054	0,860	314	253
5. Мазут	64,5	458456	0,949	516	440
Итого	100,0	710784	-	-	-

6.2.2 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ ОСНОВНОЙ КОЛОННЫ, ЧИСЛА И ТИПА ТАРЕЛОК

Количество тарелок по высоте колонны принимаем из практических данных.

В нижней отгонной части монтируем 4 тарелки (n1 = 4).

В укрепляющей части колонны - от зоны питания до тарелки вывода фракции 280-3500С принимаем 6 тарелок (с 5 по 10 тарелку, считая снизу), n2= 6.

От тарелки вывода фракции 280-3500С до тарелки вывода фракции 230-2800С принимаем 10 тарелок (с 11 по 20), n3= 10.

От тарелки вывода фракции 230-2800С до тарелки вывода фракции 180-2300С принимаем 10 тарелок (с 21 по 30), n4 = 10.

От тарелки вывода фракции 180-2300С до верха тарелки принимаем 12 тарелок (с 31 по 42), n5 = 12.

Итого в колонне принято 42 тарелки, из которых в укрепляющей части 38 шт., а в отгонной - 4 шт.

Выбираем клапанные тарелки. Перепад давления на одну тарелку составляет 5 мм рт. ст. (Рт = 0,00066 МПа).

6.2.3 РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ ПО ВЫСОТЕ КОЛОННЫ

Расчет давления по высоте колонны ведем сверху вниз исходя из перепада давления на тарелках. Давление в емкости орошения Р= 0,1 Мпа. Принимаем ?Р=0,04 Мпа.

Давление в верху колонны:

Рверха = РЕ-2 +?Р= 0,1+0,04=0,140 Мпа

Давление на тарелке вывода фракции 180-230 оС:

Р180-240 = Рверха +?РТ • n6=0,140+0,00066 • 12 =0,148Мпа

Давление на тарелке вывода фракции 230-280 оС:

Р240-280 = Рверха +?РТ • (n4+ n5) =0,140+0,00066 • (10+12) =0,155 Мпа

Давление на тарелке вывода фракции 280-350оС:

Р280-350 = Рверха+?РТ • (n3+n5 + n4 ) =0,140+ 0,00066 • (10+12+10) = 0,161 Мпа

Давление на входе в колонну:

Рвхода = Рверха +?РТ • (n5 +n4+n3+n2 ) =0,140+ 0,00066 • (12+10+10 +6) = 0,165Мпа

Давление по высоте колонны распределяется следующим образом:

Рверха = 0,140 Мпа;

Р180-230=0,148Мпа;

Р230-280 = 0,155 Мпа;

Р280-350 = 0,161 Мпа;

Рвхода = 0,165 Мпа.

6.2.4 РАСЧЕТ РАСХОДА ВОДЯНОГО ПАРА

По заводским данным колебания расхода водяного пара составляют 1,6 - 2,3% масс. в расчете на сырье основной атмосферной колонны, что в среднем составляет 2% масс. на отводимый продукт. Для удобства проведения расчетов количество водяного пара и флегмы определяем на 100 кг сырья.

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть колонны, найдем из выражения:

Zниза = gМ • 0,02,

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

gМ - расход мазута. Для нашего расчета gМ = 64,5 кг (см табл. 6.4); 0,02 - расход водяного пара, в долях от единицы.

Zниза = gМ • 0,02 = 64,5•0,02 =1,29 кг.

Расход водяного пара, подаваемого в стриппинг-колонну К-2/3, служащую для вывода фракции 280-350 оС:

ZК-2/3 = g280-350 • 0,02 =10,7 •0,02 = 0,214 кг.

Расход водяного пара, подаваемого в стриппинг-колонну К-2/2 (вывод фракции 230-2800С):

ZК-2/2 = g 230-280 • 0,02 = 7,3 •0,02 = 0,146 кг.

Расход водяного пара, подаваемого в стриппинг-колонну К-2/1 (вывод фракции 180-2300С):

ZК-2/1 = g180-230 • 0,02 = 7,8 •0,02 = 0,156 кг.

Определим количество водяного пара по высоте колонны.

Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 280-3500С:

Z280-350 = Zниза = 1,29 кг.

Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 230-2800С:

Z230-280 = Zниза + ZК-2/3 = 1,29 + 0,214 = 1,504 кг.

Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 180-2300С:

Z180-230 = Zниза + ZК-2/3 +ZК-2/2 = 1,29 + 0,214 + 0,146 = 1,65 кг.

Количество водяного пара в верху колонны:

Zверха= Zниза+ ZК-2/3+ZК-2/2+ZК-2/1=1,29 + 0,214 + 0,146 +0,156 =1,806 кг.

6.2.5 РАСЧЕТ РАСХОДА ФЛЕГМЫ ПО ВЫСОТЕ КОЛОННЫ

Задаемся флегмовым числом и принимаем условно, что оно по колонне не меняется. Примем флегмовое число равным 2.

Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 280-3500С

gфл 280-350 = g280-350 • 2 = 10,7 • 2 = 21,4 кг.

Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 230-2800С:

gфл 230-280 = g 230-280 • 2 = 7,3 • 2 = 14,6 кг.

Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 180-2300С:

gфл 180-230 = g 180-230 • 2 = 7,8 • 2 = 15,6 кг.

Количество флегмы в верху колонны:

gфл 00 = g 120-180 • 2 = 9,7 • 2 = 19,4 кг.

6.2.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАГРЕВА СЫРЬЯ НА ВХОДЕ В КОЛОННУ

Теоретическая доля отгона (зт) будет следующей:

зт=0,097+0,078+0,073+0,107=0,355.

Температура нагрева нефти 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 320-3700С.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.

Рр=Рвхода +0,03=0,165+0,03=0,195Мпа.

Продолжаем вести расчет на 100 кг сырья.

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

где хi - молярная концентрация компонентов жидкой фазы;

уi - молярная концентрация компонентов паровой фазы;

i - молярная концентрация компонентов сырья;

ер - молярная доля отгона;

Кi - константа фазового равновесия.

Зная молярную долю отгона рассчитываем массовую долю отгона из соотношения

,

где зр - массовая доля отгона (расчетная);

Му - молярная масса паровой фазы;

Мс - молярная масса сырья.

В табл.6.6. указаны результаты расчета молярной доли.

Исходные данные для расчета доли отгона:

Компонент сырья колонны	Молярные концентрации	Константы фазового равновесия
1. фр.120-1670С	0,1722	19,4872
2. фр.167-2140С	0,1389	10,7692
3. фр.214-2610С	0,1149	4,8718
4. фр.261-3080С	0,0977	2,1538
5. фр.308-3550С	0,0781	1,0769
6. фр.355-4020С	0,0693	0,4359
7. фр.402-4490С	0,0688	0,1692
8. фр.449-5000С	0,0709	0,0067
9. фр. выше 5000С	0,1892	0,0077
Сумма молярных долей	1,0000	-

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА НА ПЭВМ

Молярная доля отгона е = 0,5437 при 370?С и 0,195 МПа.

СОСТАВ ФАЗ

Компонент сырья колонны	Жидкая фаза	Газовая фаза
1. фр.120-1670С	0,0156	0,3037
2. фр.167-2140С	0,0220	0,2369
3. фр.214-2610С	0,0370	0,1803
4. фр.261-3080С	0,0600	0,1293
5. фр.308-3550С	0,0750	0,0808
6. фр.355-4020С	0,0999	0,0436
7. фр.402-4490С	0,1255	0,0212
8. фр.449-5000С	0,1541	0,0010
9. фр. выше 5000С	0,4109	0,0032
Сумма молярных долей	1,0000	1,0000

Таблица 6.6

Определение молярной доли отгона нефти на входе в колонну при температуре 370^оС и давлении 0,195 Мпа

№ п/п	Пределы выкипания фракции, 0С	Выход фракций (фактический) на сырье установки, % масс.	Выход фракций на сырье колонны (Gi), % масс.	Мi	, кмоль		Средняя температура кипения фракции, оС	Давление насыщенных паров фракции при 370оС, Мпа (Рi)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	120-167	7,0	8,0	129	0,062	0,1722	143	3,8	19,4872	0,0156
2	167-214	7,0	8,0	160	0,050	0,1389	191	2,1	10,7692	0,0220
3	214-261	6,7	7,6	185	0,041	0,1149	237	0,95	4,8718	0,0370
4	261-308	6,8	7,7	221	0,035	0,0977	284	0,42	2,1538	0,0600
5	308-355	6,5	7,4	264	0,028	0,0781	331	0,21	1,0769	0,0750
6	355-402	6,7	7,6	307	0,025	0,0693	380	0,085	0,4359	0,0999
7	402-449	7,5	8,5	346	0,025	0,0688	426	0,033	0,1692	0,1255
8	449-500	8,8	10,0	394	0,025	0,0709	478	0,0013	0,0067	0,1541
9	>500	31,0	35,2	520	0,068	0,1892	568	0,0015	0,0077	0,4109
Итого	-	88,0	100,0	-	0,358	1,0000	-	-	-	1,0000

№ п/п	уi=Kiхi	Miyi		Miхi			i
1	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
1	0,3037	39,2	0,214	2,0	0,005	0,080	0,753	0,007	0,284	0,106
2	0,2369	37,9	0,207	3,5	0,009	0,080	0,788	0,011	0,263	0,102
3	0,1803	33,4	0,182	6,8	0,017	0,076	0,820	0,021	0,222	0,093
4	0,1293	28,6	0,156	13,3	0,034	0,077	0,847	0,040	0,184	0,091
5	0,0808	21,3	0,116	19,8	0,050	0,074	0,866	0,058	0,135	0,086
6	0,0436	13,4	0,073	30,7	0,078	0,076	0,882	0,088	0,083	0,086
7	0,0212	7,3	0,040	43,4	0,110	0,085	0,901	0,122	0,045	0,094
8	0,0010	0,4	0,002	60,7	0,154	0,100	0,920	0,168	0,002	0,107
9	0,0032	1,6	0,009	213,7	0,542	0,352	1,010	0,537	0,009	0,349
Итого	1,0000	183,1	1,000	393,9	1,000	1,000	-	1,052	1,226	1,114

Определим массовую долю отгона нефти - сырья колонны К-2 при температуре 370?С и давлении 0,195 Мпа.

Массовая доля отгона (зр) сырья основной колонны, полученная в результате расчета, должна быть несколько больше или равна теоретической доле отгона зт. В нашем примере зт =0,355, а зр =0,356. Следовательно, температуру нагрева сырья на входе в колонну определили верно.

Проверку правильности расчета проводим, определяя плотность сырья колонны из соотношения:

где

.

Определим плотность сырья по данным табл. 6.6 (колонка 21):

Полученное значение плотности сырья колонны и определенное ранее совпадают.

6.2.7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ МАЗУТА В НИЗУ КОЛОННЫ

Колонна работает с вводом водяного пара в нижнюю часть колонны, где происходит испарение наиболее легкой части углеводородов, на что тратится теплота и температура мазута снижается на 10-250С по отношению к температуре входа сырья в зону питания. Принимаем температуру в низу колонны в нашем примере следующей

tниза=370 - 20 = 3500С

6.2.8 РАСЧЕТ ПАРЦИАЛЬНЫХ ДАВЛЕНИЙ ФРАКЦИЙ

Расчеты парциальных давлений фракций 120-1800С, 180-2300С, 230-2800С, 280-3500С представлены в табл. 6.7-6.10.

Таблица 6.7

Расчет парциального давления фракции 120-1800С (Робщ = 0,140 Мпа)

Компонент	Расход, (Gi) кг	Мi	Ni=, кмоль	yi=	Pобщ • yi
Водяной пар Фр.120-1800С+ острое орошение	1,806 9,7+19,4=29,1	18 134	0,100 0,217	0,315 0,685	0,044 0,096
Итого	30,906	-	0,317	1,000	0,140

Таблица 6.8

Расчет парциального давления фракции 180-2300С (Робщ = 0,148 Мпа)

Компонент	Расход, (Gi) кг	Мi	Ni=, кмоль	yi=	Pобщ • yi
Водяной пар Фр.120-1800С Фр.180-2400С +флегма	1,65 9,7 7,8+15,6=23,4	18 134 170	0,092 0,072 0,138	0,305 0,238 0,457	0,045 0,035 0,068
Итого	34,75	-	0,302	1,000	0,148

Таблица 6.9

Расчет парциального давления фракции 230-2800С (Робщ = 0,155 Мпа)

Компонент	Расход, (Gi) кг	Мi	Ni=, кмоль	yi=	Pобщ • yi
Водяной пар Фр.120-1800С Фр.180-2300С Фр.230-2800С +флегма	1,504 9,7 7,8 7,3+14,6=21,9	18 134 170 203	0,084 0,072 0,046 0,108	0,271 0,233 0,148 0,348	0,042 0,036 0,023 0,054
Итого	40,904	-	0,310	1,000	0,155

Таблица 6.10.

Расчет парциального давления фракции 280-3500С (Робщ = 0,161 Мпа)

Компонент	Расход, (Gi) кг	Мi	Ni=, кмоль	yi=	Pобщ • yi
Водяной пар Фр.120-1800С Фр.180-2300С Фр.230-2800С Фр.280-3500С+флегма	1,29 9,7 7,8 7,3 10,7+21,4=32,1	18 134 170 203 253	0,072 0,073 0,046 0,036 0,127	0,203 0,206 0,130 0,102 0,359	0,033 0,033 0,021 0,016 0,058
Итого	58,19	-	0,354	1,000	0,161

6.2.9 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ВЫВОДА БОКОВЫХ ПОГОНОВ И ТЕМПЕРАТУРЫ В ВЕРХУ КОЛОННЫ

Для определения температур вывода боковых погонов и температуры в верху колонны строим кривые ИТК и линии ОИ при атмосферном давлении соответствующих фракций и затем с помощью сетки Максвелла строим линии ОИ фракций при их парциальных давлениях, определенных в таблицах 6.7-6.10.

Парциальное давление фракции 120-1800С составляет 0,096 Мпа

Парциальное давление фракции 180-2300С составляет 0,068 Мпа

Парциальное давление фракции 230-2800С составляет 0,054 Мпа

Парциальное давление фракции 280-3500С составляет 0,058 Мпа

Исходные данные для построения кривых ИТК приведены в табл. 6.11-6.14. Кривые ИТК и линии ОИ, построенные при атмосферном давлении и соответствующих парциальных давлениях представлены на рис.6.2-6.5.

Таблица 6.11

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 120-180оС

№	Температура выкипания, оС	Выход, % масс.
		На нефть	на фракцию	суммарный
	120-128	1,1	11,3	11,3
	128-136	1,3	13,4	24,7
	136-144	1,6	16,5	41,2
	144-152	1,3	13,4	54,6
	152-160	1,0	10,4	65,0
	160-170	1,7	17,5	82,5
	170-180	1,7	17,5	100,0
ИТОГО	9,7	100,0	-

Таблица 6.12

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 180-230оС

№	Температура выкипания, оС	Выход, % масс.
		На нефть	на фракцию	суммарный
	180-187	0,8	10,3	10,3
	187-194	1,2	15,4	25,7
	194-201	1,1	14,1	39,8
	201-208	1,3	16,6	56,4
	208-215	0,8	10,3	66,7
	215-222	1,5	19,2	85,9
	222-230	1,1	14,1	100,0
ИТОГО	7,8	100,0	-

Таблица 6.13

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 230-280оС

№	Температура выкипания, оС	Выход, % масс.
		На нефть	на фракцию	суммарный
	230-237	0,7	9,6	9,6
	237-244	1,0	13,7	23,3
	244-251	1,0	13,7	37,0
	251-258	1,2	16,4	53,4
	258-265	1,2	16,4	69,8
	265-272	1,1	15,1	84,9
	272-280	1,1	15,1	100,0
ИТОГО	7,3	100,0	-

Таблица 6.14

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 280-350оС

№	Температура выкипания, оС	Выход, % масс.
		На нефть	на фракцию	суммарный
	280-290	1,5	14,0	14,0
	290-300	1,5	14,0	28,0
	300-310	1,7	15,9	43,9
	310-320	1,7	15,9	59,8
	320-330	1,5	14,0	73,8
	330-340	1,4	13,1	86,9
7.	340-350	1,4	13,1	100,0
ИТОГО	10,7	100,0	-

Построив на основании данных, приведенных в табл. 6.11-6.14 кривые ИТК и кривые ОИ для атмосферного давления (0,1 МПа), получаем температуры, отвечающие началу и концу линий однократного испарения соответствующих фракций.