Проект установки ЭЛОУ-АВТ

Характеристика нефти и обоснование ассортимента получаемых из нее фракций. Краткое описание технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ, ее оборудование и условия эксплуатации. Материальный и тепловой баланс блока ЭЛОУ-АВТ и атмосферных колонн К-1 и К-2.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 30.11.2009
Размер файла 429,6 K

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.

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 220-250оС), 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 370оС 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.


Подобные документы

  • Общие сведения о первичной переработке нефти. Актуальность замены старого оборудования. Автоматизация и автоматизированные системы управления. Расчёт технико-экономических показателей реконструкции установки ЭЛОУ-АТ-6 на ООО "ПО Киришинефтеоргсинтез".

    дипломная работа [185,7 K], добавлен 23.08.2013

  • Системы теплообмена установок первичной переработки нефти. Методы решения задачи синтеза тепловых систем. Разработка компьютерной модели технологического процесса теплообмена. Описание схемы и общая характеристика установки ЭЛОУ-АТ-6 Киришского НПЗ28.

    дипломная работа [1,9 M], добавлен 10.07.2015

  • Структура Московского нефтеперерабатывающого завода в Капотне: 8 основных и 9 вспомогательных цехов, в составе которых 48 технологических установок. Данные об установке ЭЛОУ-АВТ-6. Технологическая схема установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ.

    отчет по практике [1,6 M], добавлен 19.07.2012

  • Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. Принцип работы установки подготовки нефти "Хитер-Тритер". Материальный баланс ступеней сепарации и общий материальный баланс установки.

    курсовая работа [660,9 K], добавлен 12.12.2011

  • Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.

    курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013

  • История, состав, сырье и продукция завода. Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных фракций. Процессы гидрокрекинга нефтяного сырья. Гидроочистка дизельных топлив. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6.

    отчет по практике [8,1 M], добавлен 07.09.2014

  • Физико-химические свойства нефтяных эмульсий и их классификация. Теоретические основы обезвоживания нефти. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов. Описание технологической схемы с автоматизацией и материальный баланс установки.

    дипломная работа [150,0 K], добавлен 21.05.2009

  • Построение модели реального объекта - колонны К-4 разделения прямогонного бензина на более узкие фракции, блока вторичной перегонки бензина, установки ЭЛОУ+АВТ-6 типа 11/4. Моделирование статических режимов колонны при изменении ее основных параметров.

    курсовая работа [463,6 K], добавлен 25.01.2014

  • Схема установки для приготовления сиропа, перечень контролируемых и регулируемых параметров. Материальный и тепловой баланс установки. Разработка функциональной схемы установки, выбор и обоснование средств автоматизации производственного процесса.

    курсовая работа [264,2 K], добавлен 29.09.2014

  • Технологические установки, входящие в состав системы сбора и подготовки продукции нефтяной скважины. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ). Общий материальный баланс УПСВ, расчет его показателей.

    курсовая работа [390,0 K], добавлен 04.08.2015

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.