Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов. Ко вторичным методам относят процессы деструктивной переработки нефти и отчистки нефтепродуктов. Процессы деструктивной переработки нефти предназначены для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, при прямой перегонки нефти.

Различают топливный и топливно-масляный варианты переработки нефти. При неглубокой переработки нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ; при глубокой переработки - на установках АВТ топливного или масляного варианта. В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций.

Выделяют перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. В основе промышленных процессов, осуществляемых на установках непрерывного действия, находится перегонка нефти с одно- и многократным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением, например с трехкратным, заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Затем отбензиненную смесь нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции, выкипающие до 350. В остатке от перегонки получают мазут, из которого в дальнейшем под вакуумом отгоняют фракции смазочных масел (или вакуумного газойля); в остатке получают гудрон. Другими словами, многократная перегонка - это повторенная много раз однократная перегонка. Образующиеся паровую и жидкую фазы подвергают ректификации в колоннах. Таким образом, промышленные процессы перегонки нефти основаны на сочетании перегонки с одно- и многократным испарением и последующей ректификацией паровой и жидкой фаз.



1. Характеристика локосовской нефти (Б_IX)

В соответствии с классификацией по ГОСТ Р 51858-2002 Локосовская нефть (Б_IX) относится ко 2 классу (сернистая), 2 типу (средняя).

Физико-химические характеристики Локосовской нефти (Б_IX) представлены в табл. 1.1-1.9.

- В табл. 1.1 - общая физико-химическая характеристика нефти.

- В табл. 1.2 - состав газов, растворенных в нефти.

- В табл. 1.3 - характеристика фракций, выкипающих до 200⁰С.

- В табл. 1.4 - характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга.

- В табл. 1.5 - характеристика легких керосиновых дистиллятов.

- В табл. 1.6 - характеристика дизельных топлив и их компонентов.

- В табл. 1.7 - характеристика сырья для каталитического крекинга.

- В табл. 1.8 - характеристика остатков.

- В табл. 1.9 - потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел.



2. Обоснование ассортимента получаемых фракций и путей их использования

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций, различающихся температурными границами кипения, углеводородным составом, вязкостью, температурами вспышки, застывания и другими свойствами.

Углеводородный газ. Газ состоит преимущественно из н-бутана (65,5 %мас.). Выход газа составляет 0,9 %мас. Бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии и используют в качестве сырья газофракционирующих установок с целью производства индивидуальных углеводородов, топлива и компонента автомобильного бензина (газового бензина). Так как нефть сернистая, то необходима очистка от сероводорода.

Фракция 28-85 °С. Содержание данной фракции в нефти составляет 6,3 %мас. Характеризуется отсутствием серы и октановым числом (ММ) - 64 пункта. Данную фракцию используем как сырье процесса каталитической изомеризации с целью увеличения октанового числа.

Фракция 85-120 °С. Данную фракцию соместно с фракцией 120-180 °С используем в качестве сырья установки каталитического риформинга с целью получения высокооктанового бензина. Содержание данной фракции в нефти составляет 3,1 %мас. Содержание серы составляет следы и 31 %мас. нафтеновых углеводородов, и 66 %мас. парафиновых углеводородов.

Фракция 120-230 ⁰С. Содержание данной фракции в нефти составляет 16,7 %мас. Фракция характеризуется содержанием серы 0,06 %мас. Данная фракция включает в себя фракции 120-180 и 180-230 ⁰С. Часть фракции 180-230 ⁰С без предварительной гидроочистки пойдет на производство реактивного топлива, а другая ее часть - на производство дизельного топлива.

Фракция 180-350 °С. Данная фракция будет получена при смешивании фракций 180-230, 230-280 и 280-350 °С. Выход данной фракции на нефть составляет 29,6 %мас. (см.табл. 2.2).

Мазут. Содержание мазута в нефти составляет 28 %мас., характеризуется коксуемостью 0,049 %мас..

Гудрон. Гудрон используем в качестве сырья установок коксования с целью получения качественного кокса и для увеличения светлых нефтепродуктов на НПЗ, висбрекинга для производства котельных топлив и светлых нефтепродуктов, битумных установок для производства битума.

Таблица 2.1 Характеристика фракции 120-230 °С и реактивных топлив

Показатели качества	Реактивное топливо марок	Фракция нефти
	ТС-1	РТ	Jet A-1	120-230 °С
Плотность,,	?780	?775	-	778
Плотность ,	-	-	775-840	-
Фракционный состав, °С -температура начала перегонки -10% отгоняется при температуре -50% отгоняется при температуре -90% отгоняется при температуре -98% отгоняется при температуре -температура конца кипения	?150 ?165 ?195 ?230 ?250 -	?155 ?175 ?225 ?270 ?280 -	- - 205 Не нормируется опред. обязательно 300	130 143 173 210 225 -
Кинематическая вязкость, мм2/с: -при 20 °С - при минус 20 °С -при минус 40 °С	?1,30 - ?8,00	?1,25 - ?16	- 8,00 -	1,4 - 6,48
Низшая теплота сгорания, кДж/кг	?43120	?43120	?42800	43388
Высота некоптящего пламени, мм	?25	?25	?25	-
Кислотность, мг КОН/100см3 топлива	?0,7	0,2-0,7	-	0,30
Йодное число, г I 2/100 г топлива	?2,5	?0,5	-	1,0
Температура вспышки, °С	?28	?28	?38	30
Температура начала кристаллизации, °С Температура застывания, °С	?-60 -	?-55 -	- ?-47	-60 -
Содержание ароматических углеводородов, %мас.	?22	?22	? (25)	11,0
Содержание общей серы, %мас.	?0,20	?0,10	?0,25	0,06
Содержание меркаптановой серы, %мас.	?0,003	?0,001	?0,0030	0
Фактические смолы, мг/100г	?3	?4	?7	4
Зольность, %мас.	?0,003	?0,003	-



Фракцию 120-230 °С используем для получения реактивного топлива марки ТС-1, РТ, если повысим температуру начала кристаллизации и Jet A-1, если повысим температуру вспышки (см.табл. 2.1).

Таблица 2.2 Характеристика фракции 180-350°С и дизельных топлив

Показатели качества	Дизельные топлива марок	Фракции нефти
	ЕВРО	180 -350 °С
Плотность при 20(15),	(820,0-845,0)	837
Цетановое число	Не менее 51	53
Цетановый индекс, не менее	46	60
Фракционный состав, °С -50% отгоняется при температуре,не выше -96%отгоняется при температуре не выше	Не выше 300	258 321
Кинематическая вязкость, мм2/с: -при 20°С -при 40°С	- 2-4	4,00 2,32
Температура, °С ,не выше -застывания -помутнения -вспышки	Не выше -10-34 Не выше 55	-22 -17 72
Кислотность, мг КОН/100см3 топлива	-	3,65
Содержание серы,%мас. Вида1 Вида2 Вида3	0,35 0,05 0,01	0,32
Анилиновая точка, °С	-	-

Фракция 180-350 °С используется для получения дизельного топлива марки ЕВРО после проведения гидрооочистки и депарафинизации, т. к. содержание серы и температура вспышки превышают требованиям на товарные дизельные топлива.



3. Выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ

Установка ЭЛОУ-АВТ является комбинированной и включает в себя блок ЭЛОУ, блок атмосферной перегонки нефти, блок стабилизации и вторичной ректификации широкой бензиновой фракции и блок вакуумной перегонки мазута с вакуумсоздающей аппаратурой.

3.1 Выбор и обоснование схемы блок ЭЛОУ

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

Подготовка нефтей к переработке, осуществляющаяся на блоке ЭЛОУ, является важнейшим условием обеспечения работы установки первичной переработки нефти и получения качественных фракций для дальнейшей их переработки или компаундирования. К нефтям после ЭЛОУ в настоящее время предъявляют жесткие требования по содержанию воды (от 0,1%мас. до отсутствия) и хлористых солей (не более 3-5 мг/дм³). Кроме того, эффективность работы ЭЛОУ оценивается по степени удаления механических примесей и коллоидных загрязнений и металлов.

На современных установках ЭЛОУ в основном применяются горизонтальные электродегидраторы, рассчитанные на температуры до 160 °С и давление около 1,6 МПа. Обессоливание и обезвоживание нефтей чаще осуществляется при 110-140 °С с добавкой деэмульгатора и промывной воды в две- четыре ступени.

Обычно подготовку нефтей в две ступени применяют при переработке достаточно легких нефтей (типа 0, 1 и 2 по плотности в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002) и в 3-4 ступени при переработке тяжелых нефтей (типа 3 и 4 по плотности).

Данная нефть имеет плотность 859,3 кг/м³, содержит сернистых смол 18 %мас., силикагелевых смол 9,15 %мас. Выбраем вариант обезвоживания и обессоливания по двухступенчатой схеме, т. к. наша нефть относится к типу 2 (рис. 3.1).

Число электродегидраторов на каждой ступени определяем исходя из производительностей одного электродегидратора и блока ЭЛОУ по сырью.

Вычисляем расход нефти за 1 час

Число рабочих дней в году принимаем равным 335, отсюда часовая объемная производительность установки составит:

W=

Выбираем электродегидратор производительностью V =450 м³/ч.

Рассчитываем число ЭДГ на каждой ступени:

n=.

Схема блока ЭЛОУ

Рис. 3.1



3.2 Выбор и обоснование схемы блока атмосферной перегонки нефти

Схемы блока перегонки нефти при атмосферном давлении зависят от природы нефти (содержания бензиновых фракций, выкипающих до 200єС, и в целом светлых, выкипающих до 350 єС, растворенных газов и общей серы).

Данная нефть, содержит 0,9 %мас. газа, 21,7 %мас. фракций, выкипающих до 200 ⁰С, содержание в нефти серы составляет 1,46 %мас. Для переработки высокопотенциальных нефтей 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. Переработка данной нефти по другим схемам (по схеме с однократным испарением и однократной ректификацией или по схеме с двухкратным испарением и однократной ректификацией) из-за большого содержания бензиновых фракций приведет к перегрузке основной атмосферной колонны, увеличится диаметр и высота колонны. Поэтому выбираем схему перегонки нефти с двухкратным испарением и двухкратной ректификацией (рис. 3.2).

К достоинствам данной схемы перегонки нефти следует отнести следующие:

Принципиальная схема перегонки нефти в двух ректификационных колоннах - по схеме с двухкратным испарением и двухкратной ректификацией

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

- возможность переработки нефтей, недостаточно хорошо обессоленных и обезвоженных.



Рис. 3.2

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 Выбор и обоснование блока стабилизации и вторичной перегонки бензиновой фракции

Нефти, поступающие на АВТ, обычно содержат растворенные газы, количество которых может достигать 2,0-3,0%мас. Наиболее вероятно присутствие в газах пропана и бутана и значительно меньше метана и этана. Наличие трудно конденсируемых газов в нефти создает затруднения в ряде процессов нефтепереработки, начиная с прямой перегонки нефти. Метан-этановые фракции нарушают массо - и теплообмен на ректификационных тарелках и тем самым ухудшают четкость разделения нефти на фракции. Это в равной степени относится к колоннам атмосферной перегонки нефтей и к колоннам вторичной перегонки бензиновых фракций.

Блоки стабилизации установок АВТ предназначены для выделения из бензинов растворенных в них углеводородных газов и сероводорода.

Широкую бензиновую фракцию 28-180 °С посылают в колонну стабилизации. Выбранный вариант - стабилизация бензиновой фракции в одной ректификационной колонне с отбором рефлюкса (сжиженной пропан-бутановой фракции) заданного качества и стабильного бензина с необходимым давлением насыщенных паров. Достоинством этого варианта является простота и компактность установки, а недостатком - небольшое количество отбираемого ректификата. При этом необходимая четкость ректификации может достигаться только при высокой кратности орошения (не ниже пяти) и большом числе ректификационных тарелок (50-60 и выше). При этом колонна должна быть переменного сечения, так как в противном случае не представляется возможным создать необходимые условия работы укрепляющей и отгонной частей колонны: большое количество жидкой фазы в отгонной части ведет к перегрузке колонны жидкостью, а малое количество паров в укрепляющей части приводит к низким скоростям их движения - в несколько раз ниже допустимых. При этом доля трудно конденсируемых газов - метана и этана в составе паров ректификата может быть значительной, что отрицательно сказывается на четкости ректификации. Стабилизацию бензина осуществляем в одной колонне, т.к. в нашем случае не требуется большое количество рефлюкса, меньше эксплутационных и капитальных затрат (рис. 3.3).

Вторичная перегонка бензина после его стабилизации предназначена для получения узких фракций , служащих сырьем для установок каталитического риформинга.

Существуют 2 типа установок каталитического риформинга - для получения высокооктанового бензина и для получения ароматических углеводородов- бензола, толуола и ксилолов и этилбензола.

При вторичной перегонке бензина для первого из этих двух типов установок риформинга от него отгоняют легкую фракцию до 85 °С, а широкую бензиновую фракцию 28-180 °С направляют на риформинг. Схемы блоков стабилизации и вторичной ректификации установки представлены соответственно на рис.3.3 и 3.4.

Рис. 3.3 Схема блока стабилизации

3.4 Выбор и обоснование варианта перегонки мазута под вакуумом и вакуумсоздающей аппаратуры

В соответствии с заданием мазут разгоняется по топливному варианту с получением вакуумного газойля, гудрона и утяжеленного дизельного топлива в виде бокового погона. К достоинствам этой схемы однократного испарения мазута в одной вакуумной колонне можно отнести низкие капитальные и эксплуатационные затраты, возможность получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов. Недостатком данной схемы является обводненность получаемого дизельного топлива.

В качестве вакуумсоздающей аппаратуры выгоднее применить схему с гидроциркуляционным аппаратом. Она имеет следующие достоинства:

- обеспечивает более глубокий вакуум;

- позволяет уменьшить затраты водяного пара;

- снижается загрязнение окружающей среды.

Выбранная схема блока вакуумной перегонки мазута с узлом создания вакуума представлена на рис. 3.5.

Схема блока вторичной ректификации

Рис. 3.4



Схема блока вакуумной перегонки мазута

Рис. 3.5



4. Принципиальная технологическая схема установки и ее описание

Принципиальная технологическая схема установки представлена на рис. 4.1.

Сырая нефть, деэмульгатор и щелочь сырьевым насосом Н-21 подается тремя потоками в теплообменники Т-1/1 ч Т-1/4, T-2/1 ч T-2/4 и Т-3/1 ч Т-3/4. В теплообменниках Т-1/1, Т-2/1 и Т-3/1 нефть нагревается за счёт тепла фракции 180-230 ^оС; в теплообменниках Т-1/2, Т-2/2 и Т-3/2 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с 32 тарелки колонны К-2. В теплообменниках Т-1/3, Т-2/3 и Т-3/3 нефть нагревается за счет тепла фракции 230-280 °С, в теплообменниках Т-1/4, Т-2/4 и Т-3/4 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с 20 тарелки колонны К-2.

На выходе из теплообменников три потока объединяются, а затем снова разделяются на два потока и поступают в электродегидраторы первой, а затем второй ступени последовательно. Перед электродегидраторами второй ступени в нефть подается дополнительное количество химически очищенной воды для экстрагирования оставшихся в нефти солей.

Обессоленная и обезвоженная нефть объединяется на выходе из электродегидраторов в один поток, затем снова разделяется на три потока и по трубопроводам поступает в теплообменники Т-1/5 - Т-1/9, Т-2/5 - Т-2/9 и Т-3/5 - Т-3/9. В теплообменниках нагрев нефти осуществляется следующим образом: в Т-1/5, Т-2/5 и Т-3/5 - за счет тепла фракции 280-350 ^оС, в Т-1/6, Т-2/6 и Т-3/6 - за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с 10 тарелки колонны К-2, в Т-1/7, Т-2/7 и Т-3/7 - за счет тепла фракции 350-500 °С, в Т-1/8, Т-2/8 и Т-3/8 - за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с вакуумной колонны, в Т-1/9, Т-2/9 и Т-3/9 - за счет тепла гудрона.

Нефть покидает установку ЭЛОУ и поступает в отбензинивающую колонну К-1. С верха колонны К-1 отводятся пары бензиновой фракции 28-120 °С и газы. Конденсация паров бензина происходит в аппарате воздушного охлаждения АВО-1 и конденсаторе-холодильнике ХК-1. В емкости Е-1 происходит разделение бензина и газов. Легкая бензиновая фракция насосом Н-9 подается на орошение верха колонны, а ее балансовое количество направляется на блок стабилизации и вторичной ректификации. С низа колонны отбензиненная нефть прокачивается сырьевым насосом Н-8 через печь П-1 для создания "горячей струи" в колонне К-1, а ее балансовое количество нагревается в печи П-2 и поступает в основную атмосферную колонну К-2.

С верха колонны К-2 отводится фракция 100-180 °С. Конденсация ее паров осуществляется в аппарате воздушного охлаждения АВО-2 и конденсаторе-холодильнике ХК-2, затем фракция насосом Н-16 подается на орошение колонны К-2, а ее балансовое количество поступает в блок стабилизации и вторичной ректификации.

С 34 тарелки колонны К-2 отводится фракция 180-230 °С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/1. Фракция 180-230 °С забирается насосом Н-15, прокачивается через теплообменники Т-1/1, Т-2/1 и Т-3/1, где отдает тепло нефти, затем проходит через аппарат воздушного охлаждения АВО-12 и выводится с установки.

С 22 тарелки колонны К-2 выводится фракция 230-280 °С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/3. Фракция 230-280°С забирается насосом Н-14, прокачивается через теплообменники Т-1/3, Т-2/3 и Т-3/3, где отдает тепло нефти, после этого направляется в АВО-11 и выводится с установки.

С 12 тарелки колонны К-2 выводится фракция 280-350 ^оС и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/3. Фракция 280-350 ^оС забирается насосом Н-18, прокачивается через теплообменники Т-1/5, Т-2/5 и Т-3/5, где отдает тепло нефти, после этого направляется в АВО-10 и выводится с установки.

Избыток количества тепла колонны К-2 снимается циркуляционными орошениями:

- Первое циркуляционное орошение забирается из кармана 32 тарелки колонны К-2 насосом Н-11 прокачивается через теплообменники Т-1/2, Т-2/2 и Т-3/2 и возвращается в колонну на 33 тарелку.

- Второе циркуляционное орошение забирается из кармана 20 тарелки колонны К-2, насосом Н-12 прокачивается через теплообменники Т-1/4, Т-2/4 и Т-3/4 и возвращается в колонну на 21 тарелку.

- Третье циркуляционное орошение забирается из кармана 10 тарелки колонны К-2 насосом Н-10, прокачивается через теплообменники Т-1/6, Т-2/6 и Т-2/6 и возвращается в колонну К-2 на 11 тарелку.

Фракции 28-100 и 100-180 ^оС смешиваются, нагреваются в теплообменнике Т-4 и поступают в колонну стабилизации К-3, работающую под давлением. 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 (сжиженная пропан-бутановая фракция), который насосом Н-1 подается на орошение верха колонны К-3, а избыток выводится с установки.

Фракции 28-100 и 100-180 ^оС смешиваются, нагреваются в теплообменнике Т-3 и поступают в колонну стабилизации К-3, работающую под давлением. 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 (сжиженная пропан-бутановая фракция), который насосом Н-1 подается на орошение верха колонны К-3, а избыток выводится с установки.

С низа колонны К-3 выводится стабильный бензин, проходит через теплообменник Т-4, где отдает свое тепло исходной бензиновой фракции и направляется по трубопроводу в колонну вторичной ректификации бензина К-4. Тепло в низ колонны подается с помощью термосифонового теплообменника Т-4, в котором часть бензина, поступающая с нижней тарелки, нагревается за счет тепла водяного пара и подается под нижнюю тарелку в колонну К-4.

С верха колонны К-4 отводятся пары фракции 28-85 °С, которые, проходя через АВО-4 и ХК-4, конденсируются и поступают в емкость Е-4. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, а жидкая часть фракции 28-85 °С выводится и насосом Н-3 подается на орошение в верх колонны К-4. С низа колонны К-4 выводится фракция 85-180 °С, которая насосом Н-3 прокачивается в теплообменнике Т-6 и направляется в колонну К-5, где разделяется на фракции 85-120 °С и 120-180 °С. С низа колонны К-5 отводится фракция 120-180 °С, которая прокачивается насосом Н-5 через теплообменник Т-7 и выводится с установки.

С верха колонны К-5 отводятся пары фракции 120-180 С, которые, проходя через АВО-5 и ХК-5, конденсируются и поступают в ёмкость Е-5. Не сконденсировавшиеся пары уходят с верха ёмкости, а жидкая часть фракции 120-180 С выводятся и насосом Н-6 подается на орошение верха колонны К-5, а избыток отводится с установки.

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

Боковым погоном из колонны К-7 выводится вакуумный газойль и направляется на верхнюю тарелку вакуумной стриппинг-колонны К-7/1. Вакуумный газойль (350-485 °С) забирается насосом Н-20, прокачивается через теплообменники Т-1/7, Т-2/7 и Т-3/7, затем через АВО-9, где охлаждается и выводится с установки.

Избыток тепла в колонне К-7 снимается циркуляционным орошением, которое забирается насосом Н-17, прокачивается через теплообменники Т-1/8, Т-2/8 и Т-3/8 и возвращается в колонну К-7.

С низа колонны К-7 выводится гудрон, который насосом Н-19 прокачивается по трубному пространству теплообменников Т-1/9, Т-2/9 и Т-3/9, охлаждается в АВО-8 и выводится с установки.

Пары с верха колонны К-7 поступают в конденсатор-холодильник ХК-7. Пары частично конденсируются холодной водой и направляются в вакуумный приемник Е-7, а вода идет на повторное использование. Несконденсировавшиеся пары из конденсаторов-холодильников объединяются в один поток и направляются вакуумный гидроциркуляционный эжектор В-1. В эжектор В-1 подается рабочая жидкость (дизельное топливо) под давлением 6 МПа. Газо-жидкостная смесь из эжектора поступает в газосепаратор С-1, газы отделяются и выводятся из сепаратора к печам для их сжигания, вода собирается и стекает в приемник Е-7. Рабочая жидкость из сепаратора прокачивается насосом низкого давления Н-22 через теплообменник Т-10, где охлаждается до 40 °C. Часть рабочей жидкости, насыщенная сероводородными газами разложения, сбрасывается и заменяется свежей.



5. Основное оборудование установки

5.1 Электродегидраторы

Электродегидраторы используются на установках ЭЛОУ для обезвоживания и обессоливания нефти.

Электродегидраторы бывают вертикальные, горизонтальные и сферические. Наибольшее распространение в нефтепереработке получили горизонтальные электродегидраторы, 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. Выбираем горизонтальные электродегидраторы типа 2ЭГ_160/3.

В электродегидраторах обессоливание ведется с добавлением воды и деэмульгатора. Нефть из резервуара насосом прокачивается через систему теплообменников в последовательно работающие электродегидраторы. Нагрев сырой нефти необходим для достижения необходимой степени очистки.

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.

Отбензинивающая колонна К-1 - простая колонна, работающая под давлением 0,35 МПа в зоне питания. Она предназначена для подготовки сырья для основной ректификационной колонны. Число тарелок в колонне - 30 штук.

Основная атмосферная колонна К-2 - сложная колонна, состоящая из четырех простых колонн, работает при давлении 0,159 МПа в зоне питания. Колонна предназначена для получения светлых нефтепродуктов. Число тарелок в колонне - 48 штук (4 тарелки в отгонной и 44 в укрепляющей части).

Стабилизационная колонна К-3 - простая колонна, работающая при повышенном давлении 1,2 МПа. Она служит для подготовки сырья к четкой ректификации. Число тарелок в колонне - 40 штук.

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

Вакуумная колонна К-6 - сложная колонна, состоящая из двух простых колонн, работает при давлении 30 мм рт. ст. в зоне питания. Число тарелок в колонне - 16 штук.

5.3 Теплообменные аппараты

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

Теплообменники типа «труба в трубе» применяют для регенерации тепла высоковязких и легкозастывающих гудронов.

Данные теплообменники имеют следующие недостатки:

малая поверхность теплообмена;

металлоемкость;

громоздкость.

Теплообменники этого типа имеют следующие достоинства:

позволяют обеспечивать высокие скорости движения теплоносителей, что приводит к меньшему отложению загрязнений;

позволяют обеспечить противоток, тем самым увеличивая коэффициент теплопередачи;

в аппаратах легко осуществить оребрение труб.

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;

осмотр плавающей головки затруднен.

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

С целью использования на установке АВТ однотипных печей применяют вертикально-факельные печи

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 коксоотложения в трубах, вследствие чего при необходимости сырье можно нагревать до более высокой температуры.

На установке ЭЛОУ-АВТ находят применение трубчатые печи с горизонтальным расположением труб - печи серии ГС-1 - двухкамерная, с однорядным настенным экраном и свободным вертикальным пламенем. Основными характеристиками этого типа печей являются теплопроизводительность - 15-58 МВт, средняя теплонапряженность радиантных труб - 40,6 кВт/м², поверхность нагрева: радиантная (трубы 152х8 мм) - 265-1050 м², конвективная (трубы 108х6 мм) - 450-1785 м²; рабочая длина радиантных труб - 6-24 м, КПД - 0,8-0,85; производительность печи - 8000 т/сут; тепловая мощность - 58 МВт; гидравлическое сопротивление змеевика - 0,5-1,5 МПа.



6. Технологический расчет

6.1 Материальные балансы блоков ЭЛОУ и АВТ, 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 335.

Таблица 6.1 Материальный баланс блока ЭЛОУ

Статьи баланса	% мас.	Тыс. т/год
Взято: Нефть сырая	101,0	6060
Итого	101,0	6060
Получено: Нефть обезвоженная и обессоленная Вода Потери	100 0,5 0,5	6060 30 30
Итого	101,0	6060

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/сут	кг/ч
Взято: Нефть	100,0	-	-	6000	17910	746269
Итого	100,0	-	-	6000	17910	746269
Получено: 1. Газ 2. Фракция 28-85 0С 3. Фракция 85-120 0С 4. Фракция 120-180 0С 5. Фракция 180-230 0С 6. Фракция 230-280 0С 7. Фракция 280-350 0С 8. Фракция 350-485 0С 9. Гудрон 10. Потери	0,9 6,3 3,1 8,1 8,6 8,0 13,0 28,0 24,0 -	1,00 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,81 1,26 -	0,9 6,2 3,0 7,9 8,3 7,6 12,2 22,7 30,2 1,0	54 374 182 471 495 456 733 1360 1814 60	161 1117 544 1407 1478 1361 2188 4061 5415 179	6715 46533 22666 58616 61595 56700 91168 169206 225608 7462
Итого	100,0	-	100	6000	17910	746269



Отбор светлых фракций в соответствии с данными табл. 6.2 определим из соотношения:

Отбор от потенциала = отн.

Таблица 6.3 Материальный баланс колонны К-1

Статьи баланса	% мас.	Расход
		тыс. т/год	т/сут	кг/ч
Взято: Нефть	100,0	6000	17910	746269
Итого	100,0	6000	17910	746269
Получено: 1. Газ 2. Фракция 28-100 0С 3. Нефть отбензиненная	0,9 7,5 91,6	54 450 5496	161 1343 16406	6715 56056 683498
Итого	100	6000	17910	746269

Отбор фракции, получаемой в колонне К-1, определяем таким образом, чтобы эта фракция составляла не более 30-45 % от фракций, выкипающих до 200 ⁰С, а содержание ее в сырье было не менее 8 %. Отбор фракций определяем по кривой фактического отбора, представленной на рис. 6.1. В данном случае с верха колонны К-1 получаем фракцию 28-120 ⁰С.

Таблица 6.4 Материальный баланс колонны К-2

Статьи баланса	Выход на нефть, %мас.	Выход на сырье колонны, %мас.	Расход, кг/ч
Взято: Нефть отбензиненная	91,6	100,0	683498
Итого	91,6	100,0	683498
Получено: 1. Фракция 100-180 0С 2. Фракция 180-230 0С 3. Фракция 230-280 0С 4. Фракция 280-350 0С 5. Мазут	9,6 8,3 7,6 12,2 53,9	10,5 9,0 8,3 13,3 58,9	71759 61595 56700 91168 402276
Итого	91,6	100,0	683498



6.2 Материальный баланс колонны К-2

6.2.1 Выбор конструкции основной колонны, числа и типа тарелок

Материальный баланс колонны и необходимые для расчета колонны данные приведены в табл. 6.5.

Для данной колонны выбраны клапанные дисковые тарелки, они отличаются меньшим гидравлическим сопротивлением и имеют высокий КПД в широком диапазоне изменения линейных скоростей. Перепад давления на одну тарелку составляет 5 мм рт. ст. (Р_т = 0,00066 МПа).

Рис. 6.1

Таблица 6.5 Материальный баланс колонны К-2

Статьи баланса	Расход	Плотность кг/м3	Температура (средняя) кипения фракции, 0С	Молярная масса
	% мас.	кг/ч
Взято: Нефть отбензиненная	100,0	683498	-	-	-
Итого	100,0	683498	-	-	-
Получено: 1. Фракция 100-180 0С 2. Фракция 180-230 0С 3. Фракция 230-280 0С 4. Фракция 280-350 0С 5. Мазут	10,5 9,0 8,3 13,3 58,9	71759 61595 56700 91168 402276	754 820 856 905 913	138 205 252 314 440	122 210 258 318 378
Итого	100,0	683498	-	-	-



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 280-350 ⁰С принимаем 8 тарелок (с 5 по 12 тарелку, считая снизу), n₂= 8.

От тарелки вывода фракции 280-350 ⁰С до тарелки вывода фракции 230-280 ⁰С принимаем 10 тарелок (с 13 по 22), n₃= 10.

От тарелки вывода фракции 230-280 ⁰С до тарелки вывода фракции 180-230 ⁰С принимаем 12 тарелок (с 23 по 34), n₄ = 12.

В верхней части колонны - от тарелки вывода фракции 180-230 ⁰С до верха - 14 тарелок (с 33 по 48), n₅ = 14.

Итого в колонне принято 48 тарелок, из которых в укрепляющей части 44 шт., а в отгонной - 4 шт. Схема колонны К-2 представлена на рис. 6.2.

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 Е-2 (рис. 6.2) принимаем 0,1 МПа (Р_Е-2=0,1 МПа), а потери давления от верха колонны до емкости Е-2 - 0,03 МПа (?Р=0,03 МПа). Тогда общее давление в верху колонны (Р_верха) будет следующим:

МПа.

Общее давление на тарелке вывода фракции 180-230 ⁰С найдем из уравнения:

МПа.



Схема колонны К-2

Рис.6.2

Подобным образом находим общее давление на тарелке вывода фракций 230-280 и 280-350 и давление в зоне питания (Р_входа) колонны:

МПа;

МПа;

МПа.

Давление по высоте колонны распределяется следующим образом:

Р_верха = 0,130 МПа; Р_180-230=0,139МПа; Р_230-280 = 0,147 МПа;

Р_280-350 = 0,154 МПа; Р_входа = 0,159 МПа.



6.2.4 Расход водяного пара

Принимаем расход водяного пара в основной атмосферной колонне равным 2% мас. на отбираемые фракции. Дальнейший расчет ведем на 100 кг сырья.

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

,

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

g_м - расход мазута; g_м=58,9 кг.

0,02 - расход водяного пара, в долях от единицы.

кг.

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

кг.

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

кг.

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

кг.



Определим количество водяного пара по высоте колонны.

Расход водяного пара на тарелке отбора фракции 280-350 ⁰С:

кг.

Расход водяного пара на тарелке отбора фракции 230-280 ⁰С:

кг.

Расход водяного пара на тарелке отбора фракции 180-230 ⁰С:

кг.

Расход водяного пара в верху колонны:

кг.

Расход водяного пара по высоте колонны представлен на рис. 6.3.

6.2.5 Расход флегмы по высоте колонны

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

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

кг.

Расход флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 240-280 ⁰С:



кг.

Расход флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 240-280 ⁰С:

кг.

Расход флегмы в верху колонны:

кг.

Расход водяного пара и флегмы по высоте колонны К-2

Рис. 6.3

6.2.6 Определение температуры нагрева сырья на входе в колонну

Теоретическая доля отгона () будет следующей:

.

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

Температура нагрева нефти в печи перед колонной К-2 находится в пределах 320-370 ⁰С. Для определения температуры нагрева нефти необходимо рассчитать процесс однократного испарения сырья.

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

МПа

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

где х_i - молярная концентрация компонентов жидкой фазы;

у_i - молярная концентрация компонентов паровой фазы;

_i - молярная концентрация компонентов сырья;

е_р - молярная доля отгона;

К_i - константа фазового равновесия.

В табл. 6.6. указаны результаты расчета.

Молярная доля отгона е_р=0,5596 при 350 ⁰С и 0,162 МПа.

Определим массовую долю отгона нефти - сырья колонны К-2 при температуре 350єС и давлении 0,162 МПа по формуле



,

где М_у - молярная масса паровой фазы, кг/кмоль;

М_с - молярная масса сырья , кг/кмоль.

кг/кмоль.

.

Массовая доля отгона (з_р) сырья основной колонны, полученная в результате расчета, должна быть несколько больше или равна теоретической доле отгона з_т. В нашем примере з_т =0,411, а з_р =0,411. Следовательно, температуру нагрева сырья на входе в колонну определили верно.

Проверку правильности расчета проводим, определяя плотность сырья колонны из соотношения

, где

и .

.

Определим плотность сырья по данным табл. 6.6 (колонка 24):



.

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 10-25 ⁰С по отношению к температуре входа сырья в зону питания. Принимаем температуру в низу нашей колонны следующей:

t_низа=350 - 20 = 330 ⁰С

6.2.8 Расчет температур вывода фракций

Расчет парциальных давлений фракций

Расчеты парциальных давлений фракций 100-180, 180-230, 230-280 и 280-350 ⁰С представлены в табл. 6.7-6.10.

Таблица 6.7 Расчет парциального давления фракции 100-180⁰С (Р_общ = 0,130 МПа)

Компонент	Расход, (Gi), кг	Мi	, кмоль		Pобщ, yi
Водяной пар Фракция 100-180 0С+ +острое орошение	1,79 10,5+21=31,5	18 122	0,099 0,258	0,278 0,722	0,036 0,094
Итого	33,29	-	0,358	1,000	0,130

Определение температуры вывода боковых погонов и температуры в верху колонны

Для определения температур вывода боковых погонов и температуры



Таблица 6.6 Определение молярной доли отгона отбензиненной нефти на входе в колонну при температуре 350 ⁰С и давлении 0,162 МПа.

№ п/п	Пределы выкипания фракции, 0С	Выход фракций (фактический) на сырье установки, %мас.	Выход фракций на сырье колонны (Gi), %мас.	Мi	кмоль		Средняя температу-ра кипения фракции, 0С	Давление насыщен-ных паров фракции при 350 0С, МПа (Рi)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	100-150	6,1	6,6	115	0,058	0,1402	128	4	24,6914	0,010
2	150-200	6,8	7,4	139	0,053	0,1293	175	2,1	12,963	0,017
3	200-250	8,8	9,6	172	0,056	0,1352	224	0,87	5,37037	0,039
4	250-300	8,2	8,9	214	0,042	0,1013	273	0,4	2,46914	0,056
5	300-350	7,8	8,5	251	0,034	0,0821	316	0,2	1,23457	0,073
6	350-400	9,0	9,8	287	0,034	0,0829	363	0,08	0,49383	0,116
7	400-450	8,6	9,3	321	0,029	0,0708	401	0,036	0,22222	0,125
8	450-485	5,1	5,5	335	0,017	0,0402	440	0,016	0,09877	0,081
9	>485	31,2	34,0	378	0,090	0,2181	508	0,003	0,01852	0,484
У	-	91,6	100,0	-	0,413	1,0000	-	-	-	1,0000

п/п	уi=Kiхi	Miyi		Miхi			i
1	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
1	0,243	28	0,1571	1	0,0035	0,0666	0,738	0,00473	0,21288	0,09024
2	0,218	30	0,1704	2	0,0072	0,0742	0,776	0,00929	0,21955	0,09566
3	0,211	36	0,2040	7	0,0208	0,0961	0,808	0,02579	0,25244	0,11890
4	0,137	29	0,1652	12	0,0367	0,0895	0,840	0,04372	0,19672	0,10657
5	0,090	22	0,1266	18	0,0563	0,0852	0,858	0,06557	0,14754	0,09925
6	0,057	16	0,0922	33	0,1025	0,0983	0,879	0,11657	0,10491	0,11178
7	0,028	9	0,0503	40	0,1243	0,0939	0,897	0,13853	0,05610	0,10467
8	0,008	3	0,0151	27	0,0840	0,0557	0,913	0,09196	0,01655	0,06098
9	0,009	3	0,0191	183	0,5648	0,3406	0,938	0,60213	0,02032	0,36313
Итого	1,0000	178	1,0000	324	1,0000	1,0000	-	1,09828	1,22702	1,15117



Таблица 6.8 Расчет парциального давления фракции 180-230 ⁰С (Р_общ = 0,139 МПа)

Компонент	Расход, (Gi), кг	Мi	, кмоль		Pобщ yi
Водяной пар Фракция 100-180 0С Фракция 180-230 0С+ +флегма	1,61 10,5 9+18=27	18 122 210	0,089 0,086 0,129	0,294 0,283 0,423	0,041 0,039 0,059
Итого	39,11	-	0,304	1,000	0,139

Таблица 6.9 Расчет парциального давления фракции 230-280 ⁰С (Р_общ = 0,147 МПа)

Компонент	Расход, (Gi), кг	Мi	, кмоль		Pобщ yi
Водяной пар Фракция 100-180 0С Фракция 180-230 0С Фракция 230-280 0С+ +флегма	1,444 10,5 9 8,3+16,6=24,9	18 122 210 258	0,080 0,086 0,043 0,097	0,262 0,282 0,110 0,316	0,039 0,041 0,021 0,046
Итого	45,844	-	0,306	1,000	0,147

Таблица 6.10 Расчет парциального давления фракции 280-350 ⁰С (Р_общ = 0,154 МПа)

Компонент	Расход, (Gi), кг	Мi	, кмоль		Pобщ yi
Водяной пар Фракция 100-180 0С Фракция 180-230 0С Фракция 230-280 0С Фракция 280-350 0С+ +флегма	1,178 10,5 9 8,3 13,3+26,6=39,9	18 122 210 258 318	0,010 0,086 0,043 0,032 0,125	0,033 0,290 0,145 0,109 0,423	0,005 0,045 0,022 0,017 0,065
Итого	67,878	-	0,444	1,000	0,154

вверху 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 100-180 ⁰С составляет 0,094 МПа.

Парциальное давление фракции 180-230 ⁰С составляет 0,059 МПа.

Парциальное давление фракции 230-280 ⁰С составляет 0,046 МПа.

Парциальное давление фракции 280-350 ⁰С составляет 0,065 МПа.

Исходные данные для построения кривых ИТК приведены в табл. 6.11-6.14.

Таблица 6.11 Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 100-180 ⁰С

Температура выкипания, 0С	Выход, % мас.
	на нефть	на фракцию	суммарный
1. 100-110	0,8	7,9	7,9
2. 100-120	1,2	11,9	19,8
3. 120-128	0,5	5,0	24,8
4. 128-136	1,1	10,9	35,6
5. 136-144	0,8	7,9	43,6
6. 144-152	0,7	6,9	50,5
7. 152-160	1,5	14,9	65,3
8. 16-168	1,1	10,9	76,2
9. 160-176	1,2	11,9	88,1
10. 176-180	1,2	11,9	100,0
Итого	10,1	100,0	-

Таблица 6.12 Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 180-230 ⁰С

Температура выкипания, 0С	Выход, % мас.
	на нефть	на фракцию	суммарный
1. 180-186	0,7	8,1	8,1
2. 186-192	1,1	12,8	20,9
3. 192-198	0,9	10,5	31,4
4. 198-204	1,5	17,4	48,8
5. 204-210	1,2	14,0	62,8
6. 210-216	0,7	8,1	70,9
7. 216-222	1,1	12,8	83,7
8. 222-230	1,4	16,3	100,0
Итого	8,6	100,0	-



Таблица 6.13 Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 230-280 ⁰С

Температура выкипания, 0С	Выход, % мас.
	на нефть	на фракцию	суммарный
1. 230-236	0,6	7,5	7,5
2. 236-242	1,1	13,8	21,3
3. 242-248	1,8	22,5	43,8
4. 248-254	0,9	11,3	55,0
5. 254-260	1,0	12,5	67,5
6. 260-268	1,3	16,3	83,8
7. 268-276	0,8	10,0	93,8
8. 276-280	0,5	6,3	100,0
Итого	8,0	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.

Таблица 6.14 Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 280-350 ⁰С

Температура выкипания, 0С	Выход, %мас.
	на нефть	на фракцию	суммарный
1. 280-288	0,9	6,9	6,9
2. 288-296	1	7,7	14,6
3. 396-304	3	23,1	37,7
4. 304-312	1,5	11,5	49,2
5. 312-320	1,1	8,5	57,7
6. 320-328	1,3	10,0	67,7
7. 328-336	1,4	10,8	78,5
8. 336-344	1,6	12,3	90,8
9. 344-350	1,2	9,2	100,0
Итого	13,0	100,0	-

Температуры 10, 50 и 70 %-ного отгона находим непосредственно по кривой ИТК. Определяем угол наклона. По двум значениям - углу наклона ИТК и температуре 50 %-ного отгона находим на графике Обрядчикова - Смидович НОИ и КОИ. По кривой ИТК получаем температуры, отвечающие НОИ и КОИ.

Построение линии ОИ фракции 100 - 180 ⁰С:

⁰C, ⁰C, ⁰C.

⁰С/%.

0 % (НОИ) 32 % (ИТК);

100 % (КОИ) 62 % (ИТК).

Температуры, отвечающие началу и концу линии однократного испарения фракции 100-180 ⁰С при атмосферном давлении, будут следующими:

⁰С, ⁰С;

С помощью сетки Максвелла находим Т при давлении 0,094 МПа:

⁰С, ⁰С.

Построение линии ОИ фракции 180 - 230 ⁰С:

⁰C, ⁰C, ⁰C;

⁰С/%;

0 % (НОИ) 41 % (ИТК);

100 % (КОИ) 56 % (ИТК);



⁰С, ⁰С (при 0,1 МПа);

⁰С, ⁰С (при 0,059 МПа).

Построение линии ОИ фракции 230- 280 ⁰С:

⁰C, ⁰C, ⁰C

⁰С/%;

0 % (НОИ) 41 % (ИТК);

100 % (КОИ) 56 % (ИТК);

⁰С, ⁰С (при 0,1 МПа);

⁰С, ⁰С (при 0,046 МПа);

Построение линии ОИ фракции 280 - 350 ⁰С:

⁰C, ⁰C, ⁰C;

⁰С/%;

0 % (НОИ) 38 % (ИТК);

100 % (КОИ) 57 % (ИТК);

⁰С, ⁰С (при 0,1 МПа);

⁰С, ⁰С (при 0,065 МПа);

Кривые ИТК и линии ОИ, построенные при атмосферном давлении и соответствующих парциальных давлениях представлены на рис. 6.4-6.7.

Температура вывода фракции 100-180 ⁰С равна температуре конца линии ОИ, для других погонов берутся температуры начала линии ОИ. Таким образом, температуры вывода фракций равны:

для фракции 100-180 ⁰С ⁰С;

для фракции 180-230 ⁰С ⁰С;

для фракции 230-280 ⁰С ⁰С;

для фракции 280-350 ⁰С ⁰С.

6.2.9 Тепловой баланс колонны

Целью расчета теплового баланса основной колонны является определение количества теплоты, которое необходимо вывести из колонны циркуляционными орошениями и расход циркуляционных орошений.

Тепловой баланс колонны К-2 приведен в табл. 6.15. Продолжаем вести расчет на 100 кг сырья.

Тепло водяного пара, подаваемого в низ колонны и стриппингов, при составлении теплового баланса не учитываем, так как можно считать, что оно эквивалентно тепловым потерям в окружающую среду.

При составлении баланса энтальпию паров рассчитывали по формуле

,

где H^t - энтальпия нефтяных паров при температуре t, кДж/кг;

t - температура нефтяных паров, ⁰С;

б=(50,2+0,109t+0,00014t²).

Энтальпию жидкой фазы вычисляем по формуле

,



Рис. 6.4

Рис. 6.5



Рис. 6.6

Рис. 6.7



Таблица 6.15 Материальный и тепловой баланс колонны К-2

Статьи баланса	Расход, (Gi), кг		Средняя Т поправка на 1 градус (б)		Темпе- ратура, 0С	Энтальпия, кДж/кг	Количество теплоты (Qi), 103, кДж/ч
						паров, (Нi)	жидкости, (hi)

Подобные документы

• Расчет материального баланса установки АВТ. Проектирование аппарата вторичной перегонки бензина К-5

  Современные процессы переработки нефти. Выбор и обоснование метода производства; технологическая схема, режим атмосферной перегонки двукратного испарения: физико-химические основы, характеристика сырья. Расчёт колонны вторичной перегонки бензина К-5.
  
  курсовая работа [893,5 K], добавлен 13.02.2011
  

• Установка для перегонки нефти

  Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны. Определение геометрических размеров колонны. Расчет теплового баланса. Температурный режим колонны, вывода боковых погонов. Принципиальная схема блока атмосферной перегонки мортымьинской нефти.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 23.08.2015
  

• Технологический расчет установки атмосферной перегонки производительностью 8млн т./год по переработке Ножовской нефти с получением максимального количества топливных дистиллятов

  Элементный состав нефти и характеристика нефтепродуктов. Обоснование выбора и описание технологической схемы атмосферной колонны. Расчет ректификационной колонны К-1, К-2, трубчатой печи, теплообменника, конденсатора и холодильника, подбор насоса.
  
  курсовая работа [1004,4 K], добавлен 11.05.2015
  

• Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки

  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
  

• Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

  Ознакомление с процессом подготовки нефти к переработке. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти. Проектирование технологической схемы установки перегонки. Расчет основной нефтеперегонной колонны К-2; определение ее геометрических размеров.
  
  курсовая работа [418,8 K], добавлен 20.05.2015
  

• 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.
  
  курсовая работа [429,6 K], добавлен 30.11.2009
  

• Разработка установки первичной переработки нефти

  Процесс первичной перегонки нефти, его схема, основные этапы, специфические признаки. Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти. Установка с двухкратным испарением нефти, выход продуктов первичной перегонки.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.06.2011
  

• Установка атмосферно-вакуумных трубчатых установок для переработки ашировской нефти

  Характеристика перерабатываемой смеси. Построение кривых разгонки нефти. Выбор и обоснование технологической схемы установки. Технологический расчет основной атмосферной колонны. Расчет доли отгона сырья на входе и конденсатора воздушного охлаждения.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 18.09.2013
  

• Вакуумная перегонка мазута. Технологическая схема типовой установки АВТ, получаемые продукты и их применение

  Типы промышленных установок. Блок атмосферной перегонки нефти установки. Особенности технологии вакуумной перегонки мазута по масляному варианту. Перекрестноточные посадочные колонны для четкого фракционирования мазута с получением масляных дистиллятов.
  
  реферат [2,5 M], добавлен 14.07.2008
  

• Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти

  Разработка функциональной и структурной схемы автоматизированной системы управления процессом атмосферной перегонки нефти. Разработка соединений и подключений. Программно-математическое обеспечение системы. Расчет экономического эффекта от внедрения АСУ.
  
  дипломная работа [7,8 M], добавлен 11.08.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам