Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 6 млн.т/год

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

УО «ПОЛОЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра химии и технологии переработки нефти и газа

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 6 млн.т/год Шалымской нефти

Выполнил

студент гр. 07ХТ-15

Коваленко А.Н

Руководитель

Ковалева И.В

Новополоцк 2016 г.

ВВЕДЕНИЕ

По мере истощения запасов нефти и газа проблема углубления переработки нефти, т.е. получения максимального количества топлив и масел из каждой тонны перерабатываемой нефти, приобретает все более важное значение. К первичной переработке нефти эта проблема относится в первую очередь. Причем важнейшие аспекты этой проблемы - увеличение глубины отбора дистиллятов и снижение энергозатрат. Последнее приобретает сейчас важное значение, так как затраты энергии на перегонку нефти на современной АВТ составляют (в топливном эквиваленте) 40-50 кг/т нефти. С углублением переработки нефти за счет вторичных процессов расход энергии на переработку одной тонны нефти в том же эквиваленте достигает 9-12 % (90-120 кг/т нефти), поэтому экономия энергии на собственные нужды становится все более важной задачей [1].

К особенностям нефтеперерабатывающей промышленности РБ относятся:

· высокий износ основных фондов большинства технологических установок;

· низкая загрузка нефтью;

· отставание в эксплуатационных и экологических требованиях к моторным топливам по сравнению со странами Запада.

Сложившееся положение дел требует коренного переоснащения НПЗ РБ новым оборудованием, создания новых технологических установок при одновременном увеличении загрузки заводов нефтью. Низкое использование мощностей по переработке нефти снижает рентабельность производства и, в свою очередь, побуждает решать проблему вывода из эксплуатации части действующих мощностей по первичной переработке. Опыт эксплуатации зарубежных НПЗ показывает, что эффективная работа предприятий обеспечивается при загрузке мощностей на уровне около 90% (в США - 95% и выше). нефть переработка установка

Решение проблемы углубления переработки нефти в Республике Беларусь будет предопределяться наличием сырья для загрузки мощностей по углубляющим процессам и освоения новых технологий для вовлечения в глубокую переработку нефтяных остатков, т.е. процессов гидрокрекинга, каталитического крекинга, висбрекинга и гидрогенизационной переработки.

Все это требует колоссальных капиталовложений. Все НПЗ для успешной реализаций проектов реконструкций разработали схемы поэтапного их проведения. Каждый из этапов рассматривался как отдельный валютоокупаемый проект, в результате реализации которого увеличивался выход светлых нефтепродуктов и создавалась сырьевая база для последующих этапов. Такая гибкая схема поэтапной реконструкции обусловила возможность привлечения денежных средств (в том числе и иностранных кредитов) по частям - под каждый этап в отдельности.

Большое значение имеет максимально возможный отбор светлых фракций от их потенциального содержания в нефти на стадии первичной перегонки. Этот показатель определяется конструкцией погоноразделительной аппаратуры установок АВТ, ее техническим состоянием, четкостью поддержания технологического режима. Высокий возрастной состав большинства установок АВТ (бывшие республики СССР) и их неудовлетворительное техническое состояние ограничивают возможность полного извлечения потенциальных ресурсов светлых нефтепродуктов из нефти. В результате отбор светлых фракций даже на крупных установках мощностью более 3млн т/год в среднем для российских НПЗ составляет не более 93-94% от потенциального. С целью достижения отбора светлых 97-98% от потенциала требуется осуществление комплекса мероприятий по оптимизации технологического режима и совершенствованию оборудования (замена тарелок в ректификационной колонне на более эффективные, увеличение их числа и т.д.) [14].

Задача первичной переработки нефти - разделить нефть на отдельные фракции (дистилляты) без изменения их природного химического состава, она включает два этапа технологии - глубокое обезвоживание и обессоливание нефти и собственно дистилляцию нефти на фракции [11]. При неудовлетворительном обессоливании нефти неорганические соли, оставаясь в тяжелых фракциях нефти, оказывают отрицательное влияние на работу катализаторов и оборудования.

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ и их роль очень важна в получении высококачественных нефтепродуктов. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ необходимо всегда уделять очень серьезное внимание.

Целью данного курсового проекта является расчет установки первичной переработки Шалымской нефти мощностью 6 млн т/год. Для достижения этой цели необходимо провести анализ заданной нефти, потенциального содержания фракций в нефти, возможность их применения в качестве готовой продукции, либо необходимость их дальнейшей переработки. Такой анализ позволит сделать выбор направления и технологической схемы установки АВТ.

Кроме этого, в курсовом проекте нужно произвести расчет ряда единиц технологического оборудования (колонны, печи, теплообменника).

Вместе с этим необходимо рассмотреть вопросы охраны окружающей среды.



1. Характеристика нефти по СТБ ГОСТ Р 31378-2009 и выбор варианта ее переработки

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти зависит от её качества. Данные о Шалымской нефти взяты в справочной литературе [19]. Показатели качества нефти представлены в табл.1.1 и 1.2.

Таблица 1.1-Показатели качества Шалымской нефти

Показатели	Единицы измерения	Значение показателя
Плотность нефти при 200С	кг/м3	845,5
Содержание в нефти: Хлористых солей	мг/дм3	64
Воды	% мас.	0,48
Серы	% мас.	0,63
Парафина	% мас.	5,5
Смол силикагелевых	% мас.	8,65
Асфальтенов	% мас	1,84
Сероводорода	ррm	13
Коксуемость	%	2,90
Фракции до 200°С	% мас.	25,8
Фракции до 360°С	% мас.	57,9
Фракции 360-500°С	% мас.	19,3
Фракции 500-555°С	% мас.	6,7
Плотность гудрона (остатка) при 20°С (фр.>555°С)	кг/м3	961,2
Вязкость нефти: При t=20°С	мм2/с	10,53
При t=50°С	мм2/с	4,48
Выход суммы базовых масел с ИВ ?90 и температурой застывания ? -10°С	% мас	21,3
Давление насыщенных паров при 38°С	кПа	36,8



Таблица 1.2-Потенциальное содержание фракций в Тобольской нефти

Номер компонента	Компоненты, фракции	Массовая доля компонента в нефти
1	Н2	0,00000
2	СН4	0,00571824
3	С2Н6	0,00164472
4	С2Н4	0,0000
5	Н2S	0,0000
6	С3	0,00109164
7	?С4	0,0047454
8	28-62°С	0,018
9	62-85°С	0,012
10	85-105°С	0,036
11	105-140°С	0,053
12	140-180°С	0,085
13	180-210°С	0,069
14	210-310°С	0,191
9	310-360°С	0,102
10	360-420°С	0,1032
11	420-480°С	0,091
12	480-555°С	0,0946
13	>555°С	0,132
Итого:	1,00000

По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды. Согласно « СТБ ГОСТ Р 31378-2009 Нефть. Общие технические условия» Шалымская нефть будет иметь:

· В зависимости от массовой доли серы 0,63 % масс. - класс 2 (сернистая);

· По плотности при 20 °С - 845,5 кг/м³, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций до 200 °С - 24,7% , до 360 °С - 56,7 % и массовой доле парафина - 5,5 % масс. - тип 1 ( легкая);

· По степени подготовки: воды - 0,48 % масс., хлористых солей - 64 мг/дм³, давление насыщенных паров - 36,8 кПа - группа 1;

· По массовой доле сероводорода - 13 ppm и легких меркаптанов - 32 ppm - вид 1.

Тогда Шалымскую нефть обозначают "2.1.1.1 СТБ ГОСТ Р 31378-2009".

Шалымская нефть - нефть лёгкая, с невысоким содержанием светлых фракций выбираем масляно-топливный вариант, сернистая нефть (нужна гидроочистка топливных фракций), парафинистая (5,5 % масс). В связи с этим для получения топлив из этой нефти нужна депарафинизация или применение различных присадок, для понижения температуры застывания.

Выход базовых масел ИВ ?90 на нефть равен 21,3 % масс. На мазут (остаток >360⁰С) равен

21,3*100/(100-57,9)=50,59 %.

где: 100-57,9=42,1 % масс. - выход мазута на нефть.

По опыту ОАО «Нафтан» получение узких масляных фракций экономически целесообразно, если выход базовых масел на мазут не менее 20% масс. при общем выходе базовых масел не менее 200000 т/год [21].

Таким образом производство базовых масел, т.е. получение узких масляных фракций (погонов, дистиллятов) на установке АВТ является экономически выгодным, т.к. их выход на мазут составил 40,46 % масс. Такое количество масел с ИВ>90 и температурой застывания <-10⁰C обеспечит их производство при мощности АВТ 6 млн.т/год равное 1278000 т/год. (6000000*0,213 = 1278000т/год). Нефть можно перерабатывать по масляному варианту с применением физических методов очистки масляных фракций (но эту нефть целесообразно перерабатывать и по комплексному варианту с получением топлив, масел и сырья нефтехимии) По заданию проекта необходимо получить широкую или узкие масляные фракции. Значит, выбираем топливно-масляный вариант переработки Шалымской нефти.



2. ХАРАКТЕРИСТИКА ФРАКЦИЙ НЕФТИ И ВАРИАНТЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Характеристику Шалымской нефти составляем по данным [19].

2.1 Характеристика газов

По данным табл. 2.1.1 [19] составим табл. 2.1.2 по каждому компоненту газа.

Таблица 2.1.1 - Состав газов (до С₄), растворенных в нефти, и низкокипящих углеводородов (до С₅)

Фракция	Выход (на нефть), %	Содержание индивидуальных углеводородов, % масс.
		СН4	С2Н6	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10	i-С5Н12	n-С5Н12
Шалымская нефть
До С4	1,32	43,32	12,46	8,27	20,18	15,77	-	-

Таблица 2.1.2 - Состав и выход газов на нефть

Компоненты	Выход на нефть, %масс.
Метан	1,32*0,4332= 0,571824
Этан	1,32*0,1246= 0,164472
Пропан	1,32*0,0827= 0,109164
Изобутан	1,32*0,2018= 0,266376
Бутан	1,32*0,1577= 0,208164
Итого	1,32

Шалымская нефть в основном лёгкие и тяжелые газы, т.е. метан, этан и бутаны. Лёгкие газы можно получать в верхнем сепараторе отбензинивающей колонны и сверху в емкости орошения стабилизационной колонны под повышенным давлении, сжимаются до повышенного давления и выводятся, применяются как компонент газообразного топлива для технологических печей как на установке, так и в системе завода.

Смесь пропана и бутанов можно получать в жидком состоянии в емкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса.

Так как содержание этана в рефлюксе выше нормы (12,46%),

где - выход этана, % масс

1,32- выход рефлюкса, %масс на нефть.

то будем направлять для переработки на газофракционирущую установку или применять в качестве сырья процесса пиролиза.

2.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение

По данным [19] составим табл. 2.2, характеризующую бензиновые фракции Шалымской нефти.

В таблице 2.2 представлены характеристики бензиновых фракций. На установке АВТ получают бензиновую фракцию 70-180°С ,которую направляют на риформинг для повышения ее октанового числа, и фракцию н.к.-70°С, которую направляют на установку низкотемпературной изомеризации , для получения высокооктановых компонентов бензина.



Таблица 2.2.1 - Характеристика бензиновых фракций Шалымской нефти

Температура отбора, °С	Выход на нефть , %		Фракционный состав, °С	Содержание серы, %	Октановое число в чистом виде	Содержание углеводородов, %
			н.к.	10%	50%	90%			ароматических	нафтеновых	парафиновых
Шалымская нефть
н.к.-70	2,0	0,6723	33	44	53	65	-	73	1	40	59
70-180	18,4	0,7452	72	80	128	168	0,04	60	8	51	41

Для бензиновой фракции 70-180°С гидроочистка нужна.

2.3 Характеристика дизельной фракции и их применение

В таблице 2.3[19] представлена характеристика дизельной фракции, которые можно вырабатывать на установке АВТ из Шалымской нефти. Однако получение на АВТ той иной дизельной фракции должно быть обоснованным.

Таблица 2.3.1 - Характеристика дизельных фракций

Температура отбора, °С	Выход (на нефть), %		Цетановое число	20, мм2/с	Температура, °С	Содержание, %
					помутнения	ПТФ	серы
Шалымская нефть
180-360	36,2	0,8382	55	4,67	минус 9	минус 10	0,24
240-360	23,9	0,8466	58	6,39	минус 6	минус 7	0,33

На установке АВТ выбирают один из вариантов получения дизельных фракций:

Вариант - получение фракции 180-360°С как основного компонента дизельного топлива при работе АВТ без производства реактивного топлива;

Фракция 180-360°С отвечает требованиям стандарта на летнее дизельное топливо (ЦЧ >45, плотность 0,820ч0,845, содержание серы ? 10 ppm, ПТФ ? -5, t_заст<-10°С) [17], но также требуется гидроочистка для понижения содержания серы.

2.4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов

Из опыта работы существующих нефтеперерабатывающих заводов, получение узких масляных фракций экономически целесообразно, если выход базовых масел на мазут (остаток >360^оС) составляет не менее 20% масс., при общем выходе базовых масел не менее 200000т/год. На основании данных, приведенных в таблицах 1.1 и 1.2, сделаем вывод о целесообразности производства узких масляных дистиллятов. Учитывая, что содержание базовых масел в Шалымской нефти составляет 21,3 % масс., рассчитаем выход базовых масел на мазут:

21,3 100/42,1 =50,59 %масс.,

где 21,3 - выход базовых масел на нефть, % масс., 42,1- выход мазута на нефть, % масс.

Согласно заданию, проектная мощность установки АВТ составляет 6 млн. т/год. Таким образом, выход базовых масел равен:

621,3 100=1,278000 млн. т/год,

где 21,3 - выход базовых масел на нефть, % масс., 6- проектная мощность установки, млн. т/год.

Величина рассчитанных показателей говорит об экономической обоснованности производства базовых масел.

Для производства базовых масел применяют узкие масляные (вакуумные) дистилляты, выкипающие в пределах 360-420^оС, 420-450^оС, 450-500^оС ,500-530 ^оС.

Характеристики этих фракций представлены в таблице 2.4. Данные фракции используются для производства базовых масел, имеющих высокий индекс вязкости и выход на дистиллят.

Таблица 2.4 - Потенциальное содержание и характеристика дистиллятных и остаточных базовых масел

Температура отбора, °С	Выход (на нефть) дистиллятной фракции или остатка, %	Показатели качества базовых масел	Содержание базового масла, %
			50, мм2/с	100, мм2/с	ИВ	температура застывания, °С	на дистиллятную фракцию или остаток	на нефть
360-420	10,32	0,8457	10,51	3,35	93	минус 25	67,45	6,96
420-450	4,6	0,8585	24,07	5,45	94	минус 23	64,9	2,20
450-500	7,28	0,8689	64,175	10,46	96	минус21	57,32	4,39
500-555	6,7	0,8973	104,28	15,42	92	минус 19	49,76	3,97
>555	13,2	0,9162	185,37	23,18	91	минус 17	28,68	3,78

Одновременно с ШМФ можно получать вакуумные дистилляты (фр. 360°С -420°С, фр.420°С - 450°С, фр.450-500°С,500-530°С), которые служат сырьем для производства базовых масел, имеющих повышенный индекс вязкости (ИВ>90) и выход (>43% на дистиллят). Избыток этих дистиллятов можно отправлять на установки гидрокрекинга и каталитического крекинга. Нам по заданию необходимо получить узкие масляные фракции.

2.5 Характеристика остатков и их применение

На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки - мазут (>360^oC) и остаток вакуумной перегонки - гудрон (>530^oC).

Мазут поступает в дальнейшем в блок вакуумной перегонки для получения вакуумных дистиллятов.

Мазут и гудрон применяются в качестве компонентов котельных топлив и сырья для установок висбрекинга и коксования. Кроме того,гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации и производства битумов.

Определим пригодность Шалымской нефти для получения из нее битума по содержанию в ней смол и асфальтенов, что выражается соотношением БашНИИ ПП [11]:

А+С-2П > 0,

где А,С и П - содержание в нефти соответственно асфальтенов, смол и парафина, %масс.

Подставляя данные из [19, табл 1] получаем:

-0,51>0

Нефть считается неблагоприятной для получения из нее битума хорошего качества.

Характеристика остатков представлена в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристика остатков

Остаток выше, °С	Выход (на нефть), % масс.		ВУ80	ВУ100	Температура, °С	Содержание, % масс.
					застывания	вспышки	серы	парафина	Коксуемость,% масс
Шалымская нефть
360	42,1	0,9396	6,61	3,98	24	234	1,05	6,4	6,19
500	19,9	0,9798	108,35	82,4	38	309	1,42	2,8	10,75
555	13,2	0,9907		108,35	52	354	1,84	2,0	14,62

Остаток гудрон могут быть применен в качестве компонента котельного топлива, только после его переработки на установке висбрекинга т.к у него показатель ВУ>16. Гудрон можно использовать в качестве сырья для процесса деасфальтизации, так как гудрон имеет повышенное содержание парафинов. Применение гудрона в чистом виде для производства битумов нетребует специальной технологии , т.к гудрон имеет содержание парафинов(<3%). Из мазута и гудрона шалымской нефти могут получены высококачественные базовые масла(ИВ>90) при удовлетворительном их выходе на соответствующие остатки( 21,3%).



3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ АВТ

По заданию курсового проекта и анализа характеристики Шалымской нефти необходимо выбрать такую технологическую схему установки АВТ, на которой можно получить:

1. сухой газ;

2. рефлюкс (С3-С4);

3. бензиновые фракции:

- н.к.-70 ^оС;

- 70-180 ^оС;

4. ДТ;

5. ШМФ или узкие масляные фракции;

6. гудрон.

Расчетная мощность установки составляет 6 млн. т нефти в год или 735,294 т/ч (при 340 рабочих дней в году). За основу технологической схемы установки АВТ принимаем принципиальную технологическую схему аналогичной установки [15,23]. Комбинирование АВТ с ЭЛОУ имеет ряд преимуществ: уменьшается число индивидуальных установок, протяженность и число трубопроводов, число промежуточных резервуаров, эффективнее используются энергетические ресурсы самих процессов; снижается расход электроэнергии, пара и воды на охлаждение, нагрев и перекачку промежуточных продуктов; уменьшается расход металла, площадь обслуживания и количество персонала. В результате резко сокращаются капитальные затраты и себестоимость продукции, увеличивается производительность труда. При топливно-масляном варианте переработки нефти получаем как узкие бензиновые фракции, так и ваккуумные (масляные) дистилляты. 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. Мы выбираем схему с двумя колоннами с двухкратным испарением. Первая колонна является отбензиненной ( удается избежать большого давления в змеевике печи.).. Шалымская нефть (фракции до 200°С- 25,8 %, содержание газов-1,32% масс).

В выбранную схему вносим следующие изменения.

3.1 Блок ЭЛОУ

Для удаления солей и воды из нефти предназначен блок ЭЛОУ. Основные аппараты этих блоков являются электродегидраторы. Используем горизонтальные электродегидраторы. Процесс обессоливания нефти связан с большим потреблением воды.

Минимальное количество промывной воды, обеспечивающее допустимое содержание хлористых солей в нефти на выходе из ступени обессоливания зависит от:

· обводненности продукции до и после процесса обессоливания;

· концентрации хлористых солей в дисперсной воде до процесса обессоливания;

· концентрации хлористых солей в промывной воде;

· числа ступеней процесса обессоливания;

· мест ввода промывной и сброса дренажной воды при многоступенчатом процессе обессоливания

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей ? 1мг/л при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания. Это позволяет довести содержание хлористых солей до

1-я ступень:

где 64- содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л(таблица 2.1)

2-я ступень:

Однако на практике такая эффективность труднодостижима, поэтому ограничимся содержанием солей 1 мг/л в подготовленной нефти.

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

где 0,0048 - содержание воды в сырой нефти, мас. доли (0,39 %);

0,8455 - относительная плотность нефти;

1 - содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

0,001 - содержание воды в обессоленной нефти, мас. доли (0,1 % мас.).

Для понижения концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:



Для Шалымской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

откуда В=17,52 л/м³ нефти или 1,75 % об. на нефть.

Обычно промывную воду подают с избытком 50 - 200 %. В данном случае принимаем расход промывной воды 2 % на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (2 % об.), т.е. применяется циркуляция воды.

Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после него в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 г/т нефти в виде 2% водного раствора (400 г/т) на прием сырьевого насоса из специальной емкости. В связи с этим в технологической схеме установки АВТ предусматриваются дополнительная емкость и насосы

3.2 Блок колонн

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономным методом.

По заданию необходимо получить фракции: сухой газ, рефлюкс (фр.С₃ - С₄), фр. н.к.-70 ^оС , фр. 70-180 ^оС , дизельное топливо (фр.180-360 ^оС), узкие масляные фракции (фр. 360-420°С, фр. 420-450^оС, фр. 450°С -500°С ,500-555°С), гудрон.

Установка АВТ включает 3 блока, атмосферный блок, вакуумный блок, блок стабилизации и четкой ректификации бензина.

В атмосферном блоке АВТ применяют несколько схем разделения нефти: схема с одной сложной ректификационной колонной в атмосферном блоке (схема 1) и схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной (схема 2) и схема с предварительным испарением( схема3).

Схема 1 применяется для нефтей, содержание бензиновых фракций в которых не превышает 2-10 %. Такая установка проста и компактна, однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. А эти факторы очень важны, т.к. в настоящее время, благодаря развитию трубопроводного транспорта, широко применяют нефти различных месторождений, содержание бензиновых фракций в которых различно. Схема 2 самая распространенная в отечественной практике. Она наиболее гибка при значительном изменении содержания бензиновых фракции и растворенных газов. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печей и теплообменниках не создаётся высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование.

Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры, чем при однократном испарении, вследствие раздельного испарения легких и тяжелых фракций.

Мы выбираем вторую схему как наиболее гибкую, в атмосферном блоке АВТ.



Рисунок 1 Схема двухкратного испарения нефти на атмосферном блоке АВТ.

Колонна К-1 - отбензинивающая колонна, предназначена для получения легкой бензиновой фракции. В колонне К-1 установлены клапанные тарелки, 16 тарелок в верхней части колонны и 8 в нижней, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок. Для ввода дополнительного тепла и создания парового орошения вниз колонны подается горячая струя. Для конденсации водой в конденсаторах-холодильниках легких бензиновых фракций в колонне обычно поддерживается повышенное давление. Из этой колонны сверху уходят газы, пары воды и легкие бензиновые фракции (н.к.-85^оС+40% фракции 85-140 ^оС), снизу отбензиненная нефть. Для поддержания температуры внизу колонны часть отбензиненной нефти, нагретая в печи атмосферного блока (до 340-360 ^оС примерно15-20%), возвращается в нижнюю часть колонны.

Для получения фракций н.к -180^оС, 180-360^оС , >360^оС используют атмосферную колонну К-2 с отпарными колоннами К-2/1, К-2/2. (Фракцию 180-360^оС будем получать путем смешения фракций 180-240^оС и 240-360^оС). В колонне К-2 установлены 45 двухпоточных клапанных тарелок, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок.

Верхний дистиллят (н.к.-180) выводится в виде паров, остальные жидкими боковыми погонами через отпарные секции, внутренние или выносные. На проектируемой установке примем атмосферную колонну К-2 с выносными отпарными секциями.

Кроме острого орошения в К-2 применяется 2 промежуточных циркуляционных орошения над тарелками вывода фракций 180-240, 240-360 ^оС .

Для получения УМФ применяется вакуумная колонна К-5, где получают погоны: вакуумный газойль (н.к.-360 ^оС), для получения УМФ организован вывод четырех погонов: фракций 360-420^оС, 420-450^оС и 450-500^оС и 500-555 ^оС снизу К-5 отводят гудрон ( >555 ^оС ).

На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции:

1) тарельчатая ректификационная колонна.

2) вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.

За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством Преимущества насадочных контактных устройств перед тарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давления на одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являются регулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и их гидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка ВАКУПАК. Как показали испытания, для структурированной насадки ВАКУПАК характерна высокая производительность, эффективность и низкое гидравлическое сопротивление, что позволяет рекомендовать ее при проектировании и реконструкции атмосферных и вакуумных колонн для увеличения производительности, углубления отбора нефтепродуктов, улучшения качества разделения и снижения энергозатрат [8].

Для снижения температур кипения раздельных компонентов и предотвращения термического разложения сырья, мазут перегоняют в вакууме. Вакуум создается поверхностными конденсаторами и эжекторами. Для создания вакуума применяется трёхступенчатая схема эжекции.

Конструкция вакуумной колонны отличается от атмосферной суженной частью, что способствует уменьшению времени пребывания остатка в колонне во избежание его разложения под влиянием высоких температур

Блок стабилизации.

Бензиновые фракции, которые получают на атмосферном блоке, содержат растворенные газы. Поэтому их необходимо подвергать физической стабилизации в ректификационной колонне, называемой стабилизатором. При помощи стабилизационной колонны (К-4) достигается сокращение потерь легких фракций, в первую очередь i-бутана. В колонне К-4 установлены 34 клапанных тарелки, 22 тарелки в верхней части колонны и 12 в нижней. Бензиновые фракции подаются в стабилизатор двумя потоками: 1-поток нестабильный бензин из К-1 с температурой 100-110 ^оС, подаётся на 13-ю тарелку, 2-й поток бензиновая фр-ия с верха К-2 с температурой 160-170 ^оС на 24-ю тарелку.

Качество стабильного бензина контролируют по содержанию в нем суммы бутанов или по допустимому давлению насыщенных паров товарного бензина.

Стабилизацию проводим в К-4, давление в которой 0,8 - 1,4 МПа обеспечивает почти полную конденсацию газов при использовании воздуха или воды в качестве хладагента. Верхними продуктами К-4 являются жирный сухой газ и рефлюкс(С3-С4). Часть сжиженного газа подается в К-4 в качестве орошения. Нижним продуктом колонны является стабильный бензин с пределами кипения н.к. -180^оС. После стабилизации фракция отправляется на вторичную перегонку бензина.

Температура внизу стабилизационной колонны К-4 поддерживается за счёт циркуляции через кипятильник нижнего продукта. Теплоносителями являются вакуумные дистилляты VD-3 и VD-4. Это позволяет отказаться от печи и снизить расход топлива и выбросы дымовых газов..

Блок вторичной перегонки бензина.

Блок вторичной перегонки представляет собой одну фракционирующую колонну. В колонне К-6 бензиновая фракция разделяется на две фракции: cверху выводится фракция н.к.-70 ^оС, а снизу фр. 70-180 ^оС

Колонна К-6( давление 0,2 МПа, число тарелок-60).

3.3 Блок теплообменников

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 240°С. Обычно нефть прокачивается через теплообменники двумя и более потоками, но при этом скорость движения нефти и теплоносителей в теплообменниках должна составлять 1-2 м/с для обеспечения удовлетворительных условий теплопередачи.

Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ при переработке Шалымской нефти. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ в ОАО «Нафтан».

При разработке схемы теплообмена в первую очередь решается вопрос об утилизации теплоты теплоносителей с максимальной температурой (290°С), т.к. они позволяют подогреть нефть до 240°С и выше.

Количество потоков нефти, проходящей через теплообменники, определяется производительностью установки и площадью проходного сечения для нефти и теплоносителей. Для АВТ производительностью по Шалымской нефти 6 млн т/год выбираем кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой с диаметром кожуха D=1400 мм; числом ходов по нефти - 4; площадью проходного сечения одного хода по трубам - 100•10^-3 м². [4]

Рассчитаем скорость нефти по трубному пространству:

где V ? объемный расход нефти, м³/с;

F ? площадь проходного сечения одного хода по трубам

где G ? массовый расход нефти, кг/с:

?плотность нефти при 20С.

Следовательно:

Т.к нефть должна прокачиваться составлять 1-2 м/с , то прокачиваем её двумя потоками со скоростью 1,205 м/с. В первый и во второй поток направляем по 50% нефти.

Таблица 3.1 - Характеристика теплоносителей

Теплоноситель	Расход, % масс. на нефть	Начальная температура теплоносителя, °С
Теплоносители К-2
1 Фракция 180-240°С	12,3	180
2 Верхнее циркуляционное орошение К-2 - ВЦО-1 К-2 (кратность 3)	42	150
3 Фракция 240-360°С	21,36	290
4 Нижнее циркуляционное орошение К-2 - НЦО-2 К-2 в зоне фракции 240-360°С	25	300
Теплоносители вакуумной колонны К-5
5 Лёгкий вакуумный газойль - ВЦО-К-5 (кратность 20)	50	150
6. Легкий вакуумный газойль до 360°С	2,5156	150
7 Среднее циркуляционное орошение К-5 - СЦО К-5 (кратность 3)	31	290
8 Нижнее циркуляционное орошение К-5 - НЦО К-5 (кратность 3)	26,6	320
9 Фракция 360-420°С, VD-1	10,32	250
9 Фракция 420-450°С, VD-2	4,6	290
10 Фракция 450-500°С, VD-3	6,661	320
11 Фракция 500-530°С, VD-4	6,131	360
12 Гудрон (>530°C)	14,388	340

Расходы теплоносителей берём из материального баланса (пункт 5).

Схема теплообмена была рассчитана по следующим формулам:

при t>200°С,

где _?t_н и _?t_т - разность между температурами на входе и на выходе соответственно для нефти и теплоносителя, °С.

G_т и G_н - расход в теплообменнике теплоносителя и нефти соответственно, кг/ч или % масс. от общего количества нефти.

На основании данных таблицы 3.1 производится расчёт схемы подогрева нефти перед колонной К-1, которая представлена на рис. 3.1. и 3.2.

Нефть поступает с начальной температурой 10.

До блока ЭЛОУ

1-й поток:

Теплообменник Т-101

Начальная температура верхнего циркуляционного орошения ВЦО К-2, входящей в теплообменник, составляет t_н=150С. Охлаждаем её на 65С, конечная температура теплоносителя будет t_к=85С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+55= 65С.

Теплообменник Т-102

Начальная температура верхнего циркуляционного орошения ВЦО К-5 , на входе в теплообменник Т-102 составляет t_н=150С, охлаждаем его на 30С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=120С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 65+15=80С.

Теплообменник Т-103

Начальная температура нижнего циркуляционного орошения НЦО К-5, входящего в теплообменник Т-103 из Т-106 , составляет t_н=200С, охлаждаем его на 55С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=145С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 80+30=110С.

2-й поток:

Теплообменник Т-201

Начальная температура верхнего циркуляционного орошения ВЦО К-5, входящей в теплообменник, составляет t_н=150С. Охлаждаем её на 42С, конечная температура теплоносителя будет t_к=108С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+21= 31С.

Теплообменник Т-202

Начальная температура верхнего циркуляционного орошения СЦО К-5 из Т-205, входящего в теплообменник Т-202, составляет t_н=180С, охлаждаем его на 80С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=100С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 31 +49=80С.

Теплообменник Т-203

Начальная температура фр. 240-360°С из Т-206, на входе в теплообменник Т-203 составляет t_н=210С, охлаждаем его на 70С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=140С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 80+30=110С.

После блока ЭЛОУ

1-й поток:

Теплообменник Т-104

Начальная температура гудрона , входящего в теплообменник Т-104 из Т-204, составляет t_н=184С, охлаждаем его на 73С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=111С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 105 +21=126С.

Теплообменник Т-105

Начальная температура нижнего циркуляционного орошения НЦО К-2 из Т-107, на входе в теплообменник Т-105 составляет t_н=230С, охлаждаем его на 60С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=170С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 126+30=156С.

Теплообменник Т-106

Начальная температура нижнего циркуляционного орошения НЦО К-5 из Т-108, на входе в теплообменник Т-106 составляет t_н=260С, охлаждаем его на 60С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=200С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 156+32=188С.

Теплообменник Т-107

Начальная температура нижнего циркуляционного орошения НЦО К-2 , на входе в теплообменник Т-107 составляет t_н=300С, охлаждаем его на 70С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=230С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 188+27=215С.

Теплообменник Т-108

Начальная температура нижнего циркуляционного орошения НЦО К-5, на входе в теплообменник Т-108 составляет t_н=320С, охлаждаем его на 60С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=260С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 215+25=240С.

2-й поток:

Теплообменник Т-204

Начальная температура гудрона из Т-208, входящего в теплообменник, составляет t_н=260С, охлаждаем его на 76С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=184С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 105 +22=127С.

Теплообменник Т-205

Начальная температура верхнего циркуляционного орошения СЦО К-5 из Т-207, входящего в теплообменник Т-205, составляет t_н=240С, охлаждаем его на 60С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=180С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 127 +37=164С.

Теплообменник Т-206

Начальная температура фр. 240-360°С , на входе в теплообменник Т-206 составляет t_н=290С, охлаждаем его на 80С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=210С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 164+34=198С.

Теплообменник Т-207

Начальная температура верхнего циркуляционного орошения СЦО К-5, входящего в теплообменник Т-207, составляет t_н=290С, охлаждаем его на 50С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=240С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 198 +24=222С.

Теплообменник Т-208

Начальная температура гудрона, входящего в теплообменник, составляет t_н=340С, охлаждаем его на 80С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=260С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 222 +18=240С.



4. РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА И СОСТАВА ПАРОВОЙ И ЖИДКОЙ ФАЗ В ЕМКОСТИ ОРОШЕНИЯ ОТБЕНЗИНИВАЮЩЕЙ КОЛОННЫ К-1

Расчёт состава и количества газа и бензина в ёмкости орошения необходим для того, чтобы выбрать давление в отбензинивающей колонне, при котором в ёмкости орошения получается сухой газ с содержанием пропана не более 7-10%( паровая фаза) и определить состав нестабильного бензина и его количество, что позволяет в дальнейшем провести расчёт стабилизационной колонны. Данный расчет производится с использованием программы «Oil» для ПЭВМ. Принимаем кратность орошения равную 2. Рассчитаем количества компонентов в нефти.

В емкость орошения поступает весь газ, вся фракция н.к.-85 ⁰С и 40 % мас. от потенциала фракции 85-140 ⁰С.

Задаемся следующими данными:

- температура в емкости орошения равна 30 ⁰С;

- давление в емкости орошения обычно на 50 кПа ниже, чем давление на верху К-1 из-за гидравлического сопротивления трубопроводов и холодильников-конденсаторов. Давление вверху отбензинивающей колонны составляет 280- 500 кПа;

Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1.

Согласно заданию, проектная мощность установки АВТ равна кг/ч.

Количество метана в нефти: кг/ч.

Количество этана в нефти: кг/ч.

Количество пропана в нефти: кг/ч.

Количество бутанов в нефти: кг/ч.

Количество фракции 28-62^оС в нефти: кг/ч.

Количество фракции 62-85^оС в нефти: кг/ч.

Количество фракции 85-105^оС: 10588,23кг/ч.

Количество фракции 105-140^оС в нефти: кг/ч.

Таблица 4.1 - Состав смеси на входе в емкость орошения.

Номер компонента по табл.1.2	Компонент (фракция)	Массовая доля компонента в нефти	Количество компонента в нефти, кг/ч	Смесь углеводородов на входе в емкость орошения
				кг/ч	масс. доля
2	СН4	0,00571824	4204,58	12613,74	0,0726
3	С2Н6	0,00164472	1209,36	3628,08	0,0208
6	С3	0,00109164	802,68	2408,04	0,0139
7	С4	0,0047454	3489,26	10467,78	0,0603
8	28-62оС	0,018	13235,3	39705,9	0,2284
9	62-85оС	0,012	8823,52	26470,56	0,1523
10	85-105оС*	0,0144	10588,23	31764,69	0,1827
11	105-140оС*	0,0212	15588,23	46764,69	0,269
Итого:	0,0788	57941,16	173823,48	1,000000

* - взято 40%масс. от потенциального содержания фракции 85-140^оС. Оставшаяся часть фракций находится в бензине колонны К-2.

Результаты расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны представлены в таблицах 4.2 - 4.5.

Иcxoдныe дaнныe

Bвeдитe cвoю фaмилию

Pacxoд нeфти или фpaкции (Kг/чac) G=173823.48

Pacxoд вoдянoгo пapa (Kг/чac) Gb=0

Плoтнocть ocтaткa (Kг/M^3) P19= 961.2

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии (KПa) P= 450

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния (гpaд C) T= 30



Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .1264267563819885

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .3409599363803864

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 63.13865661621094

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 83.69137573242188

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 23.41159439086914

Как показал расчет, достичь нулевой доли отгона в емкости орошения К-1 не удалось (доля отгона равна e1= .1264267563819885). Таким образом, в технологической схеме АВТ необходимо предусмотреть еще один аппарат - абсорбер, предназначен для конденсации газов уходящих из емкости орошения отбензинивающей колонны. Сырьем для которой являются газы, растворенные в нефти. Абсорбентом является бензин К-2 (фракция 70 - 180 ⁰С). При этом давление в емкости орошения отбензинивающей колонны принимают 250 кПа и повторяют расчет.

Иcxoдныe дaнныe

Bвeдитe cвoю фaмилию

Pacxoд нeфти или фpaкции (Kг/чac) G= 173823.48

Pacxoд вoдянoгo пapa (Kг/чac) Gb= 0

Плoтнocть ocтaткa (Kг/M^3) P19= 961.2

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии (KПa) P= 250

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния (гpaд C) T= 30

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .1694881319999695

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .3935198485851288

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 63.13865661621094

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 86.46127319335938

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 27.19368171691895



Иcxoдныe дaнныe

Bвeдитe cвoю фaмилию

Pacxoд нeфти или фpaкции (Kг/чac) G= 334755

Pacxoд вoдянoгo пapa (Kг/чac) Gb=0

Плoтнocть ocтaткa (Kг/M^3) P19= 961.2

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии (KПa) P=1000

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния (гpaд C) T= 30

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 2.654460817575455E-002

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .135450005531311

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 90.57171630859375

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 101.9806671142578

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 17.74965286254883



Т.к газы не полностью сконденсировались и для разгрузки колонны стабилизации: будем выводить сухой газ составом

компонент	Кг/час
метан	2443
этан	316
пропан	75,6
бутан	69,3



5. РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА РЕКТИФИКАЦИОННЫХ КОЛОНН И УСТАНОВКИ В ЦЕЛОМ

Материальный баланс колонн составлен с учетом таблиц 1.1-2.6 и 4.1.

5.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1

В отбензинивающую колонну поступает обессоленная и обезвоженная нефть в количестве G_н=735294кг/ч. фракцию газ + н.к.-140С составляет газ, н.к.-85С и 85-140С (40% мас. от потенциала, 60% остаётся в бензине уходящим с нефтью), взяты из таблицы 4.1. Составляем материальный баланс К-1 и сводим результаты в таблицу 5.1.

Таблица 5.1- Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1

Продукты	% мас., на сырье	% мас., на нефть	т/год	т/ч
Взято: нефть обезвоженная и обессоленная	100,00	100,00	6000000	735,294
Получено: газ + фр. н.к.-140оС сухой газ нефть отбензиненная	6,69 1,19 92,12	6,69 1,19 92.12	401400 71400 5527200	49,225592 8,715568 677,35284
Итого:	100,00	100,00	600000	735,294

5.2 Материальный баланс основной атмосферной колонны К-2

Рассчитаем материальный баланс основной атмосферной колонны К-2 (см.табл.5.2). В данной колонне сверху отводятся пары тяжелого бензина - фракция н.к.-180^оС, в виде бокового продукта (стриппинга) отводятся: фракция 180-240 ^оС, 240-360^оС, с низа откачивается мазут (>360^оС). При расчете материального баланса колонны К-2 необходимо предусмотреть, что вследствие недостаточной эффективности ее работы в мазуте (>360^оС) остается 6% масс. (на мазут) фракции 240-360^оС. В связи с этим выход мазута на отбензиненную нефть определяется по уравнению:

где - потенциальное содержание мазута (360°С) в нефти, % масс;

a - содержание светлых (до 360°С) в мазуте, мас. доли;

- выход отбензиненной нефти на нефть, мас. доли.

что уменьшило выход фракции 240-360^оС с 23,9/0,9212=25,94 % масс. до 23,56 % масс. на отбензиненную нефть,

Рассчитаем выход оставшихся в нефти после колонны К-1 бензиновых фракций:

Фр.85-180 ^оС=0,6·(фр.85-105 ^оС)+0,6·(фр.105-140 ^оС)+фр.140-180 ^оС

Фр.85-180 ^оС=0,6·0,036+0,6·0,053+0,085= 0,1384

Количество фр.180-240 ^оС берём из табл 2.3(12,3%)

Массовая доля Фр.85-180 ^оС в сырье(отбензиненная нефть):

% мас:

Массовая доля Фр.180-240 ^оС в сырье(отбензиненная нефть):

% мас: :

Находим массовую долю Фр.240-360 ^оС в сырье(отбензиненная нефть):

% мас:

Получаем содержание Фр.240-360 ^оС % мас., на нефть:

% мас., на нефть:

Массовая доля мазута на нефть равняется:

% мас., на нефть:

Суммарное количество фракции 85-180^оС (оставшееся после колонны К-1):

5527200* 0,1502= 830185,44 т/год

Количество фракции 180-240^оС:

5527200 *0,1335= 737881,2 т/год.

Количество фракции 240-360^оС:

5527200 *0,2319 = 1281757,68/год.

Рассчитаем количество мазута:

5527200 *0,4844 =1647223,2 т/год.

Суммарное количество фракции 85-180^оС (оставшееся после колонны К-1):

677,35284* 0,1502=101,76464 т/ч

Количество фракции 180-240^оС:

677,35284 *0,1335= 90,4266 т/год.

Количество фракции 240-360^оС:

677,35284*0,2319=157,07813 т/год.

Рассчитаем количество мазута:

677,35284*0,4844 = 328,10972т/год.

Таблица 5.2 - Материальный баланс основной атмосферной колонны К-2

Продукты	% мас., на сырье	% мас., на нефть	т/год	т/ч
Взято: нефть отбензиненная	100,00	92,12	5527200	677,35284
Получено: фракция 85-180 0С фракция 180-240 0С фракция 240-360 0С мазут (>360 0С)	15,02 13,35 23,19 48,44	13,84 12,3 21,36 44,62	830185,44 737881,2 1281757,68 2677375,68	101,76464 90,40035 157,07813 328,10972
Итого:	100,00	92,12	5527200	677,35284

5.3 Материальный баланс стабилизационной колонны К-4

Рассчитаем материальный баланс стабилизационной колонны К-4 (используются данные таблиц 1.2, 2.1, 2.2). В данной колонне происходит стабилизация легкого бензина, получаемого в отбензинивающей колонне К-1, и верхнего продукта колонны К-2. Нижним продуктом является фракция н.к.-180^оС, которая направляется в колонну четкой ректификации К-6 для разделения на н.к.-85 и 85-180°С. В емкости орошения данной колонны происходит разделение оставшегося после емкости орошения К-1 сухого газа и рефлюкса. Материальный баланс колонны приведен в таблице 5.3.

Массовая доля бензин из К-1в сырье стабилизационной колонны:

Массовая доля бензин из К-2 в сырье стабилизационной колонны:

Массовую долю продуктов: сухой газ(С1-С2) и рефлюкс (С3-С4) берём из табл.2.1.1.

Массовую долю сухого газа(С1-С2) на сырьё:

Массовую долю рефлюкс (С3-С4) на сырьё:

Массовая доля н.к.-180°С на нефть:

Массовая доля н.к.-180°С на сырьё:



Производительность стабилизационной колонны по сухому газу в год:

1298304 ·0,0339=44171,21 т/год

Производительность стабилизационной колонны по рефлюксу в год:

1298304 ·0,0268= 34920 т/год

Производительность стабилизационной колонны по н.к.-180°С в год:

1298304·0,9567=1223894,23т/год

Производительность стабилизационной колонны по сухому газу в час:

158600·0,0264=2,654т /час

Производительность стабилизационной колонны по рефлюксу в час:

158600·0,0169= 4,147 т/час

Производительность стабилизационной колонны по н.к.-180°С в час:

158600·0,9567=149,99996т/ч

Таблица 5.3 - Материальный баланс стабилизационной колонны К-4

Продукты	% мас., на сырье	% мас., на нефть	т/год	т/ч
Взято: бензин из К-1 (газ+ н.к.-1400С) бензин из К-2 (85-1800С)	36,05 63,95	7,8 13,84	468118,56 830185,44	55,036276 101,76464
Итого:	100,00	21,64	1298304	156,800
Получено: сухой газ(С1-С2) рефлюкс (С3-С4) н.к.-180 0С	1,69 2,64 95,67	0,736296 0,583704 20,4	44171,21 34920 1223894,23	2,654 4,147 149,999
Итого:	100,00	21,64	1298304	156,800

5.4 Материальный баланс колонны четкой ректификации К-6

Рассчитаем материальный баланс колонны четкой ректификации К-6.

Сверху колонны отбирается фракция н.к.-70^оС - сырье процесса изомеризации (потенциальное содержание - 2,0 % масс. на нефть [2]).

Нижним продуктом колонны является фракция 70-180°С.масс% на нефть: 20,4-2=18,4%

Массовую долю н.к.-70^оС на сырьё:

Массовую долю 70-180^оС на сырьё:

Производительность колонны четкой ректификации К-6 по фракция н.к.-70^оС в год :

1223894,23·0,098= 119941,63т/год

Производительность колонны четкой ректификации К-6 по фракция 70-180^оС в год :



1223894,23·0,902= 1103952,6т/год

Производительность колонны четкой ректификации К-6 по фракция н.к.-70^оС в час :

149,987 · 0,098=41,67 т/час

Производительность колонны четкой ректификации К-6 по фракция 70-180 ^оС в час :

149,987 · 0,902 =124,747 т/час

Таблица 5.4 - Материальный баланс колонны четкой ректификации К-6

Продукты	% мас., на сырье	% мас., на нефть	т/год	т/ч
Взято: н.к.-180 0С	100	20,4	1223894,23	149,987
Итого:	100	20,4	1223894,23	149,987
Получено: н.к.-70оС 70-180оС	9,8 90,2	2,0 18,4	119941,63 1103952,6	14,698 135,289
Итого:	100,00	20,4	1223894,23	149,987

5.5 Материальный баланс вакуумной колонны К-5

Рассчитаем материальный баланс вакуумной колонны К-5. Вследствие перегрева сырья в печи вакуумного блока в колонне образуются газы разложения. Принимаем их выход равным 0,01%масс. на мазут: