Проект установки ЭЛОУ-АВТ
Электрообессоливание и обезвоживание нефти производится в специальных аппаратах — электродегидраторах. При этом нефть предварительно нагревается в системе теплообменников (в два потока), в нее добавляют деэмульгатор, так как вода с нефтью образует эмульсию, которая обычно обладает высокой устойчивостью и требует специальных методов разрушения. На блоке ЭЛОУ предполагается установить две ступени… Читать ещё >
Проект установки ЭЛОУ-АВТ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра «Химическая технология переработки нефти и газа»
Курсовой проект Проект установки ЭЛОУ-АВТ Студент 4-ФДО-921 Степанов А.С.
Преподаватель Пильщиков В.А.
Самара 2008
СОДЕРЖАНИЕ Введение
1. Характеристика нефти и фракций из нее
2. Обоснование ассортимента получаемых фракций
3. Выбор и обоснование схемы ЭЛОУ-АВТ
3.1 Выбор схемы блока ЭЛОУ
3.2 Выбор схемы блока атмосферной перегонки
3.3 Стабилизация и вторичная перегонка бензиновой фракции
3.4 Вакуумная перегонка мазута
4. Принципиальная технологическая схема установки и ее краткое описание
5. Основное оборудование установки и основные условия ее эксплуатации
5.1 Электродегидраторы
5.2 Колонны
5.3 Теплообменные аппараты
5.4 Печи
6. Технологический расчет
6.1 Материальный баланс блока ЭЛОУ, блока АВТ и атмосферных колонн К-1 и К-2
6.2 Технологический расчет колонны К-2
6.2.1 Материальный баланс колонны К-2
6.2.2 Выбор числа и типа тарелок в колонне
6.2.3 Расчет давления по высоте колонны
6.2.4 Расчет расхода водяного пара
6.2.5 Расчет расхода флегмы по высоте колонны
6.2.6 Определение температуры сырья на входе в колонну
6.2.7 Определение температуры в низу колонны
6.2.8 Расчет парциальных давлений фракций
6.2.9 Определение температуры вывода боковых погонов и температуры в верху колонны
6.3 Тепловой баланс колонны
6.4 Выбор числа и расхода циркуляционных орошений
6.5 Определение основных размеров колонны К-2
6.5.1 Расчет нагрузки по парам и жидкости в различных сечениях
6.5.2 Расчет диаметра основной колонны
6.5.3 Расчет высоты колонны Библиографический список
ВВЕДЕНИЕ
Среди полезных ископаемых (исключая нефтяной газ) нефть известна как горючее с наивысшей теплотой сгорания, т.к. в ней содержится наибольшее количество водорода. Из компонентов горючих ископаемых водород обладает самой высокой теплотой сгорания. Из нефти производится широкий спектр разнообразных нефтепродуктов: топлив, масел и различных химических веществ.
В основе методов переработки нефти и газа и применения товарных нефтепродуктов в различных областях промышленности и народного хозяйства лежат физико-химические процессы.
Управление этими процессами требует глубокого знания физических и физико-химических свойств газа, нефти, нефтяных фракций. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются её потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов.
На данном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов. Нефть подготавливается к переработке, подвергаясь очистке от нежелательных примесей, и разгоняется на узкие фракции, пригодные к дальнейшему использованию на установках вторичной переработки.
Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефти. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий, меньшее число промежуточных емкостей, компактность, удобство обслуживания, возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат, большая производительность труда.
Установка ЭЛОУ-АВТ является комбинированной установкой. Блок ЭЛОУ обеспечивает обезвоживание и обессоливание нефти, а блок АВТ — атмосферную и вакуумную перегонку. Ассортимент фракций, получаемых на АВТ определяется в первую очередь свойствами нефти и ее отдельных фракций.
В курсовом проекте произведен выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 5,8 млн. т/год, предназначенной для переработки Родинской нефти.
1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И ФРАКЦИЙ ИЗ НЕЕ В задании указаны исходные данные:
1) нефть — Родинская (верейский горизонт);
2) фракции нефти — газ, нк-62, 62−85, 85−120, 120−180, 180−230, 230−280, 280−350, 350−500, выше 500 0С.
По физико-химическим свойствам Родинскую нефть можно отнести к средним сернистым.
Показатели, характеризующие данную нефть и её фракции, представлены в виде таблиц:
— Общая физико-химическая характеристика нефти (табл.1.1);
— Состав газов, растворенных в нефти (табл. 1.2);
— Характеристика фракций, выкипающих до 200 0С (табл. 1.3);
— Групповой углеродный состав фракций, выкипающих до 200 0С (табл. 1.4);
— Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
(табл. 1.5);
— Характеристика легких керосиновых фракций (табл. 1.6);
— Характеристика дизельных топлив и их компонентов (табл. 1.7);
— Характеристика сырья для каталитического крекинга (табл. 1.8);
— Характеристика базовых дистиллятных и остаточных масел (табл. 1.9).
Таблица 1.1
Общая физико-химическая характеристика нефти
М | 20, мм2/с | 50, мм2/с | Температура, оС | ДНП, мм рт. ст. | Содержание, % мас. | Парафины | Кислотность, мг КОН на 100 мл нефти | Зольность, % мас. | Коксуемость, % мас. | Выход фракций, % мас. | ||||||||||
вспышки в закрытом тигле | застывания с обработкой | при 380С | при 500С | серы | азота | смол сернокислотных | смол силикагелевых | асфальтенов | содержание, % мас. | температура плавления, 0С | до 2000С | до 3500С | ||||||||
0,8678 | 29,03 | 11,29 | — 27 | — 56 | 1,68 | 0,12 | 36,0 | 20,0 | 6,0 | 3,8 | 0,07 | 0,016 | 6,98 | 24,0 | 44,8 | |||||
Таблица 1.2
Состав газов, растворенных в нефти
Выход на нефть, % мас. | Содержание индивидуальных углеводородов, % мас. | |||||
СН4 | С2Н6 | С3Н8 | изоС4Н10 | н-С4Н10 | ||
1,9 | ; | 2,9 | 29,6 | 15,3 | 52,2 | |
Таблица 1.3
Характеристика фракций, выкипающих до 2000С
Температура отбора, 0С | Выход на нефть, % мас. | Фракционный состав, 0С | Содержание серы, % мас. | Октановое число | Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции | Давление насыщенных паров при 380С, мм рт. ст | |||||
н.к. | 10% | 50% | 90% | ||||||||
28−85 | 5,7 | 0,6550 | 66,7 | ||||||||
28−100 | 7,7 | 0,6700 | ; | 64,0 | ; | ; | |||||
28−110 | 8,9 | 0,6800 | ; | 62,0 | ; | ; | |||||
28−120 | 10,3 | 0,6920 | 59,5 | следы | |||||||
28−130 | 11,7 | 0,7030 | ; | 57,0 | ; | ; | |||||
28−140 | 12,0 | 0,7120 | ; | 55,0 | ; | ; | |||||
28−150 | 14,5 | 0,7170 | следы | 52,0 | 0,39 | ||||||
28−160 | 16,1 | 0,7230 | ; | 50,0 | ; | ; | |||||
28−170 | 17,7 | 0,7280 | ; | 48,0 | ; | ; | |||||
28−180 | 19,1 | 0,7330 | ; | 46,0 | ; | ; | |||||
28−190 | 20,7 | 0,7380 | ; | 44,0 | ; | ; | |||||
28−200 | 22,1 | 0,7420 | 0,006 | 40,5 | 1,96 | ||||||
Таблица 1.4
Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 2000С
Температура отбора, 0С | Выход на нефть, % мас. | nD20 | Содержание углеводородов, % мас. | ||||
ароматических | нафтеновых | парафиновых | |||||
28−60 | 2,7 | 0,6280 | 1,3650 | ||||
60−95 | 4,2 | 0,6874 | 1,3910 | 4,0 | 25,0 | 71,0 | |
95−122 | 3,8 | 0,7280 | 1,4060 | 7,0 | 27,0 | 66,0 | |
122−150 | 3,8 | 0,7480 | 1,4170 | 10,0 | 28,0 | 62,0 | |
150−200 | 7,6 | 0,7770 | 1,4330 | 16,0 | 29,0 | 55,0 | |
28−200 | 22,1 | 0,7720 | 1,4130 | 9,0 | 24,0 | 67,0 | |
Таблица 1.5
Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
Температура отбора, 0С | Выход на нефть, % мас. | Содержание серы, % мас. | Содержание углеводородов, % мас. | ||||
ароматических | нафтеновых | парафиновых | |||||
62−85 | 2,7 | 0,6800 | |||||
62−105 | 5,5 | 0,7020 | |||||
85−105 | 2,8 | 0,7170 | |||||
85−120 | 4,6 | 0,7240 | |||||
85−180 | 13,4 | 0,7450 | следы | ||||
105−120 | 1,8 | 0,7330 | ; | ||||
105−140 | 4,4 | 0,7390 | ; | ||||
120−140 | 2,6 | 0,7420 | ; | ||||
140−180 | 6,2 | 0,7440 | 0,03 | ||||
Таблица 1.6
Характеристика легких керосиновых дистиллятов
Температура отбора, 0С | Выход на нефть, % мас. | Фракционный состав, 0С | 20, мм2/с | — 40, мм2/с | Температура, 0С | Теплота сгорания (низшая), кДж/кг | Высота некоптящего пламени, мм | Содержание ароматических углеводородов, % мас. | Содержание серы, % мас. | Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята | Иодное число, мг иода на 100 г дистиллята | ||||||||
Н.К. | 10% | 50% | 90% | 98% | начала кристаллизации | вспышки в закрытом тигле | |||||||||||||
общей | меркаптановой | ||||||||||||||||||
120 — 240 | 17,8 | 0,7810 | 1,36 | 4,71 | Ниже -60 | ; | 0,10 | 0,0011 | 2,35 | 7,2 | |||||||||
Таблица 1.7
Характеристика дизельных топлив и их компонентов
Температура отбора, % мас. | Выход на нефть, % мас. | Цетановое число | Дизельный индекс | Фракционный состав, 0С | 20, мм2/с | 50, мм2/с | Температура, 0С | Содержание серы, % мас. | Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива | Анилиновая точка, 0С | |||||||
10% | 50% | 90% | 96% | застывания | помутнения | вспышки | |||||||||||
150−350 | 28,4 | 61,0 | 0,8250 | 3,3 | 1,8 | — 32 | — 20 | 0,42 | 5,09 | ; | |||||||
180−350 | 23,8 | 59,1 | 0,8370 | 4,1 | 2,2 | — 26 | — 17 | 0,51 | 5,90 | ; | |||||||
200−350 | 20,8 | 58,2 | 0,8420 | 4,6 | 2,5 | — 21 | — 14 | ; | 0,62 | 6,66 | ; | ||||||
240−320 | 10,8 | 54,3 | 0,8440 | 5,0 | 2,7 | — 20 | — 13 | 0,70 | 7,05 | ; | |||||||
240−350 | 14,8 | 53,1 | 0,8520 | 5,9 | 3,1 | — 12 | — 6 | 0,82 | 8,62 | ; | |||||||
Таблица 1.8
Характеристика сырья для каталитического крекинга
Температура отбора, 0С | Выход на нефть, % мас. | 50, мм2/с | 100, мм2/с | Температура застывания, 0С | Содержание, % мас. | Коксуемость, % мас. | Содержание парафино-нафтеновых углеводoродов, % мас. | Содержание смолистых веществ, % мас. | |||||
серы | смол серно-кислотных | ванадия | |||||||||||
350−480 | 20,2 | 0,8960 | 10,6 | 4,2 | 1,7 | ; | 0,17 | 3,0 | |||||
Таблица 1.9
Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Температура отбора, 0С | Выход дистиллятной фракции или остатка на нефть, % мас. | Характеристика базовых масел | |||||||||
50, мм2/с | 100, мм2/с | 50/100 | ИВ | ВВК | Температура застывания, 0С | Выход базовых масел, % мас. | |||||
на дистиллятную фракцию или остаток | на нефть | ||||||||||
350−450 | 12,3 | 0,9080 | 15,8 | 4,29 | ; | ; | — 24 | 82,6 | 12,3 | ||
450−480 | 5,4 | 0,9095 | 37,3 | 7,20 | ; | ; | — 22 | 73,8 | 4,0 | ||
Остаток выше 480 | 35,0 | 0,9090 | 222,0 | 26,27 | 8,40 | 0,8350 | — 18 | 23,4 | 8,2 | ||
2. ОБОСНОВАНИЕ АССОРТИМЕНТА ПОЛУЧАЕМЫХ ФРАКЦИЙ Ассортимент нефтепродуктов, получаемых на установке АВТ обусловлен составом и свойствами нефти и ее фракций, а также потребностями в тех или иных нефтепродуктах. В соответствии с заданием при первичной перегонке Родинской нефти планируется получить следующие продукты:
Газ. Газы, растворенные в нефти в количестве 1,9% мас. на нефть, и полученные при первичной перегонке нефти, состоят в основном из пропана и бутанов (см. табл. 1.2). Они являются сырьем газофракционирующих установок и могут служить в качестве топлива (бытовой сжиженный газ).
Фракции н.к.-62 и 62−85оС имеют небольшое октановое число, поэтому направляется на установку изомеризации для повышения октанового числа.
Фракция 85−120оС служит в качестве сырья каталитического риформинга для получения бензола и толуола, а также для получения компонентов высокооктанового бензина.
Фракции 85−120 и 120−180оС служат в качестве сырья каталитического риформинга для получения компонентов высокооктанового бензина, а также может использоваться для получения компонента реактивного топлива.
Фракция 180−230оС. Данная фракция является компонентом реактивного и дизельного топлив.
Фракции 230−280оС и 280−350оС являются фракциями дизельного топлива. Цетановое число объединенной фракции 240 — 350оС равно 55 (см. табл. 1.7). Температура застывания -12оС. Фракции могут использоваться как компонент летнего дизельного топлива. Для получения зимнего дизельного топлива объединенная фракция 230 — 350оС должна быть подвергнута депарафинизации.
Фракция 350−500оС — вакуумный газойль. Фракция может использоваться как сырье процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга для получения высокооктанового бензина.
Фракция, выкипающая при температурах выше 500оС — гудрон. Фракция используется как сырье установок термического крекинга, висбрекинга, коксования, производства битума.
В табл. 2.1. сравнивается с показателями качества некоторых бензинов (ГОСТ 2084) бензиновая фракция 28−180 оС. Эту фракцию обычно подвергают вторичной перегонке. Октановые числа бензинов повышают с помощью антидетонаторов.
В табл 2.2. сравниваются фракция 120−240 оС и показатели качества реактивных топлив (ГОСТ 10 227).
В табл. 2.3. проведено сравнение физико-химических свойств фракции 240 — 350оС с показателями качества некоторых товарных дизельных топлив (ГОСТ 305). Уменьшение кинематической вязкости возможно за счет добавления более легкой фракции. И по всем фракциям необходимо проводить гидроочистку.
Таблица 2.1
Сравнительная характеристика бензинов и фракции 28−180?С
Показатели качества | Марки бензинов | Фракция нефти | ||||
А-76 | АИ-91 | АИ-93 | АИ-95 | 28−180?С | ||
Детонационная стойкость, не менее | ||||||
моторный метод | 82,5 | |||||
исследовательский метод | ; | |||||
Содержание свинца, г/дм? | ||||||
не более | 0,013 | 0,013 | 0,013 | 0,013 | ||
Фракционный состав | ||||||
t нк? С не ниже | ||||||
летний | ||||||
зимний | ; | ; | ; | ; | ||
t 10% выкипания не выше | ||||||
летний | ||||||
зимний | ||||||
t 50% выкипания не выше | ||||||
летний | ||||||
зимний | ||||||
t 90% выкипания не выше | ||||||
летний | ||||||
зимний | ||||||
t к к не выше | ||||||
летний | ||||||
зимний | ||||||
ДНП не выше | ||||||
летний | ; | |||||
зимний | 500−700 | 500−700 | 500−700 | 500−700 | ||
Кислотность, мг КОН на 100 см? бензина — не более | 1,0 | 3,0 | 0,8 | 2,0 | ; | |
Содержание фактических смол, мг/100 см? бензина — не более | ; | |||||
на месте производства | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | ||
на месте потребления | ||||||
Индукционный период (мин) — не менее | ; | |||||
Содержание S, % массовый — не более | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | следы | |
Таблица 2.2.
Сравнительная характеристика реактивных топлив и фракции 120−240°С
Показатели качества | Реактивные топлива марок | Фракция нефти | ||
ТС-1 | Т-1 | 120−240°С | ||
Плотность,, кг/м3, не менее | ||||
Фракционный состав, оС | ||||
— температура начала перегонки не выше | ||||
— 10% отгоняется при температуре не выше | ||||
— 50% отгоняется при температуре не выше | ||||
— 90% отгоняется при температуре не выше | ||||
— 98% отгоняется при температуре не выше | ||||
Кинематическая вязкость, мм?/с | ||||
— при 20? С не менее | 1,30 | 1,50 | 1,36 | |
— при минус 40? С не более | 4,71 | |||
Низшая теплота сгорания, кДж/кг не менее | ||||
Высота некоптящего пламени, мм не менее | ||||
Кислотность, мг КОН / 100 см³ топлива не более | 0,7 | 0,7 | 2,35 | |
Йодное число, мг J / 100 г дистиллята не более | 2,5 | 2,0 | 7,2 | |
Температура вспышки, ?С не ниже | ||||
Температура начала кристаллизации, ?С не выше | — 60 | — 60 | — 60 | |
Содержание ароматических углеводородов, % мас. не более | ; | |||
Содержание общей серы, % мас. не более | 0,20 | 0,10 | 0,1 | |
Содержание меркаптановой серы, % мас. не более | 0,003 | ; | 0,0011 | |
Фактические смолы, мг/100 г | ; | |||
Зольность, % мас. не более | 0,003 | 0,003 | ; | |
Таблица 2.3.
Сравнительная характеристика дизельных топлив и фракции 240−350°С
Показатели | Летнее ДТ | Зимнее ДТ | Арктическое ДТ | Фракция нефти | |
240−350°С | |||||
Цетановое число, не менее | |||||
Фракционный состав: перегоняется при температуре, °С, 50%, не выше96%, не выше | |||||
Кинематическая вязкость при 200С, мм? /с | 3−6 | 1,8−5,0 | 1,5−4,0 | 5,9 | |
Температура застывания, °С, не выше | — 10 | — 35 | — 55 | — 12 | |
Температура помутнения, °С, не выше | — 5 | — 25−35 | ; | — 6 | |
Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не более | |||||
Содержание серы, % мас. общей меркаптановой | 0,20,01 | 0,20,01 | 0,20,01 | 0,82 | |
Кислотность, мг КОН/100 мл топлива, не более | 8,62 | ||||
Йодное число, г J2 /100 г, не более | ; | ||||
Зольность, % масс., не более | 0,01 | 0,01 | 0,01 | ; | |
Коксуемость, % остатка, не более | 0,2 | 0,3 | 0,3 | _ | |
Плотность при 20 °C, кг/м?, не более | 852,0 | ||||
3.ВЫБОР И ОБСНОВАНИЕ СХЕМЫ УСТАНОВКИ ЭЛОУ-АВТ Обычно установка состоит из блока ЭЛОУ, блока АТ, блока ВТ, блока стабилизации и блока вторичной разгонки бензиновых фракций. Блок ЭЛОУ предназначен для подготовки нефти к переработке путем удаления из нее воды и солей. Блок АТ предназначен для разгонки светлых нефтепродуктов на узкие фракции. Блок ВТ предназначен для разгонки мазута (>3500С) на фракции. Блок стабилизации предназначен для удаления из бензина газообразных компонентов, в том числе коррозийно-активного сероводорода и углеводородных газов. Блок вторичной разгонки бензиновых фракций предназначен для разделения бензина на фракции.
3.1 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ БЛОКА ЭЛОУ Нефть, поступающая с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы и соответствующая требованиям ГОСТ Р 51 858−2002, подвергается дополни-тельной обработке на НПЗ.
Подготовка нефтей к переработке, осуществляется на блоке ЭЛОУ, является важнейшим условием обеспечения работы установки первичной переработки нефти и получения качественных фракций для дальнейшей их переработки.
Электрообессоливание и обезвоживание нефти производится в специальных аппаратах — электродегидраторах. При этом нефть предварительно нагревается в системе теплообменников (в два потока), в нее добавляют деэмульгатор, так как вода с нефтью образует эмульсию, которая обычно обладает высокой устойчивостью и требует специальных методов разрушения. На блоке ЭЛОУ предполагается установить две ступени электродегидраторов, между которыми в поток нефти будет производится ввод свежей воды, которая служит для извлечения соли. Наиболее распространенные и высокопроизводительные горизонтальные электродегидраторы имеют производительность 240−480 м3/ч. Мощность проектируемой установки составляет 6,6 млн. т /год. Плотность нефти равна 0,8678 г/см3 (табл.1.1). Таким образом, объемная производительность установки по нефти составляет:
5 800 000/0,8695=6 683 568 м3/год;
Число рабочих дней в году принимаем равным 340. Тогда часовая объемная производительность установки составит:
6 683 568/(340•24)=819 м3/ч.
Количество электродегидраторов, которые следует установить на одной ступени обессоливания, составит:
N=819/480 =1,7 шт.
Таким образом, принимаем число электродегидраторов на одной ступени равным двум. Схема блока ЭЛОУ приведена рис. 3.1.
Температуру в электродегидраторах принимаем равной 100−1600С. Для предотвращения газовыделения в электродегидраторах поддерживается повышенное давление, равное 1,8 МПа.
3.2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ БЛОКА АТМОСФЕРНОЙ ПЕРЕГОНКИ В нефтепереработке приняты три основные схемы атмосферной переработки нефти. Это двухколонная схема с двухкратным испарением и двухкратной ректификацией, двухколонная схема с двухкратным испарением и однократной ректификацией (первая колонна является в этой схеме пустотелым испарителем) и одноколонная схема с однократным испарением и однократной ректификацией. Схемы блока перегонки нефти при атмосферном давлении зависят от природы нефти (содержания бензиновых фракций, выкипающих до 200? С и в целом светлых, выкипающих до 350? С, растворенных газов и общей серы). Данная нефть, содержит 1,9% газа (табл. 1.2), 24,0% бензиновых фракций, выкипающих до 2000С (табл. 1.1) и 44,8% светлых нефтепродуктов, выкипающих до 3500С (табл. 1.1). Содержание в нефти серы составляет 1,68% (табл.1.1). Для переработки такой нефти наиболее предпочтительна схема перегонки нефти в двух ректификационных колоннах (перегонка нефти с двухкратным испарением и двухкратной ректификацией), из которых первая — отбензинивающая колонна, а вторая — основная ректификационная колонна, применяется для ректификации высокопотенциальных сернистых и высокосернистых нефтей (содержание бензиновых фракций 20% мас. и выше, содержание растворенных газов до 3% мас. и выше).
На установке, работающей по данной схеме (см. рис. 3.2), нефть предварительно подогревается в теплообменниках до температуры (обычно 220−250оС), обеспечивающей испарение легкой части бензиновой фракции, и поступает в отбензинивающую колонну. Дополнительное тепло в низ колонны сообщается горячей струей полуотбензиненной нефти. Частично отбензиненная нефть нагревается в печи и с температурой 340−370оС поступает в основную атмосферную ректификационную колонну, где происходит отбор светлых — бензиновых и средних дистиллятов. С низа колонны отбирают мазут.
К достоинствам установки, в которой нефть перегоняется по данной схеме следует отнести следующие:
— возможность переработки любых нефтей, в том числе высокопотенциальных и высокосернистых;
— возможность переработки нефтей, недостаточно хорошо обессоленных и обезвоженных.
Однако, для данной установки характерны и недостатки:
— некоторое ухудшение технологических условий работы основной атмосферной колонны из-за отсутствия легких углеводородов;
— увеличение расхода топлива в печи, служащей для нагрева сырья колонны, так как требуется производить нагрев нефти до более высокой температуры, чем при нагреве неотбензиненной нефти;
— большие капитальные и эксплуатационные расходы на установке.
3.3 СТАБИЛИЗАЦИЯ И ВТОРИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ Схема стабилизации и вторичной перегонки бензиновой фракции представлена на рис. 3.3.
Стабилизационная колонна К-3 на АВТ предназначена для освобождения бензиновой фракции от растворенных газов и от растворенного сероводорода. Сверху колонны отбирается газ, который разделяется в емкости Е-3 на метан-этановую и пропан-бутановую фракции (рефлюкс). Так как в обычных условиях рефлюкс является газом, для получения орошения в колонне поддерживается повышенное давление. Блок вторичной ректификации бензинов на АВТ предназначен для получения узких бензиновых фракций. В данной работе получаем фракции 28−62°С, 62−120°С. Для разделения бензиновой фракции 62−120°С на две более узкие требуется дополнительная колонна К-5.
3.4 ВАКУУМНАЯ ПЕРЕГОНКА МАЗУТА Перегонка мазута осуществляется в вакуумной части установки, так как перегонка мазута без понижения давления вызывает крекинг углеводородов, входящих в его состав. В соответствии с заданием мазут разгоняется по топливному варианту с получением вакуумного газойля, гудрона и утяжеленного дизельного топлива в виде бокового погона.
Мазут, который выводится с низа колонны К-2 нагревается в печи П-3 и с температурой 400−420°С поступает в вакуумную колонну К-6. В этой колонне предлагается разместить 16 клапанных тарелок. С верха колонны пары отводятся к вакуумсоздающей аппаратуре. С верхней тарелки отводим утяжеленное дизельное топливо, часть которого возвращаем в колонну в качестве орошения. Боковым погоном из колонны К-6 выводим вакуумный газойль (350−490°С). Его отбор производится с 10 тарелки. Вакуумный газойль поступает в стриппинг-колонну К-6/1, в низ которой подается водяной пар. С низа колонны выводим гудрон (остаток, выкипающий при температуре выше 490°С). В нижнюю часть колонны подаем водяной пар для снижения парциального давления углеводородов. Избыток тепла в колонне снимаем циркуляционным орошением.
Схема вакуумной перегонки мазута приведена на рис. 3.4
4. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ ЭЛОУ-АВТ И ЕЕ КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ Нефть, деэмульгатор и щелочь сырьевым насосом Н-1 подается двумя потоками в теплообменники Т-1/1 — Т-1/5 и Т-2/1 — Т-2/5. В теплообменниках Т-1/1 и Т-2/1 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения ЦО1, отводимого с тарелки отбора фракции 180 — 230 °C. В теплообменниках Т-½ и Т-2/2 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения ЦО2, отводимого с тарелки отбора фракции 230 — 280 °C; в теплообменниках Т-1/3 и Т-2/3 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения ЦО3, отводимого с тарелки отбора фракции 280 — 350 °C; в теплообменниках Т-¼ и Т-2/4 нагрев нефти осуществляется за счет тепла фракции 230−280°С; в теплообменниках Т-1/5 и Т-2/5 нагрев нефти осуществляется за счет тепла фракции 280 — 350 °C. На выходе из теплообменников оба потока объединяются, к ним добавляется вода со второй ступени ЭЛОУ. Затем поток разделяется на 2 потока и поступают в электродегидраторы первой ступени. С первой ступени отводится вода на очистку. После первой ступени к объединенным потокам добавляется свежая вода для экстрагирования оставшихся солей нефти. Затем нефть поступает на вторую ступень ЭЛОУ, на второй ступени также отводится вода, которая подается на первую ступень.
Обессоленная и обезвоженная нефть объединяется на выходе из электродегидраторов в один поток и, предварительно разделившись на два потока, по трубопроводам поступает в теплообменники Т-1/6 — Т-1/9 и Т-2/6 — Т-2/9. В теплообменниках нагрев нефти осуществляется следующим образом: в Т-1/6 и Т-2/6 — за счет тепла фракции 180−230°С, в Т-1/7 и Т-2/7 — за счет тепла циркуляционного орошения, отводимого с тарелки отбора вакуумного газойля, в Т-1/8 и Т-2/8 — за счет тепла вакуумного газойля, в Т-1/9 и Т-2/9 -за счет тепла гудрона.
Выходя из теплообменников, нефть объединяется в один поток и по трубопроводу поступает в отбензинивающую колонну К-1.
С верха колонны К-1 отводятся пары бензиновой фракции (н.к. — 120°С) и газы. Конденсация паров бензина происходит в аппарате воздушного охлаждения АВО-1 и конденсаторе-холодильнике КХ-1. В емкости Е-1 происходит разделение бензина и газов. Легкая бензиновая фракция насосом Н-2 подается на орошение верха колонны, а ее балансовое количество направляется в теплообменник Т-3, где нагревается вместе с тяжелой бензиновой фракцией за счет тепла отводимого из рибойлера Т-4 стабильного бензина.
С низа колонны К-1 частично отбензиненная нефть насосом Н-3 направляется к печам П-1 и П-2. Часть нефти направляется в печь П-1 для создания горячей струи, подаваемой в низ колонны К-1, остальная нефть нагревается в печи П-2 и по трубопроводу поступает в основную колонну К-2.
С верха колоны К-2 отводятся пары бензина бензиновой фракции 120 — 180 °C, конденсация их происходит в аппарате воздушного охлаждения АВО-2 и конденсаторе-холодильнике КХ-2. В емкости Е-2 бензин отделяется от газов и воды. Далее бензин насосом Н-4 подается на орошение верха колонны, а избыток выводится с установки через аппарат воздушного охлаждения АВО-12 .
С 31 тарелки колонны К-2 отводится фракция 180−230°С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/1. Пары из колонны К-2/1 возвращаются под 32 тарелку колонны К-2, а фракция 180−230°С забирается насосом Н-11, прокачивается через теплообменники Т-1/6 и Т-2/6, где отдает тепло нефти, затем через аппарат воздушного охлаждения АВО-11 и выводится с установки.
С 21 тарелки колонны К-2 отводится фракция 230−280°С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/2. Пары из колонны К-2/2 возвращаются под 22 тарелку колонны К-2, а фракция 230−280°С забирается насосом Н-10, прокачивается через теплообменники Т-¼ и Т-2/4, где отдает тепло нефти, затем через аппарат воздушного охлаждения АВО-10 и выводится с установки.
С 11 тарелки колонны К-2 выводится фракция 280−350°С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/3. Пары из колонны К-2/3 возвращаются под 12 тарелку колонны К-2, а фракция 280−350°С забирается насосом Н-9, прокачивается через теплообменники Т-1/5 и Т-2/5, где отдает тепло нефти, после этого направляется в АВО-9 и выводится с установки.
С низа колонны К-2 мазут направляется в вакуумную колонну К-6 насосом Н-8.
Избыток количества тепла колонны К-2 снимается циркуляционными орошениями:
— первое циркуляционное орошение забирается из кармана 29 тарелки колонны К- 2 насосом Н-5, прокачивается через теплообменники Т-1/1, Т-2/1 и возвращается в колонну на 30 тарелку;
— второе циркуляционное орошение забирается из кармана 19 тарелки колонны К-2 насосом Н-6, прокачивается через теплообменники Т-½, Т-2/2 и возвращается в колонну на 20 тарелку;
— третье циркуляционное орошение забирается из кармана 9 тарелки колонны К-2 насосом Н-8, прокачивается через Т-1/3, Т-2/3 и возвращается в колонну К-2 на 10 тарелку;
Бензиновая фракция, нагретая в теплообменнике Т-3, поступает в колонну стабилизации К-3, работающую под давлением. В ней происходит освобождение бензина от растворенных газов и сероводорода. С верха колонны К-3 выводится газ, проходит через АВО-3 и КХ-3, где частично конденсируется. Из рефлюксной емкости Е-3 сверху уходит газ, а снизу — рефлюкс, который насосом Н-13 подается на орошение верха колонны К-3, а избыток выводится с установки.
С низа колонны К-3 выводится стабильный бензин, который по трубопроводу поступает в пароподогреватель Т-4, где нагревается и частично испаряется. Пары направляются в низ колонны К-3 для создания парового потока, а жидкость насосом Н-12 прокачивается через Т-3, где отдает свое тепло исходной бензиновой фракции и направляется по трубопроводу в колонну вторичной ректификации бензина К-4, перед этим нагреваясь в Т-5. В теплообменнике Т-5 бензин нагревается за счет тепла фракции 62−120°С.
С верха колонны К-4 отводятся пары фракции 28−62°С, которые, проходя через АВО-4 и КХ-4, конденсируются и поступают в емкость Е-4. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, а жидкая часть фракции 28−62°С выводится снизу и насосом Н-15 подается на орошение верха колонны К-4, а избыток отводится с установки.
С низа колонны К-4 отводится фракция 62−120°С, которая направляется в рибойлер Т-6, где нагревается и частично испаряется. Пары направляются в низ колонны К-4 для создания парового потока, а жидкость насосом Н-14 подается в теплообменник Т-7, перед этим отдав тепло в Т-5.
В теплообменнике Т-7 бензин получает тепло от фракции 62−120°С. После Т-7 бензин поступает в колонну К-5. с верха колонны К-5 отводятся пары фракции 62−85°С, которые, проходя через АВО-5 и КХ-5, конденсируются и поступают в емкость Е-5. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, а жидкая часть фракции 62−85°С выводится снизу и насосом Н-17 подается на орошение верха колонны К-5, а избыток отводится с установки через АВО-13.
С низа колонны К-5 отводится фракция 85−120°С, которая направляется в рибойлер Т-8, где нагревается и частично испаряется. Пары направляются в низ колонны К-5 для создания парового потока, а жидкость насосом Н-16 через Т-7, АВО-12 и выводится с установки.
Мазут с низа колонны К-2 насосом Н-8 направляется по трубопроводу в вакуумную печь П-3, где он нагревается до температуры не выше 420 °C и направляется в вакуумную колонну К-6.
Из кармана 17 тарелки колонны К-6 отбирается утяжеленное дизельное топливо, которое насосом Н-21 прокачивается через АВО-7, где охлаждается и по трубопроводу направляется на орошение верха колонны К-6, а балансовое количество утяжеленного дизельного топлива выводится с установки.
С 14 тарелки колонны К-6 выводится вакуумный газойль и направляется на верхнюю тарелку вакуумной стриппинг-колонны К-6/1. Пары из колонны К-6/1 возвращаются под 15 тарелку колонны К-6, а вакуумный газойль (350−490°С) забирается насосом Н-20, прокачивается через теплообменники Т-1/8, Т-2/8, затем через АВО-8, где охлаждается и выводится с установки.
Избыток тепла в колонне К-6 снимается циркуляционным орошением, которое забирается из кармана 12 тарелки насосом Н-18, прокачивается через Т-1/7, Т-2/7, где охлаждается и возвращается в колонну К-6 на 13 тарелку.
С низа К-6 выводится гудрон, который насосом Н-19 прокачивается по трубному пространству теплообменников Т-1/9 и Т-2/9, охлаждается в АВО-6 и выводится с установки.
Пары с верха колонны К-6 поступают в конденсатор-холодильник КХ-6. Пары частично конденсируются холодной водой и направляются в вакуумный приемник Е-6, а вода идет на повторное использование. Не конденсировавшиеся пары из конденсаторов-холодильников объединяются в один поток и направляются в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-1, затем в конденсатор-холодильник КХ-7, где частично конденсируются за счет холодной воды. Не сконденсировавшися пары поступают на вторую ступень в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-2 и конденсатор-холодильник КХ-8, а затем на третью ступень в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-3 и конденсатор-холодильник КХ-9. Не сконденсировавшиеся пары после третьей ступени направляются к печам. Для работы пароэжекционных вакуум-насосов ЭЖ-1, ЭЖ-2 и ЭЖ-3 используется водяной пар. Сконденсировавшиеся пары из конденсаторов-холодильников КХ-7, КХ-8, КХ-9 объединяются в один поток и направляются в барометрический ящик Е-7.
В вакуумном приемнике Е-6 происходит разделение паровой и жидкой фаз. Пары направляются в основной поток паров, идущих в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-1. Жидкая фаза с низа Е-6 выводится в барометрический ящик, в котором постепенно накапливается утяжеленное дизельное топливо и периодически выводится с установки.
5. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВКИ И ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИИ
5.1 ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ Электродегидраторы используются на установке ЭЛОУ для обезвоживания и обессоливания нефти.
Электродегидраторы бывают вертикальные, горизонтальные, сферические. Наибольшее распространение в нефтепереработке получили горизонтальные электродегидораторы, которые имеют большую производительность, чем вертикальные и требуют меньшего расхода металла, чем сферические. Электродегидраторы различаются по характеру ввода нефти в аппарат: сырье может вводиться в нижнюю часть или непосредственно в межэлектродное пространство. Эффективным оказалось комбинирование обоих способов подачи, при котором часть сырья подается в нижнюю (подэлектродную) зону, а часть между электродами.
В электродегидраторах обезвоживание и обессоливание ведется с добавлением воды, деэмульгатора и щелочи. Нефть из резервуара насосом прокачивается через систему теплообменников в последовательно работающие электродегидраторы. Нагрев сырой нефти необходим для достижения необходимой степени очистки. Процесс ведется при температуре 160 °C и давлении 1,8 МПа.
По ТУ 26−02−400−76 выбираем электродегидратор 2ЭГ-160.
5.2 КОЛОННЫ Ректификационные колонны в зависимости от числа получаемых продуктов при разделении многокомпонентных смесей делятся на простые и сложные.
В зависимости от давления ректификационные колонны делятся на колонны, работающие под давлением, атмосферные и вакуумные.
Колонны, работающие под давлением, применяются на АВТ в процессах стабилизации бензиновой фракции (колонна К-1). Атмосферными колоннами являются основная колонна К-1 и колонны в блоке вторичной ректификации бензинов. Вакуумные колонны применяются при перегонке мазута (колонна К-6).
В данной работе используются тарельчатые колонны. Тип тарелок — клапанные дисковые (ОСТ 26−02−1401−76). Клапанные тарелки имеют КПД более 70%, гидравлическое сопротивление 4,9−4,8 мм рт. ст.
Число тарелок в колоннах следующее:
— 30 штук в колонне К-1;
— 42 штуки в колонне К-2;
— 32 штуки в колонне К-3;
— 60 штук в колонне К-4;
— 60 штук в колонне К-5.
— 18 штук в колонне К-6.
Ректификационные колонны и тарелки необходимо изготовить из материала, устойчивого к сероводородной коррозии.
5.3 ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ На высокопроизводительных АВТ применяют укрупненные теплообменники типа «труба в трубе» и «с плавающей головкой».
Теплообменники с плавающей головкой наиболее часто используются на АВТ. За счет особенностей конструкции (наличие плавающей головки) в них легко обеспечивается компенсация температурных удлинений корпуса и трубного пучка. Трубный пучок легко вытаскивается вместе с плавающей головкой, что облегчает чистку межтрубного пространства. Но эти теплообменники имеют следующие недостатки:
— относительно сложная конструкция;
— большой расход металла на единицу поверхности;
— плавающая головка не доступна для осмотра.
В стабилизаторе и колоннах вторичной перегонки для подвода тепла в низ колонны используются подогреватели с паровым пространством. Они позволяют обеспечить любую поверхность теплообмена путем установки необходимого количества подогревателей, и малое гидравлическое сопротивление каждого потока. Это позволяет обойтись небольшим объемом жидкости в низу колонны и располагать обогреватель примерно на той же отметке, что и колонна. Недостатком их является малый запас жидкости за сливной перегородкой подогревателя.
Конденсаторы и холодильники выполняют в виде змеевиков из гладких или ребристых труб, либо в виде однои многоходовых кожухотрубчатых аппаратов.
На АВТ используют так же аппараты воздушного охлаждения (АВО), позволяющие сократить расходы воды на НПЗ. Коэффициенты теплопередачи для различных климатических условий при работе аппаратов в качестве конденсаторов и холодильников на АВТ составляют 235−258 Вт/(м2 * К).
АВО имеют поверхность охлаждения, скомпонованную из секций оребренных труб, систему подачи воздуха и регулирующие устройства для изменения расхода воздуха.
5.4 ПЕЧИ В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности для нагрева нефти и нефтепродуктов до температур, более высоких, чем те которые можно достичь, например, с помощью нагрева водяным паром, используются трубчатые печи.
На современных АВТ используют следующие основные типы печей. Печи серии Г — узкокамерные, с верхним отводом дымовых газов и горизонтальными трубами змеевика; печи серии Б — узкокамерные с нижним отводом дымовых газов и горизонтальными трубами; печи серии Ц — цилиндрические вертикальные трубчатые печи с верхним отводом дымовых газов.
С целью использования на установке АВТ однотипных печей как для AT, так и для ВТ применяются вертикально-факельные печи. Предлагается использовать на установке печи типа ГС-1, широко распространенные на современных АВТ — с однорядным настенным экраном и свободным вертикальным факелом. Эти печи имеют достаточно высокий КПД, могут обеспечивать высокую тепловую мощность. Продолжительность пребывания нагреваемого сырья в зоне высоких температур не превышает нескольких минут, что уменьшает возможность его разложения и отложения кокса в трубах, вследствие чего при необходимости сырье можно нагревать до более высокой температуры.
6.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
6.1 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС БЛОКА ЭЛОУ, БЛОКА АВТ И АТМОСФЕРНЫХ КОЛОНН К-1 И К-2
Материальный баланс блока ЭЛОУ, АВТ и колонн К-1 и К-2 представлен табл. 6.1−6.4. Количество рабочих дней в году принимаем равным 340.
Таблица 6.1
Материальный баланс блока ЭЛОУ
Статьи баланса | % мас. | Тыс. т/год | |
Взято: | |||
Нефть сырая | 101,0 | ||
Итого | 101,0 | ||
Получено: | |||
Нефть обезвоженная | |||
Вода | 0,5 | ||
Потери | 0,5 | ||
Итого | 101,0 | ||
Таблица 6.2
Материальный баланс блока АВТ
Статьи баланса | Потенциальное содержание % мас. | Отбор от потенциала в долях от единицы | Фактический отбор, % мас. | Расход | |||
Тыс. т/год | Т/сутки | Кг/ч | |||||
Взято: | |||||||
Нефть | 100,0 | ; | ; | ||||
Итого | 100,0 | ; | ; | ||||
Получено: | |||||||
1.Газ | 1,9 | 1,0 | 1,9 | ||||
2.Фракция 28−62°С | 3,0 | 0,99 | 3,0 | ||||
3.Фракция 62−85°С 4.Фракция 85−120°С 5.Фракция 120−180°С 6.Фракция 180−230°С 7.Фракция 230−280°С 8.Фракция 280−350°С 9.Фракция 350−500°С 10.Фракция > 500°С 11.Потери | 2,7 4,6 8,8 7,2 6,7 9,9 23,0 32,2 ; | 0,99 0,98 0,97 0,96 0,96 0,95 0,86 1,12 ; | 2,6 4,5 8,5 6,9 6,4 9,4 19,8 36,0 1,0 | ||||
Итого | 100,0 | ; | 100,0 | ||||
Отбор от потенциала в соответствии с данными табл.6.2 находится как отношение суммы фактического отбора светлых фракций (выкипающих до 350°С) к суммарному потенциальному содержанию светлых фракций, содержащихся в данной нефти.
Отбор от потенциала = •100% = 96,3%
Таблица 6.3
Материальный баланс колонны К-1
Статьи баланса | % мас. | Расход | |||
тыс.т/год | т/сут | кг/ч | |||
Взято: Нефть | 100,0 | ||||
Итого | 100,0 | ||||
Получено: 1.Газ 2.Фракция 28−120°С 3. Нефть отбензинен. | 1,9 10,1 88,0 | ||||
Итого | 100,0 | ||||
Отбор фракции, получаемой в колонне К-1, определяем по кривой фактического отбора фракций, не менее 8% мас., которая строится по данным «Фактический отбор, % мас.» табл 6.2.(см. рис. 6.1).
Таблица 6.4
Материальный баланс колонны К-2
Статьи баланса | Выход на нефть, %мас | Выход на сырье колонны, % мас. | Расход, кг/ч | |
Взято: | ||||
Нефть отбензиненая | 88,0 | |||
Итого | 88,0 | |||
Получено: 1.Фракция 120−180оС | 8,5 | 9,7 | ||
2.Фракция 180−230оС | 6,9 | 7,8 | ||
3.Фракция 230−280оС | 6,4 | 7,3 | ||
4.Фракция 280−350оС | 9,4 | 10,7 | ||
5. Мазут | 56,8 | 64,5 | ||
Итого | 88,0 | 100,0 | ||
6.2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОСНОВНОЙ КОЛОННЫ К-2
6.2.1 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС КОЛОННЫ К-2
Таблица 6.5
Материальный баланс колонны К-2
Статьи баланса | Расход, | Плотность, | Температура (средняя) кипения фракции, оС | Молярная масса | ||
% мас. | кг/ч | |||||
Взято: Нефть отбензиненная | 100,0 | ; | ; | ; | ||
Итого | 100,0 | ; | ; | ; | ||
Получено: 1.Фракция 120−180оС | 9,7 | 0,757 | ||||
2.Фракция 180−230оС | 7,8 | 0,801 | ||||
3.Фракция 230−280оС | 7,3 | 0,835 | ||||
4.Фракция 280−350оС | 10,7 | 0,860 | ||||
5. Мазут | 64,5 | 0,949 | ||||
Итого | 100,0 | ; | ; | ; | ||
6.2.2 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ ОСНОВНОЙ КОЛОННЫ, ЧИСЛА И ТИПА ТАРЕЛОК Количество тарелок по высоте колонны принимаем из практических данных.
В нижней отгонной части монтируем 4 тарелки (n1 = 4).
В укрепляющей части колонны — от зоны питания до тарелки вывода фракции 280−3500С принимаем 6 тарелок (с 5 по 10 тарелку, считая снизу), n2= 6.
От тарелки вывода фракции 280−3500С до тарелки вывода фракции 230−2800С принимаем 10 тарелок (с 11 по 20), n3= 10.
От тарелки вывода фракции 230−2800С до тарелки вывода фракции 180−2300С принимаем 10 тарелок (с 21 по 30), n4 = 10.
От тарелки вывода фракции 180−2300С до верха тарелки принимаем 12 тарелок (с 31 по 42), n5 = 12.
Итого в колонне принято 42 тарелки, из которых в укрепляющей части 38 шт., а в отгонной — 4 шт.
Выбираем клапанные тарелки. Перепад давления на одну тарелку составляет 5 мм рт. ст. (Рт = 0,66 МПа).
6.2.3 РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ ПО ВЫСОТЕ КОЛОННЫ Расчет давления по высоте колонны ведем сверху вниз исходя из перепада давления на тарелках. Давление в емкости орошения Р= 0,1 Мпа. Принимаем? Р=0,04 Мпа.
Давление в верху колонны:
Рверха = РЕ-2 +?Р= 0,1+0,04=0,140 Мпа Давление на тарелке вывода фракции 180−230 оС:
Р180−240 = Рверха +?РТ • n6=0,140+0,66 • 12 =0,148Мпа
Давление на тарелке вывода фракции 230−280 оС:
Р240−280 = Рверха +?РТ • (n4+ n5) =0,140+0,66 • (10+12) =0,155 Мпа Давление на тарелке вывода фракции 280−350оС:
Р280−350 = Рверха+?РТ • (n3+n5 + n4) =0,140+ 0,66 • (10+12+10) = 0,161 Мпа Давление на входе в колонну:
Рвхода = Рверха +?РТ • (n5 +n4+n3+n2) =0,140+ 0,66 • (12+10+10 +6) = 0,165Мпа Давление по высоте колонны распределяется следующим образом:
Рверха = 0,140 Мпа;
Р180−230=0,148Мпа;
Р230−280 = 0,155 Мпа;
Р280−350 = 0,161 Мпа;
Рвхода = 0,165 Мпа.
6.2.4 РАСЧЕТ РАСХОДА ВОДЯНОГО ПАРА По заводским данным колебания расхода водяного пара составляют 1,6 — 2,3% масс. в расчете на сырье основной атмосферной колонны, что в среднем составляет 2% масс. на отводимый продукт. Для удобства проведения расчетов количество водяного пара и флегмы определяем на 100 кг сырья.
Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть колонны, найдем из выражения:
Zниза = gМ • 0,02,
где Zниза — расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть колонны, кг;
gМ — расход мазута. Для нашего расчета gМ = 64,5 кг (см табл. 6.4); 0,02 — расход водяного пара, в долях от единицы.
Zниза = gМ • 0,02 = 64,5•0,02 =1,29 кг.
Расход водяного пара, подаваемого в стриппинг-колонну К-2/3, служащую для вывода фракции 280−350 оС:
ZК-2/3 = g280−350 • 0,02 =10,7 •0,02 = 0,214 кг.
Расход водяного пара, подаваемого в стриппинг-колонну К-2/2 (вывод фракции 230−2800С):
ZК-2/2 = g 230−280 • 0,02 = 7,3 •0,02 = 0,146 кг.
Расход водяного пара, подаваемого в стриппинг-колонну К-2/1 (вывод фракции 180−2300С):
ZК-2/1 = g180−230 • 0,02 = 7,8 •0,02 = 0,156 кг.
Определим количество водяного пара по высоте колонны.
Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 280−3500С:
Z280−350 = Zниза = 1,29 кг.
Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 230−2800С:
Z230−280 = Zниза + ZК-2/3 = 1,29 + 0,214 = 1,504 кг.
Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 180−2300С:
Z180−230 = Zниза + ZК-2/3 +ZК-2/2 = 1,29 + 0,214 + 0,146 = 1,65 кг.
Количество водяного пара в верху колонны:
Zверха= Zниза+ ZК-2/3+ZК-2/2+ZК-2/1=1,29 + 0,214 + 0,146 +0,156 =1,806 кг.
6.2.5 РАСЧЕТ РАСХОДА ФЛЕГМЫ ПО ВЫСОТЕ КОЛОННЫ Задаемся флегмовым числом и принимаем условно, что оно по колонне не меняется. Примем флегмовое число равным 2.
Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 280−3500С
gфл 280−350 = g280−350 • 2 = 10,7 • 2 = 21,4 кг.
Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 230−2800С:
gфл 230−280 = g 230−280 • 2 = 7,3 • 2 = 14,6 кг.
Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 180−2300С:
gфл 180−230 = g 180−230 • 2 = 7,8 • 2 = 15,6 кг.
Количество флегмы в верху колонны:
gфл 00 = g 120−180 • 2 = 9,7 • 2 = 19,4 кг.
6.2.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАГРЕВА СЫРЬЯ НА ВХОДЕ В КОЛОННУ Теоретическая доля отгона (зт) будет следующей:
зт=0,097+0,078+0,073+0,107=0,355.
Температура нагрева нефти должна обеспечить величину фактической доли отгона равной или на 0,001−0,003 больше теоретической.
Температура нагрева нефти в печи перед колонной К-2 находится в пределах 320−3700С.Для определения температуры нагрева нефти необходимо рассчитать процесс однократного испарения сырья.
Расчет процесса однократного испарения сырья колонны ведем при условии испарения в трубах печи. Принимаем давление на 0,03 Мпа выше, чем в питательной зоне.
Рр=Рвхода +0,03=0,165+0,03=0,195Мпа.
Продолжаем вести расчет на 100 кг сырья.
При принятом давлении задаемся температурой нагрева нефти и методом подбора с использованием ПЭВМ находим молярную долю (ер), при которой соблюдаются равенства:
где хi — молярная концентрация компонентов жидкой фазы;
уi — молярная концентрация компонентов паровой фазы;
i — молярная концентрация компонентов сырья;
ер — молярная доля отгона;
Кi — константа фазового равновесия.
Зная молярную долю отгона рассчитываем массовую долю отгона из соотношения
где зр — массовая доля отгона (расчетная);
Му — молярная масса паровой фазы;
Мс — молярная масса сырья.
В табл.6.6. указаны результаты расчета молярной доли.
Исходные данные для расчета доли отгона:
Компонент сырья колонны | Молярные концентрации | Константы фазового равновесия | |
1. фр.120−1670С | 0,1722 | 19,4872 | |
2. фр.167−2140С | 0,1389 | 10,7692 | |
3. фр.214−2610С | 0,1149 | 4,8718 | |
4. фр.261−3080С | 0,0977 | 2,1538 | |
5. фр.308−3550С | 0,0781 | 1,0769 | |
6. фр.355−4020С | 0,0693 | 0,4359 | |
7. фр.402−4490С | 0,0688 | 0,1692 | |
8. фр.449−5000С | 0,0709 | 0,0067 | |
9. фр. выше 5000С | 0,1892 | 0,0077 | |
Сумма молярных долей | 1,0000 | ; | |
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА НА ПЭВМ Молярная доля отгона е = 0,5437 при 370? С и 0,195 МПа.
СОСТАВ ФАЗ
Компонент сырья колонны | Жидкая фаза | Газовая фаза | |
1. фр.120−1670С | 0,0156 | 0,3037 | |
2. фр.167−2140С | 0,0220 | 0,2369 | |
3. фр.214−2610С | 0,0370 | 0,1803 | |
4. фр.261−3080С | 0,0600 | 0,1293 | |
5. фр.308−3550С | 0,0750 | 0,0808 | |
6. фр.355−4020С | 0,0999 | 0,0436 | |
7. фр.402−4490С | 0,1255 | 0,0212 | |
8. фр.449−5000С | 0,1541 | 0,0010 | |
9. фр. выше 5000С | 0,4109 | 0,0032 | |
Сумма молярных долей | 1,0000 | 1,0000 | |
Таблица 6.6
Определение молярной доли отгона нефти на входе в колонну при температуре 370оС и давлении 0,195 Мпа
№ п/п | Пределы выкипания фракции, 0С | Выход фракций (фактический) на сырье установки, % масс. | Выход фракций на сырье колонны (Gi), % масс. | Мi | кмоль | Средняя температура кипения фракции, оС | Давление насыщенных паров фракции при 370оС, Мпа (Рi) | ||||
120−167 | 7,0 | 8,0 | 0,062 | 0,1722 | 3,8 | 19,4872 | 0,0156 | ||||
167−214 | 7,0 | 8,0 | 0,050 | 0,1389 | 2,1 | 10,7692 | 0,0220 | ||||
214−261 | 6,7 | 7,6 | 0,041 | 0,1149 | 0,95 | 4,8718 | 0,0370 | ||||
261−308 | 6,8 | 7,7 | 0,035 | 0,0977 | 0,42 | 2,1538 | 0,0600 | ||||
308−355 | 6,5 | 7,4 | 0,028 | 0,0781 | 0,21 | 1,0769 | 0,0750 | ||||
355−402 | 6,7 | 7,6 | 0,025 | 0,0693 | 0,085 | 0,4359 | 0,0999 | ||||
402−449 | 7,5 | 8,5 | 0,025 | 0,0688 | 0,033 | 0,1692 | 0,1255 | ||||
449−500 | 8,8 | 10,0 | 0,025 | 0,0709 | 0,0013 | 0,0067 | 0,1541 | ||||
>500 | 31,0 | 35,2 | 0,068 | 0,1892 | 0,0015 | 0,0077 | 0,4109 | ||||
Итого | ; | 88,0 | 100,0 | ; | 0,358 | 1,0000 | ; | ; | ; | 1,0000 | |
№ п/п | уi=Kiхi | Miyi | Miхi | i | |||||||
0,3037 | 39,2 | 0,214 | 2,0 | 0,005 | 0,080 | 0,753 | 0,007 | 0,284 | 0,106 | ||
0,2369 | 37,9 | 0,207 | 3,5 | 0,009 | 0,080 | 0,788 | 0,011 | 0,263 | 0,102 | ||
0,1803 | 33,4 | 0,182 | 6,8 | 0,017 | 0,076 | 0,820 | 0,021 | 0,222 | 0,093 | ||
0,1293 | 28,6 | 0,156 | 13,3 | 0,034 | 0,077 | 0,847 | 0,040 | 0,184 | 0,091 | ||
0,0808 | 21,3 | 0,116 | 19,8 | 0,050 | 0,074 | 0,866 | 0,058 | 0,135 | 0,086 | ||
0,0436 | 13,4 | 0,073 | 30,7 | 0,078 | 0,076 | 0,882 | 0,088 | 0,083 | 0,086 | ||
0,0212 | 7,3 | 0,040 | 43,4 | 0,110 | 0,085 | 0,901 | 0,122 | 0,045 | 0,094 | ||
0,0010 | 0,4 | 0,002 | 60,7 | 0,154 | 0,100 | 0,920 | 0,168 | 0,002 | 0,107 | ||
0,0032 | 1,6 | 0,009 | 213,7 | 0,542 | 0,352 | 1,010 | 0,537 | 0,009 | 0,349 | ||
Итого | 1,0000 | 183,1 | 1,000 | 393,9 | 1,000 | 1,000 | ; | 1,052 | 1,226 | 1,114 | |
Определим массовую долю отгона нефти — сырья колонны К-2 при температуре 370? С и давлении 0,195 Мпа.
Массовая доля отгона (зр) сырья основной колонны, полученная в результате расчета, должна быть несколько больше или равна теоретической доле отгона зт. В нашем примере зт =0,355, а зр =0,356. Следовательно, температуру нагрева сырья на входе в колонну определили верно.
Проверку правильности расчета проводим, определяя плотность сырья колонны из соотношения:
где
.
Определим плотность сырья по данным табл. 6.6 (колонка 21):
Полученное значение плотности сырья колонны и определенное ранее совпадают.
6.2.7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ МАЗУТА В НИЗУ КОЛОННЫ Колонна работает с вводом водяного пара в нижнюю часть колонны, где происходит испарение наиболее легкой части углеводородов, на что тратится теплота и температура мазута снижается на 10−250С по отношению к температуре входа сырья в зону питания. Принимаем температуру в низу колонны в нашем примере следующей
tниза=370 — 20 = 3500С
6.2.8 РАСЧЕТ ПАРЦИАЛЬНЫХ ДАВЛЕНИЙ ФРАКЦИЙ Расчеты парциальных давлений фракций 120−1800С, 180−2300С, 230−2800С, 280−3500С представлены в табл. 6.7−6.10.
Таблица 6.7
Расчет парциального давления фракции 120−1800С (Робщ = 0,140 Мпа)
Компонент | Расход, (Gi) кг | Мi | Ni=, кмоль | yi= | Pобщ • yi | |
Водяной пар Фр.120−1800С+ острое орошение | 1,806 9,7+19,4=29,1 | 0,100 0,217 | 0,315 0,685 | 0,044 0,096 | ||
Итого | 30,906 | ; | 0,317 | 1,000 | 0,140 | |
Таблица 6.8
Расчет парциального давления фракции 180−2300С (Робщ = 0,148 Мпа)
Компонент | Расход, (Gi) кг | Мi | Ni=, кмоль | yi= | Pобщ • yi | |
Водяной пар Фр.120−1800С Фр.180−2400С +флегма | 1,65 9,7 7,8+15,6=23,4 | 0,092 0,072 0,138 | 0,305 0,238 0,457 | 0,045 0,035 0,068 | ||
Итого | 34,75 | ; | 0,302 | 1,000 | 0,148 | |
Таблица 6.9
Расчет парциального давления фракции 230−2800С (Робщ = 0,155 Мпа)
Компонент | Расход, (Gi) кг | Мi | Ni=, кмоль | yi= | Pобщ • yi | |
Водяной пар Фр.120−1800С Фр.180−2300С Фр.230−2800С +флегма | 1,504 9,7 7,8 7,3+14,6=21,9 | 0,084 0,072 0,046 0,108 | 0,271 0,233 0,148 0,348 | 0,042 0,036 0,023 0,054 | ||
Итого | 40,904 | ; | 0,310 | 1,000 | 0,155 | |
Таблица 6.10.
Расчет парциального давления фракции 280−3500С (Робщ = 0,161 Мпа)
Компонент | Расход, (Gi) кг | Мi | Ni=, кмоль | yi= | Pобщ • yi | |
Водяной пар Фр.120−1800С Фр.180−2300С Фр.230−2800С Фр.280−3500С+флегма | 1,29 9,7 7,8 7,3 10,7+21,4=32,1 | 0,072 0,073 0,046 0,036 0,127 | 0,203 0,206 0,130 0,102 0,359 | 0,033 0,033 0,021 0,016 0,058 | ||
Итого | 58,19 | ; | 0,354 | 1,000 | 0,161 | |
6.2.9 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ВЫВОДА БОКОВЫХ ПОГОНОВ И ТЕМПЕРАТУРЫ В ВЕРХУ КОЛОННЫ Для определения температур вывода боковых погонов и температуры в верху колонны строим кривые ИТК и линии ОИ при атмосферном давлении соответствующих фракций и затем с помощью сетки Максвелла строим линии ОИ фракций при их парциальных давлениях, определенных в таблицах 6.7−6.10.
Парциальное давление фракции 120−1800С составляет 0,096 Мпа Парциальное давление фракции 180−2300С составляет 0,068 Мпа Парциальное давление фракции 230−2800С составляет 0,054 Мпа Парциальное давление фракции 280−3500С составляет 0,058 Мпа Исходные данные для построения кривых ИТК приведены в табл. 6.11−6.14. Кривые ИТК и линии ОИ, построенные при атмосферном давлении и соответствующих парциальных давлениях представлены на рис. 6.2−6.5.
Таблица 6.11
Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 120−180оС
№ | Температура выкипания, оС | Выход, % масс. | |||
На нефть | на фракцию | суммарный | |||
120−128 | 1,1 | 11,3 | 11,3 | ||
128−136 | 1,3 | 13,4 | 24,7 | ||
136−144 | 1,6 | 16,5 | 41,2 | ||
144−152 | 1,3 | 13,4 | 54,6 | ||
152−160 | 1,0 | 10,4 | 65,0 | ||
160−170 | 1,7 | 17,5 | 82,5 | ||
170−180 | 1,7 | 17,5 | 100,0 | ||
ИТОГО | 9,7 | 100,0 | ; | ||
Таблица 6.12
Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 180−230оС
№ | Температура выкипания, оС | Выход, % масс. | |||
На нефть | на фракцию | суммарный | |||
180−187 | 0,8 | 10,3 | 10,3 | ||
187−194 | 1,2 | 15,4 | 25,7 | ||
194−201 | 1,1 | 14,1 | 39,8 | ||
201−208 | 1,3 | 16,6 | 56,4 | ||
208−215 | 0,8 | 10,3 | 66,7 | ||
215−222 | 1,5 | 19,2 | 85,9 | ||
222−230 | 1,1 | 14,1 | 100,0 | ||
ИТОГО | 7,8 | 100,0 | ; | ||
Таблица 6.13
Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 230−280оС
№ | Температура выкипания, оС | Выход, % масс. | |||
На нефть | на фракцию | суммарный | |||
230−237 | 0,7 | 9,6 | 9,6 | ||
237−244 | 1,0 | 13,7 | 23,3 | ||
244−251 | 1,0 | 13,7 | 37,0 | ||
251−258 | 1,2 | 16,4 | 53,4 | ||
258−265 | 1,2 | 16,4 | 69,8 | ||
265−272 | 1,1 | 15,1 | 84,9 | ||
272−280 | 1,1 | 15,1 | 100,0 | ||
ИТОГО | 7,3 | 100,0 | ; | ||
Таблица 6.14
Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 280−350оС
№ | Температура выкипания, оС | Выход, % масс. | |||
На нефть | на фракцию | суммарный | |||
280−290 | 1,5 | 14,0 | 14,0 | ||
290−300 | 1,5 | 14,0 | 28,0 | ||
300−310 | 1,7 | 15,9 | 43,9 | ||
310−320 | 1,7 | 15,9 | 59,8 | ||
320−330 | 1,5 | 14,0 | 73,8 | ||
330−340 | 1,4 | 13,1 | 86,9 | ||
7. | 340−350 | 1,4 | 13,1 | 100,0 | |
ИТОГО | 10,7 | 100,0 | ; | ||
Построив на основании данных, приведенных в табл. 6.11−6.14 кривые ИТК и кривые ОИ для атмосферного давления (0,1 МПа), получаем температуры, отвечающие началу и концу линий однократного испарения соответствующих фракций.