Разработка установки первичной переработки нефти

Курсовая работа

«Разработка установки первичной переработки нефти»

нефть перегонка первичный установка Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания. Это разделение проводят на установках первичной перегонки нефти с применением процессов нагрева, дистилляции и ректификации, конденсации и охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков — под вакуумом. Атмосферные и вакуумные трубчатые установки (AT и ВТ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ).

Атмосферные трубчатые установки (AT) подразделяют в зависимости от технологической схемы на следующие группы:

1) установки с однократным испарением нефти;

2) установки с двукратным испарением нефти;

3) установки с предварительным испарением в эвапораторе легких фракций и последующей ректификацией.

Третья группа установок является практически вариантом второй, поскольку в обоих случаях нефть подвергается двукратному испарению.

Вакуумные трубчатые установки (ВТ) подразделяют на две группы:

1) установки с однократным испарением мазута;

2) установки с двукратным, испарением мазута (двухступенчатые).

Вследствие большого разнообразия перерабатываемых нефтей и широкого ассортимента получаемых продуктов и их качества применять одну типовую схему не всегда целесообразно. Широко распространены установки с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной атмосферной колонной, работоспособные при значительном изменении содержания в нефтях бензиновых фракций и растворенных газов.

От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества («на потоке»), определяющие: содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру выкипания 90% (масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов качества включаются в схемы автоматического регулирования. Например, подача водяного пара в низотпарной колонны автоматически корректируется по температуре вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора темпера туры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы.

1. Первичная перегонка нефти

1.1 Процесс первичной перегонки нефти

Первичная перегонка нефти (ППН) — наиболее отработанный и устоявшийся процесс, в основе которого лежит ректификация нефти.

Исходной информацией для него является индексация нефти, т. е.:

— класс нефти (содержание серы: до 0,5%; 0,51−2,0%; выше 2,0%)

— тип нефти (содержание фракций до 350 °С: выше 55%; 54,9−45%; менее 45%);

— группа нефти (по содержанию масел в% на нефть и на мазут);

— подгруппа нефти (по индексу вязкости масел — от 95 до 85 и ниже);

— вид нефти (по содержанию твердого парафина — от 1,5 до 6% и выше).

В зависимости от этой индексации выбираем схема ППН и последующие очистки дистилляторов.

ППН осуществляют на атмосферно-вакумных трубчатых (АВТ) установках, в составе которых имеется несколько блоков:

— блок обессоливания и обезвоживания нефти;

— блок атмосферной и вакуумной перегонки нефти;

— блок стабилизации бензина;

— блок вторичной перегонки бензина на узкие фракции;

— блок защелачивания бензина и дизельного топлива.

Все эти блоки, за исключение второго, являются обслуживающими и призваны подготовить качественно нефть и облагородить продукты ее ректификации.

Назначение первого блока — глубокое обезвоживание и обессоливание нефти до остаточного содержания солей не более 5 мг/л (из-за опастности гидролиза хлорида магния и образования коррозионной-активнойхлороводородной кислоты).

Для этого используется электрохимический метод -2−3-ступенчатая обработка в дегидраторах; электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) обычно комбинируют с атмосферно-вакуумными трубчатками (АВТ).

Основной аппарат — горизонтальный электродегидратор типа 1-ЭГ-160 (емкость 160 м³), работающий под давление 1,0−1,4 Мпа и при температуре 160−180 °С.

На входе нефти в электоденидратор подают демульгатор (поверхностно-активное вещество, разрушающее защитные оболочки глобул эмульгированной воды в нефти), а также свежую промывную воду, снижающую солесодержание в эмульгированной промысловой воде.

Расход деэмульгатора, в зависимости от природы и качества нефти, состовляет от 10 до 250 г./т, а количество подаваемой свежей промывной воды -5−6% на нефть.

Наиболее эффективными являются вертикальныеэлектродегидраторы с камерными электродами. Их производительность в 4−5 раз выше, чем у горизонтальных, и при этом объем значительно меньше.

Подготовленная на блоке ЭЛОУ нефть обычно содержит 5−6 мг/л нефти хлоридов и 0,1−0,2% воды. После подогрева в теплообменниках до 220−240 °С нефть поступает на атмосферную ректификацию.

1.2 Схема первичной перегонки нефти

Первичная перегонка нефти (ППН) является одним из старейших процессов, с которого фактически начиналась нефтепереработка. На первом этапе развития этого процесса он выполнял функцию получения какого-то одного продукта (в частности, керосина) как готового топлива. Затем — двух-трех продуктов (бензина, керосина, дизельного топлива), но тоже как готовых топлив.

По мере совершенствования нефтепереработки роль ППН изменялась. В Настоящее время первичная перегонка нефти, происходит в установках АВТ является головным процессом в схеме любого нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), и АВТ и выполняют в основном диспетчерские функции. Это означает, что дистилляторы АВТ идут на последующие вторичные процессы переработки (вторичную перегонку, риформинг, гидроочистку и т. д.) с целью получения готовых товарных продуктов или компонентов товарных продуктов.

Современные АВТ имеют максимальную мощность по нефти 3−8 млн т/год, число получаемых дистиллятов — от 6 до 10. Процесс является одним из энергоемких: удельный расход топлива составляет 20−22 кг/т нефти (АТ) или 30−35 кг/т нефти (АВТ). Общие топливо затраты на АВТ (считая электроэнергию, воду, воздух и др.) составляют 45−50 кг/т нефти, т. е. 4,5−5,0% от всей нефти.

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема АВТ Описание технологической схемы АВТ Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180−200 °С, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °C и далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе — холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 °C и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 °C во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары — разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20−40 °С в холодильнике погружного типа и выводится с установки.

1.3 Продукты первичной перегонки нефти

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов установок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефти получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержанию целевых компонентов): бензиновые н.к. — 140 (180) °С, керосиновые 140 (180) — 240 °C, дизельные 240−350 °С, вакуумный дистиллят (газойль) 350−490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350−400, 400−450 и 450−500 °С, тяжелый остаток > 500 °C — гудрон.

Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. В качестве примера в табл. 1 приведены данные по выходу топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефти, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций — содержание фракций до 350 °C в этих нефтях составляет около 46 и 50% (мас.).

Таблица 1. Температуры выкипания и выход продуктов перегонки нефти на установках АВТ при переработке различных нефтей

Рассмотрим направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута.

Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция используется как сырье газофукционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, получения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки нефти пропан-бутановая фракция может получаться в сжиженном или газообразном состоянии.

Бензиновая фракция (28−180 °C). В основном подвергается вторичной перегонке с получением фракций.

Керосиновая фракция (180−240 °C) используется для получения реактивных топлив, а также в качестве осветительного керосина.

Фракция дизельного топлива (180−340 °C) после очистки используется в качестве дизельного топлива; возможно получение компонентов легкого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизельного топлива соответствующего фракционного состава, например 180−240 и 240−350 °C. Фракция 200−220 °C парафинистыхнефте используется как сырье для производства жидких парафинов — основы для получения синтетических моющих средств.

Атмосферный газойль 330−360 °C — затемненный продукт, получается на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки католического крекинга.

Мазут — остаток первичной перегонки нефти; облегченный мазут (остаток выше 350 °C) может использоваться в качестве котельного топлива, утяжеленный мазут (выше 360 °C) — как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может использоваться также как сырье установки каталитического крекинга или гидрокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термического кренинка).

Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350−500 °C или 350−550 °C используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции 350−400, 400−450 и 450−500 °C после соответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используется для производства смазочных масел.

Гудрон — остаток вакуукомной перегонки мазута — подвергается дальнейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.

1.4 Принципы первичной переработки нефти

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти:

— к первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов — перегонка нефти;

— ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах чем при прямой перегонке нефти.

Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для получения особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью.

Образовавшиеся в процессе перегонки нефти паровая и жидкая фазы подвергают ректификации в колоннах.

1.5 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти

Перегонка (дистилляция) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы — остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потомков пара и жидкостей на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло — и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость — высококипящими компонентами. При достаточном длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояние равновесия, то есть температуры потоков станут одинаковыми, и при этом их составы будут связаны управлениями равновесия. Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давления, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

Место ввода в ректификационную колону нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей), а другая — нижняя часть, в которой осуществляется ректификация жидкого потока — отгонной, или исчерпывающей секцией.

Классификация ректификационных колонн:

Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5−3,5 м), высоты (от 10−12 до 30−35 м). Изготовляется колонна из специальной марки стали, и она оснащена специальными контактными устройствами.

Все ректификационные колонны делят по нескольким признакам:

1) по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом;

2) по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны.

3) по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта — верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны.

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) — выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток — нижний жидкий продукт ректификации.

Рисунок 2 — Простая ректификационная колонна Сложные колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта.

Рисунок 3 — Сложная ректификационная колонна Четкость погоноразделения — основной показатель эффективности работы ректификационных колонн, характеризует их разделительную способность. Она может быть выражена в случае бинарных смесей концентрацией целевого компонента в продукте. Применительно к ректификации нефтяных смесей она обычно характеризуется групповой чистотой отбираемых фракций, то есть долей компонентов, выкипающих по кривой ИТК до заданной температурной границы деления смести в отобранных фракциях (дистиллятах или в остатке), а также отбором фракций от потенциала. Как косенный показатель четкости (чистоты) разделения на практике часто используют такую характеристику, как налегание температур кипения соседних фракций в продукте. В промышленной практике обычно не предъявляют сверхвысокий требований по отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхузких фракций потребуется соответственно сверхбольшие капитальные и эксплуатационные затраты. В нефтепереработке, например, в качестве критерия достаточно высокий разделительной способности колонн перегонки нефти на топливные фракции считается налегание температур кипения соседних фракций в пределах 10−30 °C.

Установлено, что на разделительную способность ректификационных колонн значительное влияние оказывают число контактных ступеней и соотношение потоков и жидкой и паровой фаз. Для получения продуктов, отвечающих заданным требованиям, необходимо, наряду с другими параметрами ректификационной колонны (давление, температура, место ввода сырья и т. д.), иметь достаточное число тарелок (или высоту насадки) и соответствующее флегмовое и паровое числа.

Флегмовое число ® характеризуется соотношением жидкого и парового потока в концентрационной части колонны и рассчитывается как R=L/D, где L и D — количество соответственно флегмы и ректификата.

Паровое число (П) характеризует соотношение контактирующихся потоков пара и жидкостей в отгонной секции колонны, рассчитываемое как П = G/W, где G и W — количества соответственно паров и кубового продукта.

1.6 Классификация установок первичной переработки нефти Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).

В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ). Вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).

По числу ступеней испарения (количеству ректификационных колон) различают трубчатые установки

— однократного испарения — на одной ректификационной колонне получает все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.

— двукратного испарения — сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который потом перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы идут в двух колоннах.

— трехкратного испарения — используются две атмосферные колонны и одна вакуумная. В первой колоне из нефти отбирают только бензин, во второй — отбензиненая нефть перегоняется до мазута, в третей — мазут до гудрона.

— четырехкратного испарения — установка с доиспарительной вакуумной колонной для гудрона в концевой части.

Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350° С) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов.

I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций.

Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества.

1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок — отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 °C, с мазутом рис. 4

2. При двукратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ?С), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте.

3. Разновидностью блока АТ с двухкратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, т. е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т. к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко.

II. Вакуумная трубчатка (ВТ). Этот блок предназначен для перегонки мазута. В зависимости от варианта переработки нефти от мазута отбирают вакуумный газойль (350−500 ?С) — топливный вариант или масленые дистилляты (350−400, 400−450, 450−500 ?С) — топливно-масляный вариант. При отборе от мазута вакуумного газойля применяют схему с ОИ, т. е. мазут после нагрева в печи поступает в вакуумную колонну, где от него отбирается вакуумный газойль, а снизу колонны выводится гудрон.

В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350−500 и 350−520 ?С), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше (рис. 5).

В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить:

а) протяженность трубопроводов;

б) число промежуточных емкостей;

в) эксплуатационные затраты;

г) количество обслуживаемого персонала

2. Установка с двухкратным испарением

2.1 Сущность процесса

В связи с увеличением масштабов переработки загазованных сернистых нефтей наиболее распространена перегонка по схеме с двухкрастного испарения — в двух ректификационных колонах (рис. 6).

Сырая нефть забирается насосом 1 и через теплообменник 2 подается в электродегидратор 3 для обезвоживания. Отстоявшаяся нагретая нефть проходит теплообменник 4 и поступает в первичную ректификационную колону 5, где с верха ее отбирается легкая фракция бензина н. к. — 85 °C. Остаток из первой колонны 5 — полуотбензиненная нефть — насосом 6 подается через трубчатую печь 7 в основную ректификационную колону 8, в которой отбираются все остальные требуемые фракции — компоненты светлых нефтепродуктов и остаток — мазут. Часть нагретой в печи нефти возвращаются в первую колонну (горячая струя). Нагрев горячей струи возможен в отдельной печи, По этой схеме перерабатываются нефти с большим содержанием легкокипящих бензиновых компонентов и газа. При это газы уходят с верха первой колонны вместе с легкими бензиновыми парами. В результате предварительного выделения из нефти части бензиновых компонентов удается избежать большого давления в змеевике печи. При работе по этой схеме необходимы более высокие температуры нагрева в печи, чем при однократном испарении (с одной колонной), вследствие раздельного испарения легкокипящих и тяжелых фракций. Установки, работающие по схеме двухкратного испарения, строились в 1955;1965 гг. Они имеются на многих нефтеперерабатывающих заводах в нашей стране и за рубежом.

В Конце 40-ых годов установки АВТ имели производительность 500−600 тыс. т/год. Вскоре эти мощности оказались недостаточными для удовлетворения растущей потребности в массовых нефтепродуктах. С 1950 г. ускоренными темпами начали строить установи АВТ, работающие по схеме двухкратноо испарения, можностью 1, 1,5 и 2 млн. т/год. Схема такой промышленной установки мощностью 2 млн. т/год приводится на рис. 7.

Предварительно обезвоженная и обессоленная и обессоленная нефть забирается насосом 1 и после нагрева за счет тепла горячих потоков в теплообменнике 2 подается в первую ректификационную колону 3 (число тарелок 28). Газы и легкие бензиновые пары удаляются с верх колонны и ступают в конденсатор-холодильник 4. Полуотбензиненная нефть с низа колонны 3 насосом 5 подается в печь 6, откуда, нагретая примерно до 350? С, направляется в основную ректификационную колонну 7 (число тарелок 40). Часть нагретой полуотбензиненной нефти возвращается из печи 6 в качестве горячей стури в первую ректификационную колону 3 для получания дополнительного количества тепла. Колонна 7 оборудована трехсекционнойотпарной колонной 8. Эим установки рассчитаны на переработку стабильных и нестабильных малосернистых и сернистых нефте восточных районов страны.

Температура и давление в аппаратах установки приведены ниже в таблице 2.

В колоннах создается разное давление. Как известно, давление в колонне определяется фракционным составом головного погона и в конечном счете — остаточным давлением насыщенных паров жидкости после конденсации паров головного погона и их отделения в емкости (газосепараторе).

В К-1 в паровой фазе отбирается легкая (головная) бензиновая фракция н.к. — 62? С или н.к. — 85? С, а в К-2 — тяжелая бензиновая фракция, выкипающая выше 62? С или 85? С, поэтому давление в К-1 выше, чем в К-2 (0,4 — 0,5 МПа по сравнению с 0,15−0,20МПа). Это вызвано необходимостью после конденсации паров сохранения фракций в жидкой фазе при температуре окончательной охлаждения 30 — 35? С. Однако для более легкой фракции полная конденсация затруднительна. Более полная конденсация достигается применением дополнительного водяного охлаждения (после воздушного). При этом удается полное сконденсировать легкие бензиновые фракции (особенно это важно в летнее время и в жарком климате).

Эти физические закономерности сохраняются в колоннах стабилизации бензина и газофункционирующей установке, в которых в качестве головного погона отбираются соответствующие газовые фракции. В заводских условиях необходимо конденсировать и охлаждать их в воздушных и водяных аппаратах без применения специальных систем охлаждения.

На некоторых нефтеперерабатывающих заводах ранее использовались установки первичной перегонки с предварительным испарением легких фракций в пустотелой колонне предварительного испарения (испарителе, эвапораторе).

3. Расчетная часть. Выход продуктов первичной перегонки нефти мощностью 1,5 млн. тонн нефти в год.

Таблица 3. Выход продуктов перегонки нефти на установке АВТ

Примем, что установленная в задании мощность (производительность) установкиG год = 1,5 млн. тонн в год, что составляет Gсут = 1500/333 = 4504,5 т и Gчас = 187,7 т. Принятый тип нефти — ромашкинская. На основании балансовых данных таблицы 3 находим выходы продуктов установки АТ.

В начале переведем приведенные в таблице выходы в процентах массовых в массовые доли, приняв массу перерабатываемого сырья за 1. Тогда массовые доли получаемых продуктов получаются как доли единицы делением процентного выхода на 100:

массовая доля бензина (НК — 180 °С) mб = 19,6: 100 = 0,196;

массовая доля керосина mk = 9,8: 100 = 0,098.

Аналогично рассчитываем доли всех продуктов установки АТ. Получив значения массовых долей, легко определить выходы дистиллятов и остаточных продуктов как атмосферной, так и вакуумной секций, а также установки вторичной перегонки бензина.

Годовой выход бензина Mбг = Gгод х mб = 1 500 000×0,196 = 294 000,0 т.

суточный выход бензина Мбс = Gсут х mб = 4504,5×0,196 = 882, 8 т.

часовой выход бензина Мбч = Gчас х mб = 187,7×0,196 = 36,7 т.

Полученные результаты сводим в таблицу.

Таблица 4. Выход продуктов при атмосферной перегонке нефти Ромашкинского месторождения

Продукт G год GсутG час

Газ…15 000 т/г…45,0 т/24 ч … 1,9 т/ч Бензин…294 000,0 т/г… 882,8 т/24 ч…36,7 т/ч Керосин …147 000 т/г… 441,4 т/24 ч…18,4 т/ч

Дизельное топливо…255 000 т/г…. 765,58 т/24 ч … 18,3 т/ч

Итого: 711 000 т/г…2134,8 т/24 ч… 75,3 т/ч.

Так как в таблице 3 приведен баланс АВТ, количество получаемого мазута (остатка атмосферной перегонки) найдем по разнице между массой нефти и полученных из нее дистиллятов:

М мазута = Gгод? (Mб.г + Mк.г +Mдт.г) = 1 500 000 — 711 000 =

789 000 т/г = 2819,8 т/24 ч или 117.5 т/ч.

Заключение

В результате выполнения данного курсового проекта была рассчитана и описана установка первичной перегонки нефти в 1.5 млн. тонн нефти в год.

Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

Список использованных источников

и литературы

1. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для ВУЗов. — Уфа: Изд. «Гилем», 2002.

2. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. — М.: «Химия — Колосс», 2004.

3. Владимиров А. И. Основные процессы и аппараты нефтегазоперереработки: Учебное пособие для ВУЗов/ А. И. Владимиров, В. А. Щелкунов, С. А. Круглов. — М: Изд. «Недра — Бизнесцентр», 2002

4. Технология переработки нефти. Первичная переработка нефти. Под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Капустина. — М.:Химия, Колос С, 2005.

5. Хорошко С. И., Хорошко А. Н. Нефти северных регионов. Справочник. — Новополоцк, 2004.

6. Черножуков Н. И. Технология переработки нефти: и газа. М: Химия, 1996.

7. http://www.neftelib.ru (нефтегазовая промышленность)

8. http://e-him.ru/ (Э-хим. Нефтехимические технологии)

9. http://www.press.lukoil.ru (Журнал «Нефть России»)