Проект установки первичной переработки Дмитриевской нефти СIII Куйбышевской области
Введение
В технологических схемах нефтеперерабатывающих заводов установки
первичной переработки нефти являются головными, производящими товарную
продукцию и ее компоненты или сырье для вторичных процессов, и от показателей
работы этих установок во многом зависят показатели работы завода в целом.
Эффективность работы установок первичной переработки нефти определяется
точностью проектных расчетов аппаратуры, ее конструктивным оформлением. От
четкой надежной работы этих установок в значительной мере зависят показатели
последующих процессов каталитического риформинга, адсорбционного выделения
жидких парафинов и др.
Современные установки первичной перегонки нефти бывают неглубокой
перегонки - атмосферные трубчатые (АТ) установки и глубокой перегонки -
атмосферно-вакуумные трубчатые (АВТ) установки. Дистилляция нефти,
осуществляемая на установках АТ и АВТ, имеет принципиальные особенности,
обусловленные природой сырья, ассортиментом получаемых нефтепродуктов и
предъявляемыми к ним требованиями.
Установки АВТ (атмосферно-вакуумной трубчатки) предназначены для
первичной переработки нефти методом многократного (двух- и трехкратного)
испарения. При первичной переработке нефти используются физические процессы
испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы
переработки базируются в основном на деструктивных методах (термический,
каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация и
др.).
Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего - трехкратным)
испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры,
позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензиненную
нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого
бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350-360 °С.
Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с
получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок
каталитического крекинга или гидрокрекинга). Установки АВТ, как правило,
комбинируются с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и
обессоливание на ЭЛОУ). Кроме того, используются установки вторичной перегонки
бензина для получения узких бензиновых фракций. Куйбышевская область - крупный нефтедобывающий район страны. Нефтяные
залежи области связаны с отложениями пермского, каменноугольного и девонского
возрастов. К самым крупным месторождениям области относится Дмитриевское.
Основное количество нефти в области добывается из залежей каменноугольного
возраста. Это сернистые, смолистые и парафиновые нефти; содержание светлых
нефтепродуктов 15 - 28 % (фракции до 200°C) и 35 - 54 % (фракции до 350°C). Из
всех нефтей области прямой перегонкой могут быть получены лишь компоненты
автомобильных бензинов с низким октановым числом.
Это можно объяснить высоким содержанием парафиновых углеводородов (54 -
78 %) во фракции н.к.-200°C. Легкие керосиновые дистилляты из большинства
нефтей области содержат незначительное количество серы, однако многие из них
необходимо очищать от меркаптановой серы. Дизельные фракции большинства нефтей
удовлетворяют требованиям ГОСТ на дизельные топлива летних и зимних марок,
однако многие из них также нужно очищать от серы. Кроме того из большинства
нефтей Куйбышевской области можно получать мазуты основных марок, отвечающие
требованиям ГОСТ. Суммарный выход базовых масел с ИВ 85 составляет 16,4 - 28 %
(на нефть) [1].
В данном курсовом проекте изложен технологический расчет установки АВТ
для перегонки Дмитриевской нефти СIII, которая позволяет получить из нее бензины и дизельные топлива хорошего
качества.
1. Теоретические основы процесса
1.1 Индексация нефтей для выбора технологической схемы и варианта ее
переработки
1.1.1 Установки первичной перегонки нефти
Установки первичной перегонки нефти у нас получили название трубчатых
(по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с
нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на
перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин,
дизельное топливо), кипящих до 350 °C, то ее именуют атмосферной трубчатой (АТ)
установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом,
она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда
установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют
атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой.
При комбинировании ее с блоком глубокого обессоливания нефти установку
называют ЭЛОУ-АВТ.
Нефть из резервуара 1 сырьевым насосом под давлением 1,5 - 1,8 МПа
прокачивается через две группы теплообменников, в которых она нагревается за
счет тепла готовых или циркулирующих нефтепродуктов. В первой группе
теплообменников (до электродегидратора 2) нефть нагревается потоками керосина,
ПЦО колонны 4, дизельного топлива, ВЦО колонны 5 и вакуумного газойля и с
температурой 130 - 140 °C при давлении 0,8 - 1,2 МПа поступает в
электродегидраторы блока ЭЛОУ. На рисунке условно показан один
электродегидратор. За счет подачи деэмульгатора и промывной воды из нефти из
нефти извлекаются минеральные соли (до 5 - 7 мг/л0, и с остаточным содержанием
эмульгированной воды 0,1 - 0,2% (мас.) нефть поступает во вторую группу
теплообменников. Здесь она нагревается потоками ПЦО колонны 5 и гудрона до 220
- 240 °C и с долей отгона 5 - 15%(мас.) поступает в отбензинивающую колонну 3.
Назначение этой колонны - извлечь из нефти остатки растворенного в ней
газа (если нефть не прошла стабилизацию) и легкую бензиновую фракцию с
температурой конца кипения 85 °C (или 120 °C).
Для повышения четкости выделения этой фракции из нефти при кратности
орошения 1,5 - 2,0 в низ отбензинивающей колонны поводится поток тепла «горячей
струей» (ГС).
Число тарелок в отбензинивающей колонне обычно 20 - 25, диаметр ее 3,6 -
4,0 м, температура паров наверху - 110 - 115 °C, внизу - 240-260 °C.
Из сепаратора этой колонны отбирается жирный углеводородный газ II с
давлением, близким к давлению в отбензинивающей колонне (0,2 - 0,4 МПа). Этот
газ обычно используют как топливо в печах этой же установки АВТ. Нестабильный
бензин 28 - 85 °C (или 120 °C) VII из этого же сепаратора, имеющий температуру
25 - 30 °C, насосом частично возвращают в колонну как орошение, а остальную
балансовую часть прокачивают через теплообменник, нагревают до 50 - 70 °C и
подают в колонну стабилизации 7.
Колонна стабилизации (диаметр 1,2 - 1,4 и, число тарелок - 30-40)
предназначена для отделения от нестабильной легкой бензиновой фракции
углеводородов С1 - С4. Давление в этой колонне поэтому повышенное ( 0,8 - 1,0
МПа), а конденсацию паров сверху колонны осуществляют в конденсаторе водяного
охлаждения. Для обеспечения в этой колонне необходимой кратности орошения (2 -
4) внизу ее подводится тепловой поток через ребойлер, обогреваемый водяным
паром или другим теплоносителем.
Из сепаратора колонны стабилизации выводят углеводородный газ (С1 С3.)
под указанным выше давлением и сжиженные углеводороды С3 - С4.(с примесью С5.)
IV, часть которых возвращается в колонну как холодное орошение, а балансовое
количество выводится с установки. Стабильный бензин снизу колонны 7 (из
ребойлера) насосом откачивается в колонну вторичной перегонки бензина 8. В эту
колонну поступает бензин, отбираемый сверху атмосферной колонны 4.
Колонна 8 (диаметр 2,4 - 3,2 м, число тарелок 30-35) предназначена для
разделения смеси бензина на две фракции - легкую головку н.к. - 85 °C (или н.к.
- 62) и остаток 85 - 180 °C (или 62 - 180). Давление в этой колонне 0,3 - 0,4
МПа, кратность орошения - 2,0-2,5, дополнительное тепло подводится с низу также
через ребойлер. Головка бензина V и тяжелый бензин VI отводятся с установки как
балансовые продукты.
Отбензиненная нефть VIII снизу колонны 3 насосом прокачивается через
трубчатую, атмосферную печь 9 , где нагревается до 340 - 360 °C. По тепловой
мощности атмосферная печь наибольшая на установке (120 - 130 МВт), поэтому
часто устанавливают две трубчатые печи по 60 - 65 МВт, работающие параллельно.
Нагретый до 340 - 360 °C поток отбензиненной нефти частично (15 - 20%)
возвпащается в нижнюю часть отбензинивающей колонны (ГС) для создания в ней
потока паров в отгонной секции, а балансовое качество в парожидком состоянии
[доля отгона 45 - 60% (мас.)] поступает в секцию питания атмосферной колонны 4.
Эта колонна (диаметр 6,4 - 7,0 м, число тарелок 40 - 45) предназначена для
разделения предварительно отбензининой нефти на несколько светлых (топливных)
фракций. Обычно эта стабильная бензиновая фракция IX, выкипающая до 160 - 180
°C, керосиновая фракция (140 - 230 °C) X и фракция дизельного топлива (200 -
350 °C) XI. Давление в этой колонне поддерживается близким к атмосферному (0,12
- 0,15 МПа в сепараторе бензина), а тепло подводится только потоком нагретого
сырья из-за невозможности повысить температуру внизу колонны без опасности
термического разложения остатка. Поэтому для создания потока паров в отгонной
части колонны 4 под нижнюю тарелку отгонной части подают перегретый до 380 -
400 °C водяной пар в количестве 1,2 - 2,0% (мас.) на сырье колонны. Количество
укрепляющих тарелок по секциям атмосферной колонны обычно составляет: от верха
колонны до вывода 1-го бокового погона (керосина) - 12-16, между выводами 1-го
и 2-го боковых погонов - 12-14, от вывода 2-го бокового погона до ввода сырья -
8-10 и ниже ввода сырья - 4-6. В стриппингах обычно по 4 тарелки, и под нижнюю
из них вводят также перегретый водяной пар в количестве 5 - 8% (мас.) в расчете
на отводимый снизу стриппинга дистиллят.
Для создания потока орошения во всех укрепляющих секциях избыточное тепло
отводят острым орошением наверху колонны (возвратом части бензина из
сепаратора) и одним промежуточным орошением (ПЦО) под тарелкой вывода.
Сверху атмосферной колонны из сепаратора отбирают оставшуюся в
отбензиненной нефти часть бензиновой фракции IX, которая в смеси со стабильным
бензином (остаток колонны 7) поступает в колонну вторичной перегонки 8. Из того
же сепаратора отбираются оставшиеся легкие углеводороды С4 - С5 II в газовой
фазе, используемые как газовое топливо в печах. Боковые погоны (керосин X и
дизельное топливо XI) выводят снизу стриппингов 6, прокачивают насосом через
теплообменники для нагрева нефти, холодильники воздушного охлаждения и
направляют в резервуарный парк. Температура паров бензина, уходящих сверху
колонны, обычно составляет 115 - 125 °C, выхода керосина снизу стриппинга - 145
- 160 °C и дизельного топлива - 240 - 260 °C. ПЦО выходит из колонны с
температурой 170 - 190 °C и возвращается охлажденным до 60 - 80 °C.
Подачей водяного пара в низ соответствующих стриппингов в них
осуществляется отпарка легкокипящих фракций и регулируются точка начала кипения
и температуры вспышки этих дистиллятов.
Изменения температуры конца кипения керосина или дизельного топлива
производится за счет изменения количества флегмы, перетекающей из колонны в
стриппинг (чем больше это количество, тем выше температура конца кипения).
Мазут XII снизу атмосферной колонны с температурой 300 - 310 °C насосом
прокачивается через трубчатую вакуумную печь 10 мощностью 30-40 МВт, где
нагревается до 400 - 420 °C, и в парожидком состоянии (доля отгона 60 - 70%)
поступает эвапорационное пространство вакуумной колонны 5 (диаметр 9 - 10 м,
число тарелок 18 - 26). В зоне ввода сырья давление в этой колонне составляет
обычно 10 - 15 кПа (0,01 - 0,015 МПа), а наверху ее - 5 - 7 кПа (0,005 - 0,007
МПа). Такое давление поддерживается за счет откачки из системы «печь - колонна
- коммуникации» атмосферного воздуха (подсасываемого через неплотности
фланцевых соединений) и легких углеводородов (С1 - С7), образующихся за счет
небольшой деструкции мазута при его нагреве в печи 10 [обычно их образуется не
более 0,1%(мас.) от мазута].
Для откачки этой смеси несконденсированных газов используют
пароэжекторные насосы 11 (2- или 3-ступенчатые с конденсацией паров между
ступенями). В качестве эжектируемого агента применяют перегретый водяной пар
давлением 1,0 - 1,5 МПа. Поток несконденсированного газа XIII направляется
обычно в топку печи 10 для сжигания, чтобы не загрязнять атмосферу
углеводородами и сероводородом.
Пароэжекторный насос 11 откачивает газы и пары из сепаратора, в который
поступает сконденсированный поток паров сверху колонны. После разделения этого
конденсата во втором сепараторе на легкую газойлевую фракцию (100 - 250 °C) и
конденсат водяного пара они отдельными насосами выводятся из этого сепаратора
(XIV и КВ).
На верху вакуумной колонны для отвода тепла на группе конденсационных тарелок
циркулируют ВЦО, задачей которого является полная конденсация углеводородного
парового потока. Однако достичь полной конденсации не удается, потому что при
температуре входа ВЦО в колонну около 60 - 80 °C температура паров на верху
колонны обычно не ниже 70 °C, а при этой температуре и давлении 5 кПа в смеси с
водяным паром не конденсируется до 1 - 2 % на мазут легких углеводородных
фракций (из-за их низкого парциального давления - около 1 - 3 кПа), и они
выводятся из конденсационно-вакуумсоздающей системы XIV.
Часть циркулирующей наверху флегмы ВЦО выводится из колонны с
температурой 220 - 260 °C как материальный поток легкого вакуумного газойля XV,
выкипающего до 350 - 380 °C.
Основной дистиллят вакуумной колонны - вакуумный газойль 350 - 500 °C
XVI, используемый обычно как сырье для каталитического крекинга. Между выводами
этих боковых погонов XV и XVI обычно расположено 8 - 10 тарелок. С нижней из
этих тарелок (сборной) балансовая часть потока выводится в стриппинг 6, в
который подается водяной пар (4 - 6% на вакуумный газойль) и снизу которого
откачивается через теплообменник нагрева нефти и воздушный холодильник
вакуумный газойль, а другая часть насосом циркулирует (через холодильник) как
ПЦО. Температура вывода вакуумного газойля из колонны - 320 - 340 °C.
Внизу отгонной части колонны вводится перегретый водяной пар в количестве
0,8 - 1,5 % (мас.) на сырье колонны. Остаток вакуумной перегонки - гудрон с
температурой 360 - 380 °C - насосом через теплообменники и холодильник
откачивается в парк.
В тех случаях, когда нефть пригодна для получения смазочных масел (1-я
или 2-я группа нефтей по их индексации), в вакуумной колонне вместо вакуумного
газойля XVI получают обычно 2 - 3 фракции масляных дистиллятов (350 - 420 °C,
400 - 500 °C), которые направляют на очистку и получение их масел.
Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн. т/год.
На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей
технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом.
Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и
каждый из них направляется на дельнейшие технологические операции (очистка,
облагораживание химического состава, каталитическая переработка).
Первичная переработка нефти - это тепловой процесс, и поэтому он связан с
существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение,
электроэнергия на перекачки, водяной пар). Если перевести по соответствующим
эквивалентам все энергоносители в топливный эквивалент, то на первичную 1 т нефти
в среднем затрачивается 50 - 60 кг топлива с теплотой сгорания, близкой к
теплоте сгорания нефти (или 60 - 80 кг условного топлива).
.1.2 Выбор технологической схемы и варианта ее переработки в связи с
индексацией нефтей
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 0,5; 0,51 - 2,0 и выше 2,0%): соответственно
класс нефти 1 (малосернистая, 2 (сернистая), 3 (высокосернистая).
тип нефти (содержание фракций до 350°C выше 55%, 54,9 45% и менее 45%):
соответственно тип нефти 1 (легкая), 2 (средняя), 3 (тяжелая).
группа нефти (по содержанию базовых масел в % на нефть и мазут): 1 - в
нефти > 25%, в мазуте > 45%, 2 - соответственно 15 - 24,9% и 45%, 3 - 15
- 24,9% и 30 - 44,9%, 4 - < 15% и < 30%.
подгруппа нефти (по индексу вязкости масел от 95 до 85 и ниже): 1 -
индекс вязкости масел > 95, 2 - соответственно 90 - 95, 3 - 85 - 90 и 4 -
индекс вязкости < 85.
вид нефти (по содержанию твердого парафина от 1,5 до 6% и выше): 1
малопарафинистая, содержание парафина (% масс.) ≤ 1,5, 2 - парафинистая
(1,5 - 6,0 % масс), 3 - высокопарафинистая (> 6,0% масс).
В зависимости от индекса нефти выбирается схема ППН и последующей очистки
дистиллятов. ППН осуществляют на атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ)
установках. Установка АВТ на нефтеперерабатывающем заводе является головной,
вариант ее работы в значительной мере определяет профиль завода в целом -
топливный, топливно-масляный или топливно-масляно-нефтехимический.
Под вариантом первичной перегонки нефти понимают ассортимент дистиллятов,
который в дальнейшем обеспечит работу НПЗ по одному из указанных профилей.
Вариант перегонки нефти выбирают на основе шифра нефти и качества
основных нефтепродуктов, получение которых из нее возможно. В связи с тем, что
светлые фракции нефти (до 350 °C) во всех случаях используют как топлива,
топливный или масляный профиль определяют по группе и подгруппе нефти.
Принципиальную технологическую схему АВТ выбирают после уточнения
варианта перегонки. При этом исходят из следующих соображений.
В атмосферной части (рис. 2) схема перегонки может быть одноколонной -
А-1 и двухколонной - А-2 (с предварительным отбензиниванием нефти). Выбор той
или иной из них зависит в первую очередь от типа нефти и ее класса (особенно по
содержанию меркаптановой серы) и от содержания в нефти растворенных газов.
Каждая из этих схем имеет достоинства и недостатки.
Принципиальная схема вакуумной ступени АВТ может иметь варианты:
В-1 - одноколонная схема, где дистилляты могут быть как масляные, так и
топливные;
В-2 - одноколонная схема с доиспарителем гудрона, от которого
доотгоняется тяжелый дистиллят (тВГ) с температурой конца кипения до 540 560
°C. Такая схема обычно целесообразна для получения только топливных
дистиллятов;
В-3 - двухколонная схема масляного профиля, где первая колонна служит для
отделения фракции до 350 °C (лВГ) и получения широкой фракции (ШФ) 350 - 550
°C, которая после повторного нагрева разделяется на масляные дистилляты (лМД и
сМД) во второй колонне.
Выбор той или иной схемы вакуумной ступени определяется вариантом
переработки нефти, а также рядом других соображений (глубина отбора
дистиллятов, энергозатраты, простота обслуживания установки и др.).
При составлении общей схемы рассчитываемой АВТ включаются также блоки
ЭЛОУ и вторичной дистилляции бензиновых фракций.
В соответствии с принятым вариантом переработки нефти составляется общий
и поступенчатый материальный баланс дистилляции нефти. Исходной информацией для
этого служит фракционный состав нефти по ИТК.
Выходы конечных продуктов в общем материальном балансе АВТ принимаются
равными выходу соответствующих фракций по ИТК.
Поступенчатый материальный баланс дистилляции нефти составляется для
каждой ступени установки. Принятые выходы продуктов пересчитывают затем в
массовые количества (в кг/ч и тыс. т/г) в зависимости от заданной мощности АВТ
по нефти.
На основании поступенчатого баланса составляется общий (сводный)
материальный баланс установки. В этом балансе суммированы углеводородные газы и
фракции дизельного топлива.
На основе составленного материального баланса по каждой ступени выполняют
технологический расчет этих ступеней.
1.2 Физические основы дистилляции нефти на фракции
1.2.1 Технология обезвоживания и обессоливания нефти
Современная обессоливающая установка (ЭЛОУ) может быть как автономной,
так и блоком в комплексе с установкой дистилляции нефти. Последний вариант
является наиболее распространенным.
Сырьевым насосом нефть прокачивается через группу рекуперативных
теплообменников, где за счет тепла дистиллятов, получаемых их нефти,
нагревается до 130 - 140 °C и под давлением 1,4 - 1,5 МПа через смесительный
клапан 9 входит через маточник в электродегидратор первой ступени. Перед
смесительным клапанов в поток нефти подаются деэмульгатор и промывная вода,
рециркулирующая со второй ступени Вц2-1 и на первой ступени Вц1. Оба этих
потока воды в заданном количестве подаются насосами и из емкостей отстойников.
Спуск воды из электродегидратора осуществляется через регулирующий клапан
10 по уровню раздела фаз вода - нефть. После первой ступени нефть направляется
также через смесительный клапан в электродегидратор второй ступени. На вход
смесителя этой ступени подается насосом свежая пресная вода и рециркулирующая
вода этой степени Вц2.
После второй ступени обессоливания нефть проходит группу
высокотемпературных теплообменников, где нагревается до 200 - 230 °C, поступает
в первую дистилляционную колонну.
Вместе с водой в емкости попадает нефть (эмульсия «нефть в воде»),
которая в этих емкостях отстаивается и периодически откачивается на прием
насоса 1.
Дренажная вода IV после отстоя в течение 1 ч в емкости сбрасывается в
промышленную канализацию и поступает на очистку.
Основными аппаратами ЭЛОУ являются электродегидраторы. Они могут быть
различные по устройству (шаровые, вертикальные, цилиндрические, горизонтальные
цилиндрические), но наиболее эффективной и получившей наибольшее
распространение конструкцией стали горизонтальные электродегидраторы
ВНИИнефтемаш типа 2ЭГ-160.
Они имеют диаметр 3,4 м, длину около 18 м, рассчитаны на давление 1,8 МПа
и включают два решетчатых электрода, подвешенных через изоляторы к корпусу
аппарата.
Электроды представляют собой горизонтальные решетки, сваренные из
металлических прутков диаметром 15 - 18 мм, с окном решетки 150 х 150 мм или
200 х 200 мм. Одна из решеток соединена с корпусом аппарата (нулевой электрод),
а к другому подведено высокое напряжение (20 - 30 кВ).
Устройство электродегидраторов, используемых при промысловой подготовке
нефти (обезвоживании), несколько иное и также отличается большим разнообразием.
В аппарате совмещены три зоны; слева от перегородки - термическая, где
нефть нагревается и крупные капли оседают; между перегородками и , где для коалесценции
капель используется электрическое поле, и справа от перегородки - зона
механической коалесценции за счет фильтрации нефти через пакеты гофрированных
пластин из полистирола (гофры под углом 30 - 60 ° расположены поперечно у
смежных пакетов). Сочетание этих зон дает большой эффект как по
производительности аппарата, так и по глубине обезвоживания. Температура нефти
после зоны нагрева обычно 65 - 70 °C. При начальной обводненности нефти 9 - 10
% (масс.) на выходе из такого аппарата содержание воды составляет не более
0,3%[обычно 0,1 - 0,25 % (масс.)]. Размеры аппарата: диаметр - 2,4 м, длина -
7,6 м.
Технологический режим глубокого обезвоживания и обессоливания нефти на
ЭЛОУ зависит от конкретной нефти. Если нефть содержит большое количество
органических кислот, то нефть (после ЭЛОУ или на ее последнюю ступень) подают
раствор щелочи обычно в количестве 1 - 5 г/т (из расчета обеспечения рН 5,5 -
7,0).
Важным элементом технологии установок ЭЛОУ является промывная вода. Для
того чтобы сократить или свести до нуля использование пресной воды из внешних
источников (водопровода, реки), в качестве свежей воды на ЭЛОУ подают
технологические конденсаты водяного пара, образующиеся на установке перегонки
нефти, в состав которой входит блок ЭЛОУ, а также конденсаты с других
технологических установок (каталитического крекинга, гидроочистки и др.).
Конденсат с установки перегонки нефти используют обычно без специальной
обработки, конденсаты с других установок часто содержат сульфиды и
гидросульфиды аммония, которые при нагревании распадаются на сероводород и
аммиак. Такие конденсаты перед подачей на ЭЛОУ продувают водяным паром для
отдувки сероводоода и аммиака.
В процессе эксплуатации блоков ЭЛОУ обычно контролируют следующие
показатели:
температуру и давление в электродегидраторах;
содержание воды и хлоридов на выходе и входе блока ЭЛОУ;
содержание хлоридов в свежей воде (в том числе технологическом
конденсате) и воде, сбрасываемой в промышленную канализацию с ЭЛОУ;
содержание нефтепродукта в дренажной воде;
содержание деэмульгатора в дренажной воде.
.2.2 Принципы простой перегонки нефти
Под простой перегонкой нефти понимают процесс одно- или многократного
испарения нефти с конденсацией образующейся паровой фазы без ее обогащения.
В простейшем случае нефть нагревают в нагревателе (печь или другой тип
подогревателя) до определенной температуры (например, t1), и при отсутствии перепада давления между нагревателем и
испарителем она с той же температурой поступает в испаритель. При определенном
давлении РА (атмосферное или несколько выше) в последнем однократно испаряются
легкие фракции нефти (паровая фаза), которые конденсируют и поступают в сборник
4 конденсата паровой фазы II. Жидкая фаза отбирается снизу испарителя и также
охлаждается.
Графически кривые ИТК нефти и ИТК паровой и жидкой фаз при температуре t1 и давлении РА. Если этот процесс
провести при более высокой температуре t2 >t1,то
кривые ИТК паровой и жидкой фаз будут иметь иной вид: утяжеляется по концу
кипения и по началу кипения.
Выход паровой фазы (доля отгона) зависит как от состава исходной нефти,
так и от режимных параметров процесса (t и Р). При давлениях, близких к
атмосферному (0,1 - 0,3 Мпа), перегонку называют атмосферной, и из нефти при ее
нагреве перед испарителем до 330 - 350 °C может быть отобрана паровая фаза,
выкипающая по ИТК до 360 - 400 °C.
При однократном испарении таких сложных смесей, как нефть, на границе
раздела паровой и жидкой фаз достигается наименьшая четкость разделения
углеводородов между фазами, и часть их распределяется как в той, так и в другой
фазах.
Температура конца кипения по ИТК паровой фазы выше, чем температура
начала кипения по ИТК жидкой фазы. Соответствующие разности температур Δt1
= tк.к.п1 - tн.к.ж1 и Δt2
= tк.к.п2 - tн.к.ж2
представляют температурный интервал распределенный между фазами компонентов,
называемый иногда «налеганием» температур. Чем меньше это налегание, тем четче
разделение фаз. В идеальном случае, когда Δt=0, четкость разделения абсолютная,
т.е. распределенных углеводородов между фазами нет. Максимальное налегание
наблюдается при однократном испарении, когда нет обогащения целевым компонентом
ни паровой, ни жидкой фаз.
Налегание температур (Δt) зависит также от того, каким методом
определяется фракционный состав смежных продуктов. Чем выше разрешающая способность
метода определения этого состава, тем ближе к истинному будет значение Δt.
На практике для удобства пользуются оценкой налегания на основе
стандартного состава по ГОСТ 2177 - 87. Разрешающая способность этого метода
наименьшая, однако, метод общепринят и стандартизован, и это позволяет оценить
налегание температур в сопоставимых значениях.
Однако в этом случае значение Δt могут быть и отрицательными за счет
того, что стандартный метод определения фракционного состава не позволяет
фиксировать близкими к истинным температуры конца и начала кипения.
Наиболее типичным вариантом простой перегонки нефти следует считать
изображенный на рис. 6б, когда между нагревателем и зоной испарения имеется
гидравлическое сопротивление (на рисунке показано в виде дроссельного клапана).
В этом случае температура в испарителе всегда будет ниже, чем после
нагревателя, так как при снижении давления между нагревателем и испарителем
поток нефти поток нефти будет испаряться без подвода тепла извне, но при
неизменной энтальпии. Основные положения, описанные для варианта а, сохраняются
и в этом варианте, но при температуре и давлении в испарителе, отличных от тех
же параметров нагревателе.
Если нефть очень тяжелая по составу или перегонке подвергается мазут
(тяжелый остаток нефти выше 350 °C), то перегонка возможна двумя путями:
повышением температуры при том же давлении в испарителе или при той же
температуре нагрева, но при пониженном давлении в испарителе.
Первый из этих путей неприемлем потому, что при повышении температуры нагрева
нефти (мазута) выше 350-370 °C начинается термическая деструкция тяжелых
углеводородов, т.е. химические их превращения. Поэтому приемлем и широко
используется в нефтепереработке другой путь - перегонка при пониженном давлении
(рис. 6в), которое создается вакуумным насосом, откачивающим из системы
неконденсируемые (воздух и легкие углеводороды) газы (Г). Обычно создается
остаточное давление порядка 1,5 - 10,0 кПа, в этом случае при температуре
нагрева 380 - 400 °C может быть отогнано, например, от мазута до 60% паровой
фазы с концом кипения ее до 550 - 560 °C ( в пересчете на атмосферное
давление). Остаток такой перегонки (Ж) - гудрон - не может быть подвержен
дальнейшей перегонке без разложения.
Эффект, подобный понижению давления в испарителе, может оказать ввод в
него какого-либо низкомолекулярного инертного газа, в качестве которого часто
используют перегретый водяной пар, конденсат которого легко отделяется от
сконденсированных нефтяных паров.
В соответствии с законом Дальтона парциальное давление нефтяных паров
(рнп) связано с общим давлением в испарителе (Ро) следующим отношением:
рнп = Ро / {1 + Z/18*Мнп/Gнп}
где Z - количество поступающего в систему водяного пара, кг/ч; Gнп - количество образующихся в
системе нефтяных паров, кг/ч; Мнп - средняя мольная масса нефтяных паров.
Из этого соотношения следует, что чем больше подается водяного пара в
систему, тем ниже рнп, а это снижение при определенной температуре в испарителе
стимулирует дополнительное испарение легких компонентов от жидкой фазы.
Все рассмотренные варианты перегонки касались случая разделения нефти на
две фракции - легкую и остаток. В действительности же при первичной перегонке
нефть разделяют одновременно на 3 и более фракций, используя многоступенчатую
перегонку или конденсацию.
По варианту ступенчатого нагрева а нефть нагревают вначале до температуры
t1 (например, 120 °C), отделяют образовавшуюся легкую паровую фазу, а жидкую
снова нагревают. Температура нагрева на второй ступени выше (например, t2 = 160
°C), и из нефти выделяются среднекипящие углеводороды. Образовавшуюся среднюю
паровую фазу также отделяют. Жидкую фазу после второй ступени нагревают до
температуры t3 (например, до 300 - 330 °C ) и испарившиеся при этом еще более
тяжелые углеводороды в виде тяжелой паровой фазы также выводят на конденсацию.
Таким же путем можно продолжить перегонку остатка третьей ступени, но при
пониженном давлении.
По второму варианту нефть нагревают однократно, но до высокой температуры
t'3, близкой к температуре t3 (например, до 330 - 350 °C). В состав паров фазы,
отделяемой при этом в первом испарителе, входят почти все углеводороды,
определяющие состав паровых фаз по варианту а. Остаток перегонки выводится при
этом из первого испарителя, а широкая фракция паров из него проходит две
ступени парциальной конденсации, на которых конденсируются и выводятся фракции,
а легкая фракция из последнего испарителя конденсируется полностью.
На установках промышленной дистилляции нефти наибольшее распространение
получила именно эта схема последовательной конденсации. Кривые ИТК получаемых
при этом фракций, а также остатка.
.2.3 Перегонка нефти с ректификацией (дистилляция)
Задачей первичной перегонки нефти является не только разделение ее на
фракции, но и обеспечение заданных свойств этих фракций (по фракционному
составу и другим физико-химическим свойствам). Поэтому простая перегонка нефти
на фракции в однократно-ступенчатом виде практически не применяется, а является
лишь исходным элементом технологии.
Для того чтобы при перегонке получить фракции нефти с определенными
параметрами (по интервалу выкипания, плотности, температуре вспышке и др.),
паровая и жидкая фазы после однократного испарения должны быть подвергнуты
концентрированию по низкокипящим целевым углеводородам и высококипящим
углеводородам. Эта цель достигается ректификацией паровой и жидкой фаз.
Сущность процесса ректификации состоит в многократном контактировании встречных
потоков паров и жидкости, каждый акт контакта которых сопровождается
парциальной конденсацией паров и парциальным испарением жидкости, при этом пары
обогащаются более низкокипящими компонентами, а жидкость - более
высококипящими.
При этом отогнанные от жидкости легкокипящие компоненты По поступают на
конденсацию в укрепляющую часть 3, а сконденсированные в последней
высококипящие компоненты в виде жидкого потока (флегмы) поступают в отгонную
часть.
В укрепляющей части 3 поток паров (П + По), поднимаясь вверх по колонне,
проходит каскад контактных устройств (тарелок), на которых встречается со
стекающей вниз по ним жидкостью, поступающей на верхнюю тарелку в виде орошения
Ор. Такой многократный встречный контакт обогащает пары легкими фракциями, а
жидкость - более тяжелыми, так как в каждом таком контакте наиболее
высококипящие углеводороды конденсируются из паров в жидкость, а из последней
за счет тепла конденсации испаряются наиболее низкокипящие углеводороды и
переходят в поток парок. Обогащенный поток паров сверху колонны направляется в
конденсатор, после чего продукт конденсации собирается в приемник, из которого
отбирается легкий дистиллят (ректификат) - Д, а часть его возвращается в
колонну на орошение (Ор).
Наиболее легкие углеводороды, несконденсированные в конденсаторе,
отбираются из приемника в виде углеводородного газа (УГ).
В отгонной части, куда поступает жидкая фаза из испарителя Ж и жидкий
поток флегмы Жу из укрепляющей части этот жидкий поток (Ж + Жу) также проходит
каскад тарелок, где встречается с поднимающимися кверху потоком паров.
Последний создается под нижней тарелкой либо за счет ввода перегретого водяного
пара, либо за счет дополнительного подвода тепла и испарения части остатка R. На тарелках отгонной части, также
за счет многократности контакта, в паровом потоке концентрируются более
легкокипящие компоненты (и затем потоком По направляются в укрепляющую часть),
а в жидком потоке конденсируются более высококипящие компоненты и выводятся
снизу колонны остатком R.
В действительности зону испарения нефти 2 не выносят из колонны, а
совмещают ее с колонной, образуя между нижней тарелкой укрепляющей части и
верхней тарелкой отгонной части зону испарения, называемую также эвапорационным
пространством.
Качественная картина изменения фракционного состава по ИТК основных
потоков. На выходе из испарителя (простая перегонка, т.е. однократное
испарение) кривые ИТК паровой и жидкой фаз имеют большое налегание температур Δt'.
За счет ректификации
этих фаз (т.е. их концентрации по целевым компонентам) кривые ИТК ректификата Д
и остатка R имеют значительно меньшую область
налегания Δt, т.е. четкость разделения этих фракций значительно выше и
соответственно будут другими физико-химические показатели качества и (вязкость,
температура вспышки, плотность и т.д.).
Для ректификационного разделения нефти на несколько фракций должно быть
использовано несколько ректификационных колонн, по принципу действия
аналогичных описаний.
По варианту а, так же как и в простейшем случае, ректификационные колонны
работают последовательно по остатку: перед каждой колонной сырье нагревается, а
сверху колонн получают соответствующий ректификат, в данном случае - бензин
(Б), керосин (К) , дизельное топливо (ДТ). Остаток дистилляции - мазут (М)
выводится в этом случае снизу последней по ходу технологии колонны.
Вариант представляет собой развитие простой перегонки за счет
многоступенчатой ректификации паровой фаза нефти, однократно нагретой в печи
перед первой колонной (вначале в теплообменниках, а затем в печи). В этом
случае в первой колонне К-1 ректификатом является сумма всех дистиллятов,
которые отделяются от нефти (Б + К + ДТ), а остатком - мазут. Во второй колонне
К-2 остатком получают наиболее тяжелый дистиллят (дизельное топливо), а сверху
ректификатом является сумма двух остальных дистиллятов (бензин и керосин). В
третьей колонне К-3 происходит ректификационное разделение этих паров на бензин
(сверху колонны) и керосин - снизу. Ректификаты первых двух колонн проходят
парциальные конденсаторы, в которых конденсируемые тяжелые фракции возвращаются
в колонну как орошение. Пары сверху третьей колонны конденсируются полностью, и
часть сконденсированного бензина возвращается на орошение.
Развитием варианта является ректификация нефти на несколько фракций в
одной сложной колонне.
Такое устройство позволяет значительно упростить схему разделения и иметь
всего одну колонну вместо трех самостоятельных. Поток паров нефти в этом случае
проходит от эвапорационного пространства до верха колонны, парциально
конденсируясь за счет встречного потока орошения, перетекающего из одной
укрепляющей части в другую.
Сконденсированный поток флегмы по переточным трубам поступает в заданных
количествах в соответствующие стрппинги 3 и 4, куда подается в качестве
отпаривающего агента водяной пар, и снизу которых выводятся соответствующие
боковые дистилляты (керосин и дизельное топливо). Такая сложная (составная)
колонна обычно называется атмосферной колонной для перегонки нефти, так как
процесс в ней ведется при давлении, близком к атмосферному (0,15 - 0,2 МПа).
Для того чтобы отобрать из нефти дистилляты, кипящие выше 350 ºС, используют перегонку под вакуумом.
Мазут снизу атмосферной колонны 1, в этом случае без охлаждения,
догревается ( от 300 - 320 ºС до 400 - 410 ºС) в печи 3 и в парожидком состоянии
доля отгона 40 - 70% (мас.) поступает в эвапорационное пространство вакуумной
колонны 2. Пониженное давление (5 - 10 кПа) в колонне поддерживается за счет
откачки из системы насосом смеси неконденсируемых газов VI (подсасываемый через
неплотности воздух и легкие неконденсируемые углеводороды, образующиеся при
незначительном термическом разложении мазута при нагреве в печи). В остальном процесс
ректификации в вакуумной колонне аналогичен сложной атмосферной колонны.
Очень важным элементом технологии ректификации нефти на фракции являются
подвод и отвод тепла в колонны, поскольку ректификация - это термодинамический
процесс с непрерывным подводом и отводом тепла, что позволяет формировать
температурный профиль по высоте колонны и соответственно движущую силу процесса
ректификации.
Чем больший тепловой поток подводится в ректификационную колонну (и
соответственно - отводится), тем больше будет в колонне кратность орошения
(отношение количества флегмы на тарелках к количеству отбираемого ректификата)
и тем выше будет в итоге четкость ректификации. Одновременно растут и удельные
энергозатраты на процесс, т.е. ухудшаются экономические показатели.
Повод тепла в ректификационные колонны осуществляется в двух сечениях -
ниже укрепляющей части, потоком нагретого во внешнем нагревателе сырья, и внизу
отгонной части.
Возможности нагрева теплового потока с сырьем обычно ограничены. Так,
нефть при давлениях, близких к атмосферному, можно нагревать в печи без
заметного термического разложения до 350 - 360 °C, а мазут - при пониженных
давлениях - до 400 - 410 °C.
Если учитывать указанное ограничение по верхнему температурному пределу
нагрева нефти и мазута в ректификационных колоннах для их разделения на
фракции, поток сырья является единственным источником тепла, определяющим
параметры ректификации. Подвести тепловой поток внизу этих колонн также не
представляется возможным из-за температурных ограничений, поэтому для создания
потока паров в их отгонной части вводится перегретый водяной пар, понижающий
парциальное давление углеводородных паров.
В отдельных случаях, когда от нефти отбирается только бензиновая фракция
и температура внизу колонны не превышает 200 - 250 °C, возможны подвод тепла
циркуляцией «остатка» колонны через печь и подача нагретого до 300 - 350 °C
потока в отгонную часть («горячая струя»). Такой прием получил широкое
применение для низкотемпературных нефте-перегонных колонн.
Если в колоннах подвергаются ректификации более легкие нефтепродукты
(например, стабилизируется бензин или он разделяется на более узкие фракции),
температуры термической деструкции которых выше, чем у нефти (450 °C и более),
а температура испарения значительно ниже, то внизу таких колонн дополнительный
тепловой поток можно подвести с помощью кипятильников, обогреваемых водяным
паром или другим теплоносителем. При этом отличие вариантов в и г состоит в
том, что в первом случае из кипятильника в колонну направляется только поток
образовавшихся в нем паров П и остаток R выводится не из колонны, а из кипятильника. Во втором случае
кипятильник является термосифоном, и весь нагретый в нем поток в парожидком
состоянии (ПЖ) возвращается в колонну, а остаток R выводится поэтому снизу последней.
Отвод тепла осуществляется только в укрепляющей части колонны и служит
для создания жидкого потока внутреннего орошения тарелок. В простых колоннах,
не имеющих отбора боковых дистиллятов, тепло отводится всегда в одном сечении -
наверху колонн. В сложных колоннах, где кроме верхнего дистиллята выводятся
через стриппинги боковые дистилляты, тепло может отводиться как в одном сечении
(наверху), так и в нескольких сечениях по высоте колонны.
Из сепарационной емкости верхний дистиллят колонны (ректификат)
откачивается как готовый продукт I , а
остальная часть II возвращается в
колонну в качестве орошения. Попадая вновь в колонну, этот поток нагревается,
испаряется полностью и в виде паров вновь конденсируется в конденсаторе 4,
затем поступает в сепаратор. Таким образом, сверху колонны в конденсатор
непрерывно поступает количество паров, равное сумме (I + II),
из которых поток II циркулирует
(испаряясь и конденсируясь), а поток I отводится как балансовый.
Если ректификат может быть сконденсирован достаточно полно при
температуре 40 - 45 °C (например, бензин), применяют конденсатор воздушного
охлаждения. Если верхним продуктом являются более низкокипящие углеводороды
(например, С3 - С5), для конденсации используют аппарат водяного охлаждения
(вместо 4) или искусственное охлаждение.
Другой способ отвода тепла - неиспаряющееся циркуляционное орошение.
В этом случае часть флегмы, стекающей с одной из тарелок (2-й - 4-й
сверху) забирается насосом, прокачивается через аппараты для отвода тепла
(теплообменники и холодильник) и охлажденной возвращается на верхнюю тарелку
колонны. Такое орошение называют верхним циркуляционным орошением (ВЦО).
Циркулирующий поток жидкости в этом случае не испаряется, а за счет разности
температур на выходе его из колонны и входе в нее (обычно Δt
= 50 ÷ 100 °C) конденсирует
часть потока паров, поднимающихся в колонне, за счет этого создается орошающий
лежащие ниже тарелки поток флегмы. В конденсатор 4 в этом случае поступает
такое количество паров, которое равно выводимому балансовому потоку ректификата
I. Таким образом, ВЦО выполняет в этом
случае роль парциального конденсатора смешения.
В некоторых случаях используют комбинированное верхнее орошение колонны,
сочетая ВЦО и острое испаряющееся орошение.
При отводе тепла в сложной колонне только в верхнем сечении (ВЦО или
острым орошением) должно быть отведено такое количество тепла, которое
необходимо для создания орошающего потока жидкости по всей высоте колонны от
верха до эвапорационного пространства. В этом случае в верхней укрепляющей
части колонны (до выхода первого бокового погона) количество стекающей по
тарелкам жидкости будет максимальным и по мере отвода боковых погонов будет
уменьшаться книзу. Чтобы сделать этот поток равномернее, по секциям сложной
колонны можно отводить тепло отдельно наверху каждой укрепляющей секции. Для
этого на одной-двух верхних тарелках соответствующей секции циркулирует часть
флегмы, охлаждаемой в теплообменниках. Такое неиспаряющееся орошение называют
промежуточным циркуляционным орошением (ПЦО). Число ПЦО обычно бывает не более
2-х (по числу укрепляющих секций в сложной колонне). Сочетание острого орошения
(или ВЦО) в верхней секции с ПЦО позволяет создать более равномерный поток
флегмы по высоте колонны и сократить за счет этого ее диаметр.
1.3 Аппаратурное оформление установок АВТ
.3.1 Ректификационные колонны
В среднюю часть колонны поступает подлежащее ректификации сырье, нагретое
до температуры tF. Сырье может
подаваться в колонну в виде жидкости, паров или смеси паров и жидкости. При
входе сырья в колонну происходит процесс однократного испарения, в результате
которого образуются пары GF
состава yF* и жидкость gF состава xF*,
находящиеся в равновесии.
Для обеспечения ректификации необходимо в верхней части колонны навстречу
парам организовать поток жидкости (флегмы, орошения). Для этого наверху колонны
тем или иным способом отнимается тепло Qd (тепло парциального конденсатора). За
счет этого часть паров, поднимающихся с верхней тарелки, конденсируется,
образуя необходимый нисходящий поток жидкости.
В нижней части колонны нужно обеспечить восходящий поток паров. Для этого
в низ колонны тем или иным способом подводится тепло QB (тепло кипятильника). При этом часть жидкости, стекающей с
нижней тарелки, испаряется, образуя поток паров.
При таком режиме самая низкая температура tD будет в верху колонны, а самая высокая tW - в низу колонны. Отбираемый с верху
колонны продукт D, обогащенный
НКК, называется ректификатом (или дистиллятом), - а снизу колонны W, обогащенный ВКК - остатком (или
нижним продуктом).
Та часть колонны, куда вводится сырье, называется секцией питания, или
эвапорационным пространством, часть ректификационной колонны, находящаяся выше
ввода сырья - верхней, концентрационной или укрепляющей, а ниже ввода сырья -
нижней, отгонной или исчерпывающей. В обеих частях колонны протекает один и тот
же процесс ректификации.
В зависимости от назначения колонны могут быть полными, т.е. иметь
концентрационную и отгонную части, или неполными, имеющими одну из названных
частей. Укрепляющая колонна имеет только верхнюю часть, и сырье подается в низ
колонны. Отгонная колонна имеет только нижнюю часть, и сырье вводится на
верхнюю тарелку (рис ).
Рис. Схемы простых (I) и сложных (II) колонн: а - полная; б - укрепляющая;
в - отгонная; г - с отбором дополнительных продуктов (Д1 и W1) из основной колонны; д - с отбором
дополнительного продукта Д1 из отпарной колонны
Неполные колонны применяются в тех случаях, когда к чистоте нижнего
продукта укрепляющей колонны или верхнего продукта отгонной колонны не
предъявляются высокие требования. Наличие конденсатора и кипятильника в таких
колоннах позволяет обеспечить необходимые жидкостные и паровые нагрузки.
Наряду с простыми колоннами, которые делят смесь на два продукта, различают
также сложные колонны, в которых число отбираемых продуктов больше двух. Эти
продукты могут выводиться из основной или из отпарных колонн в виде
дополнительных боковых погонов.
Контактные устройства
Контактными называются внутренние устройства колонны, на которых
происходит контакт паровой и жидкой фаз, в результате которого реализуется
процесс тепло- и массообмена и в итоге процесс ректификационного разделения
сложной смеси.
В зависимости от способа организации этого контакта устройства делятся на
две большие группы - насадки и тарелки.
Насадки представляют собой ячейки (элементы), заполняющие объем колонны
на определенной высоте и имеющие развитую внешнюю поверхность в единице объема
колонны (100-800 м2/м3). За счет такой развитой поверхности создается
соответствующая поверхность пленки, стекающей по насадке жидкости, и
интенсифицируются в единице объема колонны тепло- и массообмен.
В зависимости от того, как располагаются ячейки насадки в объеме колонны,
насадки бывают нерегулярные и регулярные. Нерегулярными считаются насадки,
элементы которых засыпаются в колонну на определенную высоту и располагаются в
ней хаотично. Наиболее распространены насадки кольцевого типа. К регулярным
относятся насадки, расположение элементов которых в объеме колонны подчинено
определенному геометрическому порядку, создающему упорядоченные каналы для
прохода паров. По основным параметрам регулярные насадки существенно
превосходят нерегулярные. Любая насадка эффективно работает тогда, когда по
всей ее поверхности равномерно распределяется поток жидкости. Для достижения
этого используют устройства, распределяющие жидкость по насадке по всему
сечению колонны.
Одним из существенных недостатков насадок (особенно нерегулярных)
является то, что даже при строго равномерном распределении жидкости наверху
слоя насадки по мере ее стекания по насадке вниз эта равномерность заметно
нарушается. Потоком движущегося снизу вверх пара жидкость оттесняется от центра
колонны к ее стенкам, и это ведет к снижению эффективности массообмена, т.е. снижается
разделительный эффект колонны. Такое оттеснение жидкости тем заметнее, чем
больше диаметр колонны.
Тарелки представляют собой такой тип контактного устройства, на котором
контакт (и соответственно тепло- и массообмен) пара и жидкости осуществляется в
барботажном струйном или вихревом режиме. Эти режимы контакта определяются
конструктивным устройством тарелки. В отличие от насадок, где контакт пара и
пленки жидкости непрерывен вдоль всей высоты слоя насадки (противотоком), в
тарельчатой колонне этот контакт дискретно осуществляется на каждой тарелке,
после чего обе фазы разделяются и вступают в новый контакт на смежных тарелках
- пар на вышележащей, а жидкость - на нижележащей.
Клапанные тарелки по принципу устройства ближе к дырчатым, но в отличие
от них позволяют регулировать проходное сечение отверстий для паров. Для этого
над каждым отверстием (диаметром от 30 до 50 мм) имеется устройство (клапан),
который в зависимости от количества паров под их напором приподнимается (или
поворачивается) над отверстием, изменяя таким образом проходное сечение для
паров. Существует множество разных конструкций клапанных тарелок, различающихся
устройством клапанов. Клапанные тарелки сочетают в себе ряд преимуществ (малая
металлоемкость, простота сборки, равномерный барботаж в широком интервале
нагрузок по пару и жидкости и др.), которые позволили им стать самым
распространенным видом тарелки, начиная с 1970-х годов и до настоящего времени.
Эти тарелки применяют практически во всех типах колонн нефтепереработки - от газоразделительных
до вакуумных.
Гидравлическое сопротивление тарелки определяет область ее применения: в
колоннах с повышенным давлением 200-800 кПа могут применяться тарелки с
гидравлическим сопротивлением (при средних нагрузках по пару и жидкости) порядка
0,6-1 кПа (5-7 мм рт.ст.). В вакуумных колоннах, где абсолютное давление
составляет всего 5-10 кПа, тарелка должна иметь гидравлическое сопротивление
0,15-0,3 кПа, но не более 0,5 кПа (3,5 мм рт.ст.).
Равномерность барботажа по площади тарелки - один из важнейших факторов,
определяющих эффективность ее работы (к.п.д.). Средний к.п.д. тарелки выражает
степень эффективности е работы по отношению к идеальному (теоретическому)
однократному контакту паров и жидкости, когда в результате контакта пары и
жидкость покидают этот контакт в состоянии равновесия.
.3.2 Трубчатые печи
Трубчатые печи на АВТ установках служат для нагрева нефти (отбензиненной
нефти), мазута и бензина, они обеспечивают основной поток тепла, вносимого в
ректификационные колонны, и соответственно энергетический потенциал их
разделительной способности.
Основные типы печей АВТ установок и их характеристики
Используемые на современных АВТ установках основные типы узкокамерных
трубчатых печей схематично показаны на рис.
Рис. Схемы узкокамерных трубчатых печей с верхним и нижним отводами
дымовых газов: 1,2 - радиационный и конвективный змеевики; 3 - горелки; 4 -
подача дополнительного горячего воздуха; 5 - огнеупорный рассекатель
Эти типы печей имеют следующие основные особенности.
Печи серии Г - узкокамерные, с верхним отводом дымовых газов и
горизонтальными трубами змеевика:
ГС-1 - с однорядным настенным экраном и свободным вертикальным факелом
(форсунки подовые);
ГН-2 - двухкамерная, с однорядными настенными экранами и с
объемно-настильным пламенем (форсунки внизу сбоку, под углом);
ГД-2 - двухкамерная, с двухрядным центральным экраном, с настильным
вертикальным факелом и позонным подводом воздуха по высоте топки (форсунки
подовые).
Печи серии Б - узкокамерные, с нижним отводом дымовых газов и
горизонтальными трубами:
ББ-2 - двухкамерная, с однорядными настенными экранами на перевальных
стенках, с боковыми станами топки из панельных горелок беспламенного горения и
центральной камерой конвекции;
БС-2 - двухкамерная, с однорядными настенными экранами на перевальных
стенках и боковых стенках топки, свободным вертикальным факелом (форсунки
подовые) и центральной камерой конвекции.
Печи серии Ц - цилиндрические вертикальные трубчатые печи с верхним
отводом дымовых газов:
ЦД-4 - четырехсекционная, с вертикальными трубами радиантного змеевика и
горизонтальными - конвекционного, с позонным подводом воздуха по высоте топки
через центральный огнеупорный рассекатель.
В обозначениях печей обычно, кроме буквенного шифра, указывают
поверхность нагрева радиантных труб и длину труб. Например, ГС-2 - 1050/24
(1050 - поверхность радиантных труб, м2; 24 - длина труб, м).
Устройство трубчатых печей
Трубчатая печь - это строительно-технологическое сооружение, состоящее из
следующих функциональных узлов: фундамента, каркаса, футеровки, змеевика,
горелок, утилизаторов тепла, дымовой трубы и гарнитуры.
Фундамент печи сооружают из монолитного или сборного железобетона и
конструктивно изолируют от воздействия высоких температур.
Каркас печи - основная несущая металлическая конструкция, воспринимающая
нагрузки от веса огнеупорной футеровки, трубчатого змеевика, вспомогательных
узлов. Конфигурация каркаса соответствует форме трубчатой печи.
Футеровка предназначена для защиты каркаса печи от воздействия высоких
температур и создания вторичного теплового излучения, повышающего тепловую
эффективность (к.п.д.) печи. Для снижения теплопотерь через футеровку и
создания безопасных условий эксплуатации печи с внешней стороны футеровка
покрывается слоем теплоизоляции.
Технологический змеевик печи - это наиболее ответственная часть печи,
изготовляемая из дорогостоящих горячекатаных бесшовных труб и работающая в
наиболее тяжелых температурных и коррозионных условиях.
Диаметр труб, из которых монтируется змеевик печей для АВТ установки,
обычно составляет 108х6, 158х8 и 219х10 мм. Длина труб - 12-18 м, а для
наиболее мощных печей - 24 м.
Цельносварной змеевик проще по устройству, надежен и герметичен, целиком
помещается в топку печи или камеру конвекции, что позволяет лучше
герметизировать топку и в целом печь и исключить вредные подсосы воздуха извне.
При горизонтальном расположении труб змеевика в печи они либо опираются
на кронштейны, либо помещены на подвесках, прикрепленных к каркасу печи. В
конвекционных камерах, где трубы змеевика собраны в многорядный пучок, они
опираются на трубные решетки, через которые пропущены трубы. Змеевик с
вертикальными трубами (печи ЦД) подвешивают к каркасу печи специальными
подвесками.
Горелки (или форсунки) служат для сжигания топлива, подаваемого в топку
печи. При этом они должны обеспечивать полное сжигание топлива, давать
устойчивый факел пламени, иметь высокую производительность (для сокращения
числа горелок на одну печь), быть конструктивно несложными и простыми в эксплуатации,
обладать возможностью их включения в систему автоматического регулирования
работы печи. По типу используемого топлива различают горелки газовые, горелки
на жидком топливе (мазутные) и комбинированные - на газовом и жидком топливе
(газомазутные). Газовые горелки по организации сжигания в них топлива бывают
пламенные и беспламенные (панельные). В пламенных горелках газ сжигается с
образованием факела, являющегося основным первичным излучателем в топке, а в
беспламенных - многотуннельной керамической панели так, что пламя из нее не
выходит, а сама она раскаляется до высокой температуры и служит излучателем
тепла. Из таких панелей набирается основная площадь боковых стен топки, и эти
стены излучают тепло на экран змеевика.
Все остальные типы горелок подают в топку факелы пламени. Наибольшее
распространение получила комбинированная горелка типа ГП. Горелка ГП может
работать как раздельно на газе или мазуте, так и одновременно сжигать оба вида
топлива. Расположение и число горелок в печи зависит от типа и общей
теплопроизводительности печи.
Утилизаторы тепла используют в трубчатых печах для уменьшения потерь
тепла с уходящими после конвекционной камеры дымовыми газами, которые имеют в
печах АВТ температуру порядка 300 ºC. Наиболее широко применяют рекуперацию
тепла этих газов на подогрев первичного воздуха, нагнетаемого в форсунки печи.
Это повышает к.п.д. печи как за счет снижения потерь тепла с уходящими дымовыми
газами, так и за счет повышения температуры в топке при подаче нагретого
воздуха на горение.
Подогрев воздуха производится в воздухоподогревателях трубчатого типа.
Поток горячего дымового газа входит в воздухонагреватель после конвекционной
камеры печи и уходит в дымовую трубу. Холодный воздух нагнетается вентилятором
и после нагрева поступает к форсункам.
Дымовая труба выполняет две основные функции - создает необходимую тягу в
топке печи и отводит вредные дымовые газы (содержащие оксиды углерода, азота и
серы и углеводороды) на большую высоту для лучшего их рассеяния в атмосфере.
Естественная тяга ΔР создается дымовой трубой за счет разницы плотностей
окружающего воздуха γв и дымовых газов γг : ΔР = Н(γв - γг). При этом, чем больше высота трубы
Н, тем выше разрежение в топке или на выходе из конвекционной камеры. Если
естественная тяга, создаваемая дымовой трубой, оказывается недостаточной для
создания минимального допустимого разрежения в топке - 0,1-0,2 кПа (из-за
большого гидравлического сопротивления печи по газовому тракту или малой высоты
трубы), то создают принудительную тягу. Для этого на потоке дымового газа после
его выхода из воздухоподогревателя устанавливают дымосос (вентилятор),
отсасывающий дымовой газ из печи и выбрасывающий его в дымовую трубу.
По своей конструкции и компоновке с печью дымовые трубы бывают трех типов
- металлические индивидуальные, металлические общие и железобетонные.
Индивидуальные металлические дымовые трубы обслуживают обычно одну печь и
устанавливаются либо непосредственно на печи (если камера конвекции расположена
над топкой), либо рядом с печью (если дымовые газы отводятся через газоход под
подом печи). Общие металлические дымовые трубы устанавливаются на земле для
обслуживания группы печей (2-4 печи), независимо от направления вывода дымовых
газов из печи. В этом случае система отвода дымовых газов из каждой печи
объединяется в общий газоход (под землей или над печами) и по нему газы
выводятся в дымовую трубу. Их высота обычно небольшая 20-40 м, если труба
устанавливается рядом с печью на земле, ее высота может достигать 50-60 м.
Железобетонные дымовые трубы устанавливают на современных мощных установках для
обслуживания всей группы из 4-5 печей с общим для всех печей дымососом. Высота
их обычно составляет 120-180 м.
Гарнитура трубчатой печи включает ее вспомогательные конструкционные и
эксплуатационные узлы - подвески и трубные решетки для змеевика,
предохранительные окна и люки-лазы, гляделки, шиберы дымоходов и др. В
радиантной камере печи имеется несколько рядов (по длине труб) подвесок,
предохраняющих трубы от провисания. Они подвергаются воздействию высоких (до
1100 ºC)
температур и агрессивных
дымовых газов и поэтому изготовляются из высоколегированной стали. Каждый тип
подвески предусматривает возможность компенсации термического расширения труб
змеевика в диапазоне температур от окружающей до рабочей. Трубные решетки
потолочных экранов и в камерах конвекции также служат для поддержания труб в
горизонтальном состоянии, их обычно устанавливают через 3-4 м по длине труб. Их
отливают из хромоникелевой стали.
Предохранительные окна служат для ослабления силы взрыва при аварии в
топке и предохранения печи от разрушения. Предохранительные окна рассчитаны на
то, чтобы при повышении давления в топке выше атмосферного они открывались,
выпуская избыток газов сгорания в атмосферу.
Люки - лазы служат для того, чтобы обслуживающий персонал мог попасть в
топку в период проведения там ремонтных работ или ревизии состояния стен топки
и змеевика.
Гляделки - небольшие (50-100 мм) отверстия в крышках люков или
предохранительных окнах, закрываемые откидными или поворотными крышками. Они
предназначены для систематического визуального контроля за горением форсунок,
характером факела горения, для осмотра состояния топки в рабочих условиях.
Шибер дымохода - это заслонка, с помощью которой регулируется сечение
дымохода и соответственно тяга в топке печи. В случае пожара в топке печи
шибером также отключают (отгораживают) печь от дымовой трубы и дымососа с тем,
чтобы в них не попало открытое пламя.
.3.3 Теплообменные аппараты
Процесс дистилляции нефти, как и любой тепловой процесс, реализуется
путем подвода теплового потока в ректификационную колонну и отвода из нее
соответствующего количества низкопотенциального тепла.
Функции регенерации тепла горячих потоков дистиллятов, а также их
конденсации, охлаждения, дополнительного нагрева и испарения выполняет на
установках АВТ разветвленная система теплообменных аппаратов различного
устройства.
От работы конденсаторов-холодильников, в частности, существенно зависит
нормальная работа ректификационных колонн, поскольку при неполной конденсации паров
начинает расти давление в колонне и меняется ее температурный режим. Поэтому
если давление в колонне начинает повышаться, в первую очередь изменяют режим
конденсации паров: увеличивают расход воздуха через АВО и подают свежую воду на
впрыск в поток воздуха. Если эти меры исчерпаны, а давление продолжает расти,
то это свидетельствует о забивке трубок АВО отложениями и необходимости их
очистки или замены. Для этого отключают поочередно отдельные части конденсатора
по парам и, не останавливая установку в целом, производят соответствующие
работы (очистку или замену).
В кожухотрубных холодильниках, используемых на АВТ для конденсации и
охлаждения паров легких углеводородов (колонна стабилизации) и паров,
отсасываемых сверху вакуумной колонны, забивке подвержены трубки пучка изнутри
(илом, накипью, и механическими примесями, которые несет вода), и в результате
значительная часть трубного пучка такого холодильника окажется закупоренной
отложениями. Это настолько снижает теплоотдачу, что трубный пучок извлекается
из кожуха для прочистки трубок или полностью заменяется новым.
В теплообменниках, где нагревается нефть, отложения в трубках могут быть
обусловлены присутствием высокосмолистых веществ нефти и содержащихся в ней
механических примесей. О загрязнении трубного пучка судят по снижению
температуры нагрева нефти по ходу ее в теплообменниках. Для очистки трубок
отдельные пары теплообменников выключают из работы (схема теплообменников этот
предусматривает) и очищают их трубные пучки. Очистку проводят без изъятия пучка
из кожуха гидроструйным аппаратом, «простреливая» каждую трубку струей воды под
высоким давлением. Если пучок необходимо заменить, то его извлекают из кожуха и
вставляют новый.
Кожухотрубчатые теплообменные аппараты с неподвижными трубными решетками.
Такие аппараты имеют цилиндрический кожух, в котором расположен пучок
теплообменных труб. Трубные решетки с развальцованными трубками крепятся к
кожуху аппарата. С одного конца теплообменный аппарат закрыт распределительной
камерой, с другого - крышкой. Аппарат оборудован штуцерами для
теплообменивающихся сред; одна среда идет по трубкам, другая проходит через
межтрубное пространство. В зависимости от числа перегородок в распределительной
камере кожухотрубчатые теплообменные аппараты делятся на одно-, двух- и
многоходовые в трубном пространстве.
Существенное различие между температурами трубок и кожуха в этих
аппаратах приводит к большему удлинению трубок по сравнению с кожухом, что
обусловливает возникновение напряжения в трубной решетке и может привести к
нарушению плотности вальцовки труб в решетке и попаданию одной
теплообменивающейся среды в другую. Поэтому теплообменники этого типа применяют
при разнице температур теплообменивающихся сред, проходящих через трубки и
межтрубное пространство, не более 50ºC и при сравнительно небольшой длине
аппарата. Очистка межтрубного пространства подобных аппаратов сложна, поэтому
теплообменники такого типа применяются в тех случаях, когда среда, проходящая
через межтрубное пространство, является чистой, не агрессивной, т.е. когда нет
необходимости в чистке. Достоинством аппаратов этого типа является простота
конструкции и, следовательно, меньшая стоимость. В зависимости от расположения
теплообменных труб различают теплообменные аппараты горизонтального и
вертикального типа.
Кожухотрубчатые теплообменные аппараты с плавающей головкой (с подвижной
трубной решеткой) являются наиболее распространенным типом поверхностных
аппаратов. Подвижная трубная решетка позволяет трубному пучку свободно
перемещаться независимо от корпуса. Трубчатый пучок может опираться на
ближайшую к плавающей головке перегородку, имеющую большую толщину, чем у
других перегородок, а при значительных размерах и массе пучок опирают на
катковые опоры. Для возможности свободного перемещения аппарата при нагреве
корпус теплообменника крепят к одной из опор подвижно. По кожуху
(межтрубному пространству) аппараты с плавающей головкой чаще всего выполняют
одноходовыми.
В кожухотрубчатых теплообменных аппаратах с плавающей головкой трубные
пучки сравнительно легко могут быть удалены из корпуса, что облегчает их
ремонт, чистку или замену. Однако следует заметить, что конструкция аппаратов с
подвижной решеткой относительно сложна, для ее изготовления требуется большой
расход металла на единицу поверхности теплообмена, при работе аппарата
плавающая головка недоступна для ремонта.
Кожухотрубчатые теплообменные аппараты с температурным компенсатором. В
этих аппаратах для частичной компенсации температурных напряжений используют
специальные гибкие элементы (расширители, компенсаторы), расположенные в
корпусе.
Кожухотрубчатые теплообменники с U-образными трубками имеют одну трубную решетку, в которую
вальцованы оба конца U-образных
трубок, что обеспечивает свободное удлинение трубок при изменении их
температуры. Преимущество теплообменников с U-образными трубками - отсутствие разъемного соединения внутри
кожуха, что позволяет успешно применять их при повышенных давлениях.
Недостатком таких аппаратов является трудность чистки внутренней и наружной
поверхности труб, вследствие которой они используются преимущественно для
чистых продуктов.
2. Характеристика исходной нефти
Производительность установки составляет G = 2,5 млн. т/год. Сырьем установки является Дмитриевская
нефть СIII. Физико-химическая характеристика
нефти приведена в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Физико-химическая характеристика Дмитриевской нефти СIII
|
Наименование
|
Значение
|
|
Плотность, ρ420
|
0,8406
|
|
Молекулярная масса
|
215
|
|
Вязкость ν20 , сСт
|
7,64
|
|
Вязкость ν50 , сСт
|
3,75
|
|
Температура застывания, °C
с обработкой без обработки
|
-10 -7
|
|
Температура вспышки в
закрытом тигле, °C
|
<-35
|
|
Давление насыщенных паров,
мм рт.ст. при 38°C при 50°C
|
303 -
|
|
Коксуемость, % масс.
|
3,1
|
|
Содержание, %масс. Смол
силикагелевых Смол сернокислотных Асфальтенов Парафина Серы Азота
|
9,4 14 0,52 3,5 1,22 0,12
|
|
Температура плавления
парафина, °C
|
59
|
|
Кислотное число, мг/г
|
0,17
|
|
Зольность, %
|
-
|
|
Выход фракций в весовых %
до 200°C до 350°C
|
25,9 48,7
|
Характеристика свойств Дмитриевской нефти СIII, определяющих вариант переработки нефти и качество основных
нефтепродуктов, приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.2 Свойства, определяющие шифр Дмитриевской нефти СIII
|
Наименование
|
Значение
|
|
1.Содержание серы, % масс.
в нефти в бензине (фр.нк-200°C) в керосине (фр.120-240°C) в дизтопливе
(фр.240-350°C)
|
1,22 следы 0,4 1,09
|
|
Класс нефти
|
3
|
|
2.Выход фракций до 350°C, %
масс.
|
50,8
|
|
Тип нефти
|
2
|
|
3.Суммарное содержание
базовых масел, % масс. на нефть на мазут
|
26,8 47,5
|
|
Группа нефти
|
1
|
|
4.Индекс вязкости масел
|
85
|
|
Подгруппа нефти
|
3
|
|
5.Содержание парафина в
нефти, % масс.
|
3,5
|
|
Вид нефти
|
2
|
|
Шифр нефти
|
3.2.1.3.2.
|
Сведения о разгонке (ИТК) Дмитриевской нефти СIII в аппарате АРН-2 приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 Состав Дмитриевской нефти СIII по ИТК
|
Пределы кипения фракций, °C
|
Выход фракций, % масс.
|
|
отдельной фракции
|
суммарный
|
|
1
|
2
|
3
|
|
До 28
|
2,1
|
2,1
|
|
28-75 1
|
2,3 2
|
4,4 3
|
|
75-100 100-112 112-128
128-140 140-150 150-156 156-166 166-180 180-194 194-212 212-230 230-250
250-270 270-285 285-300 300-321 321-340 340-360 360-378 378-400 400-418
418-435 435-454 454-480 остаток
|
2,4 2,4 2,4 2,5 2,6 2,7 2,6
2,6 2,7 2,9 2,8 2,7 2,7 2,8 2,8 2,9 2,7 2,8 2,9 2,9 2,9 2,09 3 2,9 30,2
|
6,8 9,1 11,5 14 16,6 19,3
21,9 24,5 27,2 30,1 32,9 35,6 38,3 41,1 43,9 46,8 49,5 52,3 55,2 58,1 61 63,9
66,9 69,8 100
|
Таблица 2.4 Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих
углеводородов (до С5)
|
Фракция
|
Выход в % на нефть
|
Содержание индивидуальных
углеводородов в весовых %
|
|
|
СН4
|
С2Н6
|
С3Н8
|
и-С4Н10
|
н-С4Н10
|
и-С5Н12
|
н-С5Н12
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
до С4 до С5
|
2,1 2,9
|
- -
|
4,8 3,5
|
21,6 15,5
|
12 8,7
|
61,6 44,5
|
- 13,2
|
- 14,6
|
Таблица 2.5
Потенциальное содержание фракций в нефтях (в весовых %)
|
Отгоняется до температуры,
°C
|
Количество фракции
|
Отгоняется до температуры,
°C
|
Количество фракции
|
|
28 60 62 70 80 85 90 95 100
105 110 120 122 130 140 145 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240
|
2,1 3,6 4 - - 5,5 - 6,4 6,7
7,6 8,5 10,2 10,5 12,1 14 15,3 16,6 20 22,5 24,5 26,2 28 30 31,3 32,9 34,4
|
250 260 270 280 290 300 310
320 330 340 350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 500
остаток
|
35,7 37,2 38,4 40 42 43,9
45,3 47 48 49,5 50,8 52,3 54 55,2 57 58,2 60,2 61,6 63,2 64,5 66 - - - 69,7
30,3
|
Таблица 2.6 Характеристика фракций, выкипающих до 200°C
|
Температура отбора, °C
|
Выход на нефть,%
|
ρ420
|
Фракционный состав, °C
|
Содержание серы, % масс.
|
Октановое число
|
|
|
|
н.к.
|
10%
|
50%
|
90%
|
|
без ТЭС
|
с добавкой 0,6 г ТЭС на 1
кг
|
с добавкой 2,7 г ТЭС на 1
кг
|
|
28-85
|
3,4
|
0,6670
|
54
|
63
|
79
|
следы
|
67,8
|
76,5
|
88
|
|
28-120
|
8,1
|
0,6950
|
56
|
66
|
86
|
108
|
следы
|
54,8
|
70
|
82,9
|
|
28-150
|
14,5
|
0,7110
|
59
|
72
|
103
|
133
|
0,07
|
47,7
|
62,5
|
-
|
|
28-180
|
22,4
|
0,7280
|
63
|
82
|
122
|
159
|
-
|
45
|
59,7
|
-
|
|
28-200
|
25,9
|
0,7380
|
66
|
90
|
130
|
177
|
0,15
|
43
|
57
|
-
|
Таблица 2.7 Характеристика керосиновых дистиллятов
|
Температура отбора °C
|
Выход на нефть %
|
Плотность ρ420
|
Фракционный состав, °C
|
Температура, °C
|
Высота не коптящего
пламени, мм
|
Содержание серы, %
|
Кислотность, мг КОН на 100
мл дистиллята
|
|
|
|
НК
|
10%
|
50%
|
90%
|
98%
|
Отгоняется до 270°C
|
помутнения
|
вспышки в закрытом тигле
|
|
|
|
|
150-280
|
23,4
|
0,805
|
167
|
179
|
210
|
250
|
264
|
-
|
-42
|
52
|
17
|
0,4
|
2,58
|
|
150-230
|
30,4
|
0,818
|
172
|
182
|
234
|
286
|
290
|
78
|
-37
|
61
|
16
|
0,61
|
5,35
|
Таблица 2.8 Характеристика дизельных топлив и их компонентов
|
T отбора, °C
|
Выход на нефть, %
|
Цетановоечисло
|
Фракционный состав
|
ρ420
|
v20 мм2/с
|
v50м м2/с
|
t,°C
|
Содержание серы %
|
|
|
|
10%
|
50%
|
90%
|
96%
|
|
|
|
застывания
|
вспышки
|
|
|
150-350
|
34,2
|
49
|
189
|
241
|
307
|
-
|
0,823
|
2,89
|
1,68
|
-32
|
55
|
0,7
|
|
200-350
|
22,8
|
52
|
212
|
266
|
310
|
-
|
0,839
|
4,11
|
2,34
|
-26
|
65
|
0,96
|
|
240-320
|
12,6
|
54
|
260
|
274
|
293
|
-
|
0,843
|
4,29
|
2,40
|
-22
|
62
|
0,97
|
|
240-350
|
16,4
|
56
|
264
|
283
|
313
|
-
|
0,848
|
6,09
|
2,94
|
-16
|
70
|
1,09
|
Таблица 2.9 Характеристика остатка нефти
|
Остаток после отбора
фракции до температуры, °C
|
Выход на нефть, %
|
Плотность ρ420
|
ВУ при 80°C
|
ВУ при 100°C
|
Температура, °C
|
Содержание серы, %
|
Коксуемость, %
|
|
|
|
|
|
застывания
|
вспышки в открытом тигле
|
|
|
|
выше 300°C
|
56,1
|
0,9232
|
3
|
1,81
|
6
|
173
|
1,72
|
7,72
|
|
выше 350°C
|
49,2
|
0,9310
|
5
|
2,45
|
10
|
195
|
1,80
|
8,90
|
|
выше 400°C
|
41,8
|
0,9390
|
10,75
|
4,30
|
15
|
225
|
1,90
|
11,48
|
|
выше 450°C
|
34
|
0,9441
|
-
|
7,69
|
19
|
260
|
2,10
|
15,21
|
Таблица 2.10
Характеристика нефти применительно к получению дорожных битумов
|
Нефть
|
Содержание, %
|
2,5П
|
А + С
|
А + С - 2,5П
|
|
асфальтенов
|
смол силикагелевых
|
парафинов
|
|
|
|
|
Дмитриевская СIII
|
0,52
|
9,4
|
3,45
|
8,625
|
9,92
|
+1,32
|
Так как значение А + С - 2П > 0, то для получения битума этот остаток
пригоден. Остаток (фр. > 500°С) Дмитриевской нефти СIII направляем на установку получения битума.
Таблица 2.11
Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
|
Температура отбора, °C
|
Выход
|
Характеристика базовых
масел
|
Содержание базового масла,
%
|
|
на нефть дистиллятной
фракции или остатка, %
|
ρ420
|
ν50мм2/с
|
ν100мм2/с
|
ν50/ν100
|
ИВ
|
Коэффициент ВВК
|
t застывания °С
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
на дистилляную фракцию или
остаток
|
на нефть
|
|
350-450
|
15,2
|
0,9047
|
15,97
|
4,44
|
3,6
|
106
|
-
|
-26
|
86,5
|
13,1
|
|
450-480
|
3,7
|
0,9000
|
43,8
|
17,5
|
2,5
|
85
|
0,84
|
-22
|
67,6
|
2,5
|
|
Остаток выше 480
|
30,3
|
0,8450
|
180
|
60
|
3
|
85
|
0,82
|
-15
|
36,9
|
11,2
|
3. Обоснование выбора варианта и технологической схемы перегонки нефти.
Характеристика качества конечных нефтепродуктов
.1 Характеристика качества конечных продуктов перегонки нефти
Технологическая схема АВТ должна обеспечивать получение выбранного
ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом.
Бензиновые фракции:
Таблица 3.1.1 Автомобильный бензин (ГОСТ 2084-77)
|
Показатели
|
Норма по маркам
|
Фр. 28-120 °С
|
Фр. 28-180 °C
|
|
А-72
|
А-76
|
АИ-93
|
АИ-98
|
|
|
|
Детонационная стойкость (ОЧ
моторный метод), не менее
|
72
|
76
|
85
|
89
|
54,8 (-)
|
45 (-)
|
|
Температура начала
перегонки, °С не ниже - летнего - зимнего
|
35 не норм.
|
35 не норм.
|
35 не норм.
|
35 не норм.
|
56 (+)
|
63 (+)
|
|
10% перегоняется при
температуре, °С не выше - летнего - зимнего
|
70 55
|
70 55
|
70 55
|
70 -
|
66 (+)
|
82 (-)
|
|
50% перегоняется при
температуре, °С не выше - летнего - зимнего
|
115 100
|
115 100
|
115 100
|
115 -
|
86 (+)
|
122 (-)
|
|
90% перегоняется при
температуре, °С не выше - летнего - зимнего
|
180 160
|
180 160
|
180 160
|
180 -
|
108 (+)
|
159 (+)
|
|
Конец кипения бензина, 0С
не выше - летнего - зимнего
|
195 185
|
195 185
|
195/205 185/195
|
195 -
|
-
|
-
|
|
Кислотность, мг КОН на
100мл бензина, не более
|
3,0
|
3,0
|
3,0/0,8
|
3,0/1
|
-
|
-
|
|
Массовая доля серы, % не
более
|
0,1
|
0,1
|
0,1
|
0,1
|
Следы (+)
|
-
|
Фракция 28-120оС не соответствует ГОСТ 2084-77 по октановому числу.
Фракцию 28-120°С направляем на вторичную перегонку для разделения на две
фракции: 28-62°С и 62-120°С. Выделенную фракцию 28-62°С направляем на установку
изомеризации для получения высокооктанового компонента моторных бензинов или
сырья нефтехимического синтеза. Фракцию 62-120°С направляем на установку
каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов моторных
топлив.
Дизельные фракции:
Таблица 3.1.2 Топливо для быстроходных дизелей (ГОСТ 4749-73)
Норма по маркам
|
Фр. 240-3500C
|
|
|
ДЛ
|
ДЗ
|
ДА
|
ДС
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
Цетановое число, не менее
|
45
|
45
|
45
|
50
|
56
|
+
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
10% перегоняется при
температуре, 0С не ниже
|
-
|
200
|
200
|
-
|
264
|
+
|
|
50% перегоняется при
температуре, 0С не выше
|
290
|
280
|
255
|
280
|
283
|
±
|
|
96% перегоняется при
температуре, 0С не выше
|
360
|
340
|
330
|
340
|
-
|
|
|
Вязкость кинематическая при
20 0С, сСт
|
3,5-6,0
|
3,5-6,0
|
1,5-4,0
|
4,5-8,0
|
6,09
|
±
|
|
Температура застывания, 0С,
не выше
|
-10
|
-45
|
-60
|
-15
|
-16
|
±
|
|
Температура вспышки, 0С, не
ниже
|
65
|
50
|
35
|
90
|
70
|
±
|
|
Содержание серы, % не более
Общей Меркаптановой
|
0,2 0,01
|
0,2 0,01
|
0,2 0,01
|
0,2 0,01
|
1,09 -
|
-
|
|
Кислотность, мг КОН на
100мл топлива, не более
|
5
|
5
|
5
|
5
|
47
|
-
|
Фракция 240-350оС не соответствует ГОСТ 4749-73 по содержанию серы.
Дистиллят направляем на установку гидроочистки. После этого используем его как
топливо марок ДЛ, ДА.
.2 Обоснование выбора технологической схемы переработки
Вариант перегонки нефти выбирают на основе шифра нефти и качества
основных нефтепродуктов, получение которых возможно из заданной нефти.
В атмосферном блоке технологическая схема выбирается по трем параметрам:
содержание серы в нефти (<0,5%; 0,5-1%; >1%); содержание бензиновых
фракций (28-200°С) в нефти (<15%; >15%); производительность установки
(<1,5 млн. т/г; >1,5 млн. т/г).
Схему с основной ректификационной колонной и с отбензинивающей колонной
применяют для нефтей, в которых содержание бензиновых фракций превышает 15%,
производительность больше 1,5 млн. т в год (для Дмитриевской нефти СIII содержание бензиновых фракций 28%,
производительность установки 2,5 млн. т в год).
Дмитриевская нефть СIII
характеризуется высоким содержанием базовых масел (26,8 % на нефть) и высоким
индексом вязкости (ИВ = 85), в связи с этим, целесообразно получать из этой
нефти товарные масла. Выбираем вариант переработки: топливно-масляный, в
качестве технологической схемы: атмосферный блок - выбираем схему с
предварительной отбензинивающей колонной и основной атмосферной колонной;
вакуумный блок - двухколонная схема масляного профиля.
Установка состоит из следующих блоков:
.Атмосферная перегонка нефти с получением следующих продуктов:
Фракция 28 - 120°С
Фракция 120 - 180°С
Фракция 180 - 240°С
Фракция 240 - 350°С
Фракция >350°С.
В атмосферной колонне дизельная фракция разбивается на два боковых погона
: фракцию 180 - 240 °С и фракцию 240 - 350 °С.
. Вакуумная перегонка мазута с
получением следующих продуктов:
масляная фракция (фракция 350 - 420°С)
масляная фракция (фракция 420 - 500°С)
гудрон (фракция >500°С).
В вакуумном блоке первая колонна служит для отделения фракций до 350 °C и
получения широкой фракции 350 - 500 °C, которая после повторного нагрева
разделяется на масляные дистилляты (легкий и тяжелый) во второй колонне.
.3 Описание технологической схемы установки
Обессоленная и обезвоженная нефть 1 прокачивается насосом Н-1 через
теплообменники Т-1 - Т-4, где нагревается за счет тепла готовых или
циркулирующих нефтепродуктов и поступает на разделение в отбензинивающую
колонну К-1. Назначение К-1 - извлечь из нефти остатки растворенного в ней газа
и бензиновую фракцию с температурой конца кипения 120°C. Для повышения четкости
выделения этой фракции из нефти при кратности орошения 1,5-2,0 в низ
отбензинивающей колонны подводится поток тепла «горячей струей», нагрев
осуществляется в печи. Из сепаратора этой колонны отбирается жирный
углеводородный газ IV с давлением,
близким к давлению в отбензинивающей колонне. Газ IV из Е-1 обычно используют как топливо в печах этой же
установки АВТ. Нестабильный бензин V (фр. 28 - 120°C) из этого же сепаратора насосом Н-2 частично возвращают
в колонну К-1 как орошение, а остальную балансовую часть подают в колонну
стабилизации.
Отбензиненная нефть VI из
колонны К-1 прокачивается насосом Н-3 в трубчатую атмосферную печь П-1, где
нагревается до 350°C, и поступает в атмосферную колонну К-2. Давление в колонне
К-2 поддерживается близким к атмосферному (0,12 - 0,15 МПа). Назначение К-2 -
разделение предварительно отбензиненной нефти на несколько светлых (топливных)
фракций. Головным продуктом колонны К-2 является компонент бензина VII (фр. 120 - 180°C), пары которого,
пройдя холодильники ХВ-2 и Х-2, поступают газоводоотделитель Е-2, где очищаются
от воды III и газа IV. Из газоводоотделителя Е-2 дистиллят VII подается частично на орошение в
колонну К-2, а остальное его количество выводится с установки. Тепло в К-2
подводится только потоком нагретого сырья из-за невозможности повысить
температуру низа колонны без опасности термического разложения остатка. Поэтому
для создания потока паров в отгонной части колонны под нижнюю тарелку подается
перегретый до 380 - 400°C водяной пар в количестве 1,2-2 % (мас.) на сырье
колонны. Для создания потока орошения во всех укрепляющихся секциях избыточное
тепло отводят острым орошением наверху колонны (возвратом части бензина из
сепаратора) и двумя промежуточными орошениями под тарелкой выводов дизельного
топлива. Из отпарной колонны К-3 насосом Н-5 отбираемая дизельная фракция 180 -
240°C (VIII) прокачивается в теплообменник Т-1 и
холодильник ХВ-5, где охлаждается. Пары из отпарной колонны К-3 поступают
обратно в атмосферную колонну К-2.
Дизельная фракция 240 - 350°C отбирается с тарелки колонны К-2 и подается
в отпарную колонну К-4 для окончательного выделения из нее легких
углеводородов. Из отпарной колонны К-4 насосом Н-6 отбираемая фракция 240 -
350°C (IX) прокачивается в теплообменник Т-2 и
холодильники ХВ-4 и Х-6, где охлаждается и выводится с установки. Пары из отпарной
колонны К-4 поступают обратно в атмосферную колонну К-2. Подачей водяного пара
в низ стриппингов осуществляют отпарку легкокипящих фракций и регулируют точку
начала кипения и температуру вспышки этих дистиллятов. Изменение температуры
конца кипения дизельного топлива производится за счет изменения количества
флегмы, перетекающей из колонны в стриппинг (чем больше это количество, тем
выше температура конца кипения).
Мазут XI (>350°C), уходящий снизу колонны
К-2, насосом Н-8 прокачивается в печь П-2 и затем поступает в питательную
секцию вакуумной колонны К-5, где происходит отделение испарившейся части
мазута от жидкости. В зоне ввода сырья давление в этой колонне составляет
обычно 10-15 кПа (0,01-0,015 МПа), а наверху ее - 5-7 кПа (0,005-0,007 МПа). Такое
давление поддерживается за счет откачки из системы «печь - колонна -
коммуникации» атмосферного воздуха (подсасываемого через неплотности фланцевых
соединений) и легких углеводородов (С1 - С7), образующихся за счет небольшой
деструкции мазута при его нагреве в печи. Для откачки этой смеси
несконденсированных газов используют пароэжекторный насос Э-1 (2- или
3-ступенчатый с конденсацией паров между ступенями). В качестве эжектирующего
агента применяют перегретый водяной пар (Р = 1,0-1,5 МПа). Поток несконденсированного
газа XII направляется обычно в топку печи для
сжигания, чтобы не загрязнять атмосферу углеводородами и сероводородом.
Сверху колонны для отвода тепла на конденсационных тарелках создается
циркуляционное орошение ВЦО (циркуляция фракции XIII - фр. <350°C). ВЦО со второй тарелки забирается
насосом Н-9, охлаждается на 50-70°C в теплообменнике Т-5 и подается в верхнюю
первую ректификационную тарелку. Задача ВЦО - полная конденсация
углеводородного парового потока. Однако достичь полной конденсации не удается,
потому что при температуре входа в колонну около 60-80°C температура паров
наверху колонны обычно не ниже 70°C, а при этой температуре и давлении 5 кПа в
смеси с водяным паром не конденсируется до 1-2% на мазут легких углеводородных
фракций (из-за низкого парциального давления - около 1-3 кПа), и они выводятся
из конденсационно-вакуумсоздающей системы. Часть циркулирующей наверху флегмы
ВЦО выводится из колонны как материальный поток масляной фракции XIII, выкипающей до 350°C. Между выводами
боковых погонов XIII и XIV обычно расположено 8-10 тарелок.
Снизу колонны отбирается остаток - гудрон XVIII (>500°C), который прокачивается насосом Н-11 в
теплообменник Т-4 и затем в холодильники ХВ-3 и Х-5, где охлаждается и
выводится с установки. Отгонная часть колонны имеет сужение, что способствует
уменьшению времени пребывания остатка в колонне во избежание его разложения под
влиянием высокой температуры. Снизу отгонной части колонны вводится перегретый
водяной пар в количестве 0,8-1,5 % (масс.) на сырье колонны.
В колонне К-6, как головной продукт, отбирается фракция XV (фр. <350°C), которая
прокачивается через теплообменник Т-7 и насосом Н-12 подается частично на
орошение в колонну К-6, а остальное ее количество выводится из колонны К-6.
Боковым погоном является фракция XVI
(фр. 350-420°C). Поток XVI
(фр. 350-420°C) охлаждается в теплообменнике Т-8 и подается насосом Н-13
частично на орошение в колонну К-6, остальное его количество охлаждается в
холодильнике ХВ-7 и выводится с установки. Снизу колонны отбирается фракция XVII (фр. 420 - 500°C), которая
прокачивается насосом Н-14 через теплообменник Т-9, холодильник ХВ-8, где
охлаждается и выводится с установки.
4. Технологические расчеты процесса и основных
аппаратов
Таблица 1. Расчетный материальный баланс установки АВТ
производительностью 2,5 млн.т/год
|
Статьи баланса
|
Выход на нефть, % масс.
|
Расход
|
|
|
т/год
|
т/сут
|
кг/ч
|
|
Взято:
|
|
|
|
|
|
Нефть
|
100
|
2500000
|
7500,8
|
312500
|
|
Итого
|
100
|
2500000
|
7500,8
|
312500
|
|
Получено:
|
|
|
|
|
|
1.Углеводородный газ (до
С4)
|
2,1
|
52500
|
157,5
|
6562,5
|
|
2. Бензиновая фр. 28-120°С
|
8,1
|
202500
|
607,6
|
25312,5
|
|
3. Бензиновая фр. 120-180°С
|
14,3
|
357500
|
1072,6
|
44687,5
|
|
4. Дизельная фр. 180-240°С
|
9,7
|
242500
|
727,6
|
30312,5
|
|
5. Дизельная фр. 240-350°С
|
16,7
|
417500
|
1252,6
|
52187,5
|
|
6. Масляная фр. 350-420°С
|
10,5
|
262500
|
787,6
|
32812,5
|
|
7. Масляная фр. 420-500°С
|
11,5
|
287500
|
862,6
|
35937,5
|
|
8. Остаток > 500°C
|
27,1
|
677500
|
2032,7
|
84687,5
|
|
Итого
|
100
|
2500000
|
7500,8
|
312500
|
При работе установки 8000 ч в год.
.1 Расчет атмосферной колонны
Таблица 4.1.1 Материальный баланс отбензинивающей
колонны
|
Статьи баланса
|
Выход на нефть, % масс.
|
Расход
|
|
|
т/год
|
т/сут
|
кг/ч
|
|
Взято: Нефть
|
100
|
2500000
|
7500,8
|
312500
|
|
Итого
|
100
|
2500000
|
7500,8
|
312500
|
|
Получено:
|
|
|
|
|
|
1.Углеводородный газ
|
2,1
|
52500
|
157,5
|
6562,5
|
|
2.Бензиновая фр. 28-120°С
|
8,1
|
202500
|
607,6
|
25312,5
|
|
3.Нефть отбензиненная
|
89,8
|
2245000
|
6735,7
|
280625
|
|
Итого
|
100
|
2500000
|
7500,8
|
312500
|
Таблица 4.1.2 Материальный баланс атмосферной колонны
|
Статьи баланса
|
Выход на нефть, % масс.
|
Выход на сырье колонны, %
масс.
|
кг/ч
|
|
Взято: Нефть отбензиненная
|
89,8
|
100
|
280625
|
|
Итого
|
89,8
|
100
|
280625
|
|
Получено:
|
|
|
|
|
1.Фракция 120-180°C
|
14,3
|
15,9
|
44619,4
|
|
2.Фракция 180-240°С
|
9,7
|
10,8
|
30307,5
|
|
3.Фракция 240-350°С
|
16,7
|
18,6
|
52196,3
|
|
4.Мазут
|
49,1
|
54,7
|
153501,9
|
|
Итого
|
89,8
|
100
|
280625
|
Выбор числа и типа тарелок
Используем клапанные тарелки, гидравлическое
сопротивление которых колеблется в зависимости от типа клапанной тарелки и её
состояния в пределах 4 - 7 мм рт. ст. Принимаем перепад давления на одну
тарелку (ΔРт) равным 0,6 кПа. В отгонной части колонны принимаем четыре
тарелки: n1 = 4. В укрепляющей части колонны -
от зоны питания до тарелки вывода фракции 240 - 350°С принимаем 10 тарелок: n2 = 10. От тарелки вывода фракции
240-350°С до тарелки вывода фракции 180-240°С принимаем 12 тарелок: n3=12. В
верхней части колонны - от тарелки вывода фракции 180-240°С до верха - 10
тарелок: n4 = 10. Принимаем в стриппингах по 4 тарелки.
Итого в колонне принято 36 тарелок, из которых в укрепляющей части 32
шт., а в отгонной - 4 шт.
Расчет давления по высоте колонны
Расчет давления по высоте колонны ведем сверху вниз,
учитывая перепад давления на тарелках.
Давление в емкости орошения (Рс) принимаем равным 140
кПа. Потери давления от верха колонны до емкости орошения (ΔР) принимаем равными 30 кПа. Общее
давление вверху колонны (Рв) определяем по формуле:
Рв = Рс + ΔР = 140 + 30 = 170 кПа
Общее давление на тарелке вывода фр. 180-240°С находим
из уравнения:
Pl80-240 = Рв + n4·ΔРт
Pl80-240 = 170 + 10·0,6 = 176 кПа
Общее давление на тарелке вывода фр. 240-350°С:
Р240-350 = Рв + (n3 + n4)·ΔРт = 170 + (12 + 10)·0,6 = 183,2 кПа
Давление в зоне питания (Рэв) колонны:
Рэв = Рв + (n4 + n3 + n2)·ΔРт = 170 + (10 + 12 + 10)·0,6 = 189,2 кПа
Давление внизу колонны:
Рн = Рэв + n1·ΔРт = 189,2 + 4∙0,6 = 191,6 кПа
Расчет расхода водяного пара
Расход водяного пара в основной атмосферной колонне
колеблется в пределах 1,6-2,8 % масс. на загрузку колонны по сырью. Принимаем
расход водяного пара равным 2% масс. на отбираемые фракции. Дальнейший расчет
ведем на 100 кг сырья. Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть
колонны, находим из выражения:
низа = gМ ·0,02
где gM - расход мазута; gM = 54,7 кг;
,02 - расход водяного пара, в долях от единицы.низа = 54,7·0,02 =
1,094 кг
Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны
(стриппинга) К-2/2:
/2 = g240-350 • 0,02 = 18,6 • 0,02 = 0,372 кг
где g240-350 - расход фракции 240-350°С, кг; g240-350= 18,6 кг.
Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/1:
/1= g180-240 • 0,02 = 10,8 • 0,02 = 0,216 кг
где g180-240 - расход фракции 180-240°С, кг; g180-240 =10,8 кг.
Определим количество водяного пара по высоте колонны.
Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 240-350°С:-350 = Zниза
= 1,094 кг
Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 180-240°С:-240 = Zниза
+ ZK-2/2 = 1,094 + 0,372 = 1,466 кг
Количество водяного пара на верху колонны:
Zверха
= Zниза + ZK-2/2 + ZK-2/1 = 1,094 + 0,372 + 0,216 = 1,682 кг
Расчет количества флегмы по высоте колонны
В ректификационной колонне на тарелках осуществляется контакт
поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма
создается в результате того, что часть верхнего продукта простой колонны
возвращается в жидком состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие.
Отношение количества орошающей жидкости к количеству дистиллята данной простой
колонны называется флегмовым числом. Чем выше флегмовое число, тем более
высокой четкости ректификации удается добиться. При расчете колонны принимаем
условно, что флегмовое число по высоте колонны одинаково и равно двум.
Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 240-350°С,
определяем по формуле:
gфл240-350 = g240-350
·2 = 18,6 · 2 = 37,2 кг
Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции
180-240°С:
gфл180-240 = g180-240
·2 = 10,8 · 2 = 21,6 кг
Количество флегмы вверху колонны:
gфл120-180 = g120-180
·2 = 15,9 · 2 = 31,8 кг
Определение доли отгона отбензиненной нефти
Температура нагрева нефти в печи перед атмосферной
колонной находится в пределах 320-370°С. Для определения температуры нагрева
нефти необходимо рассчитать процесс однократного испарения сырья.
Принимаем температуру отбензиненной нефти на входе в
колонну равной tон = 350°C.
С помощью кривой ИТК для отбензиненной нефти и ОИ при
температуре tон = 350°C и давлении эвапорационного
пространства Рэв = 189,2 кПа = 1419 мм рт. ст. определяем долю отгона еон =
0,756.
Определение температуры низа колонны
Колонна работает с вводом водяного пара в ее нижнюю
часть, где происходит испарение наиболее легкой части углеводородов, на что
тратится теплота и температура мазута снижается на 10-25°С по отношению к
температуре входа сырья в зону питания. Количество водяного пара, подаваемого в
низ атмосферной колонны, составляет 2% масс. на мазут. С помощью графической
зависимости разницы температур tон-tм от количества водяного пара (в %
масс.) определяем температуру низа колонны:
tон-tм =
17°Cн = tм = 350 - 17 = 333°С
Расчет температур вывода боковых погонов
Расчет парциального давления фракций
Таблица 4.1.3.
Расчет парциального давления фракции 120-180°С (Робщ =
170 кПа)
|
Компонент
|
Расход (Gi),
кг
|
Mi
|
 , кмоль 
|
|
|
|
Водяной пар Фр. 120-180°С +
+ острое орошение
|
1,682 15,9 + 31,8 = 47,7
|
18 151
|
0,0934 0,3159
|
0,2282 0,7718
|
38,794 131,206
|
|
Итого
|
49,382
|
-
|
0,4093
|
1
|
170
|
Таблица 4.1.4. Расчет парциального давления фракции
180-240°С в сечении ее вывода (Робщ = 176 кПа)
|
Компонент
|
Расход (Gi), кг
|
Mi
|
, кмоль
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Водяной пар Фр. 120-180°С
Фр. 180-240°С + флегма
|
1,466 15,9 10,8 + 21,6 =
32,4
|
18 151 190
|
0,0814 0,1053 0,1705
|
0,2279 0,2948 0,4773
|
40,1104 51,8848 84,0048
|
|
Итого
|
49,766
|
-
|
0,3572
|
1
|
176
|
Таблица 4.1.5 Расчет парциального давления фракции
240-350°С в сечении ее вывода (Робщ = 183,2 кПа)
|
Компонент
|
Расход (Gi), кг
|
Mi
|
, кмоль
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Водяной пар Фр. 120-180°С
Фр. 180-240°С Фр. 240-350°С + флегма
|
1,094 15,9 10,8 18,6 + 37,2
= 55,8
|
18 151 190 255
|
0,0608 0,1053 0,0568 0,2188
|
0,1376 0,2384 0,1286 0,4954
|
25,20832 43,67488 23,55952
90,75728
|
|
Итого
|
83,594
|
-
|
0,4417
|
1
|
183,2
|
Определение температуры вывода боковых погонов и
температуры на верху колонны
Температура вверху колонны и температуры вывода
боковых погонов определяем графическим методом. Для этого строим кривые ИТК и
линии ОИ при атмосферном давлении соответствующих фракции и затем с помощью
графика Кокса строим линии ОИ фракций при их парциальных давлениях.
Парциальное давление фракции 180-240°С составляет
84,0048 кПа.
Парциальное давление фракции 240-350°С составляет
90,75728 кПа.
В результате построений получены следующие температуры:
-
температура вверху колонны 
°С (фр.
120-180°С)
температура
вывода фракции 180-240°С 
°С
температура
вывода фракции 240-350°С 
°С.
Тепловой
баланс колонны
Целью
расчета теплового баланса основной колонны является определение количества
теплоты, которое необходимо вывести из колонны циркуляционными орошениями и
расход циркуляционных орошений. Тепловой баланс основной атмосферной колонны
приведен в табл. 4.1.6.
Таблица 4.1.6. Материальный и тепловой баланс
атмосферной колонны
Статьи баланса Расход (Gi, кг) 
Температура,
°СЭнтальпия, кДж/кгКоличество теплоты(Qi · 103),
кДж/ч
Q = Gi·H или
|
Q = Gi·h
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
паров (Hi)
|
жидкости (hi)
|
|
|
Приход:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефть
|
|
|
|
|
|
|
|
|
отбензиненная, в т.ч.:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- пары
|
75,6
|
0,7985
|
0,8029
|
350
|
1104,31
|
|
83,485836
|
|
- жидкость
|
24,4
|
0,8665
|
0,8705
|
350
|
|
855,63
|
20,877372
|
|
Острое орошение
|
31,8
|
0,7592
|
0,7638
|
30
|
|
59,67
|
1,897506
|
|
Итого
|
131,8
|
|
|
|
|
|
106,260714
|
|
Расход:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Фр. 120-180°С +
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ острое орошение
|
47,7
|
0,7592
|
0,7638
|
166
|
668,70
|
|
31,89699
|
|
Фр. 180-240°С
|
10,8
|
0,8107
|
0,8150
|
190
|
|
422,94
|
4,567752
|
|
Фр. 240-350°С
|
18,6
|
0,8416
|
0,8458
|
274
|
|
641,15
|
11,92539
|
|
Мазут
|
54,7
|
0,9310
|
0,9348
|
333
|
|
775,64
|
42,427508
|
|
Итого
|
131,8
|
|
|
|
|
|
90,81764
|
На основании данных, приведенных в табл. 4.1.6.,
находим дебаланс теплоты, то есть относительную разность между количеством
тепла, приносимым в колонну и количеством тепла, выводимого из колонны с
фракциями. Дебаланс находим по следующей формуле:
где
Δ
- дебаланс теплоты, % отн.;
Qприх -
количество теплоты, вводимое в колонну потоками сырья и острого орошения,
кДж/ч; в нашем примере Qnpих = 106,260714 • 103 кДж/ч;
Qpacx -
количество теплоты, выводимое из колонны с мазутом, верхним и боковыми
погонами, кДж/ч; Qpacx = 90,81764 • 103 кДж/ч.
Выбор числа и расхода циркуляционных орошений
В атмосферной колонне два циркуляционных орошения
(первое или верхнее - ЦО 1, второе или нижнее - ЦО 2). Температуры вывода
циркуляционных орошений определим, учитывая величины перепада температур на
одну тарелку по формуле:
где
- температура вывода циркуляционного орошения, °С;
-
температура вывода соответствующего бокового погона, °С;
-
перепад температуры на одну тарелку, °С.
Перепад
температуры на одну тарелку между тарелками вывода фракций 180-240 и 240-350°С:
Перепад температуры на одну тарелку между тарелками
вывода фракций 240-350°C и зоной питания:
Температуры вывода циркуляционных орошений:
Температуры
ввода циркуляционных орошений в колонну принимаем на 50°C ниже температур
вывода циркуляционных орошений:
Рассчитаем
расход циркуляционных орошений, для чего требуется знать количество теплоты,
которое необходимо вывести из колонны:
кДж
Теплоту,
снимаемую циркуляционным орошением, находим по формуле:
ΔQi - тепло,
снимаемое циркуляционным орошением, кДж/ч;
gцo -
расход циркуляционного орошения, кг/ч;
htвыв.цо -
энтальпия циркуляционного орошения, выводимого из колонны, кДж/ч;
htвв.цо -
энтальпия циркуляционного орошения, вводимого в колонну, кДж/ч.
Примем,
что расход циркуляционных орошений одинаков по массе (gцo1 = gцo2 = gцoi)
Отсюда
находим среднее значение gцoi
gцo1 = gцo2 =
57,6 кг/ч
кДж/ч
кДж/ч
Проверка:
кДж/ч
Определение
основных размеров колонны
Расчет
нагрузки сечений колонны по парам и жидкости
Диаметр колонны рассчитываем с учетом максимальной нагрузки по парам и
жидкости. Для определения нагрузки рассматриваем несколько сечений колонны.
Сечение I-I , сечение под верхней тарелкой
Составляем материальный баланс по парам и жидкости в
сечении I-I.
Нагрузка по парам
g1-1 = G120-180
+ g гoo
где g1-1 -
поток паров, проходящий через сечение I-I, кг;
G120-180 - расход паров фракции 120-180°С; G120-180 =15,9 кг;
gгoo - расход
горячего орошения (внутренней флегмы), возникающего от острого орошения, кг.
Горячее орошение от острого (gгoo) образуется в
результате контакта поднимающихся паров с острым орошением в верхней части
колонны. Наиболее тяжелые компоненты паров конденсируются и образуют флегму -
горячее орошение от острого. Рассчитаем количество горячего орошения по
формуле:
где
gгoo - расход горячего орошения от острого, кг;
Нверх
- энтальпия паров вверху колонны, кДж/кг;
Hвход -
энтальпия острого орошения, кДж/кг;
-
энтальпия паров при температуре в сечении I-I,
кДж/кг;
-
энтальпия горячего орошения (флегмы) при температуре в сечении I-I,
кДж/кг;
Нагрузка
по жидкости: 
Температуру
в сечении I-I (сечении под верхней тарелкой) найдем из уравнения:
где
tI-I - температура в сечении I-I,
°С;
tверха -
температура вверху колонны, °С;
Δt - перепад тсмператур на одну тарелку, °С.
Определим
энтальпии фракции 120-180°С (
):
Н206,8
= 757,97 кДж/кг; h30 = 59,67 кДж/кг;
Н170,08
= 677,34 кДж/кг; h170,08 = 384,50 кДж/кг;оо = 31,8 кг.
Сечение
II-II, между вводом и выводом первого циркуляционного орошения
Нагрузка
по парам:
,
где
- расход паров, проходящих через сечение П-П, кг;
- расход
паров фракции 120-180°С;
= 10,8
кг.
- расход
флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 180-240°С, кг.
=: 21,6
кг;
- горячее
орошение, возникающее от первого циркуляционного орошения, кг.
где
ΔQ1 -
теплота, снимаемая первым циркуляционным орошением (ЦО 1), кДж/ч;
ΔQ1 = 7,35·103
кДж/ч;
Ht и ht -
энтальпии паров и жидкости ЦО 1 при температуре 206,8°С.
Условно
принимаем, что плотность ЦО 1 равна плотности фракции 180-240°С ( = 0,8107, =
0,8150). Определим энтальпии паров и жидкости ЦО 1:
Н206,8
= 741,09 кДж/кг; h206,8 = 466,9 кДж/кг;
-II =
15,9 + 10,8 + 21,6 + 26,8 = 75,1 кг
Нагрузка
по жидкости:
где
- поток жидкости, проходящий через сечение II-II,
кг;
- расход
ЦО 1, кг; =57,6 кг.
= 21,6 +
57,6 + 26,8 = 106 кг
Рассчитывать
нагрузку в сечении под тарелкой вывода ЦО 1 нет смысла, поскольку это сечение
имеет нагрузку по парам такую же, а по жидкости меньше на , чем рассмотренное сечение II-II.
Сечение
III-III, сечение между тарелкой ввода и вывода второго циркуляционного орошения
Нагрузка
по парам:
,
где
- количество паров, проходящих через сечение III-III,
кг;
-
количество паров фракции 240-350°С; = 18,6
кг;
-
количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 240-350°С, кг; = 37,2 кг;
-
горячее орошение, возникающее от второго циркуляционного орошения, кг.
,
где
ΔQ2 -
тепло, снимаемое вторым циркуляционным орошением (ЦО 2), кДж/ч;
ΔQ2 = 8,09·103 кДж/ч;
Ht и ht -
энтальпия паров и жидкости ЦО 2 при температуре 289,2°С, кДж/кг.
Условно
принимаем, что плотность ЦО 2 равна плотности фракции 240-350°С ( = 0,8416, =
0,8458). Определим энтальпии паров и жидкости ЦО 2:
Н289,2
= 925,55 кДж/кг; h289,2 = 684,82 кДж/кг.
-III =
15,9 + 10,8 + 18,6 + 37,2 + 33,61 = 116,11 кг
Нагрузка
по жидкости:
где
- поток жидкости, проходящий через сечение III-III,
кг.
= 37,2 +
57,6 + 33,61 = 128,41 кг
Сечение IV-IV, сечение в зоне питания
Сечение проходит по питательной секции ниже ввода
сырья. Принимаем условно, что количество флегмы, стекающей с тарелки вывода
фракции 240-350°С, до сечения IV-IV не меняется.
В состав парового потока входят пары, поступившие с
сырьем (паровая фаза - Gc) и
пары, поднимающиеся из отгонной части колонны (Gниз). Количество последних можно определить из материального
баланса части колонны, лежащей ниже сечения IV-IV:
,
где
L - расход сырья на входе в колонну, кг; L=
100 кг;
gм - расход
мазута, кг; gм = 54,7 кг;
-
массовая доля отгона.
Gниз = 100 ∙
(1 - 0,756) + 37,2 - 54,7 = 6,9 кг
Нагрузка
по парам:
Giv-iv = Gc + Gниз,
где Gc - количество паров, поступивших в колонну с сырьем;
Gc = L ∙ = 100 ∙ 0,756 = 75,6 кг
Giv-iv =
100 + 37,2 - 54,7 = 82,5 кг
Нагрузка
по жидкости:
gIV-IV = Gc + gфл.240-350
= 75,6 + 37,2 = 112,8 кг
В
табл. 4.1.7. представлены нагрузки по парам и жидкостям в различных сечениях
колонны.
Таблица
4.1.7
Нагрузка
по парам и жидкостям в различных сечениях колонны
|
Сечение
|
Нагрузка сечения, кг
|
|
по парам
|
по жидкости
|
|
I-I
|
91,73
|
75,83
|
|
II-II
|
75,1
|
106
|
|
III-III
|
116,11
|
128,41
|
|
IV-IV
|
82,5
|
112,8
|
Расчет диаметра колонны
Диаметр колонны рассчитываем в трех сечениях:
сечение I-I - сечение под верхней тарелкой;
сечение IV-IV - сечение в зоне питания;
самое нагруженное сечение из оставшихся (выбираем
сечение III-III). Сечение колонны определяем по формуле:
где
Vn - объемный расход паров в рассчитываемом сечении
колонны, м3/с;
Wдоп -
допустимая скорость паров в рассчитываемом сечении колонны, м/с.
Объем
паров в рассчитываемом сечении определяем по уравнению:
где
GHi - количество нефтяных паров в рассчитываемом сечении,
кг;
Мhi -
молярные массы нефтяных фракций;
Z - количество
водяных паров в рассчитываемом сечении, кг;
-
молярная масса воды;
t - температура
в рассчитываемом сечении, °С;
Робщ
- общее давление в рассчитываемом сечении, МПа;
k - коэффициент
пересчета со 100 кг сырья на реальную загрузку колонны. Коэффициент пересчета k
определяем из соотношения:
где
Gc - массовый расход сырья, кг/ч. Gc =
280625 кг/ч.
Допустимую
скорость паров определяем по формуле:
где
С - коэффициент, величина которого зависит, от конструкции тарелок и расстояния
между ними. Его величину определяем по формуле:
C = K · C1 - C2 · (λ - 35)
где
К - коэффициент, который зависит от типа тарелок. Так для клапанных тарелок
К=1,15;
С1
- коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками.
Примем
расстояние между тарелками равным 600 мм, тогда С1 = 750.
С2
- коэффициент, равный 4 для клапанных тарелок;
λ - коэффициент, учитывающий влияние жидкостной нагрузки на допустимую
скорость паров. Определим величину этого коэффициента по формуле:
где
Wc - объемная нагрузка колонны по жидкой фазе в
рассчитываемом сечении, м3/ч.
n - число сливных устройств на тарелке;
Если расчетное значение λ<10, то принимаем значение λ=10.
В случае, если λ>65,
следует принять тарелки
с большим числом сливных устройств.
Допустимая скорость паров в любой атмосферной колонне
составляет 0,8-1,0 м/с. Однако это не означает, что любая меньшая линейная
скорость может обеспечить нормальные условия работы колонны. Фактическая
линейная скорость паров в колонне должна быть не менее 60% от допустимой, т.е.
необходимо обеспечить минимальную скорость паров в колонне не менее 0,5-0,6
м/с, а еще лучше на уровне 0,7-0,8 м/с.
Нагрузку колонны по жидкой фазе находим из соотношения
где
g - массовая нагрузка по жидкости в рассчитываемом
сечении, кг/ч;
рж
- плотность жидкой фазы при температуре в рассматриваем сечении, г/см3.
рп
- плотности паров, кг/м3.
Плотность
жидкости находим из выражения
где
t - температура в рассматриваемом сечении, °С;
α = 0,000903 - 0,00132 ∙
(ρ420 - 0,7).
Плотность
паров определяем из соотношения:
где
Gn - расход паров в рассматриваемом сечении, кг.
Gn = ΣGHi + Z
Диаметр
колонны определяем по формуле:
Высоту
подпора жидкости над сливной перегородкой рассчитываем по формуле:
где
Δh - высота подпора жидкости над сливной перегородкой,
м.
Высота
подпора жидкости не должна превышать 50 мм.
l - периметр
слива (длина сливной перегородки), м.
Длина
сливной перегородки может быть рассчитана по формуле:
l= (0,75-0,8)·d
где d -
диаметр колонны в рассматриваемом сечении, м.
Расчет диаметра колонны в сечении I-I
Принимаем
число сливных устройств n=4.
Расчет
диаметра колонны в сечении III-III
GIII-III
=116,11 кг
gIII-III =
128,41 кг
,
где
Nk- количество вещества компонентов, находящихся в
паровой фазе в рассматриваемом сечении, кмоль.
,
кмоль
м3/с
г/см3 =
648,9 кг/м3
кг/м3
м3/ч
Принимаем
число сливных устройств n=4.
Расчет
диаметра колонны в сечении IV-IV
GIV-IV = 82,5 кг
gIV-IV = 112,8 кг
,
где
Nk- количество вещества компонентов, находящихся в
паровой фазе в рассматриваемом сечении, кмоль.
кмоль
м3/с
г/см3 =
605,3 кг/м3
кг/м3
м3/ч
Принимаем
число сливных устройств n=4.
Принимаем диаметр основной атмосферной колонны по
наибольшему значению из полученных диаметров различных сечений: d = 4,74 м. По стандартному ряду
диаметров принимаем d = 5 м.
Расчет высоты
колонны
Общая высота колонны складывается из высот отдельных
ее частей, на которые она условно разбивается. Высоту ее верхней части (над
верхней тарелкой) определяем по формуле
Н1 = 0,5 ∙ d = 0,5 ∙ 5 = 2,5 м
где d -
диаметр колонны, м.
Расчет высоты ведем, зная число тарелок по высоте
колонны и расстояния между ними. Расстояние между тарелками (Δh) принимаем равным 0,6 м.
Высоту части колонны, расположенной над зоной питания
можно рассчитать:
Н2 = (n - 1)
Δh
где n = 32
шт.
Н2 = (32 - 1) ∙ 0,6 = 18,6 м
Высота зоны питания колонны (Н3) составляет 2-3
расстояния между тарелками:
H3 = 3 ∙ 0,6 = 1,8 м
H4 = (n1 - 1) ∙ Δh = (4 - 1) ∙ 0,6 = 1,8 м
где n1 -
число тарелок в отгонной части колонны; n1 = 4 шт.
Н5 = 1,5-2,0 м - расстояние от нижней тарелки до
уровня жидкости в низу колонны (принимаем равной 2 м).
Н6 - высота нижней части колонны определяется в
зависимости от объема жидкости в низу колонны.
Высоту
столба жидкости h' находим по формуле:
,
где
VH - общий объем нефти, находящийся внизу колонны, м3.
Этот
объем должен обеспечивать работу насоса, откачивающего жидкость из колонны в
течение 10 мин после прекращения подачи нефти на установку, а время пребывания
обеспечить максимальную отпарку легких фракций от мазута. Величину объема
нефти, находящейся в низу колонны, рассчитываем по формуле.
где
-плотность мазута, кг/м3; = 931 кг/м3.
Vполусф - объем
нефти, находящейся в полусферическом днище колонны, м3.
м3
м3
Объем
полусферического днища больше, чем объем мазута, необходимого для поддержания
нормальной работы колонны, то есть величина h'=0.
м
Высота
юбки Н7 = 4 м.
Общая
высота колонны равна:
Н
= 2,5 + 18,6 + 1,8 + 1,8 + 2 + 2,5 + 4 = 33,2 м.
.2 Расчет трубчатой печи
Для нагрева потока отбензиненной нефти, поступающего в основную
атмосферную колонну с температурой входа в нее 350°C, принимаем трубчатую печь
типа ГН-2.
Топливо
- газ состава (в масс. долях): С2Н6 - 4,8 %, С3Н8 - 21,6 %, изо-С4Н10 - 12 %,
н-С4Н10 - 61,6 %. Массовый расход отбензиненной нефти Gон = 280625
кг/ч. Начальная и конечная температура отбензиненной нефти t1 =
176 оC (определяем по началу прямой ОИ для давления Р = 189,2 + 40 = 229,2 кПа
= 1719 мм рт. ст.) и t2 = 355 оC. Доля отгона еон = 0,756. Относительная
плотность отбензиненной нефти 
.
Плотность газа при нормальных условиях 
2,34
кг/м3.
Определяем
низшую объемную теплоту сгорания топлива (в кДж/м3) по формуле:
Таблица
4.2.1 Состав топлива в массовых процентах
Определим
элементарный состав топлива в массовых процентах. Содержание углерода в любом
компоненте топлива находим по соотношению:
Содержание
углерода:
Содержание
водорода
Проверка
%
Определим
теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг газа, по
формуле
Коэффициент
избытка воздуха изменяется в пределах 1,05÷1,2. Принимаем коэффициент избытка воздуха a = 1,1. Тогда действительное количество воздуха, необходимое для
сжигания 1 кг газа, равно:
,
где
=1,293 кг/м3 - плотность воздуха при нормальных
условиях.
Определим
количество продуктов, образующихся при сгорании 1 кг топлива:
Суммарное
количество продуктов сгорания:
Проверка:
Содержанием
влаги в воздухе пренебрегаем.
Найдем
объемное количество продуктов сгорания на 1 кг топлива (при нормальных
условиях):
Суммарный
объем продуктов сгорания:
Плотность
продуктов сгорания при 0 оС и 1 атм:
Определим
энтальпию продуктов сгорания на 1 кг топлива при различных температурах по
уравнению:
Таблица
4.2.2
Зависимость
теплоемкостей дымовых газов от температуры
Таблица
4.2.3 Зависимость энтальпии дымовых газов от температуры
|
Т, К
|
JT, кДж/кг
|
Т, К
|
JT, кДж/кг
|
Т, К
|
JT, кДж/кг
|
Т, К
|
JT, кДж/кг
|
|
273
|
0
|
700
|
8717,09
|
1300
|
22476,22
|
1900
|
37539,11
|
|
300
|
524,78
|
900
|
13097,86
|
1500
|
27401,85
|
2100
|
42710,35
|
|
500
|
4508,09
|
1100
|
17686,31
|
1700
|
32434,22
|
2300
|
47960,32
|
КПД печи найдем по формуле:
где
- потери тепла в окружающую среду, в долях от низшей
теплоты сгорания топлива (составляют 6%);
- потери
тепла с уходящими дымовыми газами, в долях от низшей теплоты сгорания топлива.
Принимаем
температуру дымовых газов, покидающих конвекционную камеру печи, на 130 К выше
температуры Т1 сырья, поступающего в печь:
При
найдем по графику J-T
потерю тепла с уходящими дымовыми газами: 
или в
долях от низшей теплоты сгорания топлива:
КПД
печи равен:
Полная
тепловая нагрузка печи 
где
- полезное тепло печи, кДж/ч.
Полезное
тепло печи рассчитываем по формуле:
где
, 
,
- энтальпии отбензиненной нефти при температурах
входа в атмосферную колонну (355 оС) и выхода из отбензинивающей колонны (176
оС).
кДж/ч
Часовой расход топлива:
или
Поверхность
нагрева радиантных труб определяется по формуле
где
- количество тепла, переданного сырью в камере
радиации, кВт;
-
теплонапряжение радиантных труб, кВт/м2.
Количество
тепла, переданного сырью в камере радиации (прямая отдача топки), найдем из
уравнения теплового баланса топки:
где
- коэффициент эффективности (кпд) топки; 
- энтальпия дымовых газов на выходе из камеры радиации
при температуре Тп, кДж/кг топлива.
Принимаем
Тп = 1023 К и определим по графику J-T:
Потери
тепла в окружающую среду равны 6 %. Пусть 4 % из этого количества составляют
потери тепла в топке. Тогда:
Примем
теплонапряжение поверхности радиантных труб для печи ГН равным = 40,7 кВт/м2.
Таким
образом, поверхность нагрева радиантных труб будет равна:
Полагая
на основе опытных и расчетных данных, что нефть в конвекционных трубах не
испаряется, найдем ее энтальпию на входе в радиантные трубы из уравнения:
Тогда
температура отбензиненной нефти на входе в радиантные трубы будет Тк = 237 оC.
Выбираем
в соответствии с ГОСТ 8734-75 трубы диаметром 127×8 мм с полезной длиной lтр = 9,5 м
(полная длина трубы с учетом заделки концов в трубные двойники равна 10 м).
Число
радиантных труб:
Принимаем
= 258 труб.
Поверхность
нагрева конвективных труб определяется по формуле:
где
- количество тепла, передаваемого сырью в
конвекционных трубах, Вт; 
= 32,6 - коэффициент теплопередачи в конвекционной
камере печи, Вт/(м2К); 
- средний температурный напор, К.
Количество
тепла, передаваемое сырью в конвекционных трубах:
В
конвекционной камере теплопередача от дымовых газов к сырью в трубах
осуществляется при смешанно-перекрестном токе с индексом противоточности,
равным единице. Поэтому средний температурный напор рассчитывается по уравнению
Грасгофа:
где
Таким
образом, поверхность нагрева конвекционных труб:
В
камере конвекции по ГОСТ 8734-75 устанавливаем трубы с полезной длиной lтр
=9 м, наружным диаметром 102×8 мм.
Определим
число труб в конвекционной камере:
Принимаем
=477 труб.
Принимаем
число труб по горизонтали в одной камере 
=10.
Число
труб по вертикали:
(принимаем
m = 48)
Высота,
занимаемая трубами в конвекционной камере, при шаге труб по глубине
конвекционного пучка 
=0,148 м:
Расчет количества горелок в печи
Применим комбинированную горелку типа ГП - 2. Она может работать
раздельно на газе или мазуте, а может и одновременно сжигать оба вида топлива,
при этом она обеспечивает достаточно полное сжигание топлива, дает устойчивый
факел пламени, имеет высокую производительность, ее конструкция не сложна,
горелка проста в эксплуатации, имеет возможность включения в систему
автоматического регулирования работы печи.
Техническая характеристика горелки ГП - 2:
|
Теплопроизводительность
|
2,4 МВт
|
|
Производительность
|
|
|
по мазуту
|
216 кг/час
|
|
по газу
|
250 м3/час
|
|
Давление перед горелкой
|
0,4 МПа
|
|
Давление
|
|
|
мазута
|
0,4 МПа
|
|
пара
|
0,45 МПа
|
|
газа
|
0,02 МПа
|
|
Удельный расход пара
|
0,20 кг/кг мазута
|
|
Коэффициент избытка воздуха
|
1,1
|
|
Длина факела
|
5,5м
|
|
Масса
|
73кг
|
Количество горелок в трубчатой печи
NГ = QT / qГ
где qГ - номинальная
теплопроизводительность одной горелки (кВт),
QT -
полная тепловая нагрузка печи (кВт); QT = 231,4 кДж/ч = 64280 кВт.
NГ = QT / qГ = 64280/2400 = 26,8. Принимаем NГ = 27.
Продукты сгорания, полученные при горении топлива в горелках, проходя по
камерам печи, отдают свое тепло радиантным и конвективным трубам змеевиков и
далее поступают в дымовую трубу.
.3 Расчёт кожухотрубчатого теплообменника
Нефть в количестве 312500 кг/ч поступает в теплообменник (Т-1) с
температурой t`2=50 °C, где нагревается за счет тепла дизельной фракции 180-240 °C в количестве G1=30312,5 кг/ч. Начальная температура
горячего потока t`1=190 °C, конечная t``1=90 °C. КПД
теплообменника принимаем η = 0,98.
Относительные плотности:
нефти:
;
горячего
носителя: 
.
Энтальпии нефти и фракции 180-240 °C определяем по формуле Крега:
Энтальпия
фракции 180-240 °C при температуре входа t`1=190 °C:
Энтальпия
фракции 180-240 °C при температуре выхода t``1=90 °C:
Энтальпия
нефти при температуре входа t`2=50 °C:
Уравнение
теплового баланса:
Из
этого уравнения определим энтальпию нефти на выходе из теплообменника:
Этой
энтальпии соответствует температура t``1=61,2 °C.
Тепловая
нагрузка теплообменника равна:
Определим
среднюю разность температур теплоносителей, учитывая, что в аппарате осуществляется
противоток теплоносителей по схеме:
Δtб/Δtм =
128,8/40 = 3,22 > 2
Примем
на основании практических данных коэффициент теплопередачи в теплообменнике k=185
Вт/(м2·К). Тогда предполагаемая поверхность теплообмена определится по формуле:
В
соответствии с необходимой поверхностью теплообмена выбираем один теплообменник
с плавающей головкой (ГОСТ 14246-79) с поверхностью теплообмена 141 м2 при
длине труб 9000 мм и расположением их в решётке по вершинам равносторонних
треугольников, диаметр кожуха 600 мм, диаметр труб 25×2 мм, число ходов по трубам 4, площадь самого узкого
сечения в межтрубном пространстве равна 0,04 м2, площадь сечения одного хода по
трубам равна 0,016 м2, диаметр условного прохода штуцеров для трубного
пространства равен 150 мм, диаметр условного прохода штуцеров к межтрубному
пространству равен 200 мм..
Запас:
.4
Расчет водяного холодильника (кожухотрубчатого)
В
водяной холодильник поступает горячий поток фракции 180 - 240°C с температурой t1 =
90°C из теплообменника в количестве 30312,5 кг/ч, где охлаждается за счет
водяного потока до температуры t2 = 40°C. Вода поступает в холодильник при температуре
tв' = 27°C, а выходит из холодильника при температуре tв"
= 40°C. КПД холодильника принимаем η = 0,98.
Относительная
плотность горячего потока: .
Энтальпию
фракции 180-240 °C определяем по формуле Крега:
Энтальпия
фракции 180-240 °C при температуре входа t1=90 °C:
Энтальпия
фракции 180-240 °C при температуре выхода из аппарата t2=40
°C:
Определяем
количество тепла, вносимого фракцией 180 - 240°C, по формуле:
Определим
среднюю разность температур теплоносителей. Выбираем противоточную схему
теплообмена.
Δtб = 90 - 40 =
50°C
Δtм = 40 - 27 =
13°C
Δtб/Δtм =
50/13 = 3,85 > 2
Примем
на основании практических данных коэффициент теплопередачи k=120
Вт/(м2·К). Тогда предполагаемая поверхность теплообмена определится по формуле:
Принимаем
по ГОСТ 14246-79 кожухотрубчатый холодильник со следующими характеристиками:
поверхность теплообмена 284 м2 при длине труб 6000 мм и расположении их в
решётке по вершинам квадратов, диаметр кожуха 1000 мм, диаметр труб 25×2 мм, число ходов по трубам 2, площадь одного хода по
трубам равна 0,103 м2, площадь самого узкого сечения в межтрубном пространстве
равна 0,117 м2.
Запас:
5. Мероприятия, предусматриваемые для защиты
окружающей среды
Законодательством практически всех стран
предусматриваются меры защиты природы, которые применительно к нефтепереработке
можно отнести к трем категориям:
. меры ограничительно-запретительные;
. меры предупредительного характера;
. инженерно-технические мероприятия по уменьшению или
прекращению выбросов вредных веществ в окружающую среду на действующих производствах.
К мерам ограничительно-запретительным относится
установление предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных веществ в воде,
воздухе и почве, превышение которых наказуемо по закону. Отдельно для почвы ПДК
не регламентируется, однако допустимым содержанием химических веществ в ней
считается такое, при котором гарантируется их поступление в контактирующие с
почвой среды в количествах, соответствующих уровню ПДК для водоемов и воздуха и
допустимым концентрациям вредных веществ в выращиваемых в этой почве культурах.
Меры предупредительного характера по охране окружающей
среды обычно состоят в том, что уже на стадии разработки той или иной
технологии и проекта по ее реализации предусматриваются меры, предотвращающие
вредные выбросы в окружающую среду.
Применительно к установкам АВТ относятся следующие
меры.
1. Уменьшение количества засоленных
стоков с блока ЭЛОУ за счет подбора оптимального режима обессоливания
(температура, расход деэмульгатора, напряженность поля и др.) и выбора
рациональной схемы подачи промывной воды на каждую ступень и по ступени.
2. Использование биологически
разлагаемых деэмульгаторов, частично остающихся в растворенном состоянии в
водном стоке ЭЛОУ.
3. Герметизация тех аппаратов и
оборудования, в которых возможны утечки легких углеводородов. В первую очередь
герметизация нефтяных резервуаров и емкостей, куда поступают готовые легкие
нефтепродукты с установки.
Для крупных нефтяных резервуаров существует два
наиболее радикальных способа снижения потерь от испарения и "дыхания"
- устройство открытых плавающих крыш резервуаров и плавающих понтонов на
поверхности нефти в резервуарах со стационарными крышами. Использование этих
устройств, исключающих паровые пространства над уровнем нефти, позволяет
сократить потери легких углеводородов из резервуаров на 80-85% по сравнению с
резервуарами с паровым пространством. Резервуары с понтонами, защищенные также
от атмосферных осадков и пыли, считаются более перспективными.
Другой проблемой, возникающей при герметизации аппаратуры, является улавливание
выбросов из предохранительных клапанов, устанавливаемых на аппаратах с
избыточным давлением (ректификационных колоннах, сепараторах, испарителях,
дегидраторах и др.). Выбросы рабочей среды из этих клапанов случаются при
отклонении давлений в аппаратах от регламентного максимума. Для того чтобы эти
выбросы не попадали в атмосферу, проектируются закрытые системы их сбора. Такая
система включает коллектор сбора выбросов от группы предохранительных клапанов
какого-либо аппарата, трубопровод отвода их в сборную емкость-сепаратор и
систему использования собираемых в этой емкости потоков. Газовая фаза из этой
емкости через систему каплеуловителей обычно сбрасывается в факельную сеть
завода, а жидкая фаза насосом откачивается в поток сырья установки.
4. Очистка нефти и получаемых на АВТ дистиллятов от
серы и азота, с тем чтобы существенно снизить загрязнение атмосферы
сероводородом и оксидами серы и азота (при использовании моторных топлив). Для
обычных сернистых нефтей эта задача сводится, как правило, к гидроочистке
светлых дистиллятов и вакуумного газойля до остаточного содержания серы
максимум 0,2% (мас.).
Для сернистых нефтей с большим содержанием меркаптанов
задача усложняется тем, что меркаптаны содержатся в наиболее легких фракциях
нефти (до 100-120 °С), обладают очень большой летучестью, неприятным запахом и
являются токсичными для человека. Переработка таких нефтей на АВТ сопряжена с
интенсивной коррозией аппаратов и попаданием меркаптанов в атмосферу, что
недопустимо. Поэтому до первичной перегонки такой нефти из нее удаляют
меркаптансодержащие фракции (обычно до 100 или 150 °С), очищают их от
меркаптанов (процессом "Мерокс" или гидроочисткой) и затем направляют
их на переработку (раздельно или в смеси с сырой нефтью, из которой они были выделены).
5. Сокращение количества сбрасываемой в естественные водоемы воды,
использованной в технологии в качестве хладагента.
Этот вопрос решается тремя путями. Первый - это переход от прямоточного
охлаждения ("водоем - холодильник" или "конденсатор
нефтепродукта - водоем") на замкнутую систему оборотного охлаждения
("градирня - холодильник" или "конденсатор - градирня"), с
подпиткой этой системы свежей водой из водоема для компенсации потерь воды от
испарения в градирне. Это позволяет резко сократить расход свежей воды из рек и
озер на технологические нужды, однако усложнило систему охлаждения за счет
строительства и эксплуатации сложных, громоздких и дорогостоящих градирен -
охладителей. Кроме того, в градирнях вода охлаждается за счет испарения ее
части, а испаряющаяся вода уносит с собой в атмосферу и следы легких
нефтепродуктов, которые попадают в оборотную воду через неплотности аппаратуры.
Таким образом, в экологическом отношении системы оборотного водоснабжения также
небезупречны.
Второй путь - это перевод систем водяного охлаждения и конденсации
нефтепродуктов на воздушное, позволяющий исключить использование воды как
хладагента. Это почти на порядок позволило сократить расход воды и практически
исключило загрязнение водоемов охлаждающей водой.
Третий путь касается систем конденсации паров в вакуумсоздающих системах
АВТ. Барометрические конденсаторы смешения с прямым контактом воды и нефтяных
паров были заменены на системы закрытого охлаждения водой в поверхностных
конденсаторах, а сейчас разработаны схемы конденсационно-абсорбционные, где
вода как хладагент полностью исключена, и соответственно исключен один из
наиболее загрязненных потоков технологической воды.
. Сокращение количества щелочных стоков за счет использования новых,
экологически более предпочтительных процессов удаления или нейтрализации кислых
соединений, в частности гидроочистки.
Все перечисленные выше меры предупредительного характера по защите
природы позволяют ограничить или вовсе исключить попадание вредных веществ в
окружающую среду. Однако, несмотря на все эти активные меры, пока не удается
создать полностью замкнутые технологии, не взаимодействующие с окружающей
средой. Технология переработки нефти использует природные компоненты (нефть,
воду, воздух) и возвращает в природу компоненты нефти (пластовую воду, соли,
газ), а также воду и воздух, не загрязненные в процессе переработки. Поэтому
задачей третьей группы мер (инженерно-технических) являются утилизация и
обезвреживание этих неизбежных отходов технологии переработки нефти с тем,
чтобы нейтрализовать или полностью исключить их вредное влияние на окружающую
среду.
дистилляция
нефть фракция индексация
Заключение
Курсовой проект на тему «Проект установки первичной переработки
Дмитриевской нефти СIII Куйбышевской
области» выполнен в соответствии с заданием:
на основании данных о физико-химических свойствах нефти и ее отдельных
фракций был предложен топливно-масляный вариант ее переработки;
разработана технологическая схема установки;
обоснован выход товарных продуктов установки;
на основе исходных данных (производительность установки 2,5 млн. т/год)
выполнен технологический расчет основных аппаратов установки АВТ: основной
атмосферной колонны, трубчатой печи, кожухотрубчатого теплообменника, водяного
холодильника.
Список использованной литературы
1. Нефти
СССР. Справочник, Т-2. М., Химия, 1971-74г.
. Мановян
А.К. Химия и первичная переработка нефти и газа./Учебное пособие/АГТУ, 2001.
. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. М., Химия,
1972.
. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник
нефтепереработчика. Л., Химия, 1980.
. Танатаров И.А. и др. Проектирование установок первичной
переработки нефти. М., Химия, 1975. - 200с.
. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и
газа./под ред. Б.И. Бондаренко М., Химия, 1983. - 123с.
. Кузнецов А.А. и др. Расчет процессов и аппаратов
нефтеперерабатывающей промышленности. Л., Химия, 1974.
. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии
переработки нефти и газа. М., Химия, 1980г. - 256с.
. Багиров
И.Г. Современные установки первичной переработки нефти. М., Химия, 1974. -
240с.