Установка первичной переработки нефти (стр. 3 из 8)
В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом будут являться растворенные газы С2-С4 и фракция нк-140 0С – нестабильный бензин, который направляем на блок стабилизации в колонну К-3 для извлечения из нестабильного бензина растворенных газов. Это позволяет полностью удалить газы из жидкой фазы уже на входе в колонну К-2 вследствие чего колонна работает при более низком давлении температуре. Уменьшается металлоемкость и стоимость оборудования, затраты на нагрев сырья. Кроме того, в колонне К-1 наряду с газами С2- С4 удаляются солёная вода и коррозионно-активные газы, что благоприятно влияет на сохранность последующего ректификационного и теплообменного оборудования.
В колоннах К-1 и К-2 устанавлаваем клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок.
В основной атмосферной колонне К-2 дистиллятом будет являться фракция нк-140оС; фракции 140-180 0С, 180-230°С и 230-360°С выводятся боковыми продуктами в жидком виде, снизу колонны выводится мазут (>360°С). Фракцию нк-140оС объединяем с продуктом колонны К-1 и направляем на блок стабилизации. Фракцию 180-230°С можем использовать после гидроочистки как компонент зимнего ДТ или в смеси с фракцией 230-360°С как летнее дизельное топливо – в этом случае фракции объединяем после блока теплообменников. Для четкости разделения фракций применяем стриппинги.
Данная схема, в случае необходимости, позволяет получать керосиновую фракцию (140-180 0С+180-230°С), что положительно сказывается на возможном ассортименте нефтепродуктов.
В низ колонны подается водяной пар в количестве 1% на отбензиненную нефть. Для отвода тепла в основной атмосферной колонне К-2 применяем три циркуляционных (верхнее, среднее и нижнее) орошения, теплоту которых используем для подогрева сырой нефти.
3.2.2. Блок стабилизации и чёткой ректификации.
Стабилизации подвергаем бензин из К-1 и фракцию нк-140оС сверху К-2. Согласно рекомендациям [18] блок стабилизации оснащается стабилизатором и несколькими простыми ректификационными колонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашем случае – одна колонна четкой ректификации, что соответствует заданию. В колонне К-3 производим разделение нестабильного бензина на газ и бензин. Температура в низу стабилизационной колонны поддерживается за счет циркуляции через испаритель нижнего продукта, что позволяет отказаться от печи и снизить расход топлива и выбросы дымовых газов. Стабильный бензин из куба колонны стабилизации отправляется в колонну чёткой ректификации К-4 с целью получения сырья процессов изомеризации (нк-70оС) и каталитического риформинга (70-140оС).
Рис. 3.2. Блок стабилизации бензина.
Из-за отсутствия в нефти растворенного метана и малого количества этана получить сухой газ практически невозможно. Поэтому в емкости орошения получаем сухой газ с содержанием пропана до 7 %, который подаем в качестве топлива в технологические печи установки и рефлюкс.
3.2.3. Вакуумный блок.
На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.
1. Тарельчатая ректификационная колонна.
2. Вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.
Рис. 3.3. Вакуумный блок.
За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Из-за того, что получать базовые масла из вакуумных дистиллятов нецелесообразно, из колонны выводим два боковых погона и вакуумный газойль. Затемненный продукт используем для подогрева низа колонны в качестве «горячей струи». Теплоту вакуумных дистиллятов используем для подогрева сырой нефти.
Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа, применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровых эжекторов и поверхностных конденсаторов [18] (одна ступень обеспечивает остаточное давление около 13кПа, две – 7-8кПа).
Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционного орошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капель жидкости.
3.3. Блок теплообменников
Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 єС. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы – на основании материального баланса (п. 5)
Таблица 3.1. - Характеристика теплоносителей
| Теплоноситель | Расход, % масс. на нефть | Начальная температура теплоносителя, °С |
| Теплоносители основной атмосферной колонны К-2 | ||
| Верхнее циркуляционное орошение К-2 (ВЦО К-2) кратность 4 | 10 | 150 |
| Среднее циркуляционное орошение К-2 (СЦО К-2) в районе фракции 180-230оС кратность 3 | 18 | 220 |
| Фракция 180-230°С | 5,9 | 200 |
| Фракция 230-360°С | 16,13 | 320 |
| Нижнее циркуляционное орошение К-2 (НЦО К-2) кратность 2 | 32 | 320 |
| Теплоносители вакуумной колонны К-7 | ||
| Верхнее циркуляционное орошение К-7 (ВЦО К-7) кратность 15 | 43 | 170 |
| Среднее циркуляционное орошение К-7 (СЦО К-7) кратность 2 | 25 | 270 |
| Нижнее циркуляционное орошение К-7 (НЦО К-7) кратность 1 | 11 | 330 |
| Фр. 360-450оС | 12,5 | 260 |
| Фр. 450-550оС | 10,55 | 320 |
| Гудрон (>530°С) | 37,54 | 340 |
Расчет схемы теплообмена до электродегидраторов:
1-й поток
Т-101:
∆tн=(150-50)∙5/50=10 єC
10+10=200С
Т-102:
∆tн=(125-70)∙21,5/50=24 єC
20+24=44 єC
Т-103:
∆tн=(145-120)∙18,0/50=9 єC
44+9=53 єC
Т-104:
∆tн=(155-100)∙12,5/50=14 єС
53+14=67 єС
Т-105:
∆tн=(230-170)∙37,54/50=51 єС
67+51=118 єС
2-ой поток
Т-201:
∆tн=(150-50)∙5/50=10 єC
10+10=200С
Т-202:
∆tн=(125-70)∙21,5/50=24 єC
20+24=44 єC
Т-203:
∆tн=(200-65)∙5,9/50=16 єC
44+16=60 єC
Т-204:
∆tн=(255-110)∙16,13/50=47 єС
60+47=107 єС
Потоки объединяем и с температурой 113,5 оС направляем в электродегидраторы.
Расчет схемы теплообмена после электродегидраторов
1-й поток
Т-106:
∆tн=(170-125)∙21,5/50=19 єС
105+19=124 єС
Т-107:
∆tн=(220-145)∙9,0/50=14 єС
124+14=138 єС
Т-108:
∆tн=(260-155)∙6,25/50=13 єС
138+13=151 єС
Т-109:
∆tн=(270-180)∙12,5/50=23 єС
151+23=174 єС
Т-110:
∆tн=(330-230)∙0,78∙11/50=17 єС
174+17=191 єС
Т-111:
∆tн=(320-230)∙0,78∙16,0/50=22 єС
191+22=213 єС
Т-112:
∆tн=(320-240)∙0,78∙10,55/50=13 єС
213+13=226 єС
Т-113:
∆tн=(340-250)∙0,78∙18,77/50=26 єС
226+26=252 єС
2-ой поток
Т205:
∆tн=(170-125)∙21,5/50=19 єС
105+19=124 єС
Т-206:
∆tн=(220-145)∙9,0/50=14 єС
124+14=138 єС
Т-207:
∆tн=(260-155)∙6,25/50=13 єС
138+13=151 єС
Т-208:
∆tн=(270-180)∙12,5/50=23 єС
151+23=174 єС
Т-209:
∆tн=(250-230)∙0,78∙34,54/50=11 єС
174+11=185 єС
Т-210:
∆tн=(320-220)∙0,78∙16,0/50=25 єС
185+25=210 єС
Т-211
∆tн=(320-255)∙0,78∙16,13/50=16 єС
210+16=226 єС
Т-212
∆tн=(340-250)∙0,78∙18,77/50=16 єС
226+16=252 єС
Потоки объединяем и с температурой 252 оС направляем в колонну К-1.
Тепло теплоносителей с температурой выше 100оС можем использовать для выработки водяного пара или подогрева бензина на блоке стабилизации.
Рис. 3.4. Схема подогрева нефти до электродегидраторов.
Рис. 3.5. Схема подогрева нефти после электродегидраторов.
4. Расчёт количества и состава паровой и жидкой фаз в ёмкости орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)
В ёмкость орошения К-1 поступают лёгкий бензин и углеводородные газы. В состав бензина входит 100% фракции н.к.-105оС от её потенциала содержания в нефти и 40% фракции 105-140оС – 0,036∙0,4=0,0144 (табл. 1.2).
Количество углеводородных газов равно их содержанию в нефти 1,0 %(масс.) на нефть. Для расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения зададимся давлением, температурой, кратностью орошения и составом смеси, поступающей в емкость орошения. Состав смеси зависит от количества компонентов, находящихся в исходной нефти и в орошении колонны.
Принимаем следующие данные: температура в емкости орошения равна 30°С; давление в емкости орошения обычно на 50 кПа ниже, чем давление на верху К-1 из-за гидравлического сопротивления трубопроводов и холодильников-конденсаторов, и равна 250кПа; кратность орошения равна 2.
Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1Состав смеси на входе в емкость орошения
| Номер компо-нента по табл.1.2 | Компонент (фракция) | Массовая доля компонента в нефти | Количество компонентов в нефти, кг/ч | Смесь углеводородов на входе в емкость с учетом орошения | |
| кг/ч | масс. доля | ||||
| 3 | С2Н6 | 0,000278 | 99 | 297 | 0,0036 |
| 6 | С3Н8 | 0,003654 | 1305 | 3915 | 0,0472 |
| 7 | ∑С4 | 0,006068 | 2167 | 6501 | 0,0784 |
| 8 | 28-62°С | 0,018 | 6429 | 19287 | 0,2326 |
| 9 | 62-85°С | 0,016 | 5714 | 17142 | 0,2067 |
| 10 | 85-105°С | 0,019 | 6786 | 20358 | 0,2455 |
| 11 | 105-140°С | 0,0144 | 5143 | 15429 | 0,1861 |
| Итого: | 0,0774 | 27643 | 82929 | 1,0000 | |
Результаты расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны представлены в таблицах 4.2 – 4.5.