Установка АВТ для переработки Ашировской нефти

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И  НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

"УФИМСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"

 

КАФЕДРА ТЕХНОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К КУРСОВОЙ РАБОТЕ

Установка АВТ для переработки 

 

Ашировской нефти

 

 

 

 

Выполнил: студ. гр. ТП-08-01                                         Т.И. Акчурин

Проверил: канд. техн. наук

                     доцент кафедры ТНГ                                   Р.Р. Фасхутдинов

 

 

 

 

 

УФА

2011

 

 

СОДЕРЖАНИЕ 

Задание на проектирование…………………………………………………..

3

Введение………………………………………………………………………

4

1. Технологический расчет……………………………………………………

6

   1.1 Характеристика перерабатываемой  смеси……………………………

6

   1.2 Построение кривых разгонки смеси нефти……………………………

7

   1.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов…………………………

11

   1.4 Выбор и обоснование технологической схемы установки…………..

13

   1.5 Описание технологической схемы установки………………………..

14

   1.6 Материальный баланс установки………………………………………

19

   1.7 Технологический расчет основной  атмосферной колонны………….

22

       1.7.1 Материальный баланс колонны……………………………………

22

       1.7.2 Расчет доли отгона сырья на входе в К-2…………………………

23

       1.7.3 Расчет температуры вывода  бокового погона в зоне вывода 

        дизельного топлива………………………………………………………

 

26

       1.7.4 Расчет отпарной колонны дизельного  топлива…………………

30

       1.7.5 Расчет температуры верха  при циркуляционном орошении……

32

       1.7.6 Расчет диаметра колонны…………………………………………

35

2. Расчет и подбор основных аппаратов и оборудования…………………..

37

   2.1 Расчет конденсатора воздушного  охлаждения………………………

37

   2.2 Расчет атмосферной печи………………………………………………

38

   2.3 Расчет теплообменника………………………………………………..

39

Заключение……………………………………………………………………

42

Список  используемой литературы…………………………………………..

43


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Технологические установки перегонки нефти предназначены  для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их в качестве компонентов товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмо-сферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. 

В зависимости от направления использования  фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому — варианты переработки нефти.

Установки АВТ (атмосферно-вакуумные  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 полуотбензинеиную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350-360˚C.

Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического 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.

Еще более существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании  АВТ (или ЭЛОУ-АВТ) с другими технологическими процессами, такими как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т. д.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Технологический расчет

1.1 Характеристика перерабатываемой  нефти

Все нефти являются в основном сернистыми и высокосернистыми. Содержание серы в большинстве из них составляет от 1,3 % и выше и доходит в некоторых нефтях до 5,0 %; при этом содержание смол силикагелевых колеблется от 8 до 25 %. Бензиновые дистилляты из исследованных нефтей отличаются невысокими октановыми числами. Фракция 28-200 оС характеризуется октановым числом 34-48 в чистом виде и содержанием серы в пределах от 0,006 % до 0,3%. Таким образом, бензиновые фракции из нефтей Оренбургской области являются лишь компонентами автомобильных бензинов.

Легки керосиновые дистилляты при температуре  начала кристаллизации -60 оС из большинства нефтей Оренбургской области обладают завышенным содержанием общей или меркаптановой серы. Керосиновые дистилляты, полученные из пронькинской, бобровской, покровской, твердиловской и тархановской нефтей по высоте некоптящего пламени (20-23 мм) отвечают требованиям ГОСТ на осветительные керосины. Аналогичные керосиновые фракции, выделенные из остальных нефтей, меют высоту некоптящего пламени ниже 20 мм.

Содержание  серы в рассматриваемых фракциях нефтей выше требований, предъявляемых  техническими нормами.

Дизельные топлива и их компоненты разного фракционного состава имеют цетановые числа порядка 50-61 и температуру застывания, отвечающую требованиям ГОСТ на летние сорта топлив. Содержание серы в некоторых дизельных дистиллятах ряда нефтей очень высокое и составляет 1,7-2,3 %. Для получения топлив кондиционных качеств необходима специальная очистка. После карбамидной депарафинизации фракции 240-350 оС из таких нефтей, как никольская, пронькинская, бобровская, родинская, пономаревская, могут быть получены компоненты зимних и арктических дизельных топлив с температурой застывания -58 ÷ -60 оС.

Из  большинства нефтей области можно  получить топочные мазуты марок 40, 100 и 200. Из родинской, пономаревской, султангуловской и байтуганской нефтей могут быть получены также флотские мазуты марок

Ф-5 и  Ф-12.

Суммарное потенциальное содержание базовых  дистиллятных и остаточных масел  с индексом вязкости 85 и выше составляет 12-27 %. Поэтому самое низкое содержание базовых масел (12%) – в бобровской нефти угленосного горизонта  м самое большое (27%) – в пономаревской и султангуловской нефтях

 

Таблица 1.1 - Основные физико-химические свойства ашировской нефти

 

Массовое

содержание, %

Плотность

относит.

Массовое  содержание фракций, %

серы

смол

р204

до 200°С

до 350 °С

0,48

4,8

0,8088

34,6

66,9


 

 

1.2 Построение кривых разгонки  нефти

Основные  кривые разгонки нефти: кривая ИТК (истинных температур кипения), кривая молекулярной массы и кривая относительной плотности.

Для построения кривой ИТК нефти используются данные таблицы "По-тенциальное содержание фракций в нефти", которые имеются  в справочнике "Нефти СССР", т. 2.

               

Таблица 1.2 - Данные для построения кривой ИТК ашировской нефти

Номер фракции

Пределы выкипания, о С

Выход, % масс., на нефть

Средняя ордината фракции X ср.

суммарный

отдельной фр.

  

0

до 28

0,7

-

  

1

нк-60

4,6

4,6-0=4,6

(4,6+0/2)=2,3

2

60-100

11,2

11,2-4,6=6,6

(11,2+4,6/2)=7,9

3

100-150

23,0

23,0-11,2=11,8

(23,0+11,2/2)=17,1

4

150-200

34,6

34,6-23,0=11,6

(34,6+23,0/2)=28,8

5

200-250

46,8

46,8-34,6=12,2

(46,8+34,6/2)=40,7

6

250-300

58,0

58,0-46,8=11,2

(58,0+46,8/2)=52,4

7

300-350

66,9

66,9-58,0=8,9

(66,9+58,0/2)=62,45

8

350-400

74,0

74,0-66,9=7,1

(74,0+66,9/2)=70,45

9

400-450

80,8

80,8-74,0=6,8

(80,8+74,0/2)=77,4

10

450-480

85,4

85,4-80,8=4,6

(85,4+80,8/2)=83,1

11

480 +

100

100-85,4=14,6

(100+85,4/2)=92,7


 

На  основании данных таблицы 1.2   строится  кривая  ИТК нефти в координатах: температура, °С - массовый суммарный выход, % на нефть.

    Затем проводятся средние ординаты  фракций и при их пересечении  с кривой ИТК определяются  средние температуры кипения каждой фракции   (t i).

По  формуле Воинова рассчитываются значения молекулярной массы фракций: 

Mi = 60 + 0,3 ∙ ti + 0,001 ∙ti 2

 

М1= 60 + 0,3 ∙ 43 + 0,001 ∙432 = 75 г/моль 

М2= 60 + 0,3 ∙ 82 + 0,001 ∙822 = 90 г/моль

М3= 60 + 0,3 ∙ 150 + 0,001 ∙1502 = 128 г/моль

М4= 60 + 0,3 ∙ 174 + 0,001 ∙1742 = 143 г/моль

М5= 60 + 0,3 ∙228 + 0,001 ∙ 2282 = 180  г/моль

М6= 60 + 0,3 ∙274 + 0,001 ∙ 2742 = 217 г/моль

М7= 60 + 0,3 ∙326 + 0,001 ∙ 3262 = 264  г/моль

М8= 60 + 0,3 ∙374 + 0,001 ∙ 3742 = 312  г/моль

М9= 60 + 0,3 ∙426 + 0,001 ∙ 4262 = 369  г/моль

М10= 60 + 0,3 ∙465 + 0,001 ∙ 4652 = 416  г/моль

М11= 60 + 0,3 ∙534 + 0,001 ∙ 5342 = 505  г/моль

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Плотность дистиллятных фракций (при атмосферно-вакуумной  перегонке нефти - это фракции, выкипающие до 500°С) рассчитывается по формуле:

pi= p420(0,58 + 0,12∙ (Xcp)1/3),

где  р420 - относительная плотность нефти (см. таблицу 1.1);

       Хср - средняя ордината фракций (см. таблицу 1.2).

 

p1= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙2,31/3)=0,597 г/мл

p2= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙7,91/3)=0,662 г/мл

p3= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙17,11/3)=0,719 г/мл

p4= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙28,81/3)=0,766 г/мл

p5= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙40,71/3)=0,802 г/мл

p6= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙52,41/3)=0,832 г/мл

p7= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙62,451/3)=0,854 г/мл

p8= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙70,451/3)=0,869 г/мл

p9= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙77,41/3)=0,882 г/мл

p10= 0,8088*(0,58 + 0,12∙83,11/3)=0,892 г/мл

 

Для остатка перегонки плотность  рассчитывается по формуле:

pост. = p420  ∙ [ 1 + 0,204 ∙ (Хсум/100)0,8  ],

где Хсум - суммарный отгон дистиллятов до получения данного остатка (в нашем примере это суммарный выход до 480 С = 85,4%).

 

pост. = 0,8088  ∙ [ 1 + 0,204 ∙ (85,4/100)0,8 ] = 0,954 г/мл

 

На  средних ординатах фракций откладываются  значения плотностей и молекулярных масс, полученные точки соединяются плавными кривыми.

Все данные по характеристикам узких  фракций сводятся в таблицу 1.3.

 

Таблица 1.3 - Характеристика узких фракций ашировской нефти        

Номер фракции

Пределы выкипания

Выход фракции, % (аi)

ti, ˚С

Мi,

г/моль

pi, г/мл

1

нк-60

4,6

43

75

0,597

2

60-100

6,6

82

90

0,662

3

100-150

11,8

150

128

0,719

4

150-200

11,6

174

143

0,766

5

200-250

12,2

228

180

0,802

6

250-300

11,2

274

217

0,832

7

300-350

8,9

326

264

0,854

8

350-400

7,1

374

312

0,869

9

400-450

6,8

426

369

0,882

10

450-480

4,6

465

416

0,892

11

480 +

14,6

534

505

0,954


 

1.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов

 

Выбор ассортимента производится  на основании  потребности конкретного региона в определенных продуктах, а также  определяется оптимальным вариантом переработки заданной нефти. 

Основными критериями оценки возможности получения  товарных продуктов в атмосферной части установки являются:

  1. для бензинов - октановое число, фракционный состав, содержание серы;
  2. для реактивных топлив - плотность, фракционный состав, температура начала кристаллизации, содержание серы;
  3. для дизельных топлив - температура застывания, цетановое число, содержание серы, температура вспышки, фракционный состав.

В настоящее  время на установке АВТ можно  получить товарные продукты только из отдельных высококачественных нефтей. Как правило, на установках АВТ получают компоненты товарных продуктов и сырье для установок вторичной переработки.

Продукты, получаемые на установке при переработке ашировской нефти имеют следующие пределы выкипания:

    1. Бензиновая фракция                  н.к. - 180˚С
    2. Первая дизельная фракция        180-270˚С
    3. Вторая дизельная фракция         270-350˚С
    4. Вакуумный газойль                    350-480˚С
    5. Гудрон                                         480˚С и выше

Таблица 1.4 – Сравнение характеристик  фракций ашировской нефти с ГОСТом

Наименование  продукта

Показатель  качества

По  ГОСТ

Фактический

Бензин

фр. нк-180о С

 

1) октановое число

2) фракционный состав:

10%, о С

50%, о С

90%, о С

к.к., о С

3)содержание серы, % масс.

Марка Нормаль-80

 

 

Нет данных

 

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

0,48

76

 

 

не  ниже 75

не  ниже 120

не  ниже 190

не  выше 215

не  более 0,05

Дизельное топливо

фр. 180-350о С

 

 

1)цетановое  число

2)фракционный  состав:

50%, о С

90%, о С

3)температура вспышки, о С

4)содержание серы, % масс.

ДЛЭЧ

 

 

―

 

 

―

―

―

 

―

 

не  менее 45

 

 

не  выше 280

не  выше 360

не  ниже 40-62

 

0,035-0,1


 

 

Нефть с высоким  содержанием нафтенов. Бензиновую фракцию  рекомендуется направить на гидроочистку, ОЧ низкое. Выбираем топливный вариант переработки нефти (в столбце «Подгруппа» таблицы «Шифр нефтей по технологической квалификации» стоит прочерк). Пределы выкипания вакуумного газойля – 350-480о С. Начало кипения гудрона – 480оС. Вакуумный газойль направляется на каталитический крекинг, а гудрон направляется на термический крекинг или на производство битума (коксуемость нефти 7,1 %) .

 

1.4 Выбор и обоснование технологической схемы установки

 

Перерабатываемая  нефть содержит более 10% бензиновых фракций, поэтому в атмосферной части необходимо применить схему двукратного испарения и двукратной ректификации.

Паровое орошение в колонне предварительного испарения  создается с помощью горячей  струи, т.к. при подаче в низ колонны  водяного пара существует опасность его конденсации в верхней части колонны, что создаст аварийную ситуацию. Паровое орошение в основной атмосферной колонне создается подачей перегретого водяного пара, что позволяет в значительной степени уменьшить термическое разложение мазута за счет снижения температуры перегонки.

Для четкого регулирования  начала кипения боковых погонов  последние необходимо выводить через  отпарные колонны, в которых отпарка  легких примесей производится подачей перегретого водяного пара или путем подвода тепла.

Содержание растворенных газов в нефти более 0,3%, поэтому необходимо ставить стабилизационную колонну для бензина. Для конденсации паров, уходящих с верха стабилизатора, без применения громоздкой и энергоемкой системы искусственного охлаждения в колонне необходимо поддерживать высокое давление (0,8-1,2 МПа).

Для обеспечения необходимого отбора дистиллятов  при минимальном термическом  разложении перегонку мазута необходимо проводить в глубоком вакууме  в сочетании с подачей в  низ вакуумной колонны перегретого  водяного пара.

Для регенерации тепла горячих потоков, снижения расхода топлива  для  нагрева сырья в печи и расхода  хладагента для охлаждения продуктов  следует использовать теплообменники. 

Многопоточная схема движения через теплообменники позволит более полно использовать тепло горячих потоков.

В системе  создания вакуума целесообразно  использовать поверхностные конденсаторы, т.к. это улучшит технико-экономические  показатели установки за счет повышения  эффективности теплообмена и  экономии электроэнергии для подачи хладоагента.

   Следует отдать предпочтение  аппаратам воздушного охлаждения, которые по сравнению с конденсаторами  и холодильниками занимают меньшую  площадь, имеют меньший расход  электроэнергии, в большей степени  способствуют хорошей экологии  воды.

 

1.5 Описание технологической схемы установки

 

Поступающая на установку нефть разделяется  на два параллельных потока. Первый поток нефти проходит через теплообменник Т-1(ДТ с отпарной колонны К-3/1), Т-2(ПЦО2), Т-3(легкий вакуумный газойль), Т-4(гудрон). Второй поток проходит через теплообменники Т-5(ДТ с отпарной колонны К-3/2), Т-6(ПЦО1), Т-7(тяжелый вакуумный газойль), Т-8(гудрон). Затем оба потока нефти смешиваются и поступают на разделение в колонну частичного отбензинивания К-1. Уходящие с верху К-1 углеводородный газ и легкий бензин конденсируют и охлаждают последовательно в конденсаторе воздушного охлаждения КВО-1 и направляют в емкость Е-1.Часть конденсата возвращается на верх колонны в качестве орошения.

Верхний продукт К-1 перетекает из емкости  Е-1 в сырьевую емкость стабилизатора К-4.

Нижний  продукт колонны К-1 – отбензиненная нефть забирается насосом Н-2 и направляется в печь П-1. Первый поток из печи поступает в низ колонны К-1 как горячая струя, второй – в качестве сырья в основную атмосферную колонну К-2 с температурой 350˚С.

Для снижения температуры низа колонны  и более полного извлечения из мазута светлых нефтепродуктов ректификацию в К-2 проводят в присутствии водяного пара.

С верха  К-2 выходят пары бензиновой фракции с концом кипения 180˚С а также водяной пар. Пары поступают в воздушный конденсатор-холодильник КВО-2, после чего продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-2, далее в сырьевую емкость  стабилизатора К-4.

Для отвода тепла из К-2 предусмотрено  ПЦО1(с 19-ой тарелки прокачивается насосом Н-4 через т/о Т-6 и возвращается на 20-ю тарелку), ПЦО2(с 31-ой тарелки прокачивается насосом Н-5 через т/о Т-2 и возвращается в К-2 на 32-ю тарелку), а также ВЦО.

Из  колонны К-2 осуществляется вывод в виде боковых погонов двух фракций: фракция 180-270˚С и фракция 270-350˚С. Эти погоны  поступают в отпарные колонны К-3/1 и К-3/2.

Фракция 180-270˚С перекачивается насосом Н-8 через т/о Т-1, холодильник воздушного охлаждения ХВО-1 и направляется в парк.

Фракция 270-350˚С перекачивается насосом Н-7 через т/о Т-5,  холодильник ХВО-2 и направляется в парк.

С верха стабилизационной колонны К-4 выводится головка стабилизации и через КВО-3 поступает в емкость Е-3. Часть головки стабилизации с помощью насоса Н-10 подается на орошение в К-4, а другая часть отправляется в парк.

Стабильный  бензин с низа К-4 поступает в кипятильник, нагреваемый водяным паром. Из кипятильника стабильный бензин насосом Н-9 прокачивается   через т/о Т-9, нагревая нестабильный бензин, через    Х-1  направляется в парк.

С низа атмосферной колонны К-2 мазут насосом Н-6 подается в печь П-2. Нагретый мазут в виде парожидкостной смеси поступает в вакуумную колонну К-5. Для снижения температуры низа и обеспечения условий испарения из гудрона легких компонентов в низ колонны К-5 подают водяной пар.

С верха  вакуумной колонны К-5 пары поступают в КХ-1, где конденсируется водяной пар и унесенные с парами углеводороды. Несконденсированные газы отсасываются первой ступенью эжектора Н-16 с помощью подачи острого водяного пара. Смесь поступает в КХ-2, где конденсируется рабочий водяной пар первой ступени, а газы охлаждаются для уменьшения объема.

Затем газы отсасываются второй ступенью эжектора и выбрасываются в атмосферу.

Легкий вакуумный газойль насосом Н-13 подается на подогрев нефти в т/о Т-3 и через ХВО-8 выводится с установки и отправляется на дальнейшую переработку.

Тяжелый вакуумный газойль насосом Н-12 подается на подогрев нефти в теплообменник Т-7 и через холодильник ХВО-6 выводится с установки на дальнейшую переработку.

С низа вакуумной колонны К-5 выводится  гудрон и насосом Н-11 прокачивается через теплообменник  Т-8 и направляется на коксование через холодильник Х-2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тут технологическая схема на миллиметровке

 

 

 

 

 

 

 

Поз.

Обозначение

Наименование

Кол-во

Примечание

 

К-1

Колонна предварительного

    
   

испарения

1

  
 

К-2

Колонна атмосферная

    
   

основная

1

  
 

К-3/1, К-3/2

Колонна отпарная

2

  
 

К-4

Стабиизатор

1

  
 

К-5

Колонна вакуумная

1

  
 

КВО-1,2,3

Конденсатор воздушного

    
   

охлждения

3

  
 

КХ-1,2,3

Конденсатор-холодильник

3

  
 

Н-1,2…15

Насос

15

  
 

П-1,2

Печь  трубчатая

2

  
 

Т-1,2..9

Аппарат теплообменный

9

  
 

Е-1,2,3

Емкость

3

  
 

БК

Колодец барометрический

1

  
 

ХВО-1,2..6

Холодильник воздушного

    
   

охлаждения

6

  
 

Х-1,2

Холодильник

2