Расчет установки по первичной переработки нефти

То при вязкости = 5,18 сСт и G=  370м³/ч принимаем по рис. 5.7 [ 9 ] центробежный насос НК 560/335 - 70.

 

7. Описание технологической  схемы, процесса, нормы технологического режима

 

Сырье с температурой не более 50°С поступает на прием сырьевого насоса. С выкида насоса нефть поступает в теплообменники. Поток нефти проходит последовательно теплообменники, где нагревается за счет тепла откачиваемых с установки продуктов и циркуляционного орошения.

Нагретая, обессоленная и обезвоженная нефть на выходе из теплообменников поступает в отбензинивающую колонну К-1 для отделения от легких бензиновых фракций. Сверху К-1 отбираются растворенные в нефти газы и легкая бензиновая фракция. Газы, бензиновые и водяные пары по шлемовой трубе К-1 проходят параллельными потоками конденсаторы воздушного охлаждения и после конденсации поступают в газосепаратор.

Бензиновая фракция  забирается из газосепаратора насосам  и подается на верх колонны К-1 в  качестве острого орошения.

Балансовый избыток  бензина из газосепаратора насосам подается колонну – стабилизатора К-4, предварительно подогреваясь в теплообменнике за счет тепла отходящих продуктов.

С низа ректификационной колонны К-1 полуотбензиненная нефть  забирается насосом и подается в трубчатую печь.

Выйдя из печи с температурой не более 385°С, полуотбензиненная нефти  поступают по трансферному трубопроводу в основную ректификационную колонну К-2.

Часть полуотбензиненной  нефти из печи по отдельному трубопроводу поступает в колонну К-1 в качестве горячей струи.

Сверху колонны К-2 пары бензина и воды проходят конденсатор - холодильник воздушного охлаждения, холодильник водяного охлаждения и после конденсации поступают в газосепаратор.

Бензиновая фракция  забирается из газосепаратора насосом  и подается наверх колонны К-2 в качестве острого орошения.

Балансовый избыток  бензина из газосепаратора насосом  подается на стабилизацию в К-4 совместно  с бензином с колонны К-1.

Колонна К-2 работает с  вводом перегретого пара.

Кроме верхнего орошения в колонне К-2 предусмотрены первое и второе циркуляционное орошение, флегма первого циркуляционного орошения забирается с К-2 насосом, прокачивается по межтрубному пространству теплообменников и возвращается в колонну. Флегма второго циркуляционного орошения, проходит через холодильник, поступает на прием насосов Н-и возвращается в  К-2.

В качестве боковых погонов  из колонны К-2 отбирается керосиновая  и керосиногазойлевая фракция.

Керосиновая фракция  подается в отпарную колонну К-3/1. Вниз К-3/1 подается перегретый пар для  отпарки бензиновых фракций с целью получения заданной температуры по началу кипения. Пары бензина из К-3/1 возвращаются обратно в колонну К-2.

Керосиновая фракция  из отпарной колонны К-3/1 откачивается насосом через теплообменник и холодильник, где охладившись до температуры 70-75°С поступает в парк готовой продукции.

Керосиногазойлевая фракция  поступает в отпарную колонну  К-3/2.

Вниз колонны К-3/2 подается перегретый для отпарки керосиновых  фракций с целью получения  заданной температуры по началу кипения.

Пары керосина из К-3/2 возвращаются обратно в колонну К-2.

Керосиногазойлевая фракция  из отпарной колонны К-3/2 прокачивается насосом через теплообменник, холодильник и с температурой не более 85°С поступает в резервуарный парк.

Остаток колонны К-2 мазут  с температурой не более 355°С, насосом прокачивается в печь, где нагревается до температуры 420°С в вакуумную колонну К-5.

В вакуумной колонне  происходит разделение мазута на фракции  вакуумного газойля.

Легкий вакуумный газойль  забирается насосом и направляется в теплообменник. Затем вакуумный газойль поступает в воздушный холодильник.

После воздушных холодильников  вакуумный газойль поступает  в водяной холодильник и возвращается в колонну К-5 в качестве орошения колонны К-5.

Избыток вакуумного газойля  через холодильник откачивается в резервуар товарного парка.

Полугудрон с низа колонны К-6 поступает на прием  насоса и прокачивается через теплообменник и холодильник в резервуарный парк.

Часть полугудрона после  холодильника возвращается вниз колонны  К-5 с целью снижения доли разложения полугудрона в нижней части колонны, препятствующих углублению вакуума в колонне.

Верхний продукт колонны  К-1 и верхний продукт колонны  К-2 подвергаются совместной стабилизации в стабилизаторе К-4.

Пары верхнего продукта стабилизатора К-4 поступают в конденсатор-холодильник, где конденсируются, охлаждаются оборотной водой и подается на орошение стабилизатора, а избыток конденсата (рефлюкс) направляется на установку АГФУ.

Бензин с низа К-4 по принципу сообщающихся сосудов перетекает в выносной ребойлер, где происходит подогрев бензина до 190°С . Газы возвращаются в жидкую часть колонны К-4, а стабильный бензин из ребойлера под собственным давлением проходит три теплообменника, где отдает тепло нестабильному бензину, поступающему в стабилизатор. Далее стабильный бензин проходит холодильник откуда с температурой не более 50°С направляется в резервуары товарного парка.

 

8. Лабораторный контроль 

 

Регулирование работы трубчатых  установок по температурному режиму, давлению, уровню в колоннах, количеством подаваемого орошения, пара и воды должно быть увязано с заводскими нормами качества нефтепродуктов, получаемых при перегонке нефти. На установке фракционный состав нефтепродуктов регулируется изменением количества орошения и сокращения расхода водяного пара. Контроль за качеством нефтепродуктов осуществляется при помощи анализаторов качества на потоке, а также периодически в цеховой лаборатории.

В технических документах - регламентах и производственных инструкциях - указаны время и место отбора проб для анализа. Основываясь на результатах анализа старший  оператор корректирует режим технологического процесса, добиваясь соблюдения аналитических показателей, предусмотренных регламентом. Данные о видах лабораторного контроля по целевым продуктам приведены в таблице 8.1

 

 

 

 

 

Таблица 8.1 - Лабораторный контроль нефтепродуктов

 

№	Наименование продукта	Место отбора пробы	Показатели	Методы контроля	Норма	Частота контроля	Кто анализирует
1	2	3	4	5	6	7	8
	Бензин- фр. н.к.-62	после С-4, на выходе с  установки	1. Фракционный состав: -н.к., 0С - не ниже - к.к. 0С - не выше 2.Содержание Н2S, %, не более 3. Наличие мех. примесей	ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82 метод ПО 866-90 ГОСТ 2084-77	35 65 0,003 отсутствие	2 раза в сутки 2 раза в сутки 2 раза в сутки по требованию	ЗЛ ЗЛ ЗЛ ЗЛ
2.	Фракции 62 - 85, 85 - 120	на выходе с установки	1.Фракционный состав: -н.к., 0С - не ниже - к.к. 0С - не выше 2. Содержание  S, %, не  более 3.Наличие мех. примесей	ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82 метод ПО 866-90 ГОСТ 2084-77	60 135 0,008 отсутствие	2 раза в сутки 2 раза в сутки 2 раза в сутки по требованию	ЗЛ ЗЛ ЗЛ ЗЛ
3.	Керосин	на выходе с установки	1. Фракционный состав: -н.к., 0С - не ниже - 90%, 0 С, не выше - к.к. 0С - не выше 2.Содержание S, %, не более 3. Наличие мех. примесей 4. Испытание на медную  пластинку	ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82 метод ПО 866-90 ОСТ 38.01403-86 ГОСТ 6321-69	130 209 220-240 0,051 не нормир. отсутствие	2 раза в сутки 2 раза в сутки 2 раза в сутки по требованию по требованию по требованию	ЗЛ ЗЛ ЗЛ ЗЛ ЗЛ ЗЛ
Продолжение таблицы 8.1
1	2	3	4	5	6	7	8
4.	Дизельное топливо	на выходе с установки	1. Фракционный состав: -н.к., 0С - не ниже - 96%, 0 С, не выше - к.к. 0С - не выше 2.Содержание S, %, не более 3. Наличие мех. примесей 4. Испытание на медную пластинку	ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82 метод ПО 866-90 ОСТ 38.01403-86 ГОСТ 6321-69	215 350 0,49 не нормир. отсутствие	2 раза в сутки 2 раза в сутки по требованию по требованию по требованию	ЗЛ ЗЛ ЗЛ ЗЛ  ЗЛ ЗЛ
5.	Вакуумный газойль	на выходе с установки	1. Фракционный состав: -н.к., 0С - не ниже - к.к. 0С - не выше	ПО № 48-43 ПО № 48-43	180 500	2 раза в сутки 2 раза в сутки	ЗЛ ЗЛ
6.	Гудрон	на выходе с установки	1. Плотность при 200С, кг/м3 2. Условная вязкость, не менее	ГОСТ 3900-85 ГОСТ 11503-74	1010 105	по требованию 1 раз в сутки	ЗЛ ЗЛ
7.	Мазут	после насоса	1. Плотность, кг/м3, не более	ГОСТ 3900-85	900,0	по требованию	ЗЛ

 

 

 

9. Техника безопасности  и охрана труда на установке

 

 

Технологический  процесс  производства на АВТ связан  с применением в больших количествах опасных и легко воспламеняющихся жидкостей и взрывоопасных газов. Поэтому к этому процессу предъявляются повышенные требования по обеспечению взрыво и пожароопасности.

Продукты получаемые на установке  газообразном и парообразном состоянии образуют взрывоопасные смеси с воздухом.

Опасность применения высоких  давлениях (до 2мпа); применением тока высокого напряжения для питания  электродвигателей .

 Наиболее опасными  местами на установке являются: насосные, узел нагревательных печей, , узел дренажных емкостей, узел приготовления и дозирования деэмульгаторов, узел сепарации.

Помимо этого опасности  представляют узлы разделения, помещения  с установленным электрооборудованием, трубопроводы и т.д.

Они представляют опасность по следующим причинам:

1) наличие больших  количеств вредных и токсичных  легковоспламеняющихся жидкостей и газов;

2) наличие открытого  огня в печах может стать  источником взрыва при возникновении  загазованности, нарушение температурного  режима может привести к прогару змеевиков и возникновению пожара;

3) ведение технологического  процесса    при давлениях  до 2 Мпа,   при нарушении правил  обслуживания оборудования, загазованности;

4) насосы могут быть  источниками загазованности помещения  насосной при нарушении герметичности уплотнений.

5) переполнение дренажных  емкостей может привести к  разливам продуктов;

6) применение тока  высокого напряжения для питания  электродвигателей - к электрическим травмам, ударам;

7) наличие движущихся  частей оборудования - компрессоров и насосов;

8) на установке во  время ремонтов используется  средства механизации трудоемких  работ - кран - балки различной  грузоподъемности, поворотные шарнирные  устройства, тяговые ручные и  приводные лебедки, грузовые автомабили и тягочи, механизированный инструмент и приспособления.

Все выше перечисленное  не представляет опасности для обслуживающего персонала установки при выполнении требований технологического регламента и инструкций по технике безопасности, а при появлении подобных факторов опасности, их действие уменьшено выполнением ряда мероприятий по обеспечиванию безопасных и здоровых условий труда предусмотренных проектом установки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

1. Нефти СССР. Справочник. Т. 4. - М.: Химия -1971.504с.

2. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика. -Л.: Химия, 1980, - 328с.

3. Сарданашвили А.Г., Львова  А.И. Примеры и задачи по  технологии переработки нефти  и газа. - М.: Химия, 1980. - 256с.

4. Гуревич И.Л. Технология  переработки нефти и газа. Часть первая. - М.: Химия, 1972.- 347с

5. Танатаров М.А. и  др. Проектирование установок первичной  переработки нефти. - М.:

Химия, 1975 - 200с.

6. Альбом технологических  схем процессов переработки нефти  и газа. / под ред. Б.И. Бондаренко. - М.: Химия, 1983 - 123с.

7. Жирнов Б.С. Технологический  расчет трубчатых печей. - Уфа.  Изд. Уфим. Нефт. института 1987г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Спецификация

 

Поз.	Наименование	кол.	Примечание
К-1	Отбензинивающая колонна	1
К-2	Основная атмосферная  колонна	1
К-3	Отпарная колонна	1
К-4,6	Стабилизационная колонна	2
К-5	Вакуумная колонна	1
П-1-3	Трубчатые печи	2
Т-1	Ребойлер	1
ВХ-1,2	Воздушные холодильники	2
Е-1-3	Газосепараторы	3
Т-2-10	Теплоообменники	9
Х-3-19	Холодильники	16
Н-2-36	Насосы	29
Э-1	Эжектор	1