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 ∙ t_i + 0,001 ∙t_i 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:

p_i= p₄²⁰(0,58 + 0,12∙ (X_cp)^1/3),

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

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

 

p₁= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙2,3^1/3)=0,597 г/мл

p₂= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙7,9^1/3)=0,662 г/мл

p₃= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙17,1^1/3)=0,719 г/мл

p₄= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙28,8^1/3)=0,766 г/мл

p₅= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙40,7^1/3)=0,802 г/мл

p₆= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙52,4^1/3)=0,832 г/мл

p₇= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙62,45^1/3)=0,854 г/мл

p₈= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙70,45^1/3)=0,869 г/мл

p₉= 0,8088∙ (0,58 + 0,12∙77,4^1/3)=0,882 г/мл

p₁₀= 0,8088*(0,58 + 0,12∙83,1^1/3)=0,892 г/мл

 

Для остатка перегонки плотность  рассчитывается по формуле:

p_ост. = p₄²⁰  ∙ [ 1 + 0,204 ∙ (Х_сум/100)^0,8  ],

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

 

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