Установка АВТ для переработки Ашировской нефти

 

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 – 350-480^о С. Начало кипения гудрона – 480^оС. 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