Установка по переработке нефти

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Принципиальная поточная схема переработки нефти по топливному варианту

На установках АТ осуществляют неглубокую переработку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута.

Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов. АВТ разделена на два блока – атмосферной (АТ) и вакуумной (ВТ) перегонки. Атмосферная перегонка предназначена для отбора Светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки – мазут.

Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута Масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

1. Облагораживающие: изомеризация, каталитический риформинг, гидроочистка, и т. д.

2. Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д.

3. Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Изомеризация-повышение октанового числа нефтяных фракций С5 – С6 путем превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие более высокое октановое число. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Каталитический риформинг-— каталитическая ароматизация (повышение содержания аренов в результате прохождения реакций образования ароматических углеводородов), относящаяся наряду с каталитической изомеризацией лёгких алканов к гидрокаталитическим процессам реформирования нефтяного сырья. Каталитическомуриформингу подвергают прямогонные гидроочищенные бензины с пределами выкипания 70 (85)—180°С.

Гидроочистка-Это процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов.

Гидрокрекинг-один из видов крекинга, переработка высоко кипящих нефтяных фракций, мазута, вакуумного газойля или деасфальтизата для получения бензина, дизельного и реактивного топлива, смазочных масел, сырья для каталитического крекинга и др. В процессе гидрокрекинга происходят следующие превращения:

1. Гидроочистка – из сырья удаляются сера-азотсодержащие соединений;

Каталитический крекинг-это термокаталитическая переработка нефтяных фракций с целью получения высокооктанового бензина и непредельных жирных газов. Задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов на более мелкие.

Висбрекинг – один из видов термического крекинга. Применяют для получения главным образом котельных топлив (топочных мазутов) из гудронов.

Коксование-Разновидность глубокого термического крекинга углеводородов с целью получения нефтяного кокса и газойлевых фракций.

Материальный баланс одной из технологических колонн на установке

Http://stydopedia. ru/3x26fa. html

Сводный материальный баланс объединяет материальные балансы всех установок в таблице 22.

Мамонтовская нефть по своим свойствам относится к сернистым нефтям. Кроме того, дизельные топлива, получаемые на установке первичной перегонки – сернистые.

В связи с этим для выработки экологически чистого топлива необходимо подвергать дизельную фракцию гидроочистке. При получении зимнего дизельного топлива методом карбамидной депарафинизации – получается депарафинизат с плохими вязкостными свойствами (вязкость топлива после депарафинизации составляет 8,25 сСт, что приведет при использовании такого топлива к плохому распылу топлива в форсунках и к плохой прокачиваемости топливными насосами). Поэтому для получения топлива с хорошими экологическими (низкое содержание серы) и хорошими эксплуатационными свойствами, выберем вариант с получением диз. топлива с депрессорной присадкой.

Так как последнее время наметилась тенденция к снижению содержания ароматических углеводородов (особенно бензола) в товарных автомобильных бензинах при повышении содержания изопарафиновых компонентов (изомеризаты) и оксигенатов (МТБЭ, ТАМЭ). В данной схеме переработки нефти с получением наибольшего выхода экологически чистых топлив реализован вариант получения изомеризатов.

Так как бензиновые фракции термических процессов имеют невысокие октановые числа при высоком содержании непредельных углеводородов и сернистых соединений. Поэтому вовлекать такие фракции в сырье установки каталитического риформинга без предварительного облагораживания (гидроочистки) невозможно, так как катализаторы каталитического риформинга очень чувствительны к каталитическим ядам (сернистые, азотистые, непредельные соединения) и требуют глубокого гидрирования (для наиболее полного удаления указаных соединений).

Также для высокого выхода базовых масел необходимо было взять фракции 350-420, 420-500 и деасфальтизат. Данные фракции были взяты в связи с минимальным экономическим расходом на аппаратурное оформление процессов, соответственно были учтены требования качества предъявляемые к маслам. Эти фракции проходят стадии селективной очистки дистиллятов, деасфальтизации остатков после вакуумной перегонки. Для снижения содержания серы в маслах необходимы гидродоочистки и для понижения температуры застывания масел, необходимы стадии депарафинизации. Восстановление качества проводилось в результате добавления к ним присадок.

Http://studbooks. net/1887327/tovarovedenie/opisanie_ustanovok_pererabotke_mamontovskoy_nefti

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания. Это разделение проводят на установках первичной перегонки нефти с применением процессов нагрева, дистилляции и ректификации, конденсации и охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков – под вакуумом. Атмосферные и вакуумные трубчатые установки (AT и ВТ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ).

Атмосферные трубчатые установки (AT) подразделяют в зависимости от технологической схемы на следующие группы:

3) установки с предварительным испарением в эвапораторе легких фракций и последующей ректификацией.

Третья группа установок является практически вариантом второй, поскольку в обоих случаях нефть подвергается двукратному испарению.

Вследствие большого разнообразия перерабатываемых нефтей и широкого ассортимента получаемых продуктов и их качества применять одну типовую схему не всегда целесообразно. Широко распространены установки с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной атмосферной колонной, работоспособные при значительном изменении содержания в нефтях бензиновых фракций и растворенных газов.

От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества («на потоке»), определяющие: содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру выкипания 90% (масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов качества включаются в схемы автоматического регулирования. Например, подача водяного пара в низотпарной колонны автоматически корректируется по температуре вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора темпера туры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы.

Первичная перегонка нефти (ППН) – наиболее отработанный и устоявшийся процесс, в основе которого лежит ректификация нефти.

В зависимости от этой индексации выбираем схема ППН и последующие очистки дистилляторов.

ППН осуществляют на атмосферно-вакумных трубчатых (АВТ) установках, в составе которых имеется несколько блоков:

Все эти блоки, за исключение второго, являются обслуживающими и призваны подготовить качественно нефть и облагородить продукты ее ректификации.

Назначение первого блока – глубокое обезвоживание и обессоливание нефти до остаточного содержания солей не более 5 мг/л (из-за опастности гидролиза хлорида магния и образования коррозионной-активнойхлороводородной кислоты).

Для этого используется электрохимический метод -2-3-ступенчатая обработка в дегидраторах; электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) обычно комбинируют с атмосферно-вакуумными трубчатками (АВТ).

Основной аппарат – горизонтальный электродегидратор типа 1-ЭГ-160 (емкость 160 м 3 ), работающий под давление 1,0-1,4 Мпа и при температуре 160-180 °С.

На входе нефти в электоденидратор подают демульгатор (поверхностно-активное вещество, разрушающее защитные оболочки глобул эмульгированной воды в нефти), а также свежую промывную воду, снижающую солесодержание в эмульгированной промысловой воде.

Расход деэмульгатора, в зависимости от природы и качества нефти, состовляет от 10 до 250 г./т, а количество подаваемой свежей промывной воды -5-6% на нефть.

Наиболее эффективными являются вертикальныеэлектродегидраторы с камерными электродами. Их производительность в 4-5 раз выше, чем у горизонтальных, и при этом объем значительно меньше.

Подготовленная на блоке ЭЛОУ нефть обычно содержит 5-6 мг/л нефти хлоридов и 0,1-0,2% воды. После подогрева в теплообменниках до 220-240 °С нефть поступает на атмосферную ректификацию.

Первичная перегонка нефти (ППН) является одним из старейших процессов, с которого фактически начиналась нефтепереработка. На первом этапе развития этого процесса он выполнял функцию получения какого-то одного продукта (в частности, керосина) как готового топлива. Затем – двух-трех продуктов (бензина, керосина, дизельного топлива), но тоже как готовых топлив.

По мере совершенствования нефтепереработки роль ППН изменялась. В Настоящее время первичная перегонка нефти, происходит в установках АВТ является головным процессом в схеме любого нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), и АВТ и выполняют в основном диспетчерские функции. Это означает, что дистилляторы АВТ идут на последующие вторичные процессы переработки (вторичную перегонку, риформинг, гидроочистку и т. д.) с целью получения готовых товарных продуктов или компонентов товарных продуктов.

Современные АВТ имеют максимальную мощность по нефти 3-8 млн т/год, число получаемых дистиллятов – от 6 до 10. Процесс является одним из энергоемких: удельный расход топлива составляет 20-22 кг/т нефти (АТ) или 30-35 кг/т нефти (АВТ). Общие топливо затраты на АВТ (считая электроэнергию, воду, воздух и др.) составляют 45-50 кг/т нефти, т. е. 4,5-5,0% от всей нефти.

Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180-200 °С, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °С и далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе – холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 °С и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 °С во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары – разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20-40 °С в холодильнике погружного типа и выводится с установки.

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов установок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефти получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержанию целевых компонентов): бензиновые н. к. – 140 (180) °С, керосиновые 140 (180) – 240 °С, дизельные 240-350 °С, вакуумный дистиллят (газойль) 350-490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350-400, 400-450 и 450-500 °С, тяжелый остаток > 500 °С – гудрон.

Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. В качестве примера в табл. 1 приведены данные по выходу топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефти, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций – содержание фракций до 350 °С в этих нефтях составляет около 46 и 50% (мас.).

Таблица 1. Температуры выкипания и выход продуктов перегонки нефти на установках АВТ при переработке различных нефтей

Рассмотрим направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута.

Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция используется как сырье газофукционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, получения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки нефти пропан-бутановая фракция может получаться в сжиженном или газообразном состоянии.

Бензиновая фракция (28-180 °C). В основном подвергается вторичной перегонке с получением фракций.

Керосиновая фракция (180-240 °C) используется для получения реактивных топлив, а также в качестве осветительного керосина.

Фракция дизельного топлива (180-340 °C) после очистки используется в качестве дизельного топлива; возможно получение компонентов легкого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизельного топлива соответствующего фракционного состава, например 180-240 и 240-350 °C. Фракция 200-220 °C парафинистыхнефте используется как сырье для производства жидких парафинов – основы для получения синтетических моющих средств.

Атмосферный газойль 330-360 °C – затемненный продукт, получается на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки католического крекинга.

Мазут – остаток первичной перегонки нефти; облегченный мазут (остаток выше 350 °C) может использоваться в качестве котельного топлива, утяжеленный мазут (выше 360 °C) – как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может использоваться также как сырье установки каталитического крекинга или гидрокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термического кренинка).

Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350-500 °C или 350-550 °C используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции 350-400, 400-450 и 450-500 °C после соответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используется для производства смазочных масел.

Гудрон – остаток вакуукомной перегонки мазута – подвергается дальнейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти:

– к первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов – перегонка нефти;

– ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах чем при прямой перегонке нефти.

Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для получения особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью.

Образовавшиеся в процессе перегонки нефти паровая и жидкая фазы подвергают ректификации в колоннах.

1.5 Основные факторы, определяющие выход и качество продУктов первичной перегонки нефти

Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потомков пара и жидкостей на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло – и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость – высококипящими компонентами. При достаточном длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояние равновесия, то есть температуры потоков станут одинаковыми, и при этом их составы будут связаны управлениями равновесия. Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давления, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

Место ввода в ректификационную колону нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей), а другая – нижняя часть, в которой осуществляется ректификация жидкого потока – отгонной, или исчерпывающей секцией.

Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5 м), высоты (от 10-12 до 30-35 м). Изготовляется колонна из специальной марки стали, и она оснащена специальными контактными устройствами.

1) по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом;

2) по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны.

3) по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта – верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны.

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) – выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток – нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта.

Четкость погоноразделения – основной показатель эффективности работы ректификационных колонн, характеризует их разделительную способность. Она может быть выражена в случае бинарных смесей концентрацией целевого компонента в продукте. Применительно к ректификации нефтяных смесей она обычно характеризуется групповой чистотой отбираемых фракций, то есть долей компонентов, выкипающих по кривой ИТК до заданной температурной границы деления смести в отобранных фракциях (дистиллятах или в остатке), а также отбором фракций от потенциала. Как косенный показатель четкости (чистоты) разделения на практике часто используют такую характеристику, как налегание температур кипения соседних фракций в продукте. В промышленной практике обычно не предъявляют сверхвысокий требований по отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхузких фракций потребуется соответственно сверхбольшие капитальные и эксплуатационные затраты. В нефтепереработке, например, в качестве критерия достаточно высокий разделительной способности колонн перегонки нефти на топливные фракции считается налегание температур кипения соседних фракций в пределах 10-30 °C.

Установлено, что на разделительную способность ректификационных колонн значительное влияние оказывают число контактных ступеней и соотношение потоков и жидкой и паровой фаз. Для получения продуктов, отвечающих заданным требованиям, необходимо, наряду с другими параметрами ректификационной колонны (давление, температура, место ввода сырья и т. д.), иметь достаточное число тарелок (или высоту насадки) и соответствующее флегмовое и паровое числа.

Флегмовое число (R) характеризуется соотношением жидкого и парового потока в концентрационной части колонны и рассчитывается как R=L/D, где L и D – количество соответственно флегмы и ректификата.

Паровое число (П) характеризует соотношение контактирующихся потоков пара и жидкостей в отгонной секции колонны, рассчитываемое как П = G/W, где G и W – количества соответственно паров и кубового продукта.

Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).

В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ). Вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).

По числу ступеней испарения (количеству ректификационных колон) различают трубчатые установки

– однократного испарения – на одной ректификационной колонне получает все дистилляты – от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.

– двукратного испарения – сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который потом перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы идут в двух колоннах.

– трехкратного испарения – используются две атмосферные колонны и одна вакуумная. В первой колоне из нефти отбирают только бензин, во второй – отбензиненая нефть перегоняется до мазута, в третей – мазут до гудрона.

– четырехкратного испарения – установка с доиспарительной вакуумной колонной для гудрона в концевой части.

Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350° С) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки

При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов.

I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций.

Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества.

1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок – отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 °С, с мазутом рис. 4

2. При двукратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ?С), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте.

3. Разновидностью блока АТ с двухкратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, т. е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т. к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко.

II. Вакуумная трубчатка (ВТ). Этот блок предназначен для перегонки мазута. В зависимости от варианта переработки нефти от мазута отбирают вакуумный газойль (350-500 ?С) – топливный вариант или масленые дистилляты (350-400, 400-450, 450-500 ?С) – топливно-масляный вариант. При отборе от мазута вакуумного газойля применяют схему с ОИ, т. е. мазут после нагрева в печи поступает в вакуумную колонну, где от него отбирается вакуумный газойль, а снизу колонны выводится гудрон.

В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350-500 и 350-520 ?С), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше (рис. 5).

В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить:

В связи с увеличением масштабов переработки загазованных сернистых нефтей наиболее распространена перегонка по схеме с двухкрастного испарения – в двух ректификационных колонах (рис. 6).

Сырая нефть забирается насосом 1 и через теплообменник 2 подается в электродегидратор 3 для обезвоживания. Отстоявшаяся нагретая нефть проходит теплообменник 4 и поступает в первичную ректификационную колону 5, где с верха ее отбирается легкая фракция бензина н. к. – 85 °C. Остаток из первой колонны 5 – полуотбензиненная нефть – насосом 6 подается через трубчатую печь 7 в основную ректификационную колону 8, в которой отбираются все остальные требуемые фракции – компоненты светлых нефтепродуктов и остаток – мазут. Часть нагретой в печи нефти возвращаются в первую колонну (горячая струя). Нагрев горячей струи возможен в отдельной печи, По этой схеме перерабатываются нефти с большим содержанием легкокипящих бензиновых компонентов и газа. При это газы уходят с верха первой колонны вместе с легкими бензиновыми парами. В результате предварительного выделения из нефти части бензиновых компонентов удается избежать большого давления в змеевике печи. При работе по этой схеме необходимы более высокие температуры нагрева в печи, чем при однократном испарении (с одной колонной), вследствие раздельного испарения легкокипящих и тяжелых фракций. Установки, работающие по схеме двухкратного испарения, строились в 1955-1965 гг. Они имеются на многих нефтеперерабатывающих заводах в нашей стране и за рубежом.

В Конце 40-ых годов установки АВТ имели производительность 500-600 тыс. т/год. Вскоре эти мощности оказались недостаточными для удовлетворения растущей потребности в массовых нефтепродуктах. С 1950 г. ускоренными темпами начали строить установи АВТ, работающие по схеме двухкратноо испарения, можностью 1, 1,5 и 2 млн. т/год. Схема такой промышленной установки мощностью 2 млн. т/год приводится на рис. 7.

Предварительно обезвоженная и обессоленная и обессоленная нефть забирается насосом 1 и после нагрева за счет тепла горячих потоков в теплообменнике 2 подается в первую ректификационную колону 3 (число тарелок 28). Газы и легкие бензиновые пары удаляются с верх колонны и ступают в конденсатор-холодильник 4. Полуотбензиненная нефть с низа колонны 3 насосом 5 подается в печь 6, откуда, нагретая примерно до 350 ?С, направляется в основную ректификационную колонну 7 (число тарелок 40). Часть нагретой полуотбензиненной нефти возвращается из печи 6 в качестве горячей стури в первую ректификационную колону 3 для получания дополнительного количества тепла. Колонна 7 оборудована трехсекционнойотпарной колонной 8. Эим установки рассчитаны на переработку стабильных и нестабильных малосернистых и сернистых нефте восточных районов страны.

Температура и давление в аппаратах установки приведены ниже в таблице 2.

В колоннах создается разное давление. Как известно, давление в колонне определяется фракционным составом головного погона и в конечном счете – остаточным давлением насыщенных паров жидкости после конденсации паров головного погона и их отделения в емкости (газосепараторе).

В К-1 в паровой фазе отбирается легкая (головная) бензиновая фракция н. к. – 62 ?С или н. к. – 85 ?С, а в К-2 – тяжелая бензиновая фракция, выкипающая выше 62 ?С или 85 ?С, поэтому давление в К-1 выше, чем в К-2 (0,4 – 0,5 МПа по сравнению с 0,15-0,20МПа). Это вызвано необходимостью после конденсации паров сохранения фракций в жидкой фазе при температуре окончательной охлаждения 30 – 35 ?С. Однако для более легкой фракции полная конденсация затруднительна. Более полная конденсация достигается применением дополнительного водяного охлаждения (после воздушного). При этом удается полное сконденсировать легкие бензиновые фракции (особенно это важно в летнее время и в жарком климате).

Эти физические закономерности сохраняются в колоннах стабилизации бензина и газофункционирующей установке, в которых в качестве головного погона отбираются соответствующие газовые фракции. В заводских условиях необходимо конденсировать и охлаждать их в воздушных и водяных аппаратах без применения специальных систем охлаждения.

На некоторых нефтеперерабатывающих заводах ранее использовались установки первичной перегонки с предварительным испарением легких фракций в пустотелой колонне предварительного испарения (испарителе, эвапораторе).

3. Расчетная часть. Выход продуктов первичной перегонки нефти мощностью 1,5 млн. тонн нефти в год.

Http://stud. wiki/manufacture/2c0a65625a3ac78b5c43b88421216d37_0.html

Полезная модель относится н установке по переработке нефти. Сущность полезной модели заключается в том, что она имеет расположенное перед входом в основную ректификационную колонну средство для подачи сырой нефти, включающее тангенциально направленное сопло.

Полезная модель относится к технологическим процессам нефтегазопереработки может быть использована для получения из углеводородного сырья моторного и котельно-печного топлива.

Известны установки для получения нефтяных фракции в двух ректификационных колоннах путем частичного отбензинивания нефти в первой колонне, ввода его во вторую колонну и последующим paздeлeниeм на топливные фракции (Александров И. А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке, М., Химия, 1981).

Недостатком известной установки является сложность конструкции и большая энергоемкость.

Известна установка по переработке нефти, содержащая связанные между собой посредством трубопроводов с вентилями и электроклапанами приемник сырья стабилизированной нефти или газового конденсата, форсунковую нагревательную печь, основную и вспомогательную ректификационные колонны с дефлегматорами, теплообменник бензина, рекуператоры мазута, дизельного топлива, перерабатываемой нефти, холодильники бензина, дизтоплива, керосина, водяные и продукционные насосы. счетчик расхода нефти, сетчатые фильтры, свечу, (патент US №4082653, КЛ. С 10 G 7/00, 04.04.1978).

Недостатком известной установки по переработки нефти является низкая производительность и неуправляемые энергозатраты.

Производительности и увеличение степени извлечения светлых нефтепродуктов.

Достигается это тем, что установка имеет расположенное перед входом в основную ректификационную колонну средство для подачи сырой нефти, включающее тангенциально направленное сопло для обеспечения возможности интенсивного перемешивания встречно направленных парожидкостных потоков и расположенные на внутренней поверхности входной камеры направляющие лопатки, размещенные с обеспечением возможности вращательного перемещения потока сырья в центробежном поле и разделения по скоростям вращения основных компонентов парожидкостной смеси в момент соприкосновения с керамическими насадками для преобразования части кинетической энергии вращательного движения в тепловую энергию.

Установка имеет расположенные в основной ректификационной колонне конические перфорированные секции, введенные одна в другую на расстоянии 250-300 мм и заполненные полыми керамическими кольцами, расположенные с зазором, составляющем 200-250 мм.

Установка по переработке нефти содержит связанные между собой посредством трубопроводов с вентилями и электроклапанами приемник сырья стабилизированной нефти или газового конденсата, форсунковую нагревательную печь, основную и вспомогательную ректификационные колонны с дефлегматорами, теплообменник бензина, рекуператоры мазута, дизельного топлива, перерабатываемой нефти, холодильники бензина, дизтоплива,

Керосина, водяные и продукционные насосы, счет-чин расхода нефти, сетчатые фильтры, свечу (не показаны).

Установка имеет расположенное перед входом в основную ректификационную колонну средство для подачи сырой нефти, включающее тангенциально направленное сопло для обеспечения возможности интенсивного перемешивания встречно направленных парожидкостных потоков и расположенные на внутренней поверхности входной камеры направляющие лопатки, размещенные с обеспечением возможности вращательного перещения потока сырья в центробежном поле и разделения по скоростям вращения основных компонентов парожидкостной смеси в момент соприкосновения с керамическими насадками для преобразования части кинетической энергии вращательного движения в тепловую энергию (не показано).

Установка имеет расположенные в основной ректификационной колонне конические перфорированные секции, введенные одна в другую на расстоянии 250-300 мм и заполненные полыми керамическими кольцами, расположенные с зазором, составляющем 200-250 мм.

В ректификационной колонне происходит противоточный процесс – потоки флегмы и паров находятся в постоянном взаимодействии на поверхности насадки, переносе вещества между фазами идет непрерывно, механизм работы колонны представляет собой непрерывное. изменение концентрации

Для повышения четкости разделения на топливные фракции интенсивное перемешивание встречно направленных парожидкостных потоков осуществляется в центробежном поле вращательного движения при поступлении сырья через сопло в основную ректификационную колонну. Сопло устанавливается под углом 5-15° к вертикальной оси камеры для увеличения эффективности вращательного движения потока смеси. Далее происходит транспортировка парожидкостной смеси по направляющим лопаткам, расположенным на внутренней поверхности входной камеры и разделение по скоростям вращения основных компонентов парожидкостной смеси. В момент соприкосновения с керамическими насадками происходит преобразование части кинетической энергии вращательного движения в тепловую энергию. Одновременно происходит температурное воздействие на процесс ректификации, так как основная ректификационная колонна представляет из себя трехзонную температурную камеру.

Насадки состоят из двух одинаковых тонкостенных листовых каркасов, имеющих форму перфорированных полых конусов, введенных один в другой на расстоянии 250-300 мм. Пространство между коническими “елочного” типа листами заполнено насадочным керамическим материалом (типа колец Рашига). колонна состоит из чередующихся шести таких конических устройств, разделенных между собой свободным пространством размером 200-250 мм.

Гидродинамический принцип взаимодействия газа и жидкости на наклонных решетках и увеличить время прохождения парожидкостного потока через стабильную температурную зону.

В ректификационной колонне нефть разделяется на компоненты с помощью разных температурных режимов по высоте колонны, где происходит превращение жидкости в пар, а пара – в жидкость. При этом, конденсируется высококипящая часть смеси, а из жидкости в пар переходит низкокипящая составляющшая.

Поэтому идущий вверх поток пара будет как бы забирать со всех высот колонны низкокипящую составляющую, а стекающий вниз поток жидкости – флегма, будет непрерывно обогащаться высококипящей частью. Для успешного ведения процесса ректификации необходимо возможно более тесное соприкосновение между паровой и жидкой фазами. При этом, состав смеси на каждой высоте колонны различный, чем выше, тем больше процент низкокипящей составляющей.

Низкокипящую часть отбирают сверху, т. е. бензин, а высококипящую – снизу, т. е. мазут, а из средней части, промежуточный компонент – дизельное топливо, возможна, в случае необходимости и отгонка керосина.

Для того, чтобы осуществить как можно большую перегонку – разделение на фракции, даем возможность встречным потокам пара и флегмы как следует перемешиваться, при этом необходимо соблюдать надлежащий температурный режим.

Восходящий поток паров обеспечивается частичным испарением исходного сырья, а также жидкой фазы внизу колонны под действием тепла огневого нагревателя – печи.

Таким образом, применение таких установок дает возможность улучшить технико-экономические показатели процессов разделения за счет интенсификации массо – и теплообмена в промышленных аппаратах и тем самым увеличить степень извлечения светлых нефтепродуктов и снизить энергозатраты.

Полезная модель может быть использована в установках для переработки нефти.

1. Установка по переработке нефти, содержащая связанные между собой посредством трубопроводов с вентилями и электроклапанами приемник сырья стабилизированной нефти или газового конденсата, форсунковую нагревательную печь, основную и вспомогательную ректификационные колонны с дефлегматорами, теплообменник бензина, рекуператоры мазута, дизельного топлива, перерабатываемой нефти, холодильники бензина, дизтоплива, керосина, водяные и продукционные насосы, счетчик расхода нефти, сетчатые фильтры, свечу, отличающаяся тем, что она имеет расположенное перед входом в основную ректификационную колонну средство для подачи сырой нефти, включающее тангенциально направленное сопло для обеспечения возможности интенсивного перемешивания встречно направленных парожидкостных потоков и расположенные на внутренней поверхности входной камеры направляющие лопатки, размещенные с обеспечением возможности вращательного перемещения потока сырья в центробежном поле и разделения по скоростям вращения основных компонентов парожидкостной смеси в момент соприкосновения с керамическими насадками для преобразования части кинетической энергии вращательного движения в тепловую энергию.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что сопло расположено под углом 5-15° к вертикальной оси камеры.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она имеет расположененные в основной ректификационной колонне конические перфорированные секции, введенные одна в другую на расстоянии 250-300 мм и заполненные полыми керамическими кольцами, расположенные с зазором, составляющем 200-250 мм.

Http://bankpatentov. ru/node/220095

1. Нефть сырая из резервуаров хранения поступает на установку ЭЛОУ-АВТ, которая является головной.

Процесс производится с помощью физико-химических методов: обессоливание, обезвоживание, очистки от сернистых соединений; физических методов: ректификации, теплообмена. Для перегонки используют одноступенчатые трубчатые установки. Вначале перегонку ведут при атмосферном давлении с выделением бензиновой и других высококипящих фракций; остаток – мазут – перегоняют в вакууме во избежания расщепления углеводородов при действии высокой температуры. Установка предназначена для получения из нефти дистиллятов бензина, керосина, дизельного топлива, гудрона. Кроме этих продуктов на установке получаются сухой и жирный газы, сжиженный газ.

2. Сырьём установки каталитического риформинга и экстракции ароматических углеводородов являются фракции отбираемые в пределах 62-85С и 85-105С. Процесс предназначен для получения ароматических углеводородов (главным образом бензола, толуола), важное значение имеет побочный продукт-водородсодержащий газ. Сырьё с блока риформинга вводится в экстрактор, в верхнюю часть которого подаётся экстрагент. Из нижней части экстрактора насыщенный углеводородами растворитель поступает в отпарную колонну, где осуществляется процесс экстрактивной ректификации.

3. Прямогонные бензиновые фракции (85-105С,105-140С,140-180С) являются сырьём установки каталитического риформинга. Процесс заключается в ароматизации бензиновых фракций происходящих в результате реакций каталитического преобразования нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические, при этом значительно возрастает октановое число. Выход высокооктанового компонента бензина составляет 80-88% (масс.), его октановое число 80-85 (моторный метод) против 30-40 для сырья. Применяется активный биметаллический платино-рениевый катализатор, имеющий форму цилиндров. Продуктами каталитического риформинга являются:

А) стабильный катализат – служит компонентом товарного автобензина;

Б) водородсодержащий газ – используется на установках гидроочистки дизельного топлива, гидроочистки керосина, изомеризации углеводородов, каталитического крекинга;

В) нестабильная головка – является сырьём газофракционирующей установки;

4. В качестве сырья установки гидроочистки керосина используется прямогонная керосиновая фракция. Установка спроектирована для понижения содержания серы в сырье – керосине – с 0,166 до менее 0,001% (масс.). Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция. Кроме того получаются небольшие количества низкооктановой бензиновой фракции.

5. В качестве исходного дистиллята гидроочистки дизельного топлива используются керосин-газойлевые фракции с температурами выкипания 180 – 230, 230 – 350С (метод разгонки стандартный), дистилляты вторичного происхождения газойли коксования). Процессы протекают в среде водорода, на стационарном катализаторе (алюмокобальтмолибденовом), путём удаления серы, кислорода, смолистых соединений, непредельных соединений. Процесс гидроочистки повышает стабильность топлив, снижает коррозионную активность, улучшает цвет и запах. Побочными продуктами процесса являются низкооктановый бензин, углеводородный газ, сероводород.

6. Сырьём установки карбамидной депарафинизации дизельного топлива является гидроочищенное диз. топливо. Процесс предназначен для получения зимних и арктических дизельных топлив с требуемыми температурами застывания (зимнее – имеет температуру застывания минус 40С, арктическое – минус 60С) и низкотемпературными свойствами, также процесс предназначен для получения низкоплавких парафинов. В процессе карбамидной депарафинизации используется водный, насыщенный при 70С раствор карбамида в смеси воды и изопропанола. Особенностью реакции комплексообразования в таких условиях является быстрое уменьшение концентрации карбамида за счёт его вступления в комплекс с нормальными парафиновыми углеводородами исходного сырья. Поэтому комплексообразование проводят в переменном температурном режиме.

7. Процесс газофракционирующей установки предельных газов предназначен для получения индивидуальных лёгких углеводородов. Источником углеводородных газов являются газы, выделившиеся при первичной перегонки на установке АВТ и каталитического риформинга. Газы первичной перегонки проходят очистку 15% раствором МЭА от сероводорода (процесс абсорбции). Очищенная смесь углеводородных газов и головка каталитического риформинга подаются на блок ректификации, где выделяются узкие углеводородные фракции:

А) пропановая – используется как бытовой сжиженный газ, применяется в качестве хладагента и сырья для пиролиза;

Б) изобутановая – применяется в качестве сырья для производства синтетического каучука;

В) бутановая – используется как бытовой сжиженный газ, добавляется к автомобильным бензинам для повышения давления паров;

8. В качестве исходного сырья на установке изомеризации используется пентановая фракция, выделенная на ГФУ предельных газов, бензиновая фракция н. к.-62С, полученная на установке АВТ. В качестве водорода подпитки используется водородсодержащий газ с установки кат. риформинга. Установка изомеризации состоит из двух блоков – ректификации и изомеризации. В блоке ректификации сырьё предварительно разделяется на пентановые и гексановые фракции, направляемые на изомеризацию, после которой проводится стабилизация полученного продукта и выделение из него товарных изопентана и изогексана. В блоке изомеризации получают изомеризаты. Процесс изомеризации осуществляется в реакторе со стационарным слоем катализатора (бифункциональный, содержащий платину на кислотном носителе) в паровой фазе при давлении и циркуляции ВСГ. Достижение полного превращения н-пентана в изопентан осуществляется путём рециркуляции непревращённого н-пентана. Целевые продукты изомеризации (изопентан и изогексан) используются для производства высокооктановых компонентов бензинов, а также сырья для нефтехимической промышленности.

9. Сырьем установки ВТ-битумная является подготовленный для окисления гудрон, мазут с установки АВТ. В состав установки входят: блок вакуумной перегонки мазута и блок окисления гудрона. В блоке ВТ принята одноколонная схема вакуумной переработки мазута, обеспечивающая получение гудрона, удовлетворяющего по качеству требованиям, предъявляемым к сырью для производства битумов методом окисления. Технологическая схема битумного блока – двухпоточная, что дает возможность одновременно получать разные марки битумов: строительные и дорожные. Отработанные газы окисления, состоящие из азота, водяных паров, диоксида и оксида углерода, остаточного кислорода и органических веществ, выводят из окислительного аппарата на термическое обезвреживание – сжигание.

10. Сырьем установки производства серы служит сероводород выделенный на установках в процессе переработки нефти. Сероводород выделяют с помощью 15%-ного водного раствора моноэтаноламина из соответствующих потоков с установок гидроочистки и гидрокрекинга. На установке производства серы смонтирован блок регенерации сероводорода из насыщенных растворов моноэтаноламина. Регенерированный моноэтаноламин возвращается на установки гидроочистки, где вновь используется для извлечения сероводорода. Основные стадии процесса производства серы и технического сероводорода: термическое окисление сероводорода кислородом воздуха с получением серы и диоксида серы; взаимодействие диоксида серы с сероводородом в реакторах (конвекторах), загруженных катализатором. Продукт установки – элементарная сера с её содержанием не менее 99,98 % (масс.) [1,2,4,6].

Поточная схема НПЗ по топливному варианту с глубокой переработкой нефти приведена на графическом листе 1.

Http://studwood. ru/2132601/tovarovedenie/harakteristika_ustanovok_pererabotke_nefti

АО «ВО “Машприборинторг”, как организатор закупки (Заказчик), информирует заинтересованные стороны об Открытом конкурсе по отбору аудиторской организации для проведения обязательного ежегодного аудита бухгалтерской (финансовой) отчетности АО «ВО “Машприборинторг” за 2018 год.

Информация о закупке услуг по проведению аудита, включающая извещение и документацию о закупке, размещена 5 апреля 2018 на электронной площадке www. etprf. ru (номер извещения 31806336060).

Для участия в конкурсе заинтересованным участникам необходимо в течение 20 календарных дней с даты опубликования конкурса на сайте www. etprf. ru подготовить конкурсную заявку и пакет необходимых документов, в порядке и на условиях, изложенных в документации о закупке.

Приглашаем всех желающих принять участие в открытых конкурсах, запланированными АО “ВО “Машприборинторг” в 2018 г.

Поставка в регионы России и на экспорт блочно-модульных установок по переработке нефти и газа (УПНГ)

На современном этапе развития нефтеперерабатывающей промышленности важное значение приобретают малотоннажные установки по переработке нефти и газового конденсата. Резкое повышение спроса на все виды топлива, особенно бензин и дизельное топливо, не смогут удовлетворить существующие нефтеперерабатывающие заводы со старым оборудованием, требующие огромных затрат на инфраструктуру, транспортировку сырья и готовой продукции, экологию и безопасность, поддержания технических систем, уникального дорогостоящего крупномасштабного оборудования и огромных территорий промышленных зон. Все это приводит к ориентации дальнейших перспектив развития нефтепереработки на малотоннажные модули, приближенные к местам добычи сырья и потребителям готовой продукции, быстро разворачиваемые, мобильные и способные работать в любых климатических условиях.

В настоящее время разработаны и применяются новые технологии переработки нефти и газового конденсата. В различных регионах России созданы и успешно эксплуатируются серийные промышленные малотоннажные модульные установки по производству нефтепродуктов и присадок к моторным топливам. Установки работают практически без потерь – они мало энергоемкие, экологически чистые, работающие на оборотной воде. Технологический процесс гибкий, возможна его адаптация по отношению к используемому сырью и перенастройка по выходу целевой продукции.

Инженерные и технологические решения, примененные в данной конструкции мини-завода, позволяют использовать различные типы сырья: нефть газовый конденсат смесь газового конденсата и нефти. Сырье не должно содержать серы, гидроочистка прямогонных продуктов от сернистых соединений стандартной комплектацией УПНГ не предусмотрена. Примерная характеристика количественных показателей выхода нефтепродуктов в зависимости от используемого сырья приведена в Таблице.

блок получения бензиновой фракции и печного топлива; блок получения бензиновой фракции и дизельного топлива; блок насосов; блок емкостей; котельная; блок компаундирования; свеча рассеивания; очистные сооружения; сеть технологических трубопроводов и раздаточных колонок; блок вакуумный; нагреватель сырья термический; блок КиП и А

Реализация проекта строительства мини-завода по производству нефтепродуктов на базе УПНГ содержит следующие этапы: Подбор участка земли (приобретение, аренда) с частичной привязкой. Привязка к арендованному участку и согласование проек­та в необходимых инстанциях. Общестроительная подготовка участка земли и шефмонтаж комплекта УПНГ с парком терминала. Пуско-наладочные работы и подготовка персонала (одновременно с началом монтажа оборудования, с поставщиком сырья согласовывается график поставки сырья).

Производство и сбыт нефтепродуктов.

К ценообразованию на оборудование УПНГ применяется подход «цена такая же или ниже, чем на аналогичные образцы». Стоимость установки УПНГ на условиях базиса поставки FCA завод-изготовитель: договорная. В стоимость установки входит: проектные и пуско-наладочные работы, обучение персонала.

применяемые новейшие технологии переработки нефти и газового конденсата; надежность работы оборудования в любых климатических условиях; простота обслуживания, высокий уровень автоматизации технологического процесса; небольшие сроки изготовления и монтажа оборудования; минимальные издержки и низкая себестоимость переработки; возможность применения одновре­менно нескольких типовых блочно-модульных установок для увеличения объемов выпускаемой продукции и снижения относительных затрат; стабильно высокое качество выпускаемой продукции; стабильно высокий растущий спрос на выпускаемую продукцию; практическое отсутствие потерь в технологическом процессе, высокий уровень экологической чистоты техноло­гии и выпускаемой продукции, соответствие современным требованиям безопасности; небольшие производственные площади, достаточно простые требования к территориям под застройку; возможность размещения УПНГ в непосредственной близости к источникам сырья и потребителям продукции для минимизации транспортных затрат.

Http://www. mashpriborintorg. com/products/proekt/blochno-modulnie-ustanovki-po-pererabotke-nefti

1.Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки

2.Характеристика получаемых фракций нефти и их возможное применения

4.Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкостии орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)

5.Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом

9.Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике «нефть-ДТ» (ЭВМ)

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [1].

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

– снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло – и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

– контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т. д.;

– конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;

2. Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

3. Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть

– уменьшение уноса жидкости в концентрационную секцию колонны (установка отбойников из сетки и организация вывода затемненного тяжелого газойля);

– подбор эффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.

Преимущества насадочных контактных устройств перед тарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давления на одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являются регулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и их гидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными [2]. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка «Кох-Глитч». Применение этой насадки в вакуумных колоннах позволило уменьшить наложение фракций, а также снизить расход водяного пара в куб колоны.

Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников [1]. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии – водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ Ÿ Н2О). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков [3].

Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций.

В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации.

В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т. е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах [2].

Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.

1 Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Девонской нефти взяты в справочной литературе [4]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Показатели качества Девонской нефти, приведенные в таблицах 1.1 и 1.2, позволяют сказать, что базовых масел с ИВ³90 и температурой застывания £-15°С в нефти нет.

Таким образом производство базовых масел, т. е. получение узких масляных фракций на установке АВТ является не целесообразным.

Девонская нефть с массовой долей серы 2,82 % (класс 3, высокосернистая), плотностью при 20 о С 889,5 (тип 3, тяжелая), концентрации хлористых солей 119 мг/дм 3 , массовой долей воды 0,67 % (группа 3), массовой долей сероводорода 24 ррm (вид 2) обозначается «3.3.3.2. ГОСТ Р 51858-2002». Данная нефть соответствует «ГОСТ Р 51858-2002.Нефть. Общие технические условия.» только для внутреннего использования (плотность не соответствует требованиям экспортного варианта – тип 3).

Характеристики всех фракций нефти составлена по данным справочника [4] и приводятся в виде таблиц.

Девонской нефть содержит в основном тяжёлые газы, т. е. пропан и бутаны. Поэтому смесь этих газов можно получать в жидком состоянии в ёмкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса и использовать его как товарный сжиженный газ, т. к. содержание этана в нём будет <5 %).

В таблице 2.2 представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые получают на современных установках АВТ. В настоящее время при первичной перегонке нефти не выделяют узкие бензиновые фракции, служившие ранее сырьем для производства индивидуальных ароматических углеводородов в процессе каталитического риформинга. На современных установках каталитического риформинга применяются высокоактивные катализаторы при пониженном давлении в реакторах, что обеспечивает высокий выход ароматики (55-65 % на катализат) при работе на сырье широкого фракционного состава, выкипающем в пределах 70-180°С. На установке АВТ в основном получают бензиновые фракции 70-120°С (при выработке реактивного топлива) или 70-180°С (если реактивное топливо не вырабатывают), которые направляют на риформинг для повышения их октанового числа. Фракцию нк-70°С целесообразно использовать для процесса изомеризации и далее как компонент бензина. Фракцию 70-140°С для получения ароматики на установке каталитического риформинга или в смеси с фракцией 140-180°С, для производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов. Для всех фракций необходима предварительная гидроочистка.

В таблице 2.3 представлена характеристика дизельных фракций, которые можно вырабатывать на установке АВТ из любой нефти и, в частности, из Девонской. Однако получение на АВТ той или иной дизельной фракции должно быть обоснованным.

Из Девонской нефти получаем дизельные фракции 180-230°С и 230-360°С. Фракция 180-360°С отвечает требованиям стандарта на летнее дизельное топливо. Фракцию 180-230°С можем использовать как компонент зимнего ДТ. Для всех продуктов требуется гидроочистка для понижения содержания серы [4].

2.4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Девонской нефти и их применение

Таблица 2.4 – Характеристика вакуумных дистиллятов Девонской нефти

Данные табл. 2.4 показывают нецелесообразность получения узких масляных фракций из Девонской нефти, т. к. получение базовых масел с ИВ≥90 невозможно из-за их отсутствия. Поэтому после выхода из вакуумной колонны и блока теплообменников потоки объединяем и направляем широкую масляную фракцию (ШМФ) на установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.

На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки – мазут (tнк

550°С). Мазут поступает на вакуумный блок для производства масляных дистиллятов.

Мазут и гудрон применяются в качестве компонентов котельных топлив и сырья для установок висбрекинга и коксования. Кроме того, гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации и производства битумов, т. к. Девонская нефть отвечает требованиям:

Где А, С, П – содержание асфальтенов, смол и парафинов в нефти соответственно [4].

Остатки Девонской нефти из-за повышенной вязкости (ВУ > 16) могут быть применены в качестве компонентов котельных топлив только после их переработки на установке висбрекинга.

3 Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей £1 мг/л при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания [13]. Это позволяет довести содержание хлористых солей после первой ступени до 5,95 мг/л, т. к.

Где 119 – содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см. таблицу 2.1).

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Для девонской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

Откуда В=16,85 л/м 3 нефти или 1,685 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимается расход промывной воды 2,0% на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (3% об.), т. е. применяется циркуляция воды.

Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после отстоя – в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 г/т нефти в виде 2% водного раствора (400 г/т) на прием сырьевого насоса из специальной емкости. В связи с этим в технологической схеме установки АВТ предусматриваются дополнительные емкости и насосы.

В настоящее время наиболее распространены три вида оформления атмосферного блока:

Схему 1 применять нецелесообразно. Она рассчитана на переработку стабилизированных нефтей с содержанием бензиновых фракций до 10%(масс.), а в нашем случае – 13,5%(масс.). Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, так как повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебаний состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. Повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

В схеме 2 одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций снижает температуру печи, но при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-активные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т. е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Схема 3 (рис. 3.1.) самая распространенная в отечественной практике. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры, чем при однократном испарении, вследствие раздельного испарения легких и тяжелых фракций. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой.

В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом будут являться растворенные газы С2-С4 и фракция нк-140 0 С – 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-140 о С; фракции 140-180 0 С, 180-230°С и 230-360°С выводятся боковыми продуктами в жидком виде, снизу колонны выводится мазут (>360°С). Фракцию нк-140 о С 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 0 С+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.

Стабилизации подвергаем бензин из К-1 и фракцию нк-140 о С 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-70 о С) и каталитического риформинга (70-140 о С).

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.

На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.

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.

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 ºС. 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)

Http://stud-baza. ru/ustanovka-pervichnoy-pererabotki-nefti-kursovaya-rabota-promyishlennost-proizvodstvo

Установка не подпадает под “Правила эксплатации сосудов, работающих под давленем”. Это трубчатая печь. Давление насыщенного пара не более 0,7 Атм.

Установка состоит из котла-газификатора (1) и ректификационной колонны. (2) На ректификационную колонну получен патент: на устройство и на способ.

Устройство крекинга нефти и нефтепродуктов в вертикально-ориентированной емкости (котел-газификатор),

Определенные фракции углеводородов конденсируются при определенной температуре. К примеру, мазут начинает конденсироваться от 530 0 С и ниже. В этом случае увеличивая подачу пара мы уменьшаем температуру конденсата. Доведя, к примеру показатели температуры на термометре до 5000С мы открываем кран и сливаем мазут.

Http://blago-tt. blogspot. ru/2016/07/blog-post. html? m=1

1 Технологические расчеты установок переработки нефти Допущено Министерством высшего и среднего специального образования СССР в качестве учебного пособия для студентов вузов по специальности «Химическая технология переработки нефти и газах – МОСКВА ХИМИЯ’ 987

2 6П7.4 Т84 УДК 665.6/67:9.00.(075.8) А в т о р ы : М. А. ТАНАТАРОВ, М. Н. АХМЕТШИНА, Р. А. ФАСХУТДИНОВ, Н. Д. ВОЛОШИН, П. А. ЗОЛОТАРЕВ Рецензенты: Зав. кафедрой химической переработки нефти н газа, проф. М. Е. Левннтер (Куйбышевский политехнический ин-т), зав. сек тором ВНИПИнефть, канд. техн. наук С. Г. Рогачев. Марат Ахсанович Танатаров, Мукира Набиевна Ахметшина, Риф Акрамович Фасхутдинов, Николай Дмитриевич Волошин, Петр Артемьевич Золотарев ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ УСТАНОВОК ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Редактор И. А. Захарьянц Художественный редактор Н. В. Носов Технический редактор О. В. Тюрина Корректор Т. С. Васина И Б 668 С д а н о в н а б П о д п. в п е ч Ф о р м а т б у м а г и 60X90Vi«. Б у м а г а т и п. Г п Г " " Т Г " литературная. Печать высокая. I I II i n II Vf 4 r i i I mi. У ч. – и з д. л I и Ц Ш M ‘ V I n и JfC Ц е н * p. 0 к. И з д. 6 \ П У ИИ

Ф^^’^ Г М ‘ Ulii H i " " i n i Ч им I I п р и Г о ^^Щств^то^) _4**яггет^ СССР п о д е л а м и з д а т е л ь с т в, по. л и г д фдтгтгтгтппти т о р г о в л и, i ТТ05, М о с к в а, Н а г а т и н с к а я у л., д. Г – УДК 665.6/67:9.00.(075.8) Технологические расчеты установок переработки нефти; Учеб. пособие для вузов/танатаров М. А., Ах метшина М. Н., Фасхутдинов Р. А. и др. М.: Химия, с. Д а н ы т и п о в ы е методы расчета процессов переработки нефти и газа, основы выбора технологических схем, режимов и конструктивного их оформления, а т а к ж е обоснование выбора оптимальных проектных р е ш е ний. П р и в е д е н ы а л г о р и т м ы н программы расчета на Э В М физических и химических процессов нефтепереработки. И з л о ж е н ы методы расчета про цессов, обеспечивающих охрану о к р у ж а ю щ е й среды. П р е д н а з н а ч е н о д л я с т у д е н т о в н е ф т я н ы х и х и м и к о – т е х н ол о г и ч е с к и х в у зов, специализирующихся в области химической технологии переработки нефти и газа. М о ж е т б ы т ь полезно и н ж е н е р а м и исследователям, рабо тающим в области переработки нефти. Т а б л. 8. И л. 8. Б и б л и о г р. список: 86 н а з в. Т (0 )

3 СОДЕРЖАНИЕ Предисловие Условные обозначения Глава. Подготовка и первичная переработка нефти Ю.. Выбор параметров процесса обессоливания нефти И. Место установки по подготовке нефти в общей схеме пере работки. Требования по содержанию примесей. И. Параметры процесса ЭЛОУ.. Электродегидрагоры 0. Выбор конструкции и расчет объема электродегидратора 0. Требования к электрооборудованию установок ЭЛОУ. Влияние свойств нефти на технологию ее переработки и качество получаемых продуктов 4. Характеристика нефтей, поступающих на установки АВТ 4. Построение кривых ИТК и качества смеси нефтей Ассортимент получаемой продукции. Материальный баланс установки Обоснование и выбор схемы установки АВТ..5. Генеральный план установки АВТ Расчет ректификационных колонн4.4.. Выражение состава нефти и ее фракций при расчете перегонки и ректификации Расчет однократного испарения многокомпонентной углеводо родной смеси Расчет температур начала и конца однократного испарения многокомпонентной углеводородной смеси. Расчет температу ры верха колонны Расчет температур вывода бокового погона и низа отпарной колонны Расчет колонн, работающих при избыточном давлении Расчет колонн, работающих в вакууме Гидравлический расчет тарелок и определение размеров ректифика ционной колонны Выбор типа тарелок Определение высоты колонны Расчет колпачковых, ситчатых, струйных тарелок и тарелок с S-образными элементами Расчет клапанных прямоточных тарелок Расчет ситчатых тарелок с отбойными элементами Расчет решетчатых провальных тарелок Примеры расчета Расчет и выбор технологического оборудования Теплообменные аппараты Холодильники и конденсаторы ] Трубчатые печи,.6.4. Расчет дымовой трубы Выбор насосов Сводные расходные показатели 6

4 Глава. Каталитические топлнв процессы нефтепереработки. Гидроочистка.. Расчет реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива. Выход гидроочнщенного топлива. Расход водорода на гидроочистку. Потери водорода с отдувом..4. Материальный баланс установки Расчет объема катализатора..6. Расчет потери напора в слое катализатора.. Регенерация катализатора гндроочистки Глава. Термодеструктивные процессы.. Термический крекинг. Выбор и обоснование технологической схемы и режима ра боты установки. Расчет реакционного змеевика. Расчет выносной реакционной камеры.. Замедленное коксование нефтяных остатков. Выбор и обоснование технологической схемы и режима рабо ты установки. Кинетический и гидродинамический расчеты реакционных ка мер. График работы реакционных камер..4. Пример расчета реакционных камер установки замедленного коксования.. Прокаливание нефтяного кокса. Выбор и обоснование технологической схемы и режима ра боты установок прокаливания. Расчет барабанной прокалочной печи. Расчет прокалочной печи с вращающимся подом Производство битумов.4.. Выбор и обоснование технологической схемы и режима полу чения окисленных битумов.4.. Технологический расчет окислительной колонны непрерывного действия.4.. Пример расчета окислительной колонны непрерывного дей ствия Глава 4. Производство масел 4.. Математическая модель экстракции процессов производства масел 4. Идеальные, реальные и регулярные растворы Уравнение растворимости Гильдебранда и его совершенство вание 4.. Математическая модель процесса деасфальтизации в растворе про пана 4. Технологическая схема процесса деасфальтизации Уравнение растворимости для деасфальтизации Однократная экстракция бинарных и многокомпонентных си стем Противоточная экстракция многокомпонентных систем Расчет процесса деасфальтизации на ЭВМ «Мнр-» Математическая модель процесса фенольной очистки масел Технологическая схема процесса фенольной очистки масел 4. Уравнение растворимости для фенольной очистки масел Однократная экстракция фенолом бинарных и многокомпо нентных смесей Противоточный многоступенчатый процесс очистки масел фе нолом Расчет процесса фенольной очистки масел на ЭВМ «Мнр-» 4 4 l j? *4У ’60 > ‘ j

5 Глава 5. Очистка технологических потоков и охрана окружающей среды 80 5 Расчеты по очистке и осушке газовых потоков 5. Абсорбенты для очистки газов 5. Расчет тарельчатых абсорберов 5. Осушка газов Расчет адсорберов для осушки газов Расчет цикла регенерации адсорбента 5. Расчеты элементов систем по охране воздушного бассейна Выбросы из одиночного источника 5. Высота дымовой трубы 5. Элементы факельной системы Каталитическое обезвреживание газовых выбросов.. 5 Расчеты элементов сооружений по очистке сточных вод 5. Сооружения механической очистки сточных вод Биохимическая очистка сточных вод 5. ‘Расчет необходимой степени очистки сточных вод.. 80 ос *. Л" * * оуо ^4 <*«> ^0 ол.. Литература Приложения. Номограмма для определения вязкости нефтепродуктов в зависимо сти от температуры. Номограмма Молина Гурвича для определения вязкости смесей нефтепродуктов. График Максвелла для нахождения давления насыщенных паров уг леводородов и их смесей 4. График для определения – энтальпии нефтяных паров и жидкостей 5. Давление насыщенного водяного пара 6. Основные характеристики ректификационных колонн действующих установок АВТ 7. Параметры колпачковых тарелок (однопоточных, разборных).. 8. Параметры тарелок с S-образными элементами 9. Параметры струйных тарелок с отбойными элементами Параметры решетчатых тарелок. Типоразмеры клапанных прямоточных тарелок при / ] = 5 0 С. График для определения критерия Нуссельта в трубном простран стве кожухотрубных аппаратов типа ТП, ХП, ТН и ХН ( d = 5 мм). График для определения Фи, к коэффициенту теплоотдачи,. 4. График для определения критерия Нуссельта в межтрубном про странстве кожухотрубных теплообменников с плавающей головкой (d =5 мм, расположения по квадрату) 5. Характеристика теплообменников с плавающей головкой (ГОСТ ) 6. Площадь проходного сечения по трубам в теплообменниках с плава ющей головкой (ГОСТ ) 7. Площадь проходного сечения по межтрубному пространству в теп лообменниках с плавающей головкой (ГОСТ ) Характеристика аппаратов воздушного охлаждения зигзагообразных АВЗ (ОСТ ) 9. Характеристика аппаратов воздушного охлаждения горизонтальных АВГ (ОСТ ) 0. Климатические данные по некоторым пунктам СССР. Площадь свободного сечения аппаратов воздушного охлаждения пе ред секциями из оребренных труб. Полезная тепловая нагрузка трубчатых печей различных типов. Площадь сечения труб наиболее часто используемых диаметров 4. Расход рабочего пара и охлаждающей воды для пароэжекторных вакуумных насосов, 5. Зависимости энтальпии паров нефтепродуктов / от температуры / при различном давлении Р H ^ 0 d 4 м

6 ПРЕДИСЛОВИЕ В связи с переходом на интенсивные методы технологии и строительством укрупненных и комбинированных установок все большую роль играет повышение качества расчетов процессов и аппаратов нефтепереработки, оптимизации действующих и про ектируемых технологических схем. Особое место отводится во просам тщательного обезвоживания и обессоливания нефтей как основному условию повышения технико-экономических по казателей производства за счет увеличения межремонтных про бегов технологических установок, снижения возможности от равления катализаторов, улучшения качества остаточных неф тепродуктов и т. д. В Основных направлениях экономического и социального развития СССР на годы и на период до 000 года указана важнейшая проблема в нефтеперерабатывающей про мышленности: «. обеспечить дальнейшее углубление перера ботки нефти и существенное увеличение выработки моторных топлив, а также сырья для химической, нефтехимической и мик робиологической промышленности». Повышение эффективности использования нефти в процессе ее первичной и вторичной пе реработки прежде всего связано с углублением отбора нефте продуктов от их потенциального содержания. Эта задача должна решаться преимущественно путем интенсификации и реконструкции действующих установок первичной и вторичной переработки нефти. Основой реконструкции являются прежде всего надежные проверочные расчеты, позволяющие уточнить оптимальные параметры того или иного процесса и определить запас по производительности имеющихся аппаратов и оборудо вания. Большое значение в обеспечении надежной работы тех нологических установок имеет подготовка газовых потоков (удаление сероводорода, осушка) для дальнейшей их перера ботки в качестве углеводородного сырья или использования в технологических процессах (например, циркулирующий водородсодержащий газ, инертный газ). Увеличение мощностей нефтеперерабатывающих заводов требует повышения эффективности мер по охране природы. Успешное решение экологических проблем в значительной сте пени зависит от рационального проектирования и совершенст вования таких технологических процессов, как системы фа кельного хозяйства, каталитического обезвреживания газовых выбросов и очистки производственных сточных вод. В данном учебном пособии обобщен опыт руководства кур совым и дипломным проектированием в Уфимском нефтяном институте с учетом некоторых методов расчета, применяемых в проектных институтах.

7 Пособие включает пять глав, в каждой из которых имеется небольшое введение. Ограниченность пособия не’ позволила включить расчеты таких важных для нефтепереработки про цессов, как каталитический крекинг и каталитический риформинг. Однако, авторы исходили из того, что по расчетам ука занных процессов имеется учебное пособие: Кузнецов А. А., Кагерманов С. М., Судаков Е. Н. «Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности» (изд. – е, пер. и доп. Л. : Химия, с ). Впервые приведены методы расчета узла прокаливания кок са, без которого невозможно получить нефтяной электродный кокс, соответствующий требованиям ГОСТ по ряду показате лей (например, по содержанию летучих, плотности и др.). Подход к расчету процессов очистки масляных фракций се лективными растворителями осуществлен с совершенно новых позиций, что позволило отказаться от традиционных графиче ских методов расчета процессов экстракции с помощью тре угольных диаграмм и применить математические модели мно гоступенчатой экстракции. На основании составленных про грамм были выполнены расчеты на ЭВМ, которые показали удовлетворительную сходимость с практическими данными на действующих установках. Приведены методики расчета абсор беров моноэтаноламиновой очистки газов, адсорберов для осуш ки газов, расчета элементов факельных установок, систем ката литического обезвреживания газовых выбросов, а также расче ты основных элементов сооружений по механической и биохи мической очистке производственных сточных вод. Предисловие и глава 5 написаны кандидатом технических наук Р. А. Фасхутдиновым, главы и профессором докто ром технических наук М. А. Танатаровым и кандидатом техни ческих наук М. Н. Ахметшиной, глава профессором докто ром технических наук Н. Д. Волошиным, глава 4 кандидатом технических наук П. А. Золотаревым. Авторы считают своим долгом выразить глубокую благо дарность рецензенту книги канд. техн. наук С. Г. Рогачеву и кафедре химической технологии переработки нефти и газа Куй бышевского политехнического института им. В. В. Куйбышева (зав. кафедрой проф. М. Е. Левинтер) за ценные замечания и советы, которые были по возможности учтены при окончатель ном редактировании пособия.

8 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ В ширина, м; выход продукта, % (масс.) С содержание вещества, % (масс), % (об.), кг/м*, г/м* _ средняя удельная теплоемкость при постоянном давлении, кдж/ (кг К) D, d диаметр, м d o плотность относительная энергия активации, Дж/моль, кдж/моль; напряженность, В/м е массовая доля отгона; основание натурального логарифма е’ мольная доля отгона f коэффициент трения; летучесть, МПа q _ расход, производительность, кг/ч, % (масс.); энергия Гиббса, кдж/моль G’ объемный расход, объемная производительность, м /ч AG изменение энергии Гиббса, кдж/моль g _ ускорение силы тяжести, м/с ; удельный расход, кг/(м – ч) Я, Л геометрическая высота, м / энтальпия, кдж/кг К коэффициент теплопередачи, В т / ( м – К ) ; характеризующий фактор Кр константа фазового равновесия L, / длина, м; расстояние, м М молекулярная масса N число тарелок, секций, аппаратов, ступеней; число единиц переноса п частота вращения, с rid коэффициент преломления Р давление в системе, аппарате, Па pi давление насыщенных паров компонента, Па р парциальное давление, Па АР перепад давления, гидравлическое сопротивление, Па Q

Количество тепла, кдж/ч <7 тепловой эффект реакции, кдж/моль, кдж/кг; тепловой поток, Д ж / ч ; интенсивность теплоизлучения, М Д ж / м – ч R универсальная газовая постоянная, кдж/(моль-к); радиус, м 5 поверхность, площадь, м ; энтропия, Д ж / К Т температура, К t температура, С А/ разность температур, С и линейная скорость, м/с, м/ч V объем аппарата, м V мольный объем, м /моль, см /моль w объемная скорость, м /(м – ч) xi массовая доля компонента i в жидкости х< мольная доля компонента i в жидкости xfi массовая доля компонента i в сырье yi массовая доля компонента i в парах

Yi мольная доля компонента i в парах ‘ z коэффициент сжимаемости Z расход пара, кг, кмоль а коэффициент теплоотдачи, к Д ж / ( м – ч – К ) Y коэффициент активности 8 диэлектрическая проницаемость; порозность 6 толщина, мм X коэффициент теплопроводности, Вт/(м-К) fx вязкость динамическая, Па – с v вязкость кинематическая, м /с; мм /с П периметр, м р*

Плотность абсолютная при температуре t кг/м а поверхностное натяжение, Н/м; параметр растворимости С р 4-0 u f y

9 т время, продолжительность, ч Ф теплонапряженность (поверхностная кдж/(м – ч) Аг критерий Архимеда Fo критерий Фурье Nu критерий Нуссельта Рг критерий Прандтля Re критерий Рейнольдса Индексы возд воздух; в. п, водяной пар; кр критическое значение н. к начало кипения к. к конец кипения 0 окружающая среда ср среднее значение ст стенка D дистиллят F сырье произвольный компонент / номер секции, тарелки, ступени W остаток плотность теплового потока>,

10 ГЛАВА ПОДГОТОВКА И ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ Обеспечение потребности страны в топливе и энергии одна из важнейших проблем дальнейшего развития народного хозяйст ва; Доля нефти и природного газа в общем объеме производст ва энергетических ресурсов по состоянию на 980 г. составляла 70%. Оценка изменений в объемах и структуре производства энергетических ресурсов в СССР показывает, что добыча нефти и газового конденсата стабилизируется или незначительно воз растет, а их доля в общем производстве энергетических ресур сов сократится. В таких условиях важнейшей задачей развития нефтеперерабатывающей промышленности становится углубле ние переработки как основной фактор повышения эффективно сти использования нефти в народном хозяйстве. При увеличении глубины переработки нефти, как показывают расчеты, в,,4 раза против современного уровня расход нефти может быть уменьшен на 0 5%. Решение подобной задачи возможно путем разработки гибких технологических схем глубокой "пере работки нефти на основе широкого применения термокаталити ческих процессов, а также путем оптимизации* качества мотор ных топлив с целью расширения их ресурсов за счет увеличе ния доли отбора от нефти при прямой перегонке. Установки подготовки и первичной переработки нефти головные на неф теперерабатывающих предприятиях и эффективность их рабо ты во многом определяет технико-экономические показатели за вода в целом. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов и воды способствует хлористоводородной коррозии оборудования, приводит к длительным простоям технологических установок, сокращает срок службы дорогостоящих катализаторов, исполь зуемых во вторичных процессах, ухудшает качество товарных нефтепродуктов. В связи с продолжающимся укрупнением неф теперерабатывающих установок и Широким применением вто ричных процессов жестче становятся требования к содержанию хлоридов в нефти, поступающей на переработку. При снижении содержания хлоридов до 5 мг/л из нефти удаляются такие ме таллы, как железо, кальций и магний; содержание ванадия сни жается более чем в два раза. В настоящее время на многих нефтеперерабатывающих заводах переработке подвергаются нефти с содержанием хлоридов не более мг/л. * В данном случае под оптимизацией следует понимать снижение запаса качества топлив.

11 . ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ. Место установки по подготовке нефти в общей схеме переработки. Требования по содержанию примесей Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, увеличение межремонт ных пробегов установок (особенно АВТ, висбрекинга, термиче* ского крекинга и коксования), улучшение качества сырья для каталитических процессов, а также товарных продуктов топ лив, битума и электродного кокса. С внедрением мощных ком бинированных установок возрастают требования к надежности работы оборудования и, следовательно, необходимость более глубокой очистки нефти становится весьма актуальной. Содержание солей в нефти С. (г/м ) определяется по фор муле с С с. н где С. н Сс. в в н (.) в. н с. в> содержание воды в нефти, м / м ; содержание солей в пластовой воде, г/м. Вода с растворенными в ней солями находится в извлечен ной из пласта нефти в виде мелких капель размером от,6 до 50 мкм. Капли соленой воды сорбируют на поверхности есте ственные эмульгаторы, содержащиеся в нефти, нефтяные кислоты, асфальтено смол^стые вещества, микрокристаллы па рафинов, механические примеси. А это затрудняет слияние и укрупнение капель. В настоящее время подготовка нефтей к пе реработке проводится в два этапа: на промысле и непосредст венно на нефтеперерабатывающем предприятии. На промысле нефть подвергается обезвоживанию: при неиз менной концентрации солей в воде (без разбавления пресной водой) содержание воды уменьшается с 5 50 до 0,5 0% (масс). Как следует из уравнения (.), при этом пропорцио нально снижается и содержание солей в нефти. Нефть, поступа ющая с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы, должна соответствовать нормативам, приведенным в табл. В СССР более 60% нефтей соответствует группе I. Таблица.. Характеристика нефтей, поступающих с на НПЗ (ГОСТ ) промыслов Группа нефти Примеси Хлориды, мг/л, не более Вода, % (масс.), не более Механические примеси, % (масс), не более I II ш 00 0,5 0,05 00,0 0,05 800,0 0,05

12 На нефтеперерабатывающих заводах в результате подготов ки нефти содержание в ней воды снижается до 0,% (масс.) и содержание солей до 5 мг/л. При содержании воды 0,% (масс.) и ниже в нефти остаются только мельчайшие капли во ды размером менее 4,-0

См. Время осаждения таких капель велико, скорость осаждения их составляет «,

М/с. Изза низкой концентрации капель частота их столкновения и ве роятность укрупнения весьма невелики. Указанное обстоятель ство заставляет ограничиваться остаточным содержанием воды около 0,% ( м а с с ). В случае, если на завод поступает нефть I группы содер жание солей 00 мг/л, воды 0,5% (масс), только обезвожива ние до 0,% (масс) позволит снизить содержание солей лишь в пять раз до 0 мг/л. Таким образом, для достижения кон центрации солей в нефти менее 5 мг/л необходимо уменьшить также соленость воды примерно в пять раз за счет разбавления ее пресной водой. Если допустить идеальное смешение воды, содержащейся в нефти, с добавляемой пресной водой, содержание солей в нефти после электрообессоливания С (мг/л) будет равно 4 7 н С н _ C. H+G B B С. н ‘ в где С. н, Св. н содержание воды в нефти, поступающей и уходящей с ЭЛОУ, % (масс.) на нефть; G расход пресной воды, добавляемой для промывки, % (масс.) на нефть; С. в, С. пр содержание солей в пластовой и пресной воде, подаваемой на промывку, мг/л. в B с в После ЭЛОУ в нефти снижается также содержание никеля и ванадия в,5 раза. Однако не отмечается пропорциональ ность между степенью удаления хлоридов и тяжелых металлов. Л.. Параметры процесса ЭЛОУ «Типовая схема установки электрообессоливания (ЭЛОУ), ис пользуемой на НПЗ, представлена на рис.. Сырая нефть про качивается через теплообменники, и с температурой 80 0 С поступает в электродегидратор первой ступени 6. Перед насо сом в нефть вводится деэмульгатор, а после теплообменни ков раствор щелочи, чтобы довести рн дренажной воды до 7,0 7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кис лот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочи для повышения рн дренажной во ды на единицу составляет 0 г/т []. Насосом 8 подается све жая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания. В инжекторном смесителе нефть перемешивается с раство ром щелочи и водой, и смесь подается в низ электродегидра-

13 Рис. Принципиальная схема ЭЛОУ: /, 7, 8, 9, 4 насосы; теплообменники; инжекторный смеситель; 4 электроды; 5, клапаны автоматического сброса соленой воды; 6, электродегидраторы; 0 диафрагмовый смеситель; отстойник; / сырая нефть; / / деэмульгатор; / / / раствор щелочи; IV вода; V обессолен ная нефть; А, Б, В, Г зоны обессоливания.4 тора 6 через трубчатый распределитель с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть выводится из электродёгидратора свер ху через коллектор, конструкция которого аналогична конст рукции распределителя. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отво дится через дренажные коллекторы в канализацию или отстой н и к / (из отстойника вода возвращается в процесс). Из элект родёгидратора 6 сверху нефть, не полностью обезвоженная, по ступает под давлением в электродегидратор второй ступени / /. Перед этим электродегидратором нефть смешивается со свежей водой в диафрагмовом смесителе 0. Вода для промывки пред варительно подогревается до С. Обессоленная и обезво женная нефть с верха электродёгидратора / / отводится с уста новки. В блоке электрообессоливания необходимо выделить четыре зоны обессоливания. В зоне А нефть смешивается с промывной водой и деэмульгатором. Интенсивность смешения должна быть таковой, чтобы промывная вода диспергировалась до такого же распределения капель, как и пластовая. При недостаточном диспергировании промывная вода будет осаждаться в первую очередь и эффект разбавления пластовой воды не будет достиг нут. Обычно при расчетах принимают, что в этой зоне происхо дит полное смешение пластовой и промывной вод и концентра ция хлоридов в каплях вновь образовавшейся эмульсии вырав нивается согласно уравнению (.). Наибольшее распростране-

14 ние на установках ЭЛОУ получили смесители двух типов: ин жектор и смесительный клапан. В качестве промывной воды ис пользуется речная вода или технологические конденсаты; со держание солей в промывной воде не должно быть более 00 мг/л []. В зоне Б происходит отстой наиболее крупных капель вновь образовавшейся эмульсии, а в зоне В под действием электриче ского поля интенсифицируется столкновение и слияние мелких капель. Укрупненные в этой зоне капли опускаются в зону Б. В зоне Г происходит дополнительный отстой капель, выведен ных из зоны В поднимающимся потоком нефти. Следует отме тить, что в зонах Б и Г крупные капли, опускающиеся вниз, сталкиваются с мелкими каплями, которые поднимаются с по током нефти, и сливаются с ними. Основными параметрами, расчет и оптимизация которых тре буется при проектировании ЭЛОУ, являются следующие: тем пература, давление, тип и расход деэмульгатора, число ступе ней, расход промывной воды и ее распределение между ступе нями, конструкция и размер электродегидратора. Параметры электрообессоливания должны быть выбраны такими, чтобы максимально интенсифицировать три основные стадии процес с а столкновение, слияние (укрупнение) и осаждение капель воды. Рассмотрим основные параметры и их влияние на процесс электрообессоливания более подробно. Температура. С повышением температуры уменьшается вяз кость нефти, что ускоряет как столкновение и слияние, так и осаждение капель воды. Стабильность пленки, защищающей каплю, также снижается при повышении температуры, во-пер вых, за счет увеличения растворения и скорости диффузии есте ственных эмульгаторов в нефти и, во-вторых, за счет снижения вязкости и когезии, т. е. сцепления пленки. С увеличением тем пературы снижается и расход деэмульгатора. Обычно температуру повышают до достижения вязкости 4 мм /с. В справочниках [] приведены вязкости нефтей при двух температурах, как правило, при 0 и 50 С. Пользуясь но мограммой Семенидо, можно определить температуру, при ко торой вязкость нефти будет в пределах 4 мм /с. Пример. Вязкость локосовской нефти, по данным [], равна v o=9,5 мм /с и V5o=7,75 мм /с. На номограмму Приложения наносим заданные точки. Зна чения известных вязкостей соединяем прямой и продолжаем линию до пере сечения ее с линией вязкости, соответствующей, например, 4 мм /с. Точка пере сечения определяет температуру, соответствующую этой вязкости 84 С. Повышение температуры более 0 С нерационально, так как при этом увеличивается электрическая проводимость эмульсии и, соответственно, сни жается напряженность электрического поля и повышается расход электро энергии, что значительно осложняет условия работы проходных и подвесных изоляторов. Кроме того, растет давление насыщенных паров и, как результат, давление в аппаратах [4, 5]. Повышение температуры обусловливает также дополнительные затраты на охлаждение воды, дренируемой из электродегидраторов, перед сбросом ее в канализацию.

15 Давление. В процессе обессоливания давление в электродегидраторах определяется давлением насыщенных паров нефти, перепадом давлений на каждой ступени ЭЛОУ и гидравличе ским сопротивлением участков технологической схемы после блока ЭЛОУ. Оно не должно превышать давления, на которое рассчитаны электродегидраторы. Расчетное давление Рр ч определяют из условия начала од нократного испарения нефти при принятой температуре ас N N (.). У Fi = = Фактическое давление в электродегидраторе равно Рфакт >.Ррасч».(l»4) Расход и схема подачи промывной воды. При двухступенча том электрообессоливании применяют две схемы подачи про мывной воды последовательную и противоточную: л" л" pit B b Св. н Got ff c. np b ir с. пр n и nil nil U p/l Ь b г" л" B. H C. H U pit В. в C. H L с. пр см t Схема Схема По первой схеме часть воды подается перед I ступенью электтрообессоливания, а остальное количество перед II ступенью. По второй схеме промывная вода подается только перед II сту пенью, а дренажная вода II ступени подается в I ступень. На схеме не указаны потоки нефти, деэмульгаторов, раство ра щелочи и ингибиторов коррозии, поскольку для расчета рас хода промывное воды необходима характеристика только вод ных потоков: Св. н, C ‘ b. h, С ". н содержание воды в нефти, по ступающей на ЭЛОУ, выходящей из I и II ступеней, соответст венно, % (масс.) на нефть; С’., С". расход дренажной во ды из I и II ступеней ЭЛОУ, % (масс.) на нефть G’, G расход воды на промывку в I и II ступени, % (масс.) на нефть; С концентрация солей в соответствующих потоках воды, г/м (мг/кг). Обычно при проектировании задаются следующими парамет рами: ) производительность ЭЛОУ по сырью G (т/ч); ) качество сырья перед ЭЛОУ содержание воды в нефти Св. н.(% масс.) и содержание солей в нефти С. (г/м ); в д в д в B с с н

16 Таблица L. Содержание хлоридов о товарных нефтях различных месторождений СССР, обезвоженных до % остаточной пластовой воды [о] Нефть Нефть Ромашкинская Арланская Гуймазинская девонская Бавлинская Южно пермская Мухановская Введеновская Шкаповская Серноводская Бугурусланская Ю0О 0Q ieoo Котур тепинская Озск суатская Мапгышлакская Усть балыкская Мегионская Гнединцевская Тлинско розбишевская Кочановская Самотлорская ) качество сырья после ЭЛОУ содержание воды в нефти 0,0% (масс.) и содержание солей в нефти С ‘. н г / м ; В. Н 4) содержание солей в промывной воде С. р рекомендуется принимать не более 00 г / м ; 5) содержание воды в нефти после I ступени электрообес соливания С ‘. н ^ 0, 5 % ( м а с с ). Между содержанием солей в нефти С. (г/м ) и содержани ем солей в промывной воде С. п (г/м ) существует такая зави симость: п п л л/ / \ «^, з. г> с с П в с н с Р 5 С. н=0 С. ро>н, с с (.5) П где GB расход промывной воды, % (масс.) на нефть; р плотность нефти, кг/м. п Д л я типовых товарных нефтей значение С дано в табл. В результате расчета необходимо определить расход промыв пой воды, а д л я схемы и се распределение между ступенями. Расчет для схемы. При полном смешении промывной во ды с содержащейся в нефти водной эмульсией можно записать так: с л с. пр в. н ‘с. н Ч

С с. н * (.0) я С С*, р р с д (.7) Поскольку С’в и С " много меньше С. и С’.н, то, пренебрегая слагаемыми СвС’с. пр и G" C". в уравнениях (.6) и (.7), можно записать п с B c н с np a C’. = c. ( i + G ‘ / c. ), c Подставляя c С’ л в C " С С’с. н QJU с С н Сг H D B H (.8) (.9) получим (.0)

17 Если G B = G, то /,/ B CVHC. HC’B. H/C*C. H = (Св. н + < V ) ( С в. н + G ‘ ) B B и (G’B. H) + ( С. н + С. ) G ‘ + С. С ‘ в. н Сс. нСв. нС’в. н/С’сн = в в B в н ( > Аналогично для трехступенчатой схемы имеем С ‘ с. н «= С [( + G 7CB. H) ( + CB7CB. II) ( + С? в"7Св. )]-. с < B Расчет для схемы. равно (Ы> Содержание солей в нефти по ступеням L B, H T w д. в (Ы4> в, н Ч

В и Пренебрегая слагаемым С ‘ в С ‘ с п р и полагая, что С д. в ^ / «G ", подставляем значение С ‘. в уравнение (.4) и полу чаем B с " – С с В ^ в. н ( С, + Св’С’с. н) ( С ‘. н + С ") (Св. н + е л * – в сн С’ (.5> в CB. HCD. IICC. H Н

Н B п # н C С С в и С’ В-Н В Н С "С* В С Н == О, (.6) «V ) * + Св. н<?в* + С’в. нС, ( С \ – СеиО/С’сн = ой Пример. Определить расход промывной воды при обессоливаиии нефти до остаточного содержания воды С"*. =0> /о и солей С", = 5 г/м. Исходные данные: плотность нефти р = кг/м, содержание воды в нефти, поступающей на ЭЛОУ, С. н» % (масс.) концентрация солей в пластовой воде С, = 000 г/м нефти. Принята двухступенчатая схема ЭЛОУ. Решение. Пересчитаем содержание солей в пластовой воде С. в и на выходе из ЭЛОУ С". в (г/м ): * С н 000 ‘ 0-*С. нРн = Ю-М-900 = 0 я с н к в С Н с с с С с в = в С * с Ю-»С. нРя В в 0-5.0,-900 = в = г / м * Подача промывной воды по схеме. При условии, что G\=G" расчет ное уравнение (.) решается как обычное квадратное уравнение, а именно:. B Ь ± У б 4ас 8 где а=; Ъ = ( С. + С. ) = + 0,5 =,5. в, с = С С’.н г г в>, G ‘ 8 в н в н С, С’. С. ^ П Т В Н С Н,. Ь «-0,55775 о – l,5h-t/l,5 4–(-9,75) a = г Таким образом общий расход промывной Бблятэка Н П! ; \ -,5 + = -9,75, =,55%. 6,6 J

18 . Подача промывной воды по схеме. При решении расчетного уравне ния (.6) как квадратного уравнения ( G T + C. G " + С ‘. С. ( C ". H Сс. )/<Гс. н ^ – О, = ; 6 = С. н = ; С ‘ в н С. ( С *. н – С. н ) / С. = 0,5. ( )/770 B а с= B в а C в в у, н с с с н – Н-^^4–(-9.77) _ – + 6, = > 6 = -9,77, 6 % > Как видно из расчетов, расход промывной воды при противоточной подаче по схеме почти вдвое меньше расхода се в схеме. Деэмульгаторы. По сравнению с эмульгаторами деэмульгаторы обладают большей поверхностной активностью и вытесня ют их из поверхностного слоя капель воды, образуя гидро фильный адсорбционный слой без структурно-механической прочности. На установках электрообессоливания применяют де эмульгаторы как водорастворимые, так и нефтерастворимые. Последние предпочтительнее, так как они в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды. Кроме того, нефтерастворимые деэмульгаторы легче попадают на поверх ность раздела фаз разрушаемой эмульсии и в силу этого явля ются более эффективными. Обычно деэмульгаторы подают в нефть только на первую ступень, на прием сырьевого насоса. При применении водорас творимых деэмульгаторов такая схема подачи не является оп тимальной, так как деэмульгатор на каждой ступени частично растворяется в дренажной воде, и его содержание в нефти мо жет оказаться недостаточным для разрушения эмульсии. В свя зи с этим для обеспечения нормальной работы всех ступеней деэмульгатор подают с большим избытком, что увеличивает за траты на обессоливание. Водорастворимые деэмульгаторы применяют в виде %-х водных растворов. Нерастворимые в воде деэмульгаторы при меняют в товарном виде и подают в нефть без разбавления. В табл.. приведены характеристики и расход применяемых на Н П З деэмульгаторов. Поскольку при промывке нефти ре агент частично переходит в воду, его концентрация в нефти уменьшается от первой к последующим ступеням. Степень «вы мывания» реагента зависит от его природы, состава нефти, ми нерализации и содержания воды, режима обессоливания, но мало зависит от расхода деэмульгатора и можно принять, что коэффициент распределения реагента в эмульсии постоянен, не зависимо от его концентрации. Если расход деэмульгатора пе ред первой ступенью будет составлять С при коэффициенте пропорциональности k (k число меньше единицы), характери зующем степень сохранения деэмульгатора в нефти после каж дой ступени, то содержание деэмульгатора в нефти после I сту пени, а следовательно, и в нефти, поступающей на I I ступень, будет равно kg. Аналогично расход деэмульгатора в нефти д A

19 Таблица.. Общая характеристика и расход применяемых на НПЗ [] Деэмульгатор кг/мз Внешний вид Пастообразная иасса темно корич невого цвета Дипроксамин 57 Прозрачная масля нистая жидкость (00% й) Светло желтая Дисольван 44 жидкость (00% й) Прогалит (товар То же ный) Мутно белая жид В 670 кость То же Х 647 (00% й) Прохинбр 58 Темно коричневая жидкость (товарный) Го же 4 (товарный) ожк деэмульгаторов, V0, мм /с vso, мм /с Раствори мость в воде 50 (80 С) Раство рим ГО » Диспер гируется Не раст ворим 00 с д г/т 0 58 Плохо 6 растворим Раство 0 46 рим n после I I ступени составит k G после ступени п k G. Отсюда, выражения, определяющие количество деэмульгатора, оставше гося в нефти после каждой ступени, образуют геометрическую* прогрессию.. При обессоливании, например, пашинской нефти с примене нием дисольвана 44 степень вымывания деэмульгатора в каж дой ступени составляет около 0 %, а минимальное содержание реагента для стабильной работы последней ступени 0 и н = 8 г/т. Коэффициент k определяется как Ai A М *= ^0WGV (.7) Общий расход реагента при подаче его перед каждой сту пенью по сравнению с подачей всего реагента перед I ступенью меньше на количество, необходимое для пополнения вымытого водой деэмульгатора. Например, для трех ступеней обессолива ния при С м и н = 8 г/т, = 0, 8 и. подаче деэмульгатора только пе ред I ступенью потребуется,5 г/т реагента: на I ступень по ступает,5, на I I ступень (, 5, 5 * 0, 8 ) = 0, на I I I ступень ( 0 0 * 0, 8 ) = 8 г/т деэмульгатора. При подаче реагента по сту пеням потребуется: на I ступень 8, на I I ступень ( 8 8 0, 8 ) =, 6,. на I I I ступень ( 8 8 0, 8 ) =,6 г/т, т. е. всего необходимо ( 8 + +, 6 +, 6 ) =, г/т. В случае повторного использования дренажной воды для по дачи в предыдущую ступень расход деэмульгатора будет равен С?. Из этого количества следует подавать перед. I ступенька АСмин и перед последней ( k) G H, что применительно к при ин M H * ; \9>

20 веденному выше примеру составит 6,4 и,6 г/т соответственно Предполагается, что для большинства нефтей оптимальный рас ход деэмульгатора находится в пределах 5 0 г/т. Э Л Е К Т Р О Д Е Г И Д Р А Т О Р Ы Выбор конструкции и расчет объема эл ектродегидр атор а. В настоящее время наибольшее применение на установках электрообессоливания получили горизонтальные электродегидраторы. Преимущества их по сравнению с использовавшимися ранее вертикальными и шаровыми электродегидраторами сле дующие: ) высокая удельная производительность; ) более благоприятные условия осаждения, которые мож но оценить о т н о ш е н и е м S / V (где 5 средняя площадь горизон тального сечения, м ; V объем эл ектродегидр атор а, м ) ; чем больше S/ V, тем лучше условия осаждения, т а к как снижается линейная скорость вертикального движения нефти и водяным каплям легче осаждаться; ) меньшая стоимость за счет сравнительно небольшого диа метра электродегидраторов, способных работать при повышен ных давлениях и температурах; 4) меньшее количество электрооборудования и более про стая электрическая схема. Таблица.4. Характеристика отечественных электродегидраторов [] Тнп электродегидратора Вертикаль ный Шаровой Горизон тальные ЭГ60 ЭП60 ЭП60/ Э Г60- ЭГ60-Р «а С С О а «и сх,4 8,6,4 8,6,4 8,6,4 8,6,4,4 хi «0 з. о 5,0 0,4 или 0, ,5 Г» в г. С/* 90 0,6 или 0, ,5,0 0,.8 60 ПО,0,8, ,5,0 0,,5-,0,5,0,5,0,5,0,5,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 П р и м е ч а н и е Т. Зона ввода нефти: д л я вертикальных и шаровых между злектп О А П средним Я а с Ж * ё г й Р Л

/ ^ Р О Д * * *. ЭП60-5- междг нижним и W ^ J ^ S ^ i ^Э Г T ^ i ^ средним электродами и 0 0 Р _ под эле^одамн ‘ Р^А^ьный между нижним и средним электродами и М е Ж Д У и и ж н и м н

21 Рис. Поперечный разрез горизонтального электродёгидратора ЭГ60: / штуцер для ввода сырья; нижний маточник;, 4 электроды; 5 верхний ма точник; 5 вывод обессоленной нефти; 7 проходной изолятор; 8 подвесной изолятор; 9 вывод отстоявшейся воды Характеристика отечественных электродегидраторов, приме няемых на ЭЛОУ нефтеперерабатывающих предприятий, при ведена в табл..4. Поперечный разрез горизонтального элект родёгидратора ЭГ60 изображен на рис. Д л я эффективного отстоя должно соблюдаться соотношение т>?, где х время пребывания нефти в электродегидраторе, ч; Тос время, необходимое для осаждения капелек воды, ч. о с (Л8) Время пребывания нефти в электродегидраторе определяется по формуле т = Л /«, 9 н (.9) где Л высота слоя эмульсии, м; «в скорость движения нефти при нижней се подаче, м/ч. э Время, необходимое для осаждения капель воды foe = Лэ/«факт = М " п о к " и ). где «пои, ( 0) «фкт скорость осаждения капель воды в неподвижной среде и фактическая скорость осаждения капель воды в потоке под нимающейся нефти, м/ч.

22 Подставив формулы (.9) и (.0) в неравенство получим (.8), Таким образом, линейная скорость движения нефти в электро дегидраторе должна быть как минимум в два раза меньше рас считанной скорости осаждения капелек воды. Д л я гарантиро ванного осаждения можно рекомендовать двухкратный запас, т. е. «п о к ^ 4 м. (-) Скорость осаждения капелек воды и в неподвижной сре де при ламинарном характере движения (Re от до Ю ) оп ределяется формулой Стокса: п о к – 4 _ ^ ( Р в – Р н ) "пок – 8 V h P h. п и-**) 4 ) где d диаметр наименьших капелек воды, м; р и р плотности воды и нефти соответственно при температуре отстоя, кг/м ; v кинематическая вязкость нефти при температуре отстоя, м / с в а H При использовании этой формулы для определения скорости осаждения капелек воды необходимо проверить значение Re по формуле Re = tt d/v. n0k (.5) H Должно соблюдаться условие 0 ^Re^0,4-=-,0. При R c > осаждаются относительно крупные (<Л>0, мм), и скорость осаждения будет равна (-6) капли _4 «пок = /,0^ ( р рн)/р. (.7) н Зная «пок, по уравнению (.) определим и и необходимое по перечное сечение электродёгидратора S = G/u. (.8) н u Пример. Определить максимальную производительность электродёгидратора для обессоливания нефти. И с х о д н ы е д а н н ы е : производительность установки G=900 м /ч, тем пература в отстойнике / 00 С, плотность нефти при 00 С р =800 кг/м, плотность воды при 00 С р = кг/м, кинематическая вязкость нефти при 00 С v =,9-0- м /с, диаметр наименьших капель воды, осаждающихся в отстойнике, d=,-0 * м. Решение. Принимаем в качестве электродёгидратора стандартный аппарат горизонтальный цилиндрический отстойник типа ЭГ60 следующих размеров (см. табл..4): L=8 м; D=,4 м. Максимальная поверхность осаждения в таком аппарате равна: 5=8-,4=6, м. Пусть Re<0,4. Тогда скорость осаждения в неподвижной среде (по формуле.4) составит (,-0-»)».9,8 ( ) «пок= 8-,9-lO^-SOO – = 0,008 м/с. 8 6 H в – Определяем значение критерия Re по формуле (.5) Re = 0,008-,- 0"V(,9-0"«) = 0,6, т. е. Re<0,4, следовательно, использование формулы Стокса для определения «пок справедливо.

23 Для определения и из формулы (.9) вычисляем A»0,5D ftj. Расстоя ние от дна электродегидратора до поверхности раздела фаз hi принимаем рав зшм м; время отстоя т = 4 0 мин=0,67 ч. Тогда н a a =s,7,0/0,67 =,04 м/ч = 0,000 м/с. Фактическая скорость осаждения капелек воды в потоке поднимающейся неф ти составит и =0,008 0,000=0,005 м/с. Производительность аппарата 0=0,005 6,=0,09 м /с=0 м /». "Число параллельно работающих электродегидраторов «=900/0=,7. Принимаем п= шт. фякт. Требования к электрооборудованию установок ЭЛОУ Напряжение к электродам электродегидраторов подводится с помощью проходных изоляторов. Электроды внутри аппарата поддерживаются на подвесных изоляторах. Д л я изготовления проходных изоляторов используют эбони товые втулки или фторопласт (типа ТИФ). Д л я дегидраторов типа ЭГ применяют изоляторы типа ИПФ. Наиболее подхо дящим материалом в условиях высоких температур (до 50 С) является полимер тетрафторэтилена фторопласт 4. Подвеска электродов осуществляется либо на эбонитовых тягах, либо на гирляндах из фарфоровых изоляторов (ПФб В, П 4,5) или стек лянных гирляндах (ПС 4,5). В электродегидраторе ЭГ60, рассчитанном на повышенные рабочие параметры, применены подвесные изоляторы ПФб В. Питание электродов дегидраторов на отечественных установках производительностью 6 млн. т в год осуществляется от двух трансформаторов типа ОМ 66/5 с номинальным напряжением 0,8/ 6,5 кв. Мощность транс форматора в зависимости от напряжения составляет квт. При последовательном включении вторичных обмоток транс форматоров можно получить между электродами различное на пряжение:, 7,5,, 8,5 или 44 кв. В большинстве случаев напряжение, подводимое к электро дам, имеет промышленную частоту. Расстояние между элект родами / составляет 0 40 см. При увеличении / объем обра батываемой эмульсии увеличивается, но напряженность поля падает. Расстояние между электродами может быть изменено путем передвижения одного из электродов (например, нижне го) на тягах. Электрическая проводимость сырой нефти при 90 0 С колеблется в пределах от 0,5 0 до 0 Ом/см. Расход электроэнергии на таких установках составляет,5 5,0 квт на 000 м переработанной нефти. Взаимодействие между каплями воды можно увеличить, ес ли повысить напряженность поля Е, поскольку при этом растет поляризация капель и силы дипольного притяжения увеличива ются пропорционально. Однако при чрезмерном повышении напряженности поля возможно электрическое диспергирование капель. По мере роста Е длина капли увеличивается и при до 8 8

24 стижении критической напряженности происходит диспергиро вание на множество мельчайших капель радиусом 0

Ю см (0, 0,0 мкм). Напряженность поля Е (В/см) в межэлектродном простран стве равна 7 E = U/l, 8 (.9) где U напряжение, В; / расстояние между электродами, см. Критическая напряженность поля р определяется по уравне нию К Я к = А У o/(«q, (.0) Р где р критическая напряженность, В/см; б коэффициент межфазного поверхностного натяжения, мн/м; d диаметр капли, см; в диэлектрическая проницаемость эмульсин; А коэффициент пропорциональности (зависит от концентрации эмуль сии): для одиночной капли Л=»80, а при концентрации эмульсии 5, 0 и 0% величина А соответственно равна 8, 9 и 40). К В электродегидраторе должно выполняться условие (.) в противном случае необходимо либо уменьшить напряжение на электродах, либо увеличить расстояние между ними. На про мышленных дегидраторах напряженность поля составляет В/см. < к Р. ВЛИЯНИЕ СВОЙСТВ НЕФТИ НА ТЕХНОЛОГИЮ ЕЕ ПЕРЕРАБОТКИ И КАЧЕСТВО ПОЛУЧАЕМЫХ ПРОДУКТОВ. Характеристика нефтей, поступающих на установки А ВТ При проектировании атмосферно вакуумных установок (АВТ) качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и тех нологическую схему процесса, режим работы аппаратов и вы бор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей, принятой в СССР (ГОСТ 9 66), класс нефти характеризует содержание серы, тип выход моторных топлив, группа и подгруппа вы ход и качество масел, вид содержание парафина в нефти (ка чество нефтей месторождений, имеющих промышленное значе ние, дано в справочниках [8, 9 ], трудах исследовательских ин ститутов, журнальных статьях в виде таблиц и графиков см. далее рис..4 и.5). В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от до 4% ( м а с с ). Эти коле бания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилиза ции на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хра

25 нения на заводе, атмосферных условий и ряда других факто ров. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыс лах. В результате стабилизации получается ценное сырье для нефтехимической промышленности, достигается большая ста бильность фракционного состава нефти, поступающей на уста новки АВТ. Оптимальной глубиной стабилизации нефтей счи тается дебутанизация удаление газов до С. Однако в некото рых случаях появляется необходимость извлекать из нефти часть пентановых фракций (40 80% от потенциального содер жания их в нефти). Перед поступлением на установки первич ной перегонки нефти следует, как было отмечено, тщательно обезвоживать и обессоливать (см. раздел.) Построение кривых ИТК и качества смеси нефтей В том случае, когда на ЛВТ предусматривается переработка смеси нефтей*, до проведения технологического расчета для этой смеси определяют фракционный состав и другие показате ли качества. Кривую истинных температур кипения (ИТК) сме си нефтей строят следующим образом. Кривую ИТК каждой нефти разбивают на 0 5 фракций. Температурные интервалы фракций для всех нефтей должны быть одинаковы. Определяют содержание каждой фракции в нефти. Содержание фракции С ф (% масс.) в смеси определяют по уравнению Р С&> = Х С + Х, С, (.) где Xj, Х массовые доли каждой нефти в смеси; Си Сц содержание фракций в каждой нефти, % (масс). По содержанию всех фракций в смеси нефтей строят кривую ИТК для смеси нефтей. Кривую плотности смеси нефтей строят по плотностям соответствующих фракций каждой нефти, исходя из соотноше ния * А XiCx/dx-ЬX C /d = ‘ < > ЬЗЗ где d\ d относительные плотности данной фракции для первой и второй нефтей. t Кривую молекулярной массы смеси нефтей строят также по молекулярным массам соответствующих фракций каждой неф ти, используя формулу.. X-jfii – f – X^CQ x cjm t где М и x 4- х с /м С – ) 84 М молекулярные массы данной фракции для первой и второй неф тей. * Рекомендуется смешивать нефти, близкие по физико-химическим свой ствам, иначе цепные свойства одного компонента теряются из-за низкого ка чества другого.

26 Если нет данных о молекулярной массе д л я исходных нефтей,. молекулярные массы фракций определяют по эмпирическим формулам, исходя из других физических свойств. Например,, при известной относительной плотности молекулярную массу можно определить по формуле Крэга М = 44,9d ity0,0 d» ). (.5> w При известной средней молекулярной температуре кипения смеси Г р(к) молекулярную массу можно определить по форму ле Воинова С М => (7/С,5) + (0,76 0,04tf) Т ср + (0,000Д 0,0045) Г ср +, (.6) Характеризующий фактор К, учитывающий химическую при роду фракций, находится из формулы,6 (7.7 )о, ззз к ср д 0,99486d «+0,00948 * 4 < i,, / ‘ Кривую вязкости смеси масляных фракций двух нефтей строят по номограмме Молина Гурвича (Приложение ) в за висимости от содержания этих фракций в смеси С’ф и С’фр. (% масс.) Р С ‘Фр = х с г х + Х. с ‘ г с "*р ^ с

‘ ф р " ( 8) и их вязкостей vi и v. Кривые вязкости смеси фракций трех и более нефтей строят следующим образом. Вначале определяют вязкости фракций для смеси двух нефтей, затем вязкости смесей двух первых нефтей с третьей и т. д. Вязкость нефтяных фракций не подчи няется правилу аддитивности, поэтому для большей точности необходимо разбивать кривые вязкости на такие участки, что бы изменение вязкости фракций в пределах н. к. к. к. было не значительным. Вязкость смеси по номограмме Молина Гурвича определя ют, используя объемное соотношение смешиваемых фракций. Поэтому при значительной разнице плотностей смешиваемых условных компонентов массовое содержание их необходимо пе ревести в объемное С (% об.), по формуле С Ф Р

X A / P i f ЗД,/Р ‘ ( Ь 9 ) Содержание серы во фракции смеси нефтей S равно где Si, S содержание серы по фракциях исходных нефтей, % (масс). Аналогично для каждой фракции смеси (и всей смеси) можно рассчитать содержание смол, парафина, азота, металлов.

Http://docplayer. ru/37261166-Tehnologicheskie-raschety-ustanovok-pererabotki-nefti. html

В большинстве случаев атмосферная перегонка нефти и вакуумная перегонка мазута проводятся на одной установке АВТ, которая часто комбинируется с ЭЛОУ, а иногда и с блоком вторичной перегонки бен­зина. Типовые мощности отечественных установок первичной перера­ботки нефти 2, 3, 4, 6 млн т/год.

Ниже приводится описание работы комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ с секцией вторичной перегонки бензиновой фракции.

Установка рассчитана на переработку нестабильной нефти типа ромашкинской и отбор фракций н. к. — 62, 62—140, 140—180, 180—220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500 °С (остаток-гудрон). Исход­ное сырье, поступающее на установку, содержит 100—300 мг/л солей и до 2 % (мае.) воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в нефти достигает 2,5 % (мае.) на нефть. На установке принята двухсту­пенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержа­ние солей до 3—5 мг/л и воды до 0,1 % (мае.). Технологическая схема установки предусматривает двукратное испарение нефти. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректифи­кационной колонны вследствие близкого фракционного состава полу­чаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к. — 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку для выделения фракций н. к. — 62, 62—140 и 140—180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к. — 62 (компонент автобензина) и 140— 220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140—220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях.

Сырая нефть (рис. 8.17) прокачивается насосами двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 160 °С за счет регенерации тепла горячих нефтепродуктов, и направляется двумя параллельными потоками в электродегидраторы 3. На прием сырьевых насосов подает­ся щелочной раствор и деэмульгатор. В электрическом поле высокого напряжения эмульсия разрушается и вода отделяется от нефти. Электродегидраторы рассчитаны на работу при 145—160 °С и давлении 1,4— 1,6 МПа. Обессоленная и обезвоженная нефть двумя потоками допол­нительно нагревается в теплообменниках до 210—250 °С и направляется в первую ректификационную колонну 6. С верха колонны головной погон в паровой фазе отводится в конденсаторы-холодильники воз­душного охлаждения и после доохлаждения в водяном холодильнике до 30—35 °С поступает в емкость 4. Тепловой режим в колонне б под­держивается «горячей» струей, поступающей из печи 75 с температу­рой 340 0 С.

1 — насосы; 2 —теплообменники; 3—электродегидраторы; 4— емкости; 5—конденсаторы-холо­дильники; 6— первая ректификационная колонна; 7—основная ректификационная колонна; 8— отпарные колонны; 9 — фракционирующий абсорбер; 10— стабилизатор; 11, 12— фракцио­нирующие колонны вторичной перегонки бензина; 13— вакуумная колонна; 14— вакуумсоздающее устройство; 15—печи;

I—сырая нефть; II—обессоленная нефть; III— V—компоненты светлых нефтепродуктов; VI, VII— узкие бензиновые фракции (н. к. — 62 °С и 85— 120 °С соответственно); VIII — продукты разложения; IX— дистилляты вакуумной колонны; X—острый водяной пар; XI—гудрон; XII— бензольная фракция (62—85 °С); XIII — тяжелая фракция бензина (выше 120 °С); XIV— су­хой газ; XV— жирный газ

Остаток первой ректификационной колонны 6— полуотбензиненная нефть — нагревается в печи атмосферного блока установки до 360 °С и поступает в основную ректификационную колонну 7, вверху которой поддерживается давление 0,15 МПа. В этой колонне применя­ются верхнее острое и два циркуляционных орошения. С верха колон­ны выходят пары фракции 85— 180°С и водяной пар, которые направ­ляются в конденсаторы-холодильники. Конденсат при 30—35 0 С пода­ется в емкость. Из основной ректификационной колонны 7 в виде бо­ковых погонов через соответствующие отпарные колонны 8выводят фракции 180-220 °С (III), 220-280 °С (IV)и 280-350 0 C (V).

Фракции 85—180°С и 180—220 °С защелачивают. Фракции 220— 280 °С и 280—350 0 С после охлаждения до 60 °С направляют в резервуа­ры. Мазут (нижний продукт основной ректификационной колонны) подается в печь 75 вакуумного блока установки, где нагревается до 410 °С, и с этой температурой проходит в вакуумную колонну 13.

Получаемая в вакуумной колонне верхняя боковая фракция до 350 °С подается в основную ректификационную колонну 7. Из вакуум­ной колонны в виде бокового погона отводится фракция 350—500 0 С. В этой колонне обычно применяется одно промежуточное циркуляцион­ное орошение. Гудрон с низа вакуумной колонны прокачивается через теплообменники и холодильники и при 90 °С направляется в промежу­точные резервуары.

На установке применяются в основном аппараты воздушного ох­лаждения, что способствует сокращению расхода воды.

На установке предусмотрена возможность работы без блока вакуум­ной перегонки. В этом случае мазут с низа ректификационной колонны 7 прокачивается через теплообменники и холодильники, где охлаждает­ся до 90 °С, и направляется в резервуарный парк.

Широкая бензиновая фракция н. к. — 180 °С после нагрева до 170 °С поступает в абсорбер 9. После отделения в абсорбере сухих газов (XIV) нижний поток направляется в стабилизатор 10. В абсорбере и стабили­заторе поддерживается давление 1,2МПа. В стабилизаторе 10 нижний продукт абсорбера разделяется на два потока: верхний (до 85 °С) и ниж­ний (выше 85 °С). В колонне 77 верхний поток разделяется на узкие фракции VI (н. к. — 62 °С) и XII (62—85 °С). Нижний поток из стабили­затора направляется в колонну 72, в которой разделяется на фракцию VII (85—120 °С) и XIII (120—180 °С). Тепловой режим абсорбера регули­руется подачей флегмы, которая прокачивается через печь и в паровой фазе возвращается в низ абсорбера.

Установка может работать с выключенным блоком вторичной пере­гонки. В этом случае стабильный бензин с низа стабилизатора 10на­правляется в теплообменник, откуда поток через холодильник поступа­ет на защелачивание и далее в резервуарный парк.

Для удаления следов воды фракцию 140—250 °С осушают в электроразделителях.

На 1т перерабатываемой нефти расходуется 3,5—4м 3 воды, 1,1 кг водяного пара, 27—33 кг топлива. На установке рационально использу­ется тепловая энергия вторичных источников. За счет утилизации тепла горячих потоков производится около 35 т/ч пара высокого давления. В начале установка была запроектирована без блока ЭЛОУ, в процессе эксплуатации она была дооборудована этим узлом. На ряде нефтепе­рерабатывающих заводов производительность установки в результате дооборудования дополнительными аппаратами и сооружениями пре­высила проектную — 6 млн т/год и достиглГ 7—8 млн т/год.

Материальный баланс установки производительностью 6 млн т/год (для нефти типа ромашкинской) характеризуется данными табл.

Полученные при первичной перегонке нефти продукты не являются товарными и направляются на облагораживание (гидроочистка, депарафинизация) или на дальнейшую переработку путем деструктивных вторичных процессов. Эти процессы обеспечивают получение ценных компонентов топлива и мономеров для нефтехимического синтеза, уг­лубление переработки нефти, а также более широкого ассортимента продукции НПЗ.

Ко вторичным деструктивным процессам относятся изомеризация, риформинг, термический и каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование, окисление гудрона в битумы. По масляному варианту со­ответствующие узкие фракции вакуумного газойля и гудрон направля­ются на последовательные процессы очистки и приготовления товар­ных масел.

Http://helpiks. org/5-110806.html

Поделиться ссылкой: