Первичная переработка нефти

 

1.6 Пуск и остановка технологического объекта

 

Пуск установки  осуществляется после завершения строительно-монтажных работ или после текущих, капитальных ремонтов, реконструкций.

После окончания  строительно-монтажных работ проверяется  соответствие выполненных работ  проекту, наличие пусковой и эксплуатационно-технической документации, разрешение на эксплуатацию аппаратов, соответствие выполненных работ нормам техники безопасности, пожарной безопасности. Руководство цеха обязано подготовить соответствующую документацию по приемке установки рабочей комиссией.

В период подготовки необходимо выполнить мероприятия, обеспечивающие безаварийный пуск установки.

Перед пуском необходимо:

- очистить территорию  от посторонних предметов, закрыть  технологические люки и колодцы;

- продуть аппараты  и трубопроводы для удаления  пыли, грязи, окалины, проверить на проходимость. Затем, если позволяют погодные условия, промыть всю систему водой;

- проверить  технологическую схему на полноту  снятия временных, монтажных заглушек  и установить заглушки на узлы, участки схемы, межцеховые коммуникации, которые не будут задействованы в пуске, согласно схемы;

- обеспечить  установку средствами пожаротушения;

- проверить  связь и сигнализацию;

- установить съемные сетчатые фильтры на приемных линиях насосов;

- проверить  канализацию на проходимость  путем подачи воды, обратить особое внимание на правильную работу гидрозатворов в канализационных колодцах;

- проверить  соответствие электрооборудования, средств КИП и А, контуры заземления трубопроводов и аппаратов, наличие систем грозозащиты, защиты от статического электричества, наличие аварийного освещения;

- проверить  предохранительные клапаны на  соответствие установленному типоразмеру  и установленному давлению;

- проверить  все функции аварийной сигнализации  на правильность работы;

- привести в  действие все регулирующие клапаны от регуляторов системы управления;

- проверить  все диафрагмы на правильность  размера отверстия и установку  должным образом в заданных точках и с правильной ориентировкой по направлению потока;

- привести во  вращение вентиляторы всех аппаратов  воздушного охлаждения для проверки правильности установки.

Остановка установки  производится при подготовке к плановому  ремонту или другим причинам на основании  письменного распоряжения начальника установки.

Остановка осуществляется в следующей последовательности:

- снизить производительность  блоков до 50% от проекта. Уровень  нефти в емкости Е-15/1, 2, 3 и КР-1, 2 держать нормальным;

- одновременно с понижением производительности приступить к снижению температуры нефти после печей П-3, П-1 со скоростью 15-20°С в час;

- регулятор температуры нагрева нефти перевести на ручное управление;

- перевести движение бензина и дизельного топлива в линию неконденсации;

- при температуре низа К-3, К-5 200°С отключить электронагреватель, потушить горелки печей П-3, П-1, 4;

- перевести атмосферные блоки на циркуляцию;

- для предотвращения загустевания отбензиненной нефти, при необходимости, прокачать линию отбензиненной нефти в течении 30-60 минут с температурой нефти из К-3, К-5 – от 80-100°С;

- после снижения  температуры и прокачки циркуляцию прекратить;

- продуть змеевики печей П-3, П-1 паром, а задвижки на входе и выходе из змеевиков перекрыть;

- откачать продукты  из Е-2, К-4, К-5 в емкости Е-10/1, 2, Е-11/1, 2,

Е-12/1 из К-2 газойль  откачать в нефтепровод 4 (дизтопливо);

- откачать нефть из К-3, К-5 в нефтепровод 3 (мазут с установки)- КСПЗ - ЦСПН ОАО «СНГ» насосами Н-2/1, 2, Н-5/1, 2;

- сдренировать  остатки нефтепродукта в Е-13 и  откачать в нефтесборный коллектор  К-1164-УДР ДНС-28;

- отглушить  подачу газа на горелки П-3, П-1;

- закрыть электрозадвижку  3-5 на трубопроводе топливного  газа;

- избыточное  давление из системы сбросить через сепаратор С-1 на факел через клапан PCV-97;

- дальнейшие действия по подготовке оборудования к ремонту зависят от конкретных условий и объемов работ и уточняются перед каждой остановкой блока, установки.

Остановка установки  при возникновении аварийной  ситуации производится в следующем  порядке:

- потушить форсунки  печей П-3, П-1 кнопкой «аварийная  остановка печи»;

- прокачать  змеевики печей П-3, П-1 нефтью, выходы змеевиков оставить приоткрытыми до охлаждения печей;

- остановить все работающие насосы; воздушные конденсаторы-холодильники остановить независимо от давления в системе колонн.

 

1.7 Специальный вопрос: сущность процесса ректификации

 

Процесс получения бензина и дизельного топлива на атмосферном блоке основан на физических методах - ректификации и теплообмене.

Нефть является сложной смесью различных углеводородов, имеющих различные температуры  кипения. Разделение её на составные  фракции основано на принципе многократного испарения и конденсации.

Процессы многократного  испарения и конденсации дают возможность выделить в пределе  чистые высококипящие и низкокипящие компоненты. Эту особенность процессов  многократного испарения и конденсации  используют для разделения бинарных и многокомпонентных смесей на индивидуальные компоненты. Такое разделение осуществляется обычно путём многократного контакта между парами и жидкостью. При контакте происходит массообмен и теплообмен между неравновесными парами и жидкостью, в результате чего жидкость обогащается высококипящими компонентами, а пары - низкокипящими компонентами. Такой процесс получил название ректификация.

Для осуществления  процесса ректификации необходимо наличие  двух встречных потоков - паров и жидкости и их тесный контакт при помощи тех или иных устройств. Наиболее распространено контактирование в аппаратах (колоннах), разделённых на секции горизонтальными перегородками (тарелками). В таких колоннах навстречу стекающей жидкости поднимается поток паров, а контактирование происходит на каждой тарелке. Массообмен и теплообмен между парами и жидкостью на каждой тарелке может происходить лишь при наличии так называемой разности фаз, то есть при отсутствии равновесия между парами и жидкостью, поступающими на каждую тарелку. Следовательно, температура паров, поступающих на данную тарелку, должна быть выше, чем температура жидкости на тарелке.

Рис.1.7 - Схема сложной ректификационной колонны с боковым отбором дополнительных продуктов:

1 - основная  колонна;

2 - конденсатор;

3 - основной  кипятильник (испаритель);

В. п. – ввод водяного пара.

 

Для создания нисходящего  потока жидкости пары с верха колонны  пропускают через воздушный холодильник - конденсатор и образующийся конденсат вводится в колонну в качестве острого орошения.

Для создания потока поднимающихся паров в нижнюю часть колонны подводится тепло, полученное за счёт тепла уходящих с установки компонентов и  за счёт подогрева в трубчатых  подогревателях (печах).

В непрерывно действующую  колонну сырьё загружают в испарительную часть колонны. Часть колонны ниже ввода сырья называется отгонной или отпарной. Она служит для отпаривания лёгких фракций из отходящего снизу остатка. Часть колонны выше ввода сырья называется концентрационной и служит для концентрации целевого продукта в парах, отходящих с верха колонны.

В рассматриваемой  установке перегонка нефти осуществляется в сложной атмосферной ректификационной колонне К-3. Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более, чем на 2 продукта (в данном случае на 3). Боковой погон (в данном случае дизельная фракция) отбирается из специальных отпарных колонн - стриппингов.

Важнейшими  параметрами процесса являются температура  и давление. Повышение давления уменьшает  объём паров, даёт возможность повысить производительность, однако, из-за снижения относительной летучести компонентов ухудшает ректификацию, снижает чёткость деления фракций. При повышении температуры ввода сырья (питания) утяжеляется остаток, повышается чёткость разделения.

Повышение температуры на тарелках позволяет получить продукты утяжелённого состава.

Подача орошения в количествах сверх оптимальных  приводит к понижению температуры  верха колонны, уменьшению выхода бензина.

Фракция НК-205, отбираемая с верха атмосферной колонны К-3, содержит растворённые углеводородные газы (С_1-4), поэтому фракция должна подвергаться стабилизации (дебутанизации) с целью доведения температуры начала кипения (упругости паров) до требуемых величин. В данной схеме стабилизации осуществляется за счёт повышенной против обычно принятой температуры в рефлексной ёмкости.

Требуемое качество боковых погонов - дизельной фракции  достигается за счёт регулирования  количества отбора фракции и режима отпарки легкокипящих компонентов  в стриппингах (К-4).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 РАСЧЁТНЫЙ РАЗДЕЛ

 

2.1 Материальный  баланс процесса 

 

Материальный баланс установки мощностью 300 тыс. тонн в год по нефти, разгонка (ИТК) которой приведена в таблице 2.1. В колонне К-3 предусмотрим отбор фракции прямогонного бензина 62-180°С, дизельного топлива 180 - 350°С и мазута 350 - к.к. По данным таблицы 2.1 находим потенциальное содержание отбираемых фракций Х_нк-кк. отбираемых фракций в нефти.

 

Таблица 2.1 - Фракционный состав нефти и характеристика узких фракций

№ фрак-ции	Темпера-тура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., °С	Выход (на нефть), %			Р 20		М	v20, стт	v50, стт	Vio о, cm т	Темпера-тура, °С		Содер-жание серы, %
		отд. фрак-ций	сум-мар-ный								зас-ты-ва-ния	вспыш-ки
1	28-60	2,32	2,32		0,6601		124	-	-	-	-	-	0,13
2	60-72	2,35	4,67		0,6705		-	-	-	-	-	-
3	72-88	2,49		7,16		0,7004	-	-	-	-	-	-	0,13
4	88-100	2,57		9,73		0,7152	133	-	-	-	-	-
5	100-121	2,57		12,30		0,7304	-	-	-	-	-	-	0,22
6	121-142	2,70		15,00		0,7384	-	-	-	-	-	-
7	142-155	2,60		17,66		0,7625	-	-	-	-	-	-	0,27
8	155-168	2,74		20,40		0,7712	168	-	-	-	-	-	-
9	168-184	2,74		23,14		0,7831	-	-	-	-	-	-	0,33
10	184-201	2,66		25,80		0,7916	-	-	-	-	-	-	-
11	201-215	2,78		28,58		0,8007	195	-	-	-	-	-	0,34
12	215-236	2,86		31,44		0,8147	-	1Д1	1,03	-	-42	-	-
13	236-252	2,90		34,34		0,8231	-	1,16	1,05	-	-35	-	0,36
14	252-265	2,94		37,28		0,8308	220	1,21	1,08	-	-27	-	-
15	265-277	2,90		40,18		0,8378	-	1,27	1,10	-	-21	-	0,38
16	277-294	2,98		43,16		0,8428	-	1,42	1,15	-	-15	-	-
17	294-310	2,90		46,06		0,8479	270	1,60	1,20	-	-9	-	0,41
18	310-340	2,94		49,00		0,8479	-	1,82	1,25	-	-3	-	-
19	340-350	2,94		51,94		0,8619	-	2,27	1,38	-	6	-	0,49
20	350-367	2,94		54,88		0,8699	326	2,91	1,44	-	10	-	-
21	367-387	3,13		58,01		0,8720	-	-	1,73	1,1 5	17	174	0,57
22	387-407	3,04		61,05		0,8767	370	-	2,07	1	24	187	-
23	407-422	3,04		64,09		0,8807	-	-	2,72	1,2 9	29	197	0,76
24	422-440	3,13		67,22		0,8891	422	-	4,10	1,4 3	30	210	-
25	Остаток	32,78		100,00		-	-	-	-	-	-	"	-

 

Х_60-62 =Х_60-72 / 60-72 (62-60) = 0,47% масс,

 

Х_62-70= Х_60-70-Х_60-62 = 1,09 - 0,22 = 0,87% масс,

 

Х_168-180 = 2,74/168 – 184 (180-168) = 2,055% масс, 

 

Х_62-180= Х_60-72+ Х_72-88+ Х_88-100+ Х_100-121+ Х_121-142+ Х_142-155+ Х_155-168+ Х_168-180,

 

Х_62-180= 1,958 + 2,49 + 2,57 + 2,57 + 2,7 + 2,6 + 2,74 + 2,055 = 19,683% масс,

 

Х_180-184= Х_168-184– Х_168-180= 0,685% масс,

 

Х_180-350= 29,49% масс,

 

Х_350-к.к.= Х_350-440+ Х_{остаток}= 48,06% масс.

 

Результаты расчётов заносим в таблицу 2.2. Принимаем на основании литературных данных долю отбора Д всех фракций (кроме мазута) от потенциала и находим их фактический отбор Ф, % масс:

 

Ф = хД (2.1)

 

Весь недобор  фракций приплюсовываем к остатку - мазуту. Фактические потери примем в количестве 1 % масс. Фактический отбор мазута:

Ф_350-к.к.= 100 - 2,66-19,48 - 28,90 -1,0 = 47,96 % масс.

Доля отбора мазута от потенциала:

Д_350-к.к.= 47,96/48,06 = 0,998

Результаты  расчетов приведены в таблице 2.2

Таблица 2.2 - Отбор фракций из нефти

Фракции	Потенциальное соде содержание фракции в нефти  х, % масс.	Доля отбора от потенциала, Д	Фактический отбор  фракции Ф, % масс.
Газ 62-180 180-350 350-к.к. Потери:	2,77 19,68 29,49 48,06 -	1 0,99 0,98 0,998 -	2,66 19,48 28,90 47,96 1
Итого:	100,00	-	100

 

Относительную плотность фракций определяем по правилу аддитивности:

				(2.2)
где	х, р	–	потенциальное содержание и относительная плотность  узких     фракций в широкой  фракции (таблица 2.3).

Прием число рабочих дней в году 350 и составим материальный баланс всей установки (таблица 2.3).