Установка АВТ мощностью 5,7 млн.т. Елховской нефти в год

Фракцию нк -700С можно использовать как сырье для процесса изомеризации, т.к. содержание парафиновых углеводородов 82%. На установке изомеризации  из них получают изомеризат, использующийся как экологически чистая высокооктановая  добавка к автомобильным бензинам.

фр.70°С – 140°С и фр.140°С – 180°С   служит сырьем калитического риформинга для выделения индивидуальных ароматических углеводородов, либо получения высокооктанового компонента  бензина.

Данные фракции могут служить для производства автомобильный бензин марок АИ-92-К5-Евро и АИ-95-К5-Евро после их вторичной переработки.

 

2.3 Характеристика  дизельных фракций и их применение

Таблица 2.3 – Характеристика дизельных фракций

Температура отбора, °С	Выход на нефть,  %	Цетановое число	n20,  мм2/с	Температура, °С		Содержание , %
				Помутнения	Застывания	Серы
180-260	16,795	51	2,1	минус 9	минус 18	0,04
260-360	20,605	57	7,86	минус 3	минус 9	0,05

Выбираем получение фракций 180-260°С и 260-360°С как основного компонента дизельного топлива т.к проектируемая установка АВТ будет работать без вывода реактивного топлива. Дизельную фракцию необходимо отправить на процесс глубокой гидроочистки для получения  топлив, отвечающих современным экологическим требованиям.

2.4 Характеристика  вакуумных  дистиллятов

Характеристика узких масляных фракций представлена в таблице 2.4

 

Таблица 2.4. – Потенциальное содержание и характеристика узких масляных фракций              

Пределы кипения, °С	Выход на нефть, % мас.	Плотность при 20°С, кг/м3	Вязкость, мм2/с, при		Содержание серы, % мас.	Выход базовых масел с ИВ³90 на дистиллят, % мас.
			50°С	100°С
360-420	11,28	0,8416	10,23	3,49	0,42	65,47
420-480	11,14	0,8610	36,19	7,85	0,67	62,58
480-550	8,88	0,9022	103,58	15,52	0,86	54,73

 

Узкие масляные фракции могут применятся в качестве сырья в процессах углубленной переработки нефти: каталитический крекинг, гидрокрекинг, но для это сначала нужно облагородить масляные дистилляты: провести гидроочистку и деметаллизацию для защиты дорогостоящего катализатора.

2.5 Характеристика  остатков и их применение

Характеристика остатков представлена  в таблице 2.5.

Таблица 2.5 –Характеристика остатков

Показатель	Остатки, tнк 0С
	>360	>550
Выход на нефть, % мас	39,41	8,12
Вязкость условная, 0ВУ при 800С при 1000С	5,51 2,92	- 95,47
Плотность при 200С, кг/м3	926,8	977,1
Коксуемость, % мас	6,5	21,48
Содержание, % мас серы парафинов базовых масел с ИВ≥90	0,67 5,8 55,75	1,49 2,8 33,96

 

Остаток > 3600С из-за пониженной вязкости (0ВУ<16) может быть применён в качестве кательного топлива. Высокая коксуемость остатка          (>5000C) позволяет применять его в качестве сырья для установки коксования.

Применение гудрона в чистом виде для производства битумов не требует специальной технологии, т.к. гудрон имеет низкое содержание парафинов. Из мазута и гудрона нефти могут быть получены высококачественные базовые масла ( ИВ>90).

3 Выбор и обоснование  технологической схемы АВТ

По заданию курсового проекта и анализа характеристики Елховской нефти необходимо выбрать такую технологическую схему установки АВТ, на которой можно получить:

1. сухой газ (содерж. С3 не более 10% масс)
2. рефлюкс (фр.С3-С4)
3. бензиновые фракции (н.к.-70°С, 70-140°С, 140-180°С)
4. фракции ДТ (180-260°С и 260-360°С)
5. узкие масляные фракции (360-420°С, 420-480°С, 480-550°С)
6. тяжёлый гудрон (выше 550°С)

Расчетная мощность установки составляет 5,7 млн. т нефти в год или 698,529 т/ч (340 рабочих дней в году). За основу технологической схемы установки АВТ принимаем принципиальную технологическую схему аналогичной установки [4]. Комбинирование АВТ с ЭЛОУ имеет ряд преимуществ: уменьшается число индивидуальных установок, протяженность и число трубопроводов, число промежуточных резервуаров, эффективнее используются энергетические ресурсы самих процессов; снижается расход электроэнергии, пара и воды на охлаждение, нагрев и перекачку промежуточных продуктов; уменьшается расход металла, площадь обслуживания и количество персонала. В результате резко сокращаются капитальные затраты и себестоимость продукции, увеличивается производительность труда.

3.1 Блок ЭЛОУ

Для удаления из нефти солей и воды из нефти предназначен блок ЭЛОУ. Исследования показывают, что минимальное количество промывной воды, обеспечивающее допустимое содержание хлористых солей в нефти на выходе из ступени обессоливания зависит от: [3]

• обводненности продукции до и после процесса обессоливания;
• концентрации хлористых солей в дисперсной воде до процесса обессоливания;
• концентрации хлористых солей в промывной воде;
• числа ступеней процесса обессоливания;
• мест ввода промывной и сброса дренажной воды при многоступенчатом процессе обессоливания
• закономерны следующие положения:
• чем больше число ступеней в процессе обессоливания, тем меньше промывной воды необходимо для обессоливания;
• при реализации технологии противоточной подачи промывной воды  минимально необходимое количество ее меньше, чем при заливке промывной воды в каждую ступень отдельно.

Для обеспечения требуемых показателей сырой нефти по содержанию воды и солей в технологической схеме принята двухступенчатая (с противоточной подачей воды) очистка нефти от воды и солей в электродегидраторах на блоке ЭЛОУ. Две ступени также позволяют более гибко работать на сырье  с изменяющимся качеством.

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной  нефти с содержанием хлористых солей 1мг/л при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания [5].

Содержание хлористых солей в нефти после первой ступени обессоливания рассчитывается следующим образом:

,

где - содержание хлористых солей в нефти после первой ступени обессоливания, мг/л;

=50 - содержание хлористых солей в нефти до блока ЭЛОУ, мг/л (см. табл. 1.1);

- степень  обессоливания.

Рассчитываем содержание хлористых солей в нефти после второй ступени обессоливания:

где - содержание хлористых солей в нефти после второй ступени обессоливания, мг/л.

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:

,

где - относительная плотность нефти;

- содержание  воды в сырой нефти, масс. доли (0,37%).

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

,

где 1- содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

- содержание  воды в обессоленной нефти, масс. доли.(0,1%)

Для понижения концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду. Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:

Для Елховской нефти с учетом вышеприведенного расчета данное уравнение примет вид:

откуда нефти или об на нефть.

Обычно промывную воду подают с избытком 50-200 %. В данном случае принимается расход промывной воды 2,0 % об. на нефть.

Так как мы приняли противоточную систему подачи промывной воды и для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода (2,2%) подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (1,2% 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 (марки DEMTROL) [7] 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.

Схема блока ЭЛОУ представлена на рисунке 3.1

Рис 3.1 Схема блока ЭЛОУ

1,2 — электродегидраторы 1-ой и 2-ой ступени; 3 — емкость  соленной воды.

I — сырая нефть; II — обезвоженная и обессоленная нефть;III — раствор деэмульгатора; IV — свежая вода; V — соленная вода 2-ой ступени; VI — соленная вода 1-ой ступени.

3.2 Блок колонн

В атмосферном блоке АВТ применяют три схемы разделения нефти:

1. схема с одной сложной ректификационной колонной;
2. схема с предварительным испарителем и ректификационной колонной;
3. схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной.

Схему 1 применяют для стабилизованных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций (нк.-180°С) не превышает 2-10%. Установка проста и компактна. Совместное испарение легких и тяжелых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, т.к. повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебания состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

С применением схемы 2 уменьшается перепад давления в печных трубах. Пары из испарителя направляются в атмосферную колонну, поэтому не нужно устанавливать самостоятельные конденсационные устройства и насосы для подачи орошения. Одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций несколько снижает необходимую температуру нагрева в печи. Однако при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-агрессивные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т.е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Схема 3 самая распространенная. 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. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой – колонной, насосами печными и для подачи орошения, конденсаторами-холодильниками и т.д.

Основываясь на вышесказанном, принимаем схему атмосферного блока с предварительным отбензиниванием нефти. В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом является фракция н.к.-1400С, которая состоит из 100% фракции  н.к.-850С и 40% фракции 85-1400С. Для поддержания температурного режима вниз колонны К-1  подводится тепло в виде “горячей струи”. Из сепаратора отбирается углеводородный газ и нестабильный бензин. Часть нестабильного бензина поступает в колонну на орошение (кратность 2), остальная часть поступает на стабилизацию. Снизу К-1 отбирается отбензиненная нефть, которая проходит через печь П-1 и поступает в основную атмосферную колонну К-2. Вверху колонны К-2 отбираем оставшийся тяжелый бензин (85-180°С). По заданию требуется отобрать фракцию ДТ, однако выход фракции на нефть составляет 30,73%. Поэтому для вывода данной фракции требуется разделение на 2 составляющие 180-260 и 260-360. Фракцию 180-260 необходимо выводить через отпарную колонну для уменьшения наложения фракций, а фракцию 260-360 отпаривать от более лёгкой фракции нет необходимости. В дальнейшем фракции объединяются в одну. Фракция 180-260 отбирается через стриппинг К-2/1, а фракция 260-360 отбирается непосредственно из колонны. Вниз колонны подаётся водяной пар в количестве 2% для создания потока паров в отгонной части колонны и понижения парциального давления углеводородных паров. Внизу колонны выходит мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. Согласно таблице 2.4 можно предположить, что мазут является качественным сырьём для установок вторичной переработки нефти. Из таблицы 2.4 видно, что минимальный потенциальный выход базовых масел на фракцию (с ИВ>90) составляет 54,73%. В данном случае целесообразно внести поправку в задание и получать узкие масляные фракции.

В колоннах установлены клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок. Клапанные тарелки также хороктерезиуются невысокой стоимостью, низкой металлоёмкостью и несложностью конструкции, что облегчает установку и демонтаж тарелок. Количество тарелок в колонне К-1 – 25, в колонне К-2 – 40. Данное количество тарелок принято на основании [1] и должно обеспечить необходимое разделение в колоннах. Кратности орошений в колоннах принимаю 2 [1]. Тарелки вывода боковых продуктов 10 (180-260) и 18 (260-360), а ввод сырья осуществляется на 26 тарелку. Острое орошение подаётся на 1 тарелку, ЦО-1 К2 выводится с 12 тарелки и вводится на 10, ЦО-2 К2 выводится с 20 и вводится на 17 тарелку. Контроль температуры орошений колонны, а также выводимых продуктов осуществляется с помощью преобразователей термоэлектрических и преобразователей измерительных. Расход орошений контролируется с помощью диафрагм камерных. [6] Профиль давления в колонне К-2 представлен в п.7.1, а т.к. по заданию не требуется рассчитать колонну К-1, то давление в ней принимаю 0.4 МПа [1].