В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом будут являться растворенные газы С2-С4 и фракция нк-140 0С – 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-140оС; фракции 140-180 0С, 180-230°С и 230-360°С выводятся боковыми продуктами в жидком виде, снизу колонны выводится мазут (>360°С). Фракцию нк-140оС 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 0С+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.
3.2.2. Блок стабилизации и чёткой ректификации.
Стабилизации подвергаем бензин из К-1 и фракцию нк-140оС 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-70оС) и каталитического риформинга (70-140оС).
Рис. 3.2. Блок стабилизации бензина.
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.
3.2.3. Вакуумный блок.
На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.
1. Тарельчатая ректификационная колонна.
2. Вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.
Рис. 3.3. Вакуумный блок.
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.
3.3. Блок теплообменников
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)
Таблица 3.1. - Характеристика теплоносителей
Теплоноситель
Расход, % масс. на нефть
Начальная температура теплоносителя, °С
Теплоносители основной атмосферной колонны К-2
Верхнее циркуляционное орошение К-2 (ВЦО К-2) кратность 4
10
150
Среднее циркуляционное орошение К-2 (СЦО К-2) в районе фракции 180-230оС кратность 3
18
220
Фракция 180-230°С
5,9
200
Фракция 230-360°С
16,13
320
Нижнее циркуляционное орошение К-2 (НЦО К-2) кратность 2
32
320
Теплоносители вакуумной колонны К-7
Верхнее циркуляционное орошение К-7 (ВЦО К-7) кратность 15
43
170
Среднее циркуляционное орошение К-7 (СЦО К-7) кратность 2
25
270
Нижнее циркуляционное орошение К-7 (НЦО К-7) кратность 1
11
330
Фр. 360-450оС
12,5
260
Фр. 450-550оС
10,55
320
Гудрон (>530°С)
37,54
340
Расчет схемы теплообмена до электродегидраторов:
1-й поток
Т-101:
∆t н=(150-50)∙5/50=10 ºC
10+10=200С
Т-102:
∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 ºC
20+24=44 ºC
Т-103:
∆t н=(145-120)∙18,0/50=9 ºC
44+9=53 ºC
Т-104:
∆t н=(155-100)∙12,5/50=14 ºС
53+14=67 ºС
Т-105:
∆t н=(230-170)∙37,54/50=51 ºС
67+51=118 ºС
2-ой поток
Т-201:
∆t н=(150-50)∙5/50=10 ºC
10+10=200С
Т-202:
∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 ºC
20+24=44 ºC
Т-203:
∆t н=(200-65)∙5,9/50=16 ºC
44+16=60 ºC
Т-204:
∆t н=(255-110)∙16,13/50=47 ºС
60+47=107 ºС
Потоки объединяем и с температурой 113,5 оС направляем в электродегидраторы.
Расчет схемы теплообмена после электродегидраторов
1-й поток
Т-106:
∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 ºС
105+19=124 ºС
Т-107:
∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 ºС
124+14=138 ºС
Т-108:
∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 ºС
138+13=151 ºС
Т-109:
∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 ºС
151+23=174 ºС
Т-110:
∆t н=(330-230)∙0,78∙11/50=17 ºС
174+17=191 ºС
Т-111:
∆t н=(320-230)∙0,78∙16,0/50=22 ºС
191+22=213 ºС
Т-112:
∆t н=(320-240)∙0,78∙10,55/50=13 ºС
213+13=226 ºС
Т-113:
∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=26 ºС
226+26=252 ºС
2-ой поток
Т205:
∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 ºС
105+19=124 ºС
Т-206:
∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 ºС
124+14=138 ºС
Т-207:
∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 ºС
138+13=151 ºС
Т-208:
∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 ºС
151+23=174 ºС
Т-209:
∆t н=(250-230)∙0,78∙34,54/50=11 ºС
174+11=185 ºС
Т-210:
∆t н=(320-220)∙0,78∙16,0/50=25 ºС
185+25=210 ºС
Т-211
∆t н=(320-255)∙0,78∙16,13/50=16 ºС
210+16=226 ºС
Т-212
∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=16 ºС
226+16=252 ºС
Потоки объединяем и с температурой 252 оС направляем в колонну К-1.
Тепло теплоносителей с температурой выше 100оС можем использовать для выработки водяного пара или подогрева бензина на блоке стабилизации.
Рис. 3.4. Схема подогрева нефти до электродегидраторов.
Рис. 3.5. Схема подогрева нефти после электродегидраторов.
4. Расчёт количества и состава паровой и жидкой фаз в ёмкости орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)
В ёмкость орошения К-1 поступают лёгкий бензин и углеводородные газы. В состав бензина входит 100% фракции н.к.-105оС от её потенциала содержания в нефти и 40% фракции 105-140оС – 0,036∙0,4=0,0144 (табл. 1.2).
Количество углеводородных газов равно их содержанию в нефти 1,0 %(масс.) на нефть. Для расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения зададимся давлением, температурой, кратностью орошения и составом смеси, поступающей в емкость орошения. Состав смеси зависит от количества компонентов, находящихся в исходной нефти и в орошении колонны.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
