Расчет сложной атмосферной колонны цеха АТ

 

Схема установки вакуумной  перегонки мазута с однократным  испарением

 

I—мазут; II—водяной пар; III—несконденсировавшиеся газы и пары; IV, V, VI— масляные погоны; VII— гудрон.

 

Рис. 1.12

 

Они построены на большинстве  отечественных нефтеперерабатывающих  заводов. Но, как показал опыт эксплуатации, на таких блоках не удается получить хорошо отректифицированные вакуумные дистилляты с четкими пределами перегонки, необходимые для получения качественных масел.

Добиться улучшения четкости вакуумных  дистиллятов можно за счет увеличения числа ректификационных тарелок в вакуумной колонне. Однако такое решение неприемлемо, поскольку при увеличении числа тарелок снижается вакуум, повышается температура на нижних тарелках колонны, может понизиться глубина отбора и ухудшиться качество дистиллятов.

Более рациональный путь улучшения  качества вакуумных дистиллятов – перегонка по схеме двукратного испарения (рис. 1.13).

 

Схема установки вакуумной  перегонки мазута с двукратным испарением

 

I—мазут; II—водяной пар; III—несконденсировавшиеся газы и пары; IV, V, VI— масляные погоны; VII— гудрон.

 

Рис. 1.13

 

Схема предусматривает  отбор в первой колонне широкой  масляной фракции, которая после  повторного нагрева в печи разделяется  во второй вакуумной колонне на фракции с более узкими пределами перегонки.

При двухступенчатой  вакуумной перегонке расходуются дополнительные количества топлива, пара, охлаждающей воды. Однако достигаемое улучшение качества масляных дистиллятов, а следовательно, и товарных масел компенсирует эти затраты.

 

 

1.4.3. Атмосферно-вакуумная  установка

 

На нефтеперерабатывающих заводах применяются все описанные выше схемы перегонки нефти и мазута, строятся отдельно стоящие установки атмосферной и вакуумной перегонки, комбинированные атмосферно-вакуумные трубчатые установки.

На рис. 1.14 приводится технологическая схема атмосферно-вакуумной установки производительностью 1 млн. т нефти в год, рассчитанной на переработку восточных сернистых нефтей и эксплуатирующейся на многих нефтеперерабатывающих заводах.

 

Схема атмосферно-вакуумной  установки

I—нефть; II—газ; III— головка стабилизации; IV— фракция н. к.— 85 °С; V— фракция 85—180 °С; VI— фракция 180— 240 °С; VII - фракция 240-300 °С; VIII -фракция 300-350 °С; IX-первый погон вакуумной колонны (фракция < 350 °С); X-второй погон вакуумной колонны (фракция 350—400 °С); XI—третий погон вакуумной колонны (фракция 400—450 °С); XII — четвертый погон вакуумной колонны (фракция 450-490 °С); XIII-гудрон (фракция > 490 °С); XIV- водяной пар; XV-вола; XVI — щелочь; XV11— аммиачная вода.

 

Рис. 1.14

 

Нефть из резервуаров  промежуточного парка забирают насосом Н-1 и пропускают двумя потоками через сырьевые теплообменники. Для предотвращения коррозии оборудования к нефти добавляют раствор щелочи. Первый поток нефти подогревается в Т-1—фракцией 180—240 °С, в Т-2—первым погоном вакуумной колонны, в Т-3 — фракцией 240—300 °С, в Т-4 — фракцией 300— 350 °С, в Т-7—третьим погоном вакуумной колонны, в Т-8—гудроном.

Второй поток нефти  проходит через теплообменники циркуляционного орошения атмосферной колонны Т-5, среднего циркуляционного орошения вакуумной колонны Т-6 и гудрона Т-9. После теплообменников нефть объединяется в один поток и поступает с температурой 220° С в первую, отбензинивающую колонну К-1.

Верхний продукт колонны К.-1 — пары бензиновой фракции с концом кипения 120—150°С конденсируются в конденсаторе-холодильнике погружного типа ХК-1 и поступают в рефлюксную емкость Е-1, откуда часть верхнего продукта насосом Н-3 возвращается в К-1 в качестве орошения (флегмы), а балансовое количество насосом Н-5 подают на стабилизацию в стабилизатор бензина К-4 или выводят с установки.

В рефлюксной емкости Е-1 происходит также выделение газа, который поступает на установки атмосферной перегонки вместе с нефтью. Вследствие наличия газа давление в рефлюксной емкости и отбензинивающей колонне повышенное, оно составляет 3—4 ат.

Отбензиненную нефть — нижний продукт К.-1 — забирают насосом Н-2 и направляют в трубчатую печь П-1, полезная тепловая нагрузка которой составляет 16 млн. ккал/ч. Часть выходящего из печи потока возвращается в К.-1, внося дополнительное количество тепла, необходимое для ректификации.

Остальная часть нагретой полуотбензиненной нефти поступает  в основную атмосферную колонну К-2, где разделяется на несколько фракций. Температура нефти на входе в К-2 по проекту составляет 320°С, а на практике поддерживается более высокой – до 350°С.

Для снижения температуры низа колонны и более полного извлечения из мазута светлых нефтепродуктов ректификацию в К.-2 проводят в присутствии водяного пара. Пар подается в нижнюю часть колонны в количестве 1,5—2% в расчете на остаток.

С верха колонны К-2 уходят пары бензиновой фракции с концом кипения 180 °С, а также водяной пар. Пары поступают в конденсатор-холодильник ХК-2, после конденсации продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-2. Отстоявшийся от воды тяжелый бензин забирают насосом Н-6 и подают совместно с верхним погоном К-1 в К-4. Часть бензина из Е-2 возвращается в К-2 в качестве острого орошения.

Из колонны К-2 выводятся также три боковых погона — фракции 180—240 °С, 240—300 °С и 300—350 °С. Эти погоны поступают первоначально в самостоятельные секции отпарной колонны К-3, где из боковых погонов в присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Освобожденные от легких фракций целевые продукты в жидком виде выводятся с установки, а пары легких фракций возвращаются в К.-2. Расход водяного пара составляет 1,5—2,0% в расчете на целевой продукт.

Фракция 180—240°С выводится с установки через теплообменник Т-1 и холодильник Х-2. Фракции 240—300 и 300—350 °С также отдают в соответствующих теплообменниках избыточное тепло поступающей на установку нефти, охлаждаются в концевых холодильниках и выводятся с установки.

Для улучшения условий  работы колонны К-2 и съема избыточного тепла в колонне предусмотрен вывод циркулирующего орошения. Это орошение забирается с 20-й тарелки, проходит через теплообменник Т-5 и возвращается в К.-2 на 24-ю тарелку.

Остаток из атмосферной  колонны – мазут – забирают насосом Н-4 и подают в трубчатую печь /7-2, имеющую полезную тепловую мощность 8 млн. ккал/ч. Мазут, нагретый в печи до 420 °С, поступает в вакуумную колонну К-5.

В колонне К-5 поддерживается остаточное давление 60 мм рт. ст., температура низа колонны – 385 °С. Для снижения температуры низа и облегчения условий испарения из гудрона легких компонентов в низ К-5 вводят водяной пар.

С верха К-5 выводят водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов, которые поступают в барометрический конденсатор А-1, где охлаждаются водой и частично конденсируются. Несконденсированные газы отсасываются двухступенчатыми эжекторами.

В вакуумной колонне  предусмотрен отбор четырех боковых  погонов: с 16, 12, 8 и 5-й тарелок. Эти погоны отбираются непосредственно с тарелок. Часть первых трех погонов после охлаждения возвращается в колонну в качестве циркулирующего орошения, предназначенного для съема избыточного тепла и улучшения условий ректификации.

Остаток вакуумной колонны  — гудрон откачивается насосом через  теплообменники Т-8 и Т-9 и концевые холодильники с установки.

На АСТ мощностью 1 млн. т в год имеются также колонна вторичной перегонки К-6, предназначенная для разделения бензина на узкие фракции, и стабилизатор К-4. Назначение стабилизатора – удалить из бензина легкие углеводороды (пропан и бутан). Колонна вторичной перегонки предназначена для разделения бензина на фракции н. к. – 85°С и 85 – 180°С.

Близкую с описанной  выше схему имеют и более крупные отечественные установки атмосферно-вакуумной перегонки.

 

 

 

1.4.4. Комбинированная  установка первичной переработки  нефти

 

На нескольких отечественных  нефтеперерабатывающих заводах построены комбинированные установки обессоливания и атмосферной перегонки нефти, обессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки мощностью в 6 млн. т в год – ЭЛОУ-АТ-6 (рис. 1.15) и ЭЛОУ-АВТ-6.

 

Схема комбинированной установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6

I—нефть; II—головка стабилизации; III—фракция н. к.—62°С; IV— фракция 62— 85 °С; V — фракция 85—105° С: VI — фракция 105—140 °С; VII – фракция 140-180 °С; VIII — фракция 180-220° С; IX-фракцля 220-350 °С; Х-фракиия > 350° С; XI-войяной цар; XII-деэмуль-гатор.

 

Рис. 1.15

 

Отличительной особенностью новых модернизированных установок первичной перегонки является применение новых, более совершенных видов оборудования. Для конденсации паров применяются кожухотрубчатые холодильники-конденсаторы и конденсаторы воздушного охлаждения, для нагрева нефти – укрупненные теплообменники. В новых установках первичной перегонки учтен опыт, накопленный при эксплуатации ранее построенных АТ и АВТ.[3]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

2.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ

 

Рассмотрим схему установки  с двукратным испарением нефти (рис. 1.1). Эта схема технологически гибкая и работоспособная при значительном изменении содержания лёгких фракций и растворенных газов. Коррозионноактивные вещества удаляются в первой колонне, и основная сложная колонна защищена от их воздействия. Благодаря предварительному удалению в отбензинивающей колонне растворенных газов и легкого бензина в змеевиках печи, в теплообменниках не создается большого давления, и основная колонна не перегружается по парам.

 

2.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС

 

Составим материальный баланс установки мощностью 3,9 млн. т/год по нефти, разгонка (ИТК) которой приведена в таблице 2.1. В отбензинивающей колонне К-1 предусмотрим отбор фракции легкого бензина 28 – 120 °С. В атмосферной колонне К-2 следующих фракций: тяжелого бензина 120 – 180°С, керосина 180 – 240 °С, дизтоплива 240 – 350 °С, и мазута 350 – К.К.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.1

Разгонка (ИТК) нефти

№ фракции	Температура начала и  конца кипения фракции,°С	Выход на нефть, % масс.
		отдельных фракций	Суммарный
1	Газ до С4	1,33	1,33	—
2	28 – 64	1,99	3,32	0,6264
3	64 – 93	2,43	5,75	0,6685
4	93 – 114	2,74	8,49	0,7061
5	114 – 134	2,52	11,01	0,7219
6	134 – 155	2,41	13,42	0,7342
7	155 – 173	2,52	15,94	0,7451
8	173 – 193	2,38	18,32	0,7562
9	193 – 212	2,48	20,88	0,7668
10	212 – 228	2,45	23,25	0,7789
11	228 – 248	2,56	25,81	0,7865
12	248 – 266	2,66	28,47	0,7978
13	266 – 284	2,66	31,13	0,8091
14	284 – 301	2,64	33,79	0,8271
15	301 – 317	2,74	36,43	0,8286
16	317 – 334	2,75	39,18	0,8375
17	334 – 352	2,90	42,09	0,8459
18	352 – 370	2,85	44,93	0,8541
19	370 – 384	2,84	47,77	0,8621
20	384 – 402	2,84	50,61	0,8686
21	402 – 418	2,88	53,49	0,8780
22	418 – 434	2,87	56,30	0,8856
23	434 – 452	2,89	59,25	0,8932
24	452 – 468	2,91	62,16	0,8971
25	468 – 480	4,16	66,62	0,9049
26	Остаток	33,68	100,00	0,9092
Плотность нефти				0,858

 

По данным таблице 2.1 находим потенциальное содержание Х_{н.к.-к.к.} отбираемых фракций в нефти.

 

 

 

 

 

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 = Х · Д

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

Фактический отбор мазута:

Ф_350-К.К. = 100 – 1,33 – 7,836 – 7,451 – 7,852 – 15,835 – 1,0 = 58,694 % масс.

Доля отбора мазута от потенциала:

Д_350-К.К. = 59,291 / 58,705 = 1,007

Результаты расчетов приведены в табл.2.2.2.

Относительную плотность  фракций определяем по правилу аддитивности:

где Х_i и - потенциальное содержание и относительная плотность узких фракций в широкой фракции (из табл. 2.1).

Таблица 2.2

Отбор фракций из нефти

Фракции	Потенциальное содержание фракции в нефти Х, % масс.	Доля отбора от потенциала Д	Фактический отбор фракции Ф, % масс.
Газ до С4	1,33	1,00	1,33
28 – 120°С	7,916	0,99	7,836
120 – 180°С	7,527	0,99	7,451
180 – 240°С	8,013	0,98	7,852
240 – 350°С	17,027	0,93	15,835
350 – К.К.	58,2433	1,007	58,694
Потери	—	—	1,0
Итого	100,00	—	100,00