Проект атмосферной трубчатой установки мощностью 500 тыс тонн нефти в год с расчётом колонны

 

2. Технологическая часть

1. Описание технологической схемы

Поток нефти насосом Н-1 прокачивается  через сеть рекуперативных теплообменники Т-1-Т-5 где нагревается за счет тепла потока выходящей керосиновой фракции, потоком ПЦО-1, ПЦО-2, потоком дизельной фракции, потоком мазута.

Далее поток нагретой нефти с температурой до 230 ºС поступает в отбензинивающую колонну К-1 на 15-ю тарелку сверху. Продуктами колонны К-1 является отбензиненная нефть и легкий бензин НК-120. Колонна К-1 имеет 28 клапанных тарелок, давление на верху колонны-0,35 МПа, внизу колонны-0,37 МПа; температура соответственно вверху и внизу колонны 130° и 214 °С. Для обогрева низа колонны К-1 предусмотрена "горячая струя" отбензиненной нефти. Пары с верха колонны К-1, проходя через аппарат воздушного охлаждения АВО-1 и водяной холодильник Х-1, конденсируются и с температурой 40 ⁰С поступают в сепаратор Е-1. Часть бензиновой фракции из сепаратора Е-1 подается на орошение колонны К-1, остальное отводится в товарный парк. Газ из сепаратора Е-1 отводится в топливную сеть.

Отбензинненая нефть из куба колонны К-1 насосом Н-2 подается в печь П-1, где она нагревается до температуры 350 ⁰С и далее подается на 40-ю тарелку атмосферной колонны К-2. Колонна К-2 предназначена для получения фракции тяжелого бензина, керосиновой фракции, дизельной фракции и мазута. Колонна К-2 имеет 45 клапанных тарелок. Давление верха колонны-0,13 МПа, низа колонны-0,16 МПа; температура соответственно вверху и внизу колонны 113° и 313 °С.

С верха колонны К-2 пары бензина  вместе с водяным паром проходят воздушный холодильник-конденсатор АВО-2, водяной холодильник Х-2, где охлаждаются до 30-35 °С и поступают в рефлюксную емкость Е-2, где происходит отделение воды от бензиновой фракции.

С низа рефлюксной емкости выводится  вода.  Бензиновая фракция насосом Н-8 подается на орошение колонны К-2, а балансовый избыток поступает в резервуарный парк.

Для отпарки легких фракций из мазута в низ колонны К-2 подается перегретый пар с t=460°С в количестве 4-6 % масс. на сырье.

С 13-й тарелки колонны К-2 керосиновая фракция 140-260 ^оС выводится в стриппинг Е-3, далее насосом Н-3 прокачивается через теплообменник Т-1, и АВО-3 в резервуарный парк. В низ стриппинга, для отпарки легких компонентов, подается  перегретый пар. Возврат паров из стриппинга  происходит на 12-ю тарелку.

Циркуляционное орошение ЦО-1 берется насосом Н-4 с 18-й тарелки, прокачивается через теплообменник Т-2 и возвращается на 14-ю тарелку колонны К-2

С 28-й тарелки К-2 через стриппинг Е-4 насосом Н-5 выводится компонент дизельного топлива, который проходит теплообменник Т-3, холодильник АВО-4 и поступает в резервуарный парк. В низ стриппинга, для отпарки легких компонентов, подается перегретый пар. Возврат паров из стриппинга происходит на 27-ю тарелку.  Промежуточный съем тепла осуществляется за счет циркуляционного орошения ПЦО-2, которое берется насосом Н-6 с 35-й тарелки, прокачивается через теплообменник Т-3, и возвращается на 29-ю тарелку колонны К-2.

С низа колонны насосом Н-7 откачивается мазут. Мазут потокам проходит теплообменник Т-5, холодильник водяного охлаждения АВО-5, и направляется в резервуарный парк.

На установке AT по технологии осуществляется перегонка нефти с выделением:

• легкой бензиновой фракции нк-120°С -базового  компонента автобензинов и сырья каталитического риформинга;
• бензиновой фракции нк-180°С-базового  компонента автобензинов,  направляемых  на  блок приготовления топлив;
• керосиновой фракции 140-260°С;
• дизельной фракции 190-350°С;
• мазута выше 350°С.

2. Характеристика сырья и вспомогательных материалов

Выделенная  из нефти Самотлорского месторождения прямой  перегонкой бензиновая фракция НК - 180°С характеризуется невысоким уровнем антидетонационных свойств (МОЧ > 55). Октановые числа бензиновых фракций невысоки что связано с их углеводородным составом, поэтому они могут использоваться лишь как компонент автомобильного бензина и являются сырьем для каталитического риорминга [6].

Таблица 2.1 - Характеристика сырья

Наименование сырья, материалов, реагентов	Обозначение стандарта или технических условий	Показатели качества	Норма показателя по стандарту
1	2	3	4
Нефть Самотлорская смесь	ГОСТ 3900-85	Плотность при 20°С, кг/м 3, не менее	842.6

 

Продолжение таблицы 2.1

1	2	3	4
	ГОСТ 19121-73	Содержание общей серы, %масс, не более	0,96
	ГОСТ 2 1534-76	Концентрация хлористых солей, кг/м3 , не более	0,3
	ГОСТ 6370-83	Массовая доля механических примесей, % не более	0,05
	ГОСТ 2477-65	Массовая доля воды, % не более	1
	ГОСТ 2878 1-90	Давление насыщенных паров, (мм рт. Ст.) не более	418

 

Кривая ИТК нефти  Самотлорского месторождения приведена на рисунке 2.7 и в таблице 2.2.

 

Таблица 2.2- ИТК Самотлорской нефти

Температура	Фактический отбор	Температура	Фактический отбор
1,5	28	42,9	270
4,0	36	46,2	288
6,5	57	49,5	305
9,1	75	52,8	323
12,0	95	56,1	339
14,9	112	59,5	357
17,9	130	63,1	375
20,9	147	66,9	393
23,9	163	70,6	412
26,9	180	74,4	434
30,1	197	78,1	457
33,3	215	81,5	478
36,4	233	85,0	500
39,6	250

Рисунок 2.1 – Кривая ИТК нефти Самотлорского месторождения

Характеристика вспомогательных материалов приведена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Характеристика вспомогательных материалов

Наименование материалов, реагентов	Обозначение стандарта или технических условий	Показатели качества	Норма показателя по стандарту
1	2	3	4
Азот (газ для продувки оборудования)	ГОСТ 9293-74	Содержание водяных   паров при 200С давлении    0,101 КПа, г/м3,  не выше	сорт высший первый 0,005        0,07
	ГОСТ 9293-73	Содержание кислорода, % объемн, не более	0,005        0,5
		Содержание масла в газообразном азоте	выдерживает испытание по ГОСТ 9293-7
		Содержание масла, механеческих примесей и  влаги в жидком азоте	Выдерживает испытание по п. 3.7 ГОСТ 9293-73

 

Продолжение таблицы 2.3

1	2	3	4
3.Вода артезианская		1.Величина рН	6,0-9,0
		2.Содержание механических примесей	отсутствие
		3.Температура на выходе из  установки, 0С не более	45
4. Оборотная вода		1.Температура входа на установку, 0С не более	30
		2.Температура на выходе из  установки, 0С не более	45
		3. Давление; кгс/см	2,5
5. Пар		1.Температура входа на установку, 0С не более	480
		2. Давление; кгс/см	3,0
6. Натр едкий технический (водный раствор)	ГОСТ 2263-79	1. Содержание NaOH в % массовых; не более	15
7. Аммиака водный технический	ГОСТ 9-92	концентрация раствора массовая	2,0-4,0

 

3. Характеристика реагентов

1. Ингибитор коррозии

Для защиты оборудования от коррозии в шлем колонны К-1 подается ингибитор коррозии - 1,2,4-триметилбензол (1-5 % масс.) и алкилимидазолин с длинной углеводородной цепью (40-60 % масс.) в ароматическом растворителе.

4. Характеристика продукции установки

Материальный и тепловой балансы рассчитаны с помощью программы моделирования технологических процессов HYSYS Plant 3.2, Данные по составам продуктов установки приведены в приложении Б.

Характеристика  продукции приведена в таблице 2.4

Таблица 2.4-  Характеристика продукции

Наименование продукции	Обозначение стандарта или технических условий	Показатели качества		Норма показа- теля по стандарту
1	2	3		4
1. Прямогонный бензин	ГОСТ 5 11-82	Детонационная стойкость: октановое число по моторному методу, не менее		55
	ГОСТ 28828-90	Концентрация свинца, г на 1 дм3 бензина, не более		0,013
	ГОСТ 2 177-99	Фракционный состав:
		температура начала перегонки бензина, °С , не ниже		35
		10 % бензина перегоняется при температуре, °С не выше		70
		50 % бензина перегоняется при температуре, °С не выше		115
		90 % бензина перегоняется при температуре, °С не выше		180
		конец кипения бензина, °С, не выше:		195
	ГОСТ 28781-90	Давление насыщенных паров бензина, кПа (мм рт. ст.) не более	66,7
	ГОСТ 11362-76	Кислотность, мг КОН на 100 см3 бензина, не более	1,0

 

Продолжение таблицы 2.4

1	2	3	4
	ГОСТ 1567-83	Концентрация фактических смол в мг на 100 см 3 бензина, не более	5,0
	ГОСТ 19121-73	Массовая доля серы, % Не более	Отс.
	ГОСТ 632 1-69	Испытание на медной пластине.	выдерживает
	ГОСТ 6307-75	Водорастворимые кислоты и щелочи.	Отс.
	ГОСТ 3900-85	Плотность при 20°С, кг/м3, не более	760
2. Керосиновая фракция	ГОСТ 3900-85	Плотность при 20°С, кг/м 3, не менее	810
	ГОСТ 2 177-99	Фракционный состав: температура начала перегонки, °С , не выше	150
		10% отгоняется при температуре, °С , не выше	155
		50% отгоняется при температуре, °С , не выше	195
		90% отгоняется при температуре, °С , не выше	230
		98% отгоняется при температуре, °С , не выше	240
	ГОСТ 33-82	Кинематическая вяз кость, м2/с при 20°С, не менее	1,5-10-4
	ГОСТ 11 065-75	Низшая теплота сгора- ния, кДж/кг, не менее	42900
	ГОСТ 4338-74	Высота некоптящего пламени, м, не менее	20-10-3
	ГОСТ 5985-79	Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива, не более	0,7

 

Продолжение таблицы 2.4

1	2	3	4
	ГОСТ 6356-75	Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле °С, не ниже	28
	ГОСТ 8489-85	Температура начала кристаллизации, °С , не выше	-60
	ГОСТ 6994-74	Массовая доля ароматических у.в. %	20
	ГОСТ 1567-83	Концентрация фактических смол, мг/см3	6,0
	ГОСТ 19121-73	Массовая доля общей серы, %, не более	0,25
	ГОСТ 17323-71	Массовая доля меркап-тановой серы, %, не более	0,003
	ГОСТ 632 1-69	Испытание на медной пластинке при 373 К в течение 3х часов	выдерживает
	ГОСТ 1461-75	Зольность, %, не более	0,003
	ГОСТ 6307-75	Содержание водорас- творимых кислот и щелочей	отс.
3. Топливо дизельное	ГОСТ 21 ЮЗ-75	Содержание мыл нафтеновых кислот	Отс.
	ГОСТ 10287-86	Содержание механических примесей и воды	Отс.
	ГОСТ 9144-79	Термическая стабильность в статических условиях при 423 К, не более: в течение 4х часов концентрация осадка,  мг/ 100 см 3 топлива.	8,0
	ГОСТ 31 22-67	Цетановое число, не менее	45
	ГОСТ 2 177-99	Фракционный состав:
		10 % отгоняется при температуре,	210
		50% отгоняется при температуре, oС, не выше	250