Расчет температуры верха основной ректификационной колонны К-2

3) для дизельного топлива – температура застывания, фракционный состав и содержание серы;

4) масляная фракция М1 и М2 – индекс вязкости;

5) для гудрона – коксуемость.

Если бензиновые фракции  не удовлетворяют по октановому числу  какой-либо марке бензинов, то их можно  рекомендовать в качестве сырья  для установки каталитического  риформинга, либо с целью получения высокооктанового компонента бензина, либо использовать для производства ароматических углеводородов.  Оценочным критерием является содержание нафтеновых углеводородов, массовая доля которых не должна быть менее 25%.

Из данной нефти возможно получение фракций реактивного топлива, за температуру конца кипения бензиновой (н.к.-120°С) фракции принимается температура начала кипения фракций реактивного топлива (120-230°С).

Если получаемая фракция  нефти не отвечает требованием ГОСТа, то можно рекомендовать в качестве компонента товарного продукта при условии запаса качества по другим показателям.

Если полученная фракция  содержит в составе завышенное количество серы, но удовлетворяет требованиям  ГОСТ по другим показателям, то данную фракцию необходимо повергнуть гидроочистке.

В таблице 9 приведены сравнения  фактических показателей с требования ГОСТа для фракций, выделяемых из Михайловской нефти ДII. После сравнительного анализа фактических показателей получаемых продуктов с показателями ГОСТа даны рекомендации по их использованию.

Таблица 9. Сравнение качества продуктов, получаемых из Михайловской нефти ДII с требованиями ГОСТа.

№	Наименование продуктов  и пределы выкипания	ИТК	Показатели качества	Фактические показатели	Показатели ГОСТ	Рекомендации
1	Бензин  (н.к.-62°С)	4,0	Содержание парафиновых  углеводородов, %	100	не норм.	Направить на изомеризацию для повышения ОЧ, а затем как  компонент а/м бензина
2	Бензин  (62-85°С)	4,0	Содержание нафтеновых углеводородов, %	23	Межцеховые нормы, не ниже 25%	Направить на каталитический риформинг с целью получение бензола, толуола
3	Бензин  (85-120°С)	6,0	Содержание нафтеновых углеводородов, %	22	Межцеховые нормы, не ниже 25%	После каталитического риформинга использовать как компонент автомобильного топлива
4	Реактивное топливо  (120-230°С)	21,0	1.плотность ρ420, кг/м3 2. температура кристаллизации, °С 3. Содержание общей серы, % 4. Содержание меркаптановой серы, % 5. фракционный состав, °С: - н.к. - 10% - 50% - 90% - 98%	0,778   -50     0,30     0,0004     120 148 175 215 230	Не менее 775   Не выше –60     Не более 0,25   Не более 0,0005     не выше 150 не выше 165 не выше 195 не выше 230 не выше 250	Направить на гидроочистку для очистки от серы, а затем  использовать для получения реактивного  топлива марки  ТС-1 по ГОСТ10227-86
5	Дизельное топливо  (230-350°С)	25,0	1. фракционный состав, °С: - 10% - 50% - 96% 2. Содержание общей серы, % 3. t застывания, °С	254 275 340 0,42   -13	не норм. не выше 280 не выше 360 не выше 0,5   не выше -10	Направить фракцию на депарафинизацию, а затем гидроочистку. После чего использовать как компонент ДТл (ГОСТ 305-82)

 

Продолжение таблицы 9

6	Масляная фракция  М1 (350 -450)	11,9	Индекс вязкости	85	Межцеховые нормы, не ниже 85 пунктов	Направить фракцию для  получения дистиллятных масляных фракций
7	Масляная фракция  М2 (450-500)	10,0	Индекс вязкости	85	Межцеховые нормы, не ниже 85 пунктов
8	Гудрон  (500°С и выше)	14,1	Индекс вязкости     коксуемость, %	94     10	Межцеховые нормы, не ниже 85 пунктов не менее 10%	Направить на маслоблок на установку деасфальтизации, где получат деасфальтизат для получения остаточных масел и асфальт - сырье для битума.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Выбор и обоснование выбора технологической схемы установки

4.1. Выбор и обоснование технологической схемы установки.

В Михайловской нефти ДII массовая доля бензиновой фракции, которую предполагается выводить, на проектируемой установке превышает 10%, поэтому в атмосферной части применяем схему двукратного испарения и двукратной ректификации. Согласно ассортименту получаемых продуктов из Михайловской нефти ДII выводится бензиновая фракции (н.к.-120°С), массовая доля которой в нефти составляет 14%. Поэтому применяем схему с предварительным испарением нефти в отдельной ректификационной колонне.

На блоке предварительного испарения убираем фракции (н.к.-62°С), (62-85°С), чтобы они не мешали ректификации и нагреве в печи.

Паровое орошение в колонне предварительного испарения создаем "горячей струей", а в основной атмосферной колонне, во избежание термического разложения мазута, с помощью подачи водяного пара в низ колонны.

Массовая концентрация растворенного  газа в нефти 4%, значит, на проектируемой установке предусматриваем блок стабилизации бензиновой фракции.

Узкие фракции мазута (масляные фракции М1 и М2) имеют индекс вязкости 85 пунктов, из них получаем дистиллятные масляные фракции. Для обеспечения максимального отбора из мазута дистиллятов при минимальном термическом разложении углеводородов перегонку осуществляем в вакууме в сочетании с подачей в низ вакуумной колонны водяного пара.

У гудрона индекс вязкости не менее 85 пунктов и составляет 94 пункта, направляем его на установку деасфальтизации, где отделяем деасфальтизат для получения остаточного масла.

Технологическая схема перегонки  нефти представлена на Рисунке 2.

 

 

 

 

4.2. Описание технологической схемы установки.

Таблица 10. Спецификация оборудования установки.

Обозначение аппарата	Назначение
К-1	Колонна предварительного испарения, где уходят фракции (н.к.- 62), (62-85 °С), чтобы они не мешали  ректификации и нагреве в печи.
К-2	Основная атмосферная колонна  для получения бензиновой фракции  (85-120 °С), РТ( 120-230 °С), ДТ(230-350 °С).
К-3	Колонна отпарных секций фракций РТ и ДТ
К-4	Колонна стабилизации бензиновых фракций  для удаления газов из бензина  и получения стабильного бензина.
К-5	Вакуумная колонна для получения  из мазута масляных фракций
П-1	Нагревательная печь атмосферного блока для нагрева нефтепродуктов
П-2	Нагревательная печь вакуумного блока  для нагрева нефтепродуктов
Н-1 ÷ Н-14	Насосы для перекачки и откачки  нефтепродуктов внутри установки и  в товарное производство.
ХК-1 ÷ ХК-3	Конденсаторы-холодильники для охлаждения и конденсации паров нефтепродуктов
Е-1 ÷ Е-3	Емкости для сбора сконденсированных  нефтепродуктов
Х-1 ÷ Х-7	Холодильники для охлаждения нефтепродуктов
Т-1 ÷ Т-9	Теплообменник для подогрева нефтепродуктов
Р-1	Рибойлер для создания парового орошения в колонне К-4

Обессоленная и обезвоженная нефть  после ЭЛОУ насосом Н-1 прокачивается  двумя потоками через теплообменник  Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 и т. д., где подогревается до температуры 200-220 °С за счет тепла отходящих потоков: РТ, ДТ, циркуляционного орошения, вакуумного газойля и гудрона. После теплообменников оба потока объединяются и поступают в эвапорационную зону колонны предварительного испарения К-1. С верху колонны отводятся газы и пары легкой бензиновой фракции н.к.-85°С, которые поступают в конденсатор-холодильник ХК-1. Сконденсированные пары бензиновой фракции перетекают в емкость Е-1, где проходит сепарация растворенных газов и отделение воды от бензина. Вода дренируется в канализацию, а бензиновая фракция насосом Н-3 направляется на стабилизацию в колонну К-4. Часть бензина используется в качестве орошения К-1.

Газы, выходящие с К-4, конденсируются в конденсаторе-холодильнике ХК-3 и  поступают в емкость Е-3. Несконденсированные газы из Е-1 отводятся в линию сухого газа или используются в качестве топлива для печей П-1 и П-2. Сжиженный газ насосом Н-10 отводится с установки, часть его используется в качестве орошения К-4.

Отбензиненная нефть с низа К-1 насосом Н-2 прокачивается через П-1, где нагревается до температуры 350°С и поступает в основную атмосферную колонну К-2. Часть нагретой отбензиненной нефти используется для создания парового орошения в К-1 в виде горячей струи.

С верху атмосферной колонны К-2 отводятся пары бензиновой фракции (85-120°С), которые поступают в конденсатор-холодильник ХК-2. Сконденсированные пары бензиновой фракции перетекают в емкость Е-2, где проходит сепарация растворенных газов и отделение воды от бензина. Вода дренируется в канализацию. Часть бензина используется в качестве орошения К-2. Несконденсированные газы из Е-2 отводятся в линию сухого газа или используются в качестве топлива для печей П-1 и П-2.

Бензиновая фракция насосом  Н-6 направляется на стабилизацию в  колонну К-4. Эта бензиновая фракция  соединяется с легкой бензиновой фракцией из колонны К-1, и эта  смесь направляется на стабилизацию через теплообменник Т-6, где осуществляется подогрев за счет тепла стабильного  бензина, выводимого с низа К-4.

Газы и пары бензиновой фракции, выходящие с К-4, конденсируются в конденсаторе-холодильнике ХК-3 и поступают в емкость Е-3. Часть легкой бензиновой фракции используется в качестве орошения К-4, а рефлюкс насосом Н-11 направляется в товарный парк.

С низа колонны отводится стабильный бензин. Для создания парового орошения в колонне К-4 используется рибойлер (кипятильник). Бензиновая фракция отправляется на ВПБ, где она разделяется на: бензиновые фракции (н.к.-62 °С), (62-85 °С), (85-120 °С), которые отправляются в товарный парк.

В концентрационной зоне атмосферной  колонны К-2 выводятся фракция  реактивного топлива и фракция  дизельного топлива, которые поступают  в колонну К- 3, где с низу колонны подается водяной пар, который отпаривает из фракции реактивного топлива часть бензиновой фракции, а из фракции дизельного топлива часть фракции реактивного топлива.

После этого фракция РТ (120-230°С) насосом Н-7 отправляется в товарный парк, а фракция ДТ (230-350°С) насосом Н-8.

Мазут с низа К-2 насосом Н-9 прокачивается  через П-2, где нагревается до температуры 420°С и поступает в вакуумную колонну К-5. В концентрационной зоне вакуумной колонны К-5 выводятся масляные фракции M1 и M2.

Масляная фракция Ml насосом Н-12 направляется в товарный парк, а Масляная фракция М2 насосом Н-13. С низа вакуумной колонны откачивается гудрон.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Материальный баланс установки и колонны К-2

Установки первичной переработки нефти  работают круглосуточно без остановок  с числом рабочих дней в году – 340. В таблице 11 приведен расчет материального баланса установки производительностью 6,0 млн. тонн нефти в год.

Таблица 11. Материальный баланс установки

Наименование сырья и продуктов	Выход на нефть, %	Отбор	Фактический выход на нефть,%	Тыс. тонн в год	кг/ч
Взято: Нефть	100	---	100,0	6000	735294,1
Получено: Газ С4	4,0	1	3,0	240	29411,7
легкий бензин (н.к.-85 0С)	8,0	0,98	7,02	480	58823,5
Бензин (85 - 120 0С)	6,0	0,98	5,02	360	44117,6
Реактивное топливо (120 - 230 0С)	21,0	0,96	20,04	1260	154411,7
Дизельное топливо (230 - 350 0С)	25,0	0,96	24,04	1500	183823,5
- масляная фракция M1 (350-420°С)	11,9	0,95	10,95	714	87500
- масляная фракция М2 (420-500°С)	10,0	0,90	9,1	600	73529,4
Гудрон (500 0С и выше)	14,1	1,40	19,83	846	103676,4
Итого:	100,0		100,0	6000	735294

Фактический выход гудрона определяется как разность: