Вакуумная перегонка мазута

С 14 тарелки колонны К-6 выводится вакуумный газойль и направляется на верхнюю тарелку вакуумной стриппинг-колонны К-6/1. Пары из колонны К-6/1 возвращаются под 15 тарелку колонны К-6, а вакуумный газойль (350-490°С) забирается насосом Н-20, прокачивается через теплообменники Т-1/8, Т-2/8, затем через АВО-8, где охлаждается и выводится с установки.

Избыток тепла в колонне  К-6 снимается циркуляционным орошением, которое забирается из кармана 12 тарелки насосом Н-18 , прокачивается через Т-1/7, Т-2/7, где охлаждается и возвращается в колонну К-6 на 13 тарелку.

С низа К-6 выводится гудрон, который насосом Н-19 прокачивается по трубному пространству теплообменников Т-1/9 и Т-2/9, охлаждается в АВО-6 и выводится с установки.

Пары с верха колонны  К-6 поступают в конденсатор-холодильник КХ-6. Пары частично конденсируются холодной водой и направляются в вакуумный приемник Е-6, а вода идет на повторное использование. Не конденсировавшиеся пары из конденсаторов-холодильников объединяются в один поток и направляются в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-1 , затем в конденсатор-холодильник КХ-7, где частично конденсируются за счет холодной воды. Не сконденсировавшися пары поступают на вторую ступень в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-2 и конденсатор-холодильник КХ-8, а затем на третью ступень в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-3 и конденсатор-холодильник КХ-9. Не сконденсировавшиеся пары после третьей ступени направляются к печам. Для работы пароэжекционных вакуум-насосов ЭЖ-1, ЭЖ-2 и ЭЖ-3 используется водяной пар. Сконденсировавшиеся пары из конденсаторов-холодильников КХ-7, КХ-8, КХ-9 объединяются в один поток и направляются в барометрический ящик Е-7.

В вакуумном приемнике Е-6 происходит разделение паровой и жидкой фаз. Пары направляются в основной поток паров, идущих в пароэжекционный вакуум-насос ЭЖ-1. Жидкая фаза с низа Е-6 выводится в барометрический ящик, в котором постепенно накапливается утяжеленное дизельное топливо и периодически выводится с установки.

Принципиальная схема комбинированной установки электрообессоливания и дистилляции нефти:

Потоки: 
I - сырая нефть, II - обезвоженная и обессоленная нефть, III - отбензиненная нефть; IV - мазут; V - стабильный бензин; VI - боковые продукты атмосферной колонны; VII - боковые продукты вакуумной колонны; VIII - гудрон; IX - водяной пар; X - оборотная вода; XI - аммиачная вода; XII - сухой газ; XIII - сжиженный газ; XIV - несконденсировавшиеся пары и газы; XV - легкий бензин; XVI - горячая струя; XVII - тяжелый бензин; XVIII – вода, деэмульгатор и щелочь; XIX - дренаж воды и солей.

Технологические аппараты и оборудование:

1 – электродегидратор;

2 – отбензинивающая колонна;

3 – основная атмосферная колонна;

4 – вакуумная колонна;

5 – стабилизационная  колонна;

6 – абсорбер;

7 – атмосферная  печь;

8 – теплообменники;

9 – конденсаторы-холодильники;

10 – газосепараторы;

11 – отпарные  колонны;

12 – барометрический  конденсатор;

13 – эжектор;

14 – паровые  подогреватели;

15 – вакуумная  печь.

 

5. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВКИ  И ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИИ

 

5.1 ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ

 

Электродегидраторы используются на установке ЭЛОУ для обезвоживания и обессоливания нефти.

Электродегидраторы бывают вертикальные, горизонтальные, сферические. Наибольшее распространение в нефтепереработке получили горизонтальные электродегидораторы, которые имеют большую производительность, чем вертикальные и требуют меньшего расхода металла, чем сферические. Электродегидраторы различаются по характеру ввода нефти в аппарат: сырье может вводиться в нижнюю часть или непосредственно в межэлектродное пространство. Эффективным оказалось комбинирование обоих способов подачи, при котором часть сырья подается в нижнюю (подэлектродную) зону, а часть между электродами.

В электродегидраторах обезвоживание  и обессоливание ведется с  добавлением воды, деэмульгатора и щелочи. Нефть из резервуара насосом прокачивается через систему теплообменников в последовательно работающие электродегидраторы. Нагрев сырой нефти необходим для достижения необходимой степени очистки. Процесс ведется при температуре 160°С и давлении 1,8 МПа.

По ТУ 26-02-400-76 выбираем электродегидратор 2ЭГ-160.

 

5.2 КОЛОННЫ

 

Ректификационные колонны в  зависимости от числа получаемых продуктов при разделении многокомпонентных  смесей делятся на простые и сложные.

В зависимости от давления ректификационные колонны делятся на колонны, работающие под давлением, атмосферные и вакуумные.

Колонны, работающие под давлением, применяются на АВТ в процессах  стабилизации бензиновой фракции (колонна  К-1). Атмосферными колоннами являются основная колонна К-1 и колонны в блоке вторичной ректификации бензинов. Вакуумные колонны применяются при перегонке мазута (колонна К-6).

В данной работе используются тарельчатые  колонны. Тип тарелок - клапанные  дисковые (ОСТ 26-02-1401-76). Клапанные тарелки имеют КПД более 70%, гидравлическое сопротивление 4,9-4,8 мм рт. ст.

Число тарелок в колоннах следующее:

- 30 штук в колонне К-1;

- 42 штуки в колонне К-2;

- 32 штуки в колонне К-3;

- 60 штук в колонне К-4;

- 60 штук в колонне К-5.

- 18 штук в колонне К-6.

Ректификационные колонны и тарелки необходимо изготовить из материала, устойчивого к сероводородной коррозии.

 

5.3 ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ

 

На высокопроизводительных АВТ  применяют укрупненные теплообменники типа «труба в трубе» и «с плавающей  головкой».

Теплообменники с плавающей головкой наиболее часто используются на АВТ. За счет особенностей конструкции (наличие плавающей головки) в них легко обеспечивается компенсация температурных удлинений корпуса и трубного пучка. Трубный пучок легко вытаскивается вместе с плавающей головкой, что облегчает чистку межтрубного пространства. Но эти теплообменники имеют следующие недостатки:

- относительно сложная конструкция;

- большой расход металла на  единицу поверхности;

- плавающая головка не доступна для осмотра.

В стабилизаторе и колоннах вторичной перегонки для подвода тепла в низ колонны используются подогреватели с паровым пространством. Они позволяют обеспечить любую поверхность теплообмена путем установки необходимого количества подогревателей, и малое гидравлическое сопротивление каждого потока. Это позволяет обойтись небольшим объемом жидкости в низу колонны и располагать обогреватель примерно на той же отметке, что и колонна. Недостатком их является малый запас жидкости за сливной перегородкой подогревателя.

Конденсаторы и холодильники выполняют в виде змеевиков из гладких или ребристых труб, либо в виде одно- и многоходовых кожухотрубчатых аппаратов.

На АВТ используют так же аппараты воздушного охлаждения (АВО), позволяющие  сократить расходы воды на НПЗ. Коэффициенты теплопередачи для различных климатических условий при работе аппаратов в качестве конденсаторов и холодильников на АВТ составляют 235-258 Вт/( м2 • К).

АВО имеют поверхность охлаждения, скомпонованную из секций оребренных труб, систему подачи воздуха и  регулирующие устройства для изменения расхода воздуха..

 

5.4 ПЕЧИ

 

В нефтеперерабатывающей и нефтехимической  промышленности для нагрева нефти  и нефтепродуктов до температур, более  высоких, чем те которые можно  достичь, например, с помощью нагрева  водяным паром, используются трубчатые печи.

На современных АВТ используют следующие основные типы печей. Печи серии Г - узкокамерные, с верхним  отводом дымовых газов и горизонтальными  трубами змеевика; печи серии Б - узкокамерные с нижним отводом дымовых газов и горизонтальными трубами; печи серии Ц - цилиндрические вертикальные трубчатые печи с верхним отводом дымовых газов.

С целью использования на установке  АВТ однотипных печей как для AT, так и для ВТ применяются  вертикально-факельные печи. Предлагается использовать на установке печи типа ГС-1, широко распространенные на современных АВТ - с однорядным настенным экраном и свободным вертикальным факелом. Эти печи имеют достаточно высокий КПД, могут обеспечивать высокую тепловую мощность. Продолжительность пребывания нагреваемого сырья в зоне высоких температур не превышает нескольких минут, что уменьшает возможность его разложения и отложения кокса в трубах, вследствие чего при необходимости сырье можно нагревать до более высокой температуры.

 

 

Физико-химическая характеристика Кумкольской нефти

Таблица 1 – Физико-химическая характеристика Кумкольской нефти

 

Показатели	Характеристика	ГОСТ или вариант
Плотность при 20 0С, кг/м3 Молекулярная масса Кинематическая вязкость при 50 0С, мм2/с Температура замерзания, 0С Кислотное число, мгКон/1г Коксуемость, % масс. Содержание асфальтенов, % масс. Силикагелевая смола Парафин/ температура плавления, 0С Общая сера Общий азот Углерод Водород Кислород Ванадий, мкг/г Никель Меркаптановая сера фракций	811,7 230 3,53 -6 0,04 1,61 0,30 6,50 13,9/51 0,10 0,12 85,74 13,90 0,14 0,3 4,2   Н.к. – 120 0С нет 120 – 230 0С нет 180 – 350 0С нет	3900-82   33-82 20287-74 5985-79 19332-74     11851-85 1437-75 Вариант ВНИИНП             17323-71

 

Таблица 2 – Потенциальный  состав нефтяных фракций

 

Температура перегонки, 0С	Выход, % масс.		Температура перегонки, 0С	Выход, % масс.
	фракция	примеси		фракция	примеси
1	2	3	4	5	6
Газ до С4	0,9	0,9	300-310	1,8	47,4
НК-62	4,2	5,1	310-320	1,9	49,3
62-70	0,7	5,8	320-330	2,1	51,4
70-85	2,0	7,8	330-340	2,1	53,5
85-100	3,0	11,1	340-350	1,2	54,7
100-110	2,0	13,1	350-360	2,0	56,7
110-120	2,4	15,5	360-370	1,7	58,4
120-130	1,9	17,4	370-380	2,3	60,7
130-140	1,9	19,3	380-390	1,3	62,0
140-150	1,6	20,9	390-400	2,4	64,4
150-160	1,7	22,6	400-410	1,2	65,6
160-170	1,4	24,0	410-420	1,6	67,2
170-180	1,5	25,5	420-430	1,4	68,6
180-190	1,5	27,0	430-440	1,4	70,0
190-200	1,6	28,6	440-450	1,4	71,4
200-210	1,4	30,0	450-460	1,2	72,6
210-220	2,1	32,1	460-470	1,4	74,0
220-230	1,8	33,9	470-480	1,4	1,4
230-240	0,9	34,8	480-490	1,4	1,4
240-250	1,4	36,2	490-500	1,2	1,2
250-260	1,8	38,0	500-520	2,6	2,6

Таблица 2 – продолжение

1	2	3	4	5	6
260-270	1,6	39,6	Остаток >520	18,4	18,4
270-280	2,0	41,6
280-290	1,8	43,4
290-300	2,2	45,6

 

Таблица 3 – Физико-химическая характеристика бензиновых фракций

 

Показатели	Температура перегонки фракций, 0С
	Н.к. - 85	Н.к. - 120	Н.к. - 140	Н.к. – 180
Выход, % масс Плотность при 20 0С, кг/м3 Общее содержание серы, % Октановое число /м.м./ Фракционный состав, 0С Н.к. 10% 50% 90% Температура кипения Кислотность, мгКОН/100мл	6,9 664,6 0,014 -   34 47 70 86 104 -	14,6 711,0 0,022 -   45 56 95 113 133 -	18,4 723,0 0,025 -   53 77 102 131 148 -	24,6 735,6 0,027 -   56 80 120 160 188 0,20

 

Таблица 4. Физико-химическая характеристика керосиновых фракций.

 

Показатели	Температура перегонки фракций, 0С				ГОСТ 10227-86 ТС-1
	120-230	120-260 ТС-1	140-250	150-280
1	2	3	4	5	6
Выход, % масс. Плотность при 20 0С, кг/м3 Фракционный состав, 0С Н.к. % 10% 50% 90% 98% Кинематическая вязкость, мм2/с При 20 0С При 40 0С Температура воспламенения, 0С Начало кристаллизации Загустевание Нижняя теплота сгорания, кДж/кг Высота теплоты сгорания, мм Состав, % Общая сера Меркаптановая сера Арены Кислотность, мгКОН/100мл Анилиновая точка, 0С	18,4 767,8   125 146 173 214 239   1,43 4,70 28 -56 - 43437 31   0,036 Нет 10,0 0,42 61,0	22,5 775,1   - - 190 - 247   1,58 6,10 >28 -50 - >42900 29   0.037 Нет <22 <0.7 -	16.9 779.4   149 167 193 232 252   1.96 - 42 - -37 - 28   0.038 - - - -	20.7 791.7   162 183 216 257 278   2.14 - 54 - -26 - 25   0.041 - - - -	>775   <150 <165 <195 <230 <25   >1.25 <8.0 >28 <-60 - >42900 >25   <0.25 <0.005 <22 <0.7 -