Курсовая работа (т): Установка АВТ мощностью 5 млн.тонн Медынской нефти в год

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

где 0,0046 - содержание воды в сырой нефти, масс. доля (0,67%);

,8478 - относительная плотность нефти;

,14 - содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

,001 - содержание воды в обессоленной нефти, масс. доля (0,1 % масс.).

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:

Для Медынской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

,

откуда В=11,39 л/м3 нефти или 1,139 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимается расход промывной воды 2 % на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (3% об.), т.е. применяется циркуляция воды.

Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после отстоя - в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 г/т нефти в виде 2% водного раствора (400 г/т) на прием сырьевого насоса из специальной емкости. В связи с этим в технологической схеме установки АВТ предусматриваются дополнительные емкости и насосы.

.2 Блок колонн

.2.1 Атмосферный блок

В настоящее время наиболее распространены три вида оформления атмосферного блока:

1. с одной сложной ректификационной колонной

2. с предварительным испарителем

3. с отбензинивающей колонной

Схему 1 применяют для стабилизованных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10%. Установка проста и компактна. Совместное испарение легких и тяжелых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, т.к. повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебания состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

С применением схемы 2 уменьшается перепад давления в печных трубах. Пары из испарителя направляются в атмосферную колонну, поэтому не нужно устанавливать самостоятельные конденсационные устройства и насосы для подачи орошения. Одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций несколько снижает необходимую температуру нагрева в печи. Однако при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-агрессивные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т.е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Рисунок 3.3. Атмосферный блок

Схема 3 самая распространенная. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой - колонной, насосами печными и для подачи орошения, конденсаторами-холодильниками и т.д [7].

Таким образом, принимаем схему атмосферного блока с предварительным отбензиниванием нефти. В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом является фракция н.к.- 1400С, которая состоит из 100% фракции н.к.- 700С и 40% фракции 70 -1400С. Для повышения четкости разделения вниз колонны К-1 подводится тепло в виде “горячей струи”. Из сепаратора отбирается углеводородный газ и нестабильный бензин. Часть нестабильного бензина поступает в колонну на орошение, остальная часть поступает на стабилизацию. Снизу К-1 отбирается отбензиненная нефть, которая проходит через печь П-1 и поступает в основную атмосферную колонну К-2. Вверху колонны К-2 отбираем оставшийся тяжелый бензин, а сбоку через стриппинги выводим необходимые фракции (по заданию требуется отобрать фракцию ДТ (180-360 ˚С), которую будем выводить через два сприппинга, разбив её на фракции 180 - 270 ˚С и 270 - 360 ˚С для большей четкости разделения и более эффективного использования тепла отходящих потоков). Атмосферная колонна имеет острое орошение. Внизу колонны выходит мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. В колоннах установлены клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок. Количество тарелок в колонне К-1 - 25, в колонне К-2 - 40.

.2.2 Блок стабилизации и чёткой ректификации

Стабилизации подвергаем бензин из К-1 и фракцию нк-180оС 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 - две колонны 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 колонны чёткой ректификации К-4 и К-5 с целью получения сырья процессов изомеризации (нк-70оС) и фракций 70-140 и 140 - 180 оС. Сухой газ подается на газофракционирующую установку.

Рис. 3.4. Блок стабилизации бензина

.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. 3.5. Вакуумный блок

За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. В данном проекте предусматриваем получение трех масляных фракций с номинальными пределами температур выкипания: 360 - 430, 430 - 500 и 500 - 570 оС. Для получения масляных дистиллятов низкой коксуемости и хорошего цвета и высоковязкого гудрона с низким содержанием фракций до 570 оС важно обеспечить очень четкое разделение между дистиллятной фракцией и гудроном. Узкие масляные фракции по схемам однократного испарения можно получить в вакуумной насадочной колонне при давлении вверху меньше 20 гПа и в секции питания меньше 13 - 67 гПа, при температуре нагрева мазута 370 - 390 оС и температуре верха колонны 50 - 55 оС.

Насадка является эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. 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)

При разработке схемы теплообмена в первую очередь решается вопрос об утилизации теплоты теплоносителей с максимальной температурой (³290°С), т.к. они позволяют подогреть нефть до 240°С и выше.

Количество потоков нефти, проходящей через теплообменники, определяется производительностью установки и площадью проходного сечения в теплообменнике для нефти и теплоносителей. Для АВТ производительностью 5,0 млн. т/год Медынской нефти выбираем кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой с диаметром кожуха D=1200 мм; площадью проходного сечения одного хода по трубам - 61∙10-3 м2 [9].

Рассчитаем скорость нефти по трубному пространству:

где V − объемный расход нефти, м3/с;

F − площадь проходного сечения одного хода по трубам.

где G − массовый расход нефти, кг/с:

- кол-во дней работы установки за год;

- кол-во часов в сутки;

- кол-во секунд в 1 часе.

−плотность нефти при 20°С.

Следовательно:

Следовательно, пускаем нефть через теплообменники тремя потоками. Скорость нефти по трубному пространству теплообменников будет составлять 1,06, 1,06 и 1,07 м/с. Во все потоки направляем 33, 33 и 34 % нефти.

Примем, что на блоке ЭЛОУ температура нефти не изменяется.

Кратность СЦО К-5 примем равной 2, а НЦО К-2 равной 2 (с целью обеспечения необходимого подогрева нефти в блоке теплообмена).

Схема теплообмена была рассчитана по следующим формулам:

∆tн=∆tт∙Gт/Gн при t≤200°С;

∆tн=0,78∙∆tт∙Gт/Gн при t>200°С,

где ∆tн и ∆tт - разность между температурами на входе и на выходе соответственно для нефти и теплоносителя, °С.

Gт и Gн - расход в теплообменнике теплоносителя и нефти соответственно, кг/ч или % масс. от общего количества нефти.

Все кол-ва теплоносителей берем по таблицам 5.2 и 5.4 материального баланса.

Таблица 3.1 - Характеристика теплоносителей

Принимаем, что тепло на блоке ЭЛОУ не теряется и нефть поступает в теплообменники после блока ЭЛОУ с той же температурой. Расходы теплоносителей берём из материального баланса (пункт 5).

До блока ЭЛОУ:

-й поток:

Теплообменник Т-101

Начальная температура ЛВГ из Т-4, входящего в теплообменник, составляет tн=110°С. Охлаждаем поток на 15°С, конечная температура теплоносителя будет tк=95°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+19=29°С.

Теплообменник Т-102

Начальная температура ВЦО К-2 из Т-106, входящего в теплообменник, составляет tн=180°С. Охлаждаем поток на 65°С, конечная температура теплоносителя будет tк=115°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 29+35=64°С.

Теплообменник Т-104

Начальная температура гудрона из Т-206, входящего в теплообменник, составляет tн=220°С. Охлаждаем поток на 60°С, конечная температура теплоносителя будет tк=160°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 64+26=90°С.

Теплообменник Т-103

Начальная температура фракции 500-570°С из Т-107, входящей в теплообменник, составляет tн=260°С. Охлаждаем поток на 80°С, конечная температура теплоносителя будет tк=180°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 90+20=110°С.

-й поток:

Теплообменник Т-201

Начальная температура ЛВГ из Т-101, входящего в теплообменник, составляет tн=95°С. Охлаждаем поток на 15°С, конечная температура теплоносителя будет tк=80°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+19=29°С.

Теплообменник Т-202

Начальная температура фракции 180-270 оС из Т-302, входящей в теплообменник, составляет tн=160°С. Охлаждаем поток на 65°С, конечная температура теплоносителя будет tк=95°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 29+35=64°С.

Теплообменник Т-203

Начальная температура фракции 360-430°С из Т-105, входящей в теплообменник, составляет tн=180°С. Охлаждаем поток на 70°С, конечная температура теплоносителя будет tк=110°С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 64+19=83°С.

Теплообменник Т-204

Начальная температура ВЦО К-2 из Т-205, входящего в теплообменник, составляет tн=180°С. Охлаждаем поток на 50°С, конечная температура теплоносителя будет tк=130°С.