Характеристика перерабатываемой нефти, построение кривых ее разгонки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Технологический расчет основной атмосферной колонны. Итерационный подбор количества флегмы.
Аннотация к работе
Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их в качестве компонентов товарных нефтепродуктов. Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти. При первичной переработке нефти используются физические процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы переработки базируются в основном на деструктивных методах (термический, каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация и др.).Залежи нефти в отложениях пермского возраста развиты главным образом па Большекинельском и Малокинельском валах, которые продолжаются в Оренбургской области. В соответствии с общепринятым геологическим районированием область подразделяется на шесть нефтегазоносных районов: Кинель-Черкасский, Южно-Куйбышевский, Самаро-Лукский, Сергиевский, Чапаевский и Ставропольская депрессия. Большие нефтяные месторождения открыты в Южно-Куйбышевском и Самаро-Лукском районах: Кулешовское, Лебяжинское, Ново-Запрудненское, Алакаевское, Красноярское. Нефти карбона Сергиевского нефтяного района (месторождения Радаевское и Якушинское) отличаются от остальных высокой относительной плотностью (0,8699 - 0,9040), большим содержанием силикагелевых смол (16 - 22%); они высокосернисты (2,4 - 3,3% серы). В Южно-Куйбышевском районе (месторождения Кулешовское, Бариновское) нефти характеризуются низкой относительной плотностью (0,7980 - 0,8160), небольшим содержанием серы (0,20 - 0,71%) и высоким содержанием легких дистиллятов - 34 - 37% (до 200 °С) и 60 - 68% (до 350 °С).Для построения кривой ИТК нефти используются данные таблицы "Потенциальное содержание фракций в нефти", которые имеются в справочнике "Нефти СССР", т. На основании данных таблицы 1.2 строится кривая ИТК нефти в координатах: температура, °С - массовый суммарный выход, % на нефть. Следующие точки получаются путем пересечения двух перпендикуляров, проведенных из точек: температура 60о С - суммарный выход 3,6 %; температура 100о С - суммарный выход 6,7 % и т.д. Выше температуры 480о С кривую ИТК следует продолжить до пересечения со средней ординатой остатка (84,85 %) как продолжение прямой линии ИТК на участке 450-480 о С. Кривые ИТК вычерчиваются на миллиметровке, затем проводятся средние ординаты фракций и при их пересечении с кривой ИТК определяются средние температуры кипения каждой фракции (ti).Выбор ассортимента производится на основании потребности конкретного региона в определенных продуктах, а также определяется оптимальным вариантом переработки заданной нефти. Основными критериями оценки возможности получения товарных продуктов в атмосферной части установки являются: 1) для бензинов - октановое число, фракционный состав, содержание серы; В настоящее время на установке АВТ можно получить товарные продукты только из отдельных высококачественных нефтей. Как правило, на установках АВТ получают компоненты товарных продуктов и сырье для установок вторичной переработки. Продукты, получаемые на установке при переработке Дмитриевской нефти (угленосный горизонт CIII) имеют следующие пределы выкипания: 1.Паровое орошение в колонне предварительного испарения создается с помощью горячей струи, т.к. при подаче в низ колонны водяного пару существует опасность его конденсации в верхней части колонны, что создаст аварийную ситуацию. Паровое орошение в основной атмосферной колонне создается подачей перегретого водяного пара, что позволяет в значительной степени уменьшить термическое разложение мазута за счет снижения температуры перегонки. Для четкого регулирования начала кипения боковых погонов последние необходимо выводить через отпарные колонны, в которых отпарка легких примесей производится подачей перегретого водяного пара или путем подвода тепла.Первый поток нефти проходит через теплообменник Т-1(ДТ с отпарной колонны К-3/1), Т-2(ПЦО 2), Т-3(первая масляная фракция), Т-4(гудрон). Второй поток проходит через теплообменники Т-5(ДТ с отпарной колонны К-3/2), Т-6(ПЦО 1), Т-7(вторая масляная фракция), Т-8(гудрон). Уходящие сверху К-1 углеводородный газ и легкий бензин конденсируют и охлаждают последовательно в конденсаторе воздушного охлаждения КВО-1 и направляют в емкость Е-1.Часть конденсата возвращается на верх колонны в качестве орошения. Для отвода тепла из К-2 предусмотрено ПЦО 1 (с 19-ой тарелки прокачивается насосом Н-4 через т/о Т-6 и возвращается на 20-ю тарелку), ПЦО 2 (с 31-ой тарелки прокачивается насосом Н-5 через теплообменник Т-2 и возвращается в К-2 на 32-ю тарелку), а также ВЦО. Из колонны К-2 осуществляется вывод в виде боковых погонов двух фракций: фракция 150-250?С и фракция 250-350?С.Материальный баланс оформлен в виде
План
План
Введение
1. Технологический расчет
1.1 Характеристика перерабатываемой нефти
1.2 Построение кривых разгонки нефти
1.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов
1.4 Выбор и обоснование технологической схемы установки
1.5 Описание технологической схемы установки
1.6 Материальный баланс установки
1.7 Технологический расчет основной атмосферной колонны