АВТ 9. АВТ-9 Новаковский. топливномасляный
 Скачать 79.6 Kb.
|
 ВВЕДЕНИЕВ России действуют 29 крупных нефтеперерабатывающих предприятия с общей мощностью по переработке нефти 261,6 млн. тонн (2009 год; в 2012 году 262,65 млн. тонн), а также 80 мини-НПЗ с общей мощностью переработки 11,3 млн. тонн. На сегодняшний день мощность НПЗ составляет 8,8 млн тонн в год (64,35 млн барр.) по первичной переработке нефти. Завод перерабатывает Оренбургскую нефть, Западносибирскую нефть, а также нефть, добываемую Компанией в Самарской области («Самаранефтегаз»). Вторичные перерабатывающие мощности завода включают установки каталитического крекинга, замедленного коксования, каталитического риформинга, изомеризации, гидроочистки керосина и дизельного топлива, битумную и газофракционирующую установки. На предприятии продолжилась реализация мероприятий по снижению безвозвратных потерь. В результате безвозвратные потери удалось снизить до 0,75% от суммарных объемов переработки по сравнению с 0,99% в 2013 г. Введены в эксплуатацию комплекс каталитического риформинга и установка изомеризации. Ведется активное строительство комплекса гидрокрекинга. Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти: · топливный, · топливно-масляный, По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить  максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив, и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например, коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.).  1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ1.1 Назначение установки Атмосферно-вакуумная трубчатка АВТ-9, предназначена для разделения нефти на фракции с целью последующей переработки их или использования в качестве компонентов товарной продукции. Сырьем установки являются обессоленные и обезвоженные нефти различных месторождений или их смеси. Процесс атмосферно-вакуумной перегонки включает в себя: - подготовку сырья; - предварительную эвапорацию нефти; - нагрев и ректификацию; - защелачивание бензиновой фракции. 1.2 Характеристика сырья и получаемых продуктов  Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, нефтепродуктов, готовой продукции, обращающихся в технологическом процессе:Таблица 1.1- Характеристика сырья и получаемых продуктов
Продолжение таблицы 1.1
Продолжение таблицы 1.1
Продолжение таблицы 1.1
 1.2 Теоретические основы процессаАтмосферные вакуумные трубчатые установки существуют независимо друг от друга или комбинируются в составе одной установки. Существующие атмосферные трубчатые установки подразделяются в зависимости от их технологической схемы на следующие группы: 1) установки с однократным испарением легких фракций; 2) установки с двукратным испарением легких фракций; 3) установки с предварительным испарением легких фракций. Нефть из промежуточного парка или непосредственно с установки ЭЛОУ забирается сырьевым насосом и пропускается через теплообменники и трубчатую печь в ректификационную колонну. В эвопарационном пространстве происходит однократное испарение легких фракций. Пары нефти затем применением процесса ректификации удаляют легкокипящие фракции. Достоинством этой схемы является совместное испарение легких и тяжелых фракций. Это способствует более глубокому отделению тяжелых компонентов при относительно низких (300-325  ) температурах подогрева нефти. Установки однократного испарения компактны, имеют малую протяженность трубопроводов, требует меньше, чем другие установки топлива.Недостатки схемы: 1)При перегонке нефти с повышенным (выше 15 %) содержанием бензиновых фракций значительно увеличивается давление в теплообменниках и трубах печного змеевика, что приводит к необходимости применять более прочную и металлоемкую аппаратуру, увеличивать давление в линии нагнетания сырьевого насоса; 2)Если на перегонку подается нефть, из которой плохо удалена вода, то это также приводит к повышению давления в печи и может вызвать повреждение фланцевых соединений труб; 3)Если перегоняемая нефть недостаточно хорошо обессолена, то при ее нагреве в трубах печи будут отлагаться минеральные соли, из-за этого происходят местные перегревы в змеевиках печей, что в конечном итоге может приводить к аварии-прогару труб;4)При переработке сернистых и плохо обессоленных нефтей необходимо защищать от коррозии мощную основную колонну, что приводит к повышению расхода высоколегированной стали и цветных металлов. Нефть на установках предварительного испарения легких фракций после теплообменников поступает в предварительный испаритель (эвапоратор) - полый цилиндрический аппарат, где происходит однократное испарение и от нефти отделяются пары легких фракций. Жидкая часть подается через печь в ректификационную колонну. Сюда же поступают пары легких фракций эвапоратора. Испарение при этой схеме происходит дважды, а ректификация проводится совместно для всех отгоняемых фракций, как и по схеме с однократным испарением. На установке АВТ-9 применяется схема с двукратным испарением легких фракций. Достоинства схемы при двукратном испарении: газ, вода и значительная часть бензина удаляется из нефти до ее поступления в печь. Это обстоятельство облегчает условия работы, как печи, так и основной ректификационной колонны. Схема с двукратным испарением особенно удобно в тех случаях, когда часто происходит изменение типа перерабатываемой нефти. На установках двукратного испарения удалены недостатки, характерные для установок однократного испарения. Недостатки: чтобы достичь такой же глубины отбора дистиллятов, как при однократном испарении, нефть на установке двукратного испарения приходится нагревать до более высокой температуры (360-370 ). Удваивается количество ректификационных колонн, загрузочных насосов, растут размеры конденсационной аппаратуры. В основе разделения нефти заложен процесс ректификация. Ректификация – это процесс разделения смеси основанной на многократном испарение с последующей конденсации. Для проведения процесса ректификации обычно используют колонные аппараты ( насадочные аппараты, тарельчатые аппараты), в которых осуществляется многократный контакт между потоками паровой и жидкой фаз.На современных установках перегонки нефти чаще применяют комбинированные схемы орошения. Так, сложная колонна атмосферной перегонки нефти обычно имеет вверху острое орошение и затем по высоте несколько промежуточных циркуляционных орошений. Из промежуточных орошений чаще всего используют циркуляционное орошение. При использование циркуляционного орошения рациональной используют тепло отбираемых дистиллятов для подогрева нефти, выравниваются нагрузки по высоте колонны и тем самым увеличивается производительность колонны и обеспечиваться оптимальные условия работы контактных устройств в концентрационной секции. 1.5 Описание технологической схемы Обессоленная и обезвоженная нефть с ЭЛОУ по жесткой связи поступает на прием сырьевого насоса Н-1 (Н-1А). Нефть после насоса Н-1 (Н-1А), с расходом 165-290 м3/час, направляется четырьмя параллельными потоками через теплообменники (Т-1, Т-2/1, Т-2/2, Т-2/3, Т-2/4, Т-2А, Т-4, Т-5, Т-6, Т-7, Т-8/1, Т-8/2, Т-8/3, Т-8/4, Т-8/5, Т-8/6, Т-8/7, Т-8/9), где нагревается до температуры 190-230 оС, за счет регенерации тепла отходящих фракций и циркуляционных орошений. Первый поток нефти проходит последовательно трубное пространство двух сдвоенных теплообменников Т-5, двух сдвоенных теплообменников Т-6, межтрубное пространство сдвоенных теплообменников Т-8/7, Т-8/9. Нагрев нефти в теплообменниках Т-5 происходит за счет тепла флегмы  циркуляционного орошения колонны К-5, в теплообменниках Т-6 - за счет тепла 3 погона, в теплообменниках Т-8/7, Т-8/9 - за счет тепла гудрона.Второй поток нефти проходит последовательно трубное пространство двух сдвоенных теплообменников Т-4, сдвоенного теплообменника Т-7, межтрубное пространство сдвоенных теплообменников Т-8/4, Т-8/5, Т-8/6. Нагрев нефти в теплообменниках Т-4 происходит за счет тепла флегмы циркуляционного орошения колонны К-2, в теплообменнике Т-7 - за счет тепла 2 погона, в теплообменниках Т-8/4, Т-8/5, Т-8/6 - за счет тепла гудрона. Третий поток нефти проходит последовательно трубное пространство сдвоенных теплообменников Т-2А, Т-1, Т-2/1, Т-2/2, Т-2/3, Т-2/4 и межтрубное пространство сдвоенных теплообменников Т-8/1, Т-8/2, Т-8/3. Нагрев нефти в теплообменниках Т-2А, Т-2/2, Т-2/3, Т-2/4 происходит за счет тепла фракции дизельной отпарной колонны К-3/3, в теплообменнике Т-1- за счет тепла 1 погона, в теплообменнике Т-2/1 - за счет тепла фракции дизельной отпарной колонны К-3/1, в теплообменниках Т-8/1, Т-8/2, Т-8/3 - за счет тепла гудрона. После теплообменников первый, второй и третий потоки объединяются и поступают на 17 тарелку колонны (эвапоратора) К-1. На прием сырьевых насосов Н-1, Н-1А насосом Н-20 (Н-20А) подается 1-2 % рабочий раствор щелочи (натр едкий технический) для нейтрализации хлоридов и предотвращения коррозии оборудования и аппаратуры. Четвертый поток нефти проходит последовательно межтрубное пространство трех сдвоенных теплообменников Т-9 и камеру конвекции печи П-2. Нагрев нефти в теплообменниках Т-9 происходит за счет тепла избытка мазута колонны К-2. Четвертый поток нефти после конвекционной камеры печи П-2, в качестве горячей струи, с температурой 220-240 оС, подается на 23 тарелку колонны К-1, для поддержания теплового режима низа колонны К-1.  Пар на установку поступает по двум вводам и подается в змеевик пароподогревателя печи П-2. Для отпарки легких углеводородов предусмотрена подача в низ колонны К-1 перегретого пара, с температурой 350-450 оС, после пароподогревателя змеевика печи П-2. В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция. С верха колонны К-1 газы, пары бензина и воды направляются в аппарат воздушного охлаждения АВЗ-1, затем погружной конденсатор-холодильник Х-1, где конденсируются, охлаждаются и конденсат стекает в рефлюксную емкость Е-1. В рефлюксной емкости Е-1 происходит отделение бензина эвапоратора (колонны К-1) от воды и газа. Отстоявшаяся вода из рефлюксной емкости Е-1 дренируется в канализацию. Газ с верха рефлюксной емкости Е-1 поступает в газосборник А-5, где происходит отделение газового конденсата от топливного газа (прямогонного газа). С верха газосборника А-5 топливный газ с температурой 40 оС поступает в теплообменник Т-10. Нагрев топливного газа до температуры 100 оС в теплообменнике Т-10 происходит за счет тепла циркуляционного орошения колонны К-2. После теплообменника Т-10 топливный газ направляется к форсункам печей П-1, П-2 или в факельную систему низкого давления. Скапливающийся внизу газосборника А-5 газовый конденсат периодически перепускается в емкость защелачивания А-1. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
