Диплом Колонна на установке АТ-6. ПЗ. Содержание введение 1 Литературный обзор 2 Технологическая часть

• Название: Содержание введение 1 Литературный обзор 2 Технологическая часть
• Анкор: Диплом Колонна на установке АТ-6
• Дата: 09.11.2022
• Размер: 373.73 Kb.
• Имя файла: ПЗ.docx
• Тип: Реферат; #778084
• страница: 2 из 9

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Назначение, краткая характеристика процесса
Установка ЭЛОУ-АТ-6 – атмосферная трубчатка относится к установкам первичной переработки нефти.

Установка предназначена для переработки сырой нефти с целью получения фракций: пропан-бутановой, бензиновых, керосиновой, дизельной и мазута.

В состав установки ЭЛОУ-АТ-6 входят:

1. Резервуарный парк, состоящий из 4-х резервуаров. Два резервуара под сырую нефть, два резервуара для некондиции;

Резервуарный парк, состоящий из 2-х резервуаров под сырую нефть объемом 3000 м³.

2. Блок ЭЛОУ, предназначенный для подготовки сырой нефти к переработке с целью обезвоживания и обессоливания нефти.

3. Атмосферный блок, предназначенный для разделения нефти на фракции: углеводородный газ, бензин, авиакеросин, дизельное топливо, мазут.

4. Блок стабилизации бензина, предназначенный для отделения от бензиновой фракции сухого углеводородного газа, сжиженного газа, воды, сероводорода.

5. Блок вторичной переработки бензина предназначен для разделения его на фракции НК-70 С, 70-95 С, 95-170 С.

6. Блок утилизации тепла дымовых газов печей П-3П-5 для получения пара.

В состав установки входит насосное, теплообменное, вентиляционное оборудование, восемь ректификационных колонн, 10 электродегидраторов, 5 трубчатых печей, рефлюксные емкости колонн, отстойни­ки, реагентное хозяйство, система факельных сбросов, система газо­образного и жидкого топлива, система пароснабжения, система элект­роснабжения с двумя трансформаторными подстанциями, система кана­лизационных стоков, система дренирования аппаратов в заглубленные ем­кости. Котлонадзорные аппараты оборудованы предохранительными клапа­нами. Насосное оборудование расположено в открытой насосной. Установка оборудована системой пожаротушения с разводкой по установке стояков пенотушения и пожаротушения.
2.2 Теоретические основы процесса
Сущность процесса ректификации:

Так как нефть является сложной смесью различных углеводоро­дов, имеющих различные температуры кипения, разделение ее на составные фракции основано на принципе многократного испарения и конденсации.

Процессы многократного испарения и конденсации дают возмож­ность выделить в пределе чистые высококипящие и низкокипящие компоненты.

Эту особенность процессов многократного испарения и конден­сации используют для разделения бинарных и многокомпонентных смесей на индивидуальные компоненты. Такое разделение осуществля­ется обычно путем многократного контакта между парами и жидкостью. При контакте происходит массообмен и теплообмен между неравновес­ными парами и жидкостью, в результате чего жидкость обогащается высококипящими компонентами. Такой процесс получил название про­цесса ректификации.

Для осуществления процесса ректификации необходимо наличие двух встречных потоков - паров и жидкости и их тесный контакт при помощи специальных устройств. Наиболее распространено контактирование в аппаратах (колоннах), разделенных на секции горизонтальными перегородками (тарелками). В таких колоннах на­встречу стекающей жидкости поднимается поток паров.

Контактирование паров и жидкости происходит на каждой тарелке. Массообмен и теплообмен между парами и жидкостью может происхо­дить на каждой тарелке лишь при наличии так называемой разности фаз, т.е. при отсутствии равновесия между парами и жидкостью, поступающими на каждую тарелку. Следовательно, температура паров, поступающих на данную тарелку, должна быть выше, чем температура жидкости на тарелке. Для создания нисходящего потока жидкости пары с верха колонны пропускают через конденсатор, и образующийся конденсат вводится в колонну в качестве острого орошения. Для этой цели предназначаются и циркулирующие орошения. Для создания потока поднимающихся паров в нижнюю часть колонны подводится тепло за счет теплообмена или за счет подогрева в трубчатых подо­гревателях (в печах).

В непрерывно действующую колонну сырье загружают в среднюю часть колонны, называемую испарительной (эвапарационной) частью, или в нижнюю часть. Часть колонны ниже ввода сырья называется отгонной или отпарной. Она служит для отпаривания легких фракций из отходящего снизу остатка.

Влияние технологических параметров на процесс первичной перегонки нефти:

1) Качество сырья. Нефть характеризуется рядом специфических свойств, которые обуславливают некоторые особенности при перегонке.

- Нефть и высококипящие фракции характеризуются невысокой термической стабильностью, поэтому нагрев нефти до более высоких температур сопровождается её диструкцией, в дальнейшем ухудшением качества

отбираемых продуктов при перегонке. Поэтому перегонку тяжёлых фракций проводят с ограничением температуры нагрева. Для увеличения чёткости разделения в условиях ограничения нагрева используют перегонку под вакуумом. Так же используют водяной пар для отпарки лёгких фракций.

- Нефть это многокомпонентное сырьё с непрерывным распределением фракционного состава. Коэффициент относительной летучести уменьшается по мере утяжеления нефтяной фракции. Эта особенность обуславливает определенное ограничение по чёткости погоноразделения относительно высококипящих фракций и по отношению к узости фракций.

- Высококипящие и остаточные фракции нефти содержат значительное количество гетероорганических, смолистоасфальтеновых соединений и металлов. Попадание этих веществ в дистилляты ухудшает их качество. Это обстоятельство необходимо учитывать при организации чёткой сепарации фаз в секции питания атмосферной и вакуумной колонн. Для этого в колонных необходимо обеспечить некоторый избыток орошения, который называется избытком однократного испарения. Его можно получить за счёт перегрева сырья.

2) Температура. В процессе температура равна 330-360℃. Она тесно связана с давлением. Нельзя оптимизировать давление или температуру без учёта требуемого температурного режима и давления. Выбор температуры и давления будут зависеть от факторов, которые:

- обеспечивают состояние разделяемой системы далёкая от критического и возможно больший коэффициент летучести;

- исключают возможность термодиструктивного разложения сырья и продуктов перегонки в аппаратах и коммуникациях;

- обеспечивают нормальную работу аппаратов и процессов, которые связаны с колоннами, материальными и тепловыми показателями;

- обеспечивают оптимальный уровень по удельной производительности, по по капитальным и эксплуатационным затратам.

3) Давление. На атмосферном блоке давление равно 1 атм.
2.3 Характеристика исходного сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов
Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, нефтепродуктов, полуфабрикатов, готовой продукции, обращающихся в технологическом процессе сведены в таблице.
Таблица 1 – Качество сырья, готовой продукции, вспомогательных материалов

Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, СТП		Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу
СЫРЬЕ
1) Нефть	ГОСТ Р51858		Плотность при 20 оС, кг/м3
			Тип 0 Тип 1 Тип 2 Тип 3 Тип 4	Не более 830,0 830,1-850,0 850,1-870,0 870,1-895,0 Более 895,0
			Плотность при 15 °С, кг/м3
			Тип 0 Тип 1 Тип 2 Тип 3 Тип 4	Не более 833,7 833,8-853,6 853,7-873,5 873,6-898,4 Более 898,4
			Массовая доля воды, %, не более
			Группа 1 Группа 2 Группа 3	0,5 0,5 1,0
			Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
			Группа 1 Группа 2 Группа 3	100 300 900
			Массовая доля механических примесей, %, не более
			Группа 1 Группа 2 Группа 3	0,05 0,05 0,05
			Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более
			Группа 1 Группа 2 Группа 3	66,7 (500) 66,7 (500) 66,7 (500)
Продолжение таблицы 1
Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, СТП		Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу
1) Нефть	ГОСТ Р51858		Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °С, ppm, не более
			Группа 1 Группа 2 Группа 3	10 10 10
			Массовая доля сероводорода, ppm, не более
			Вид 1 Вид 2	20 100
			Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, ppm, не более
			Вид 1 Вид 2	40 100
			Массовая доля серы, %
			Класс 1 Класс 2 Класс 3 Класс 4	до 0,60 включ 0,61-1,80 1,81-3,50 Выше 3,50
			Массовая доля парафина, %, не более
			Тип 0, 1, 2, 3, 4	Не норм
2) Конденсат газовый стабильный	СТО 001		1. Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более	93,3 (700)
			2. Массовая доля воды, %, не более Группа 1 Группа 2	0,1 0,5
			3. Массовая доля механических примесей, %, не более Группа 1 Группа 2	0,005 0,05
			4. Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более Группа 1 Группа 2	10 100
			5. Плотность при 20 оС, кг/м3	Не норм
Продолжение таблицы 1
Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, СТП		Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу
3) Бензин газовый стабильный	СТО 11605031-019		Фракционный состав, оС:	Для марки: БЛ БТ
			температура начала кипения, не ниже	30 30
			конец кипения, оС, не выше	185 205
			Плотность при 15оС, кг/м3, не более	735
			Давление насыщенных паров, кПа, не более	79,9
			Массовая доля серы, проц., не более	0,045
			Кислотность, мг КОН/100 см3 бензина, не более	2,0
			Концентрация фактических смол, мг/100 см3 бензина, не более	5,0
			Массовая доля свинца, ррb, не более	50
			Испытание на медной пластинке	выдерживает
			Углеводородный состав:
			объемная доля парафиновых углеводородов, не менее	60 45
			объемная доля ароматических углеводородов, %	Не нормируется, определение обязательно
			объемная доля нафтеновых углеводородов, %	Не нормируется, определение обязательно
			объемная доля олефиновых углеводородов, %, не более	1,0
			10. Содержание водорастворимых кислот и щелочей	отсутствие
			11. Содержание механических примесей и воды	отсутствие
			12. Концентрация МТБЭ, ррm, не более	50
			13. Массовая доля меркаптановой серы, % (ррm), не более	0,0350 (350)
Продолжение таблицы 1
Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, СТП		Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу
			14. Массовая доля сероводородной серы, % (ррm), не более	0,0005 (5)
			15. Массовая доля хлорорганических соединений, мкг/г, не более	10
4) Нефть обессоленная	СТП 41-1-01		Массовая доля хлористых солей, мг/дм3, не более	5,0
			Массовая доля воды, %, не более	0,4
ПОЛУЧАЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ
5) Рефлюкс	СТП 41-1-02		Массовая доля углеводородов С5 и выше, %, не более	25
6) Фракция НК-70 С	СТП 41-1-03		1. Фракционный состав: конец кипения, °С, не выше:	110
			2. Содержание сероводорода	Отсутствие
7) Фракция 70-95 С	СТП 41-1-04		Фракционный состав:
			температура начала перегонки, С, не ниже	60
			конец кипения, С, не выше	95
			Испытание на медной пластинке	выдерживает
8) Фракция 95-170 С	СТП 41-1-06		1. Фракционный состав: - температура начала перегонки, оС, не ниже - конец кипения, °С, не выше	105 182
			2. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
9) Бензин прямогонный НК-170 С	СТП 41-1-07		Фракционный состав:
			температура начала перегонки, С, не ниже	30
			конец кипения, С, не выше	177
			выход, %, не менее	96
			Испытание на медной пластинке	выдерживает
Продолжение таблицы 1
Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, СТП		Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу
10) Авиакеросин прямогонный	СТП 41-1-08		Фракционный состав:
			температура начала перегонки, С, не выше	145
			10% отгоняется при температуре, С, не выше	162
			50% отгоняется при температуре, С, не выше	195
			90% отгоняется при температуре, С, не выше	230
			98% отгоняется при температуре, С, не выше	250
			Температура вспышки в закрытом тигле, С, не ниже	28
			Плотность при 20 С, кг/м3, в пределах	780-787
			Массовая доля меркаптановой серы, %, не более	Не нормируется, определение обязательно
			Цвет	бесцветный
11) Топливо дизельное прямогонное	СТП 41-1-09		Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, С, не ниже	70
			Плотность при 20 С, кг/м3	840847
			Цвет	От светло-желтого до темно-желтого
			Фракционный состав	Не нормируется, определение обязательно
12) Мазут	СТП 41-1-16		Температура вспышки в открытом тигле, С, не ниже	110
			Плотность при 20 С, кг/м3	Не нормируется, определение обязательно
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И РЕАГЕНТЫ
13) Топливный газ	Не нормируется
14) Азот газообразный	СТП 41-1-64	Объемная доля кислорода, %, не более		0,3
Продолжение таблицы 1
Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, СТП		Показатели качества, подлежащие проверке	Норма по нормативному документу
15) Реагент – деэмульгатор нефтяных эмульсий Геркулес 1017	ТУ 38.401-58-225		Внешний вид	Жидкость светло-коричневого цвета
			Плотность при 20 С, г/см3	0,920±0,015
			Вязкость кинематическая при 20 С, мм2/с, не более	20
			Температура застывания, С, не выше	(-50)
17) Ингибитор коррозии Геркулес 30617, марка А	ТУ 38.401-58-237		1. Внешний вид	Однородная жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета
			2. Плотность при 15 С, г/см3	0,8834 0,9533
			3. Температура застывания, С, не выше	(-40)
18) Нейтрализатор Геркулес 54505, марка А	ТУ 38.401-58-238		1. Внешний вид	Однородная жидкость от бесцветного до янтарного цвета
			2. Плотность при 20оС, кг/м3	850÷890
			3. Температура застывания, оС, не выше	(-40)
			4. Нейтрализующая способность, л/г-экв HCl, не выше (небраковочный показатель)	0,300
19) Пар	СТП 41-1-111		Общая жесткость, мгэкв/дм3, не более	50
			Концентрация железа, мкг/дм3, не более	100
			Концентрация кремневой кислоты в пересчете на SiO2, мкг/дм3, не более	120
			Показатель рН	7,59,5
			Солесодержание (в пересчете на NaCl), мг/дм3, не более	4,5
			Щелочность, мкгэкв/дм3	Не норм