Вакуумная перегонка мазута. Реферат. Ведение Актуальность темы
 Скачать 193.5 Kb.
|
1 2 1.3 Ректификация в вакууме и с водяным паромДля четкого разделения термически нестойких нефтяных смесей, например, мазут широких масляных фракций применяют ректификацию в вакууме и с водяным паром. При организации разделительного процесса в вакууме является выбор давления перегонки и допустимого времени пребывания жидкости в зоне максимального нагрева, соответствующих заданной степени термического превращения сырья. Давление процесса в начале применяется таким, чтобы температура нагрева сырья была ниже начала его термического разложения. Время пребывания в жидкости в зоне максимальных температур определяется из условия термической стабильности сырья. Очевидно, что чем более высокой применяется температура нагрева сырья, тем меньше должно быть время ее нагрева для обеспечения заданной степени превращения вещества. На практике, в частности при перегонке нефти или мазута, максимальная температура нагрева сырья меняется в довольно широких пределах, обусловленных природой сырья и различным временем пребывания сырья в печи и трансфертном трубопроводе. При наличии данных по термической стабильности и заданной температуре нагрева сырья допустимое время нагрева может быть найдена на основе стабильности сырья.Давление глубоковакуумной перегонки существенным образом зависит также от правильного выбора оборудования. Так, перепад давления Р внутренних устройств аппарата должен быть меньше максимального давления перегонки, т.е. Р Р низа. Для обеспечения равномерного распределения нагрузок на высоте колонны лучше придерживаться более жесткого ограничения: Р 0,7 Р низа. Одним из ограничений при выборе давления является также температура конденсации верхнего продукта, которая должна быть не ниже температуры его застывания. Такой случай имеет место, например при перегонки парафинистых мазутов. Для ректификации смесей с индексом стабильности 1 2 используют в основном аппараты молекулярной дистилляции и насадочной колонны. Тарельчатые колонны обычно обеспечивают удельное сопротивление  на 1 теоретическую тарелку поэтому для разделения таких смесей не пригодны. Таким образом, выбор давления перегонки является типичной оптимизационной задачей. Один из вариантов решения этой задачи без учета времени пребывания жидкости в зоне максимального нагрева рассматривается для случая вакуумной перегонки мазута в работе. При ректификации водяной пар применяется для отправления легких фракций от топливных или масляных дистиллятных фракций, а также от остатков перегонки – мазута и гудрона. Основное действие, которое оказывает водяной пар, – снижение парциального давления углеводородных паров, благодаря чему отпариваются легкие фракции. Поскольку при отпаривании тепло отнимается от самого потока, температура его понимается, и поэтому по мере увеличения расхода водяного пара масса отпариваемых фракций резко уменьшается. На рис. показан типичный график зависимости массы отпариваемых фракций при атмосферном давлении от необходимого расхода водяного пара. Нефтяных паров G изменяется экспотенциально от расхода водяного пара Z, при малом расходе Z она резко увеличивается и при значениях (Z/pt).102=5-7% (масс) и выше практически не меняется (здесь pt – плотность отпариваемых фракций, г/см3). Следовательно, увеличивать расход водяного пара целесообразно только для определенных пределов. Наибольший эффект влияния водяного пара на отпаривании проявляется при расходе его, равном 1,5-2,0% (масс) на исходном сырье, что соответствует максимальному отпариванию паров до 25% (масс). Общий расход водяного пара в вакуумные колонны для перегонки мазута 5-8 (масс) на сырье. При указанных расходах доля водяного пара в общем потоке паров в колонне колеблется от 8 до 50% (об.). Применение водяного пара при перегонки нефти и нефтяных фракций имеет и ряд отрицательных моментов: Увеличивается стоимость затрат на перегонку, так как наряду с затратами на получение пара необходимы значительные затраты и на его конденсацию; Увеличиваются нагрузки колонны по парам, что приводит к чрезмерному уносу жидкости между тарелками (или при умеренных уносах жидкости необходимо применять колонны больших диаметров); снижается парциальное давление нефтяных паров, вследствие что уменьшаются температуры перегонки и ухудшаются условия регенерации тепла и теплообмена; ухудшается массобмен в присутствии водяного пара, выполняющего в данном случае роль интересного компонента; увеличивается сопротивление в трубопроводе от колонны до вакуумсоздающей аппаратуры, вследствие чего повышается давление в колонне; обводняется нефтепродукты и поэтому требуется дополнительная их обработка (содержание воды в обводненных нефтепродуктах составят: 0,01-0,015% в дизельном топливе). Перечисленные недостатки заставляют ограничивать расход водяного пара или по возможности исключать полностью его применение [2]. 1.4 Перегонка мазута по топливному варианту Вакуумная перегонка мазута по топливному варианту предназначена для получения широкой масляной фракции (вакуумного газойля) с температурами выкипания 350-500оС как сырья установки каталитического крекинга и гидрокрекинга. Широкая масляная фракция должна быть светлой или слегка окрашенной, свободной от смолисто-асфальтеновых веществ и содержать минимальные концентрации металлов Ni и V, которые сильно влияют на активность, селективность и срок службы алюмосиликатных катализаторов. Никель и ванадий находятся в нефти в виде комплексов с порфиринами, выкипающих при температура около 4500С и концентрирующихся при перегонки главным образом в асфальтенах. Таким образом, удовлетворительное качество разделение мазута определятся не только фракционным составом масляных фракций, но и их цветом, коксуемостью и содержанием металлов. Для перегонки мазута по топливному варианту используют схему однократного испарения. На рис. Изображена схема вакуумной перегонки мазута по топливному варианту с потоками атмосферного и вакуумного газойлей, направляемых на каталитический крекинг. За рубежом применяют еще схему перегонки нефти с промежуточным испарителем, изображенную на рис. 2.3, б, в соответствии в паровой фазе, а вакуумный газойль - в жидкой фазе. По первой схеме получают сырье для установки каталитического крекинга с пылевидным катализатором, а по второй – с движущимся гранулированным катализатором. Применение рисайкла незначительно увеличивает концентрации целевых компонентов в масляных фракциях, однако заметно снижает содержание металлов в вакуумном газойле, поэтому рецикл флегмы довольно часто используется на практике. Поскольку асфальтены являются нелетучими соединениями и в них концентрируются порфириты из нефти, качество широкой масляной фракции ухудшается в основном за счет жидкости, уносимой после однократного испарения сырья в питательной секции колонны. Поэтому при топливном варианте перегонки мазута более важно уменьшить унос тяжелой флегмы в концентрационной части колонны, нежели обеспечить четко разделение мазута на масляные фракции и гудрон. Вследствие этого вакуумные колонны по топливному варианту имеют небольшое число тарелок или невысокий слой насадки и развитию питательную секцию. В верху колонны обычно два циркуляционных орошения для лучших условий регенерации тепла. В секции питания устанавливается отбойник из сетки и промывные тарелки. Часть остатка может охлаждаться и закачиваться в колонну для снижения температуры низа. [3]. 2 Описание поточной схемы Сырая нефть поступает на электрообезвоживающии и электрообезсоливающую установку для очистки от воды, соли и механической примеси. После очистки от нежелательных примесей очищенная нефть с температурой 120-1400С поступает на АТ для разделения на фракции. Назначение установки АТ - разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Установки AT и АВТ часто комбинируются с установками ЭЛОУ и вторичной перегонки бензинов. Пути использования продуктов: 1) Газ и головка стабилизации на ГФУ или пиролиз; 2) фр. н.к. -85 0С — на бензосмесительную станцию, в качестве компонентов автобензинов, если октановое число более 70 пунктов, противном случае для повышения октанового числа направляется в изомеризацию; на установку пиролиза с целью получения непредельных газов - сырья нефтехимических заводов. 3) фр. 85-180 0С (бензиновая фракция) - используется как компонент товарного автобензина в БСС или сырье установок каталитического риформинга и пиролиза; подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций. 4) Керосино - газойлевая фракция (фр.180-350 0С) - на станцию смещения в качестве компонента дизельного топлива или гидроочитску, если серы более 0,3%, а также на установку карбамидной депарафинизации для получения зимнего дизельного топлива (ДЗ); на установку каталитического крекинга с ШАСК для получения крекинг — бензина. 5) Мазут (фр > 350 0С) - на термокрекинг или гидроочистку - гидрокрекингу с целью получения светлых нефтепродуктов, на вакуумную разгонку для выделения широкой масляной фракции и гудрона, на станцию смещения для получения котельного топлива или флотского мазута. Установка изомеризации. Изомеризация низших парафиновых углеводородов (бутана, пентана, гексана, легкокипящих бензиновых фракций) применяется для выработки высокооктановых компонентов автомобильного бензина и получения сырья для производства синтетического каучука. Пути использования продуктов: Продукцией является изокомпонент, который направляется на смешение с катализатами риформинга и каталитического крекинга с целью получения бензинов АИ-93, АИ-98, «Экстра» в БСС. Основные аппараты: трубчатая печь, реакторы; сепараторы циркулирующих газов; ректификационная колонна пентанов от изопентана, колонна отделения изогексанов от гексанов, рибойлеры; конденсаторы — холодильники; емкость. Установка каталитического риформинга. С помощью этого процесса на современных НПЗ получают высокооктановые базовые компоненты автомобильных бензинов, а также индивидуальные ароматические углеводороды - бензол, толуол, ксилолы. Пути использования продуктов: Газ углеводородный — содержит в основном метан, этан, а также пропан служит топливом нефтезаводских печей и сырье ГФУ. Головка стабилизации (углеводороды С3-С4 или С3-С5) - применяется как бытовой газ или сырье газофракционирующих установок предельных углеводородов (ГФУ.) Катализат - используется в качестве компонента автомобильных бензинов или сырья установок экстракции ароматических углеводородов. Водородсодержащий газ (ВСГ) - содержит 75-85% (об) водорода, используется в процессах гидроочистки, изомеризации, гидрокрекинга, гидродеалкилирования. Основные аппараты: реактор гидроочистки, сепаратор циркулирующего газа; многокамерная печь; адсорбер очистки циркулирующего газа; отпарная колонна; сепаратор стабилизации; колонна регенерации раствора МЭК; колонна очистки углеводородных газов от сероводорода, реакторы риформинга; фракционирующий абсорбер; печь секции отделения газов колонны стабилизации бензина. Установка гидроочистки. Гидроочистка предназначена для снижения содержания серы в дистиллятах. На НПЗ строятся установки гидроочистки прямогонных бензиновых фракций (обычно комбинируются с установками риформинга), керосиновых и дизельных фракций, вакуумных дистиллятов, масел, вторичных бензинов. Одновременно с удалением серы уменьшается содержание в продуктах непредельных и смолистых соединений. Процесс гидроочистки разработан в ВНИИНП. Пути использования продуктов ГО: 1) очищенные фракции (керосин, диз. топлива) используют как компонент товарных нефтепродуктов диз. топлива и направляет в ССДТ, а вакуумный дистиллят, как сырье установки каталитического крекинга. 2) бензин-отгон - используется как компонент товарных бензинов или сырье установок каталитического риформинга, имеет низкое октановое число (50-55) 3) Сероводород - направляется на установку производства H2S04 или серы. 4) газ — направляется в ГФУ предельных углеводородов. Основные аппараты: трубчатая печь, реакторы гидроочистки, сепараторы высокого и низкого давления; стабилизационная колонна, холодильники, абсорбер, десорбер, рибойлер, емкости. Газофракционирующая установка. Это установка предназначено для разделение газов на индивидуальные компоненты. Здесь в качестве сырья используется газы каталитического крекинга, коксования, термокрекинга, каталитического риформинга, изомеризации, гидроочистки, висбрекинга. Пути использования продуктов: 1) Сухой газ – используется как топливо внутри завода, сырьем пиролиза, на конденсаторах-холодильниках охладителем; 2) Пропан – используется как сжиженный газ или сырем пиролиза; 3) Пропан – пропиленовая фракция используется сырьем установок полимеризации и алкилирования; 4) Изобутан – используется сырьем установок алкилирования; 5) Бутан – используется как газовое топливо для печи, иногда как топливо для автомобилей; 6) Бутан – бутиленовая фракция – используется как сжиженный газ; 7) Фракция выше пентана – используется как бензин. Его направляют на станцию подготовки бензина; Установка висбрекинга. Висбрекинг – процесс получения из гудронов и мазутов котельное топливо низкой вязкости; Пути использования продуктов: 1) Газ и нестабильная головка – содержит много непредельных газов, поэтому их направляют на установку ГФ непредельных углеводородов; 2) Бензин – это низкокачественный, химический нестабильный бензин, октановым числом не более 70 пунктов. Чтобы стабилизировать его направляют на установку каталитического риформинга и добавляют непосредственно к сырью риформинга в количестве не более 10% или направляют на станцию подготовки бензина с добавлением ингибитора; 3) Легкий газойль – использует в качестве топливо на флоте или после гидроочистки добавляет в дизельное топливо; 4) Котельное топливо – используется как котельное топливо в ТЭЦ. 3. Материальный баланс процесса Таблица 2 - Материальный баланс установки вакуумной перегонки мазута. Количество работающих дней в году принято – 340.
Таблица 3 - Материальный баланс вакуумной колонны К – 1
4. Описание технологической схемы Вакуумная установка работает на мазута с установки ЛК–6у (секция а). Мазут из парка забирается сырьевым насосом Н–1 и двумя основными параллельными потоками прокачивается через теплообменники Т–1, Т–2, Т–3, Т–4 (I–поток), Т–5, Т–6, Т–7, Т–8, (II–поток). Третий малый поток мазута прокачивается через теплообменники Т–9, Т–10. Этот поток выделен в самостоятельный для возможности достигается большего теплосъема при небольших потоках теплоносителей (дизельная фракция до 3500С, тяжелая флегма). Расход мазута на установку замеряется счетчикам (поз. 400). Расход I и II потоков регистрируется двухзаписным прибором поз. 458/459, расход третьего потока поддерживается постоянным. Температура мазута до теплообменников и после них замеряется термопарами (поз. 18б–5 и 20а–3 соответственно). Объединенный поток мазута по выходе из теплообменников поступает в трубчатые печи П–1 и П–2 восемь параллельными потоками. (Расход мазута через печи регулируется и сигнализируется) (поз. 430–437). Давления мазута на выходе в печи регистрируется двух записными приборами поз 268/269, 270/271, 272/273, 274/275, на выходе–регистрируется двухзаписными приборами (поз. 276/277 и 280/281) точки отбора на 2-х из 4-х потоков каждой печи) и замеряется моновакуумметрами по месту на остальных потоках мазута. Температура мазута на перетоках замеряется термопарами (поз. 18а–3  18а–8 и 18–13 18а–16). На выходе из печей–поддерживается постоянной (поз. 8 и 10) путем корректировки задания регуляторам температуры дымовых газов на перевале печей (поз. 7 и 9). Максимальное повышения температуры дымовых газов до 8600С сигнализируется.Для контроля за процессам горения предусматриваются газоанализаторы поз. 700, 701, 702, 703 а также замер разряжения дымовых газов на перевалах и выходе из конвекций печей. Для увеличения скорости прохождения мазута в радиоантных змеевиках печей и уменьшения времени пребывания мазута в них, в перетоки из конвекций в радиацию подается водяной пар. Расход водяного пара регистрируется двухзаписными приборами поз. 438/439, 440/441, 442/443, 444/445. Нагревались печах до температуры 4100С мазут по двум трансферным трубопроводам поступает в питательную секцию колонных–1. Рабочие условия и К–1–абсолютное давление на верху, не более: 60 мм.рт.ст–абсолютное давление в питательной секций, не более–92 мм.рт.ст; - температура верха, не более–1000С; температура низа–320 3500С; температура на входе в колонну–390 4100С.Вниз колонны подается водяной пар Р=1,3 мПа перегреваемой в пароперегревателях печей П–1, П–2. температура перегрева пара регулируется сбросам перегретого пара в атмосферу (поз. 6.14) расход пара в колонну К–1 регулируется (поз. 421). Избыточное тепло колонны К–1 снимается двумя циркулирующими орошениями. Флегма (фр. до 3500С) с 7 (аккумуляторной) тарелки забирается насосами Н–2 и Н–3. От насосов Н–2 часть флегмы через холодильник ХВ–2 поступает на верх колонны (на первый слой насадки) в качестве верхнего циркулирующего орошения. Расход верхнего циркулирующего орошения регулируется (поз. 418) и корректируется по температуре верха колонны (поз. 1). Повышение температуры верха колонны до 1100С сигнализируется. Другая часть флегмы, охладивились в теплообменнике нагрева загрязненного технологического конденсата Т–12 и холодильника воздушного охлаждения ХВ–1 возвращается в колонну в качестве острого орошения на 11 слой насадки под 7–10 (аккумуляторную тарелку). Расход острого орошения регулируется (поз. 417) и корректируется по температуре под 7-ой (аккумуляторной) тарелкой. От насоса Н–3 балансовое количество фракций до 3500С после охлаждение ХВ–3 выводится с установки. При работе установки на малой производительности в целях экономий электрической энергий, предусмотрена откачка фр. до 3500С поддерживается постоянным (поз. 465) с коррекцией по уровню на 7-ой (аккумуляторной) тарелке (поз. 602), количество выводимой фракций измеряется счетчиком (поз 407). Флегма (фр. 350 5800С) с 6-ой (аккумуляторной) тарелки забирается насосами Н–4, Н–5, Н–19. Часть фракций насосом Н–5 прокачивается через теплообменники нагрева сырья Т–7, испарители для получения пара Т–15 (1, 2, 3 теплообменники нагрева сырья Т–1 и, охладивились в холодильника ХВ–6, возвращается в колонну на III слой насадки в качестве нижнего циркулирующего орошения). Расход орошения поддерживается постоянным (поз. 420). Другая часть фракций непосредственно от насосы Н–19 подается в качестве горячего орошения на IV слой насадки в секцию отбора тяжелой флегмы. Расход горячего орошения поддерживается постоянным (поз. 419). Балансовый избыток фр. 350–5200С насосом Н–4 прокачивается через теплообменники нагрева сырья Т–3, испарители для получения пара Т–16/1,2,3 теплообменники нагрева промтеплофикационной и химочищенной воды Т–17, Т–18, Т–19 холодильнике ХВ–5 и отводится с установки. В случае выходе из строя насосов Н–4 или Н–5 предусмотрена откачка вакуумного газойля и подаче нижнего циркуляционного орошения по перемычке между выходными трубопроводами Н–4 и Н–5. Расход фр. 350–5200С регулируется (поз. 411) и корректируется по уровню на 6 - № (аккумуляторной) тарелке (поз. 603). Количество выводимой с установки фракций 350–5200С замеряется счетчикам (поз.408). Тяжелая флегма из К–1 с 5–й (аккумуляторной) тарелки выводится по двум направлениям; - балансовое количество поступает в стриппинг К–2, вниз которого подается перегретый водяной пар, а избыток флегмы мимо К–2 поступает на прием насоса Н–26. - другая часть тяжелый флегмы с 5–ой (аккумуляторной) тарелки по двум переточным трубам перетекает в боковые карманы верхней тарелки отгонной части колонны К–1. Из К–2 тяжелая флегма насосом Н–6, после охлаждения в теплообменниках нагрева мазута Т–10 и холодильниках водяного охлаждения Х–3, откачивается с установки. Расход тяжелый флегмы от Н–6 регулируется (поз. 464) и корректируется по уровню в К–2 (поз. 605). Расход водяного пара в К–2 регулируется (поз. 422). Пары нефтепродукта и воды с верха К–2 возвращается в К–1 под 6–ю (аккумуляторную) тарелку. Избыток флегмы от Н–26 так же возвращается в вакуумную колонну, но подается на нижний 4 слой насадки, расположенный над 5–ой (аккумуляторной) тарелкой, с целью увеличения плотности орошения насадки, и тем самым, создания нормальных условий для её работы. Расход флегмы от Н–26 поддерживается постоянным (поз. 487). Балансовое количестве гудрона (фр. выше 5200С) с низа К–1 забирается насосами Н–7 и откачивается через теплообменники нагрева мазута Т–8, Т–2, Т–6, Т–5 и холодильники водяного охлаждения Х–2 с установки. Расход гудрона от Н–7 регулируется (поз. 463) и корректируется по уровню в К–1 (поз. 604). Количество гудрона, выводимого с установки замеряется счетчикам (поз. 406). Вывод гудрона после холодильников Х–2 предусматривается по двум самостоятельным трубопроводам: один направляется в сырьевые парки установок коксовой и битумной; второй в парк котельного топлива. Вывод гудрона по двум трубопроводам в пределах установки предусмотрен с целью удобства обслуживание арматуры на трубопроводах вывода гудрона. Для снижения температуры куба колонны К–1. С 3800С до 3300С часть гудрона с низа К–1 забирается насосом К–8 прокачивается через теплообменники нагрева мазута Т–4 холодильник воздушного охлаждения ХВ–4 и возвращается в отгонную часть колонны на нижнюю тарелку. Расход циркулирующего гудрона от Н–8 поддерживается постоянным (поз. 412) и корректируется по температуре низа К–1 (поз. 3). Охлаждения балансового количества гудрона о холодильниках Х–3 производится циркулирующей химочищенной водой, которая из емкости Е–4 забирается насосом Н–16 и прокачивается через указанные холодильники. После Х–2 и Х–3 нагреться химочищенная вода охлаждается в холодильнике воздушного охлаждения ХВ–7 и возвращается в емкость Е–4. давление в системе химочищенной воды поддерживается постоянным регулятором, установленным на выходе воды из ХВ–7 (поз. 289) уровень емкости Е–4 регулируется клапаном на линией под нитки водой. Парогазовая смесь с верха вакуумной колонны поступает в поверхностные вакуумные конденсаторы Х–1, откуда парожидкостная. Смесь направляется в вакуум–приемник Е–1. Неконденсированные газы и пары из Е–1 отсасывается трех ступенчатыми пароэжекторными вакуум–насосами ЭЖ–1/1, 2, 3. Абсолютное давление, созданное в колонне К–1 этими вакуум–насосами поддерживается постоянным регулятором расхода (поз. 203) установленными на линий подачи к эжектором рабочего водяного пара. Давление внизу колонны регистрируется (поз. 204) повышения абсолютного давление в колонне сигнализируется. Неконденсирующиеся газы после третьей ступени эжекцией направляется в технологические печи на сжигание через клапан (поз. 801). В целях пожарной безопасности на линиях газов разложения из ЭЖ–1, 2, 3 в П–1, 2 установлены обратные клапаны, огнепреградители. Для подавления сероводородной коррозий в конденсаторах Х–1 предусматривается подача 2%-ного раствора ингибитора коррозий в шлемовые линий колонны К–1 и трубопровод верхнего циркулирующего орошения, а также одновременная подача 2% - ной аммиачной водой в линию верхнего циркулирующего орошения. Раствор ингибитора коррозий подается насосом Н–14 (Н–14Р) из емкости Е–7/1,2 аммиачная вода–насосом Н–13 (Н–13Р) из емкостей Е–6/1,2. Расход ингибитора коррозий измеряется ротаметрами поз. 415, 416 аммиачной воды–ротаметром поз. 424. Уровень ингибитора коррозий в емкостях Е–7/1,2 контролируется приборами поз. 611, 612 аммиачной воды в емкостях Е–6/1,2 приборами поз. 612, 614. Для улучшения работы вакуумных конденсаторов Х–1 в качестве хладагентов в них предусматривается использование циркулирующей химочищенной воды, которая из емкостью Е–20 забирается насосами Н–28, Н–29 (Н - 30), охлаждается до 280С в холодильниках Х–20 и подается в вакуумные поверхностные конденсатору Х–1. На выходе из Х–1 часть воды поступает на повторное использованное в конденсаторы. Х–5 узла очистки водного технологического конденсата, после которых, объединившись с остальной водой из Х–1, вновь возвращается в емкость Е–20. Регистрируется расход химочищенной воды из Е–20 (поз. 469) и уровень в емкость (поз. 634) воды до и после Х–20 замеряется ртутнотехническими термометрами (поз. 86 и 88). Охлаждение химочищенной воды (К–20) до температуры 280С производится за счет прямоточной воды с температурой 150С поступающей в Х–20 из линий подпитки первой оборотный системы. Расход воды в межступенчатые конденсаторы эжекторов регистрируется прибором поз. 429, давления воды регистрируется (поз. 206) и сигнализируется. Водный конденсат и конденсат нефтепродукта из Е–1 поступает в барометрическую емкость Е–2. уровень нефтепродукта в Е–2 регистрируется (поз. 606). Максимум и минимум уровня сигнализируется. Нефтепродукта и Е–2 откачивается насосом Н–15 либо в линию дизельной фракций до 3500С, либо сбрасывается в дренажную емкость Е–5. Уровень водного конденсата в Е–2 поддерживается регулятором (поз. 607) путем корректирован задания регулятору расхода (поз. 414) водного конденсата, откачиваемого насосом Н–9 в колонну К–3 локальной очистки конденсата. Величина рН в откачиваемого конденсата регистрируется рН–метром (поз. 704). До поступление в колонну К–3 загрязненный водный конденсат нагревается в теплообменниках Т–11 и Т–12, в которых в качестве теплоносителей используется очищенный водный конденсат и острое орошение К–1 соответственно. С верха К–3 верхний погон, состоящий из паров воды, сероводорода и аммиака поступает в конденсаторы–холодильники Х–5, затем в сборник орошения Е–3, откуда сероводородсодержащий газ направляется на сжигание в печи, водяная фаза насосом Н–12 подается на орошения в Н–3. Расход орошение поддерживается постоянным (поз. 423) с коррекцией по уровню в емкости Е–3 (поз. 609). Давления в колонне К–3 поддерживается постоянным регулятором, установленным на линий выхода газа из емкости Е–3 (поз. 207) тепло вниз К–3 подводится через испаритель Т–13, в качестве теплоносителя в котором используется водяной пар. Температура низа К–3 поддерживается регулятором (поз. 4) путем коррекций задания регулятору расхода водяного пара (поз. 468) поступающего в испаритель. С низа К–3 насосом Н–18 откачивается очищенный водный конденсат, который охлаждается в теплообменники Т–11, холодильнике Х–4 и выводится с установки. Уровень в К–3 поддерживается регулятором (поз. 608) путем корректировки задания регулятору расхода (поз. 466) отводимого с установки очищенного водного конденсата. В составе установки предусматривается узел утилизаций тепла горячих нефтепродуктов, в котором используется тепло нижнего циркулирующего орошения колонны К–1 после нагрева им сырье в теплообменниках Т–7 и тепло балансового количества вакуумного газойля после нагрева им сырья в теплообменниках Т–3. Нижнее циркулирующее орошение из Т–7 направляется в трубное пространство трех параллельно работающих испарителей Т–15/1, 2, 3 а вакуумный газойль–в трубное пространство трех параллельно работающих испарителей Т–16/1, 2, 3 в корпусе которых за счет подачи питательной воды образуется насыщенный водяной пар Р=1,0 мПа. Уровень воды в испарителях поддерживается постоянным с помощью регуляторов уровня (поз. 622 627) клапаны которых установлены на линиях питательной воды. Предусмотрена сигнализация предельного и аварийного значений уровня. Непрерывная продувка испарителей отводится в расширитель Е–13, а периодическая продувка направляется в расширитель (барботер) Е–14.Для контроля проб котловой воды и пара предусмотрены холодильники отбора проб воды и пара. Нижнее циркулирующее орошение из испарителей Т–15/1, 2, 3 направляется в теплообменники нагрева сырья Т–1. Вакуумный газойль на выходе из Т–16/1, 2 , 3 делится на 4 потока один из которых используется в теплообменниках Т–17 для нагрева питательной воды, поступающей в испарители Т–15 и Т–16, второй–в теплообменниках Т–18 для нагрева циркулирующий в системе промышленно-теплофикационной воды, третий–в теплообменниках Т–19 для предварительного нагрева химочищенной (питательная) воды, подаваемой в деаэратор, а оттуда в Т–17. Четвертый–поток объединяется с потоками вакуумного газойля из Т–17, Т–18, Т–19 после чего объединенной поток вакуумного газойля направляется для до охлаждение в холодильники воздушного охлаждения ХВ–5. Нагрев воды в Т–17 и Т–19 регулируется подачей горячего нефтепродукта по температуре нагреваемой воды после теплообменников (поз. 83, 84). Давление в линии вакуумного газойля перед Т–17, Т–18, Т–19 поддерживается постоянным регулятором поз. 342. Промышленно-теплофикационная вода после Т–18 подается в подогреватели воздуха, подаваемого в печи для горения топлива. Температура охлажденной после воздухоподогревателей воды поддерживается постоянной количества нефтепродукта подаваемого в Т–19 для нагрева воды. На установке предусматривается узел топлива подготовки. Трубчатое печи могут работать на комбинированном топливе (соотношение жидкого к газовому равно 30 70). При работе на газовом топливе обеспечить работу не менее 2–х контр. горелок на жидком топливе по каждому потоку.Газовое топливо с центрального газораспределительного пункта поступает на установку в газосепаратор Е–17 для удаления из топливо конденсата. Газовый конденсат (легкий бензин) с низа Е–17 периодический насосом Н–24 откачивается с установки. Предусматривается автоматическое включение насоса Н–24 на откачку газового конденсата по уровню в Е–17 (поз. 620). Расход топливного газа на установку замеряется объемными счетчиками (поз. 451). Топливный газ с верха Е–17 поступает в теплообменника Т–23, где нагревается водяным паром Р=0,5МПа, затем поступает к форсунками печей П–1, П–2. Температура топливного газа Т–23 регулируется подачей водяного пара в Т–23 (поз. 12). Давления топливного газа перед форсунками регулируется (поз. 291) и сигнализируется. Жидкое топливо (мазут) из парка 311/1 насосами Н–4, Н–5 и Н–23, размещенными в насосной №333, подается в циркуляционное кольцо установки. Печи по мазуту обязаны по циркуляционной схеме. Топливный мазут проходит через фильтры Ф–8/1, 8/2 и далее в теплообменник Т–22, где нагревается водяным паром Р=1,3МПа далее поступает к форсункам печей. Температура мазута, подаваемого в печей на сжигание поддерживается постоянный регулятором (поз. II). Возвращается топливный мазут через фильтры Ф–8/3, Ф–8/4. Расход мазута на установку замеряется объемными счетчиками (поз. 462), а на возврате–счетчикам (поз. 450). Давление мазута в циркуляционном кольце поддерживается постоянным регулятором (поз. 288). Выводы Литературном обзоре приведены цели и задачи нефтеперерабатывающей промышленности СНГ. Проводится теоретические основы процесса вакуумной перегонки мазута, основные факторы, влияющие на процесс пути интенсификации процесса. Список литературы 1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа:Учебное пособие для вузов. - Уфа: Гилем, 2002. - 672 с. 2. Эрих В. Н., Расина В. Н., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа.-Л.: Химия, 1985. - 385 с. 3. Капустин В. М.Технология переработки нефти. В 4-х частях.Часть первая. К20 Первичная переработка нефти. Под ред.О.Ф.Глаголевой — М.: КолосС, 2012.— 456 с. 4. Муниров А. Ю., Талисман Е. Л., Беликов Д. В. Производство дизельных топлив на установках ОАО «Ново-Уфимский НПЗ»//Нефтепереработка и нефтехимия. - 2003. №1.- С. 17-21. 5. Олтырев А. Г., Самсонов В. В., Власов В. Т. Расширение сырья для производства дизельных топлив на установках гидроочистки за счет утяжеления прямогонных дизельных фракций.// Нефтепереработка и Нефтехимия. - 2003. №5. - С. 13-17. 6. Килиман М., Возни Г. Модернизация технологии отбора серы в процессах гидрообессеривания топлив. Нефтегазовые технологии.// - 2003. май-июнь. - С. 62-66. 7. Спиркин В. Г., Ткачев И. И., Рыков Р. В. Влияние полимерных и карбоксилсодержащих присадок на смазывающие свойства дизельных топлив с улучшенными экологическими свойствами// Нефтепереработка и Нефтехимия. – 2003. №6. - С. 41-46. 8. Рудяк К. Б., Лошков С. А. Улучшение моторных свойств дизельного топлива при его смешении с легким газойлем каталитического крекинга.// Нефтепереработка и Нефтехимия. – 2001. №12. - С. 13-15. 9. Спиркин В. Г., Бельдий О. М., Ткачев И. И. Влияние химического строения присадок на противоизносные свойства дизельного топлива.// Нефтепереработка и нефтехимия. – 2001. №12. - С. 27-30. 10. Ахметов С.А. Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие. 4.1.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996.-279 с. 11. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2. М.: Химия,1980. – 328 с. 12. Радченко У. Д. , Нефедов Б. К., Алиев Р. Р. Промышленные катализаторы гидрогенизационных процессов нефтепереработки. М.: Химия, 1997. – 216 с. 1 2 |