Поверочные определение колоны предварительного отбензинования (К-1) при увеличении производительности по сырью

РЕФЕРАТ

Расчётно-пояснительная записка курсового проекта содержит118 стр, 46табл,      рис,       приложений, 27 источников.

НЕФТЬ, РЕКТИФИКАЦИЯ НЕФТИ, КОЛОННА, ОПРЕДЕЛЕНИЕ

      	Объект для проектирования является блок схема атмосферной перегонки нефти на установке атмосферновакуумной перегонки сырой нефти с обводнённости 5% АВТ-6 Сейдинского НПЗ в Республике Туркменистан.
      Целью данного проекта является поверочныеОпределениеыкол-ны предварительного отбензинования (К-1)  при увеличении производительности по сырью 6200 000 тонн в год. Аналог 6 000 000 тонн в год. 
      Также произведен Определениеы материального баланса атмосферного блока, проведены технологиические и механические Определениеы ректификационной колонна К-1 (колонна отбензинование).
      В данном проекте разработаны все мероприятия по охране труда, такжн технике безопасности и охране природы и пожарной профилактики.Подобраны необходимые системы измерительных автоматизации и приборов.
      Рассчитаны основные технико-экономические показатели (ТЭП), себестоимость готовой продукции сос-вила 4648труб./т.


СОДЕРЖАНИЕ
Введение...................................................................................................................
1 Патентные исследования…………….………………………………………...
2 Аналитический обзор………………………………...………………………..
3 Характеристика сырой нефти и изготовляемой продуктов………………..
4 Описание тех. схемы установки………………………………..….…………
5 Технико-технологиические Определениеы……………………………………………..
6. АСУ Автоматизированная система управления производством на ректификационной колонне к-1 блока атмосферной перегонки в ректификационной колонне АТ-6 Сейдинского нпз………. ………………………..………….……
6.1 Введение……………………………………………………………………… 
6.2 Технологиический регламент………………………………………………… 
7. Безопасность и экологичность проекта………………………………………..
8 Экономическое оценка дипломного проекта………………………………….
Заключение………………………………………………………………………… Стандартизация…………………………………………………………..………
Список использованных источников…………………………………………….
Спецификация  




ВВЕДЕНИЕ

     В данной работе рассматривается процесс первичной переработки нефти, целью которого является производства коммерческих нефтепродуктов (прямогонный бензин, дизельное топливо и мазут).
     В качестве топлива нефть практически не используется. Он перерабативается, и все продукты, которые получются из сырой нефти, могут быть разложены на две группы: те, некоторые идут непосредственно на потребление или используются как сырьё в химической промышленности. В нефтях содержится несколько сотен разновидных углеводородов, а Кол.-во продуктов их переработки - тысячи. Более 25% мирового производства химической промышленности производится из нефтегазового сырья, которое потребляет около 11% добываемой нефти и газа [1].
     Направление энергии в использовании нефти и природного газа по-прежнему остается основным во всем мире. Продукты переработки нефти и газа, которые используются для прямого потребления, наиболее широко используются в топливно-энергетической промышленности. Широко используются высокооктановые бензины, керосин, дизельное топливо и реактивное топливо, мазут, газообразное и твердое топливо, масла и смазки, антифриз, изоляция и т.д. Спрос нашей страны на энергию на 75% удовлетворен нефтью и газом. Важнейшей проблемой в нефтеперерабатывающей отрасли является обеспечение дальнейшего углубления переработки сырой нефти и значительного увеличения производства мот. топлив, а также сырьё для химической, нефтехимической и биологической промышленности. Повышение эффективности использования нефти в процессе ее первичной и вторичной переработки в основном связано с углублением отбора нефтепродуктов из их потенциального содержания в сырье. Данная задача должна быть решена в первую очередь путем интенсификации и реконструкции существующих первичных и вторичных нефтеперерабатывающих заводов. Основныезадача реконструкцияявляются надежные проверочные Определениеы, позволяет уточнить оптимальные параметры процесс и определить маржу для работы существующих устройств и оборудования [2].
	В дипломном проекте рассмотрена установка атмосферно-вакуумной перегонки нефти Сейдинского НПЗ. Завод построен в 1988 году, запущен в 1989 году.


     2 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР
     2.1 История развития  нефтеперерабатывающей промышленности
     
     Впервые в мире нефтепереработающий завод для превращения чернойнефти в белую нефть путем перегонки в таких аппаратах как куб - периодического типа была построена крепостными крестьянам - братьям Дубиниными в 1824 году вблизигорода Моздока. При этом получаемый дистиллят (так называемый фотоген) было впоследствия назван керосиновая фр.овой фракции. Легко испаряющихся головной продукты этой  перегонки –Бензиная фракцияая  фракция, тяжелые остатки - мазут обычно сжигали в мазутных ямах, потому что не находили применения. В 1870году в Баку уже было построен 23 нефтеперегонных НПЗ заводы, а в1874году - 80 заводов, способных производить 16450 т. керосиновая фр.а в год. Полученный керосиновая фр. по Каспийскому морю, Волге вывозили в северные районы России, в страны Ближнего Востока.
     В 1876 году по методу, разработанному Менделеевым методом, в городе Балахане впервые в мире был организован промышленныйметод производство смазочных масел из вакуумный газойл перегонкой в вакууме или в токе водяных пар. Нефтяные масла начали вытеснять животные жиры, растительные масла из всех отраслей техники. Русские минеральные масла широко экспортировались за границу, расценивались как самые высококачественные. После изобретения в 1879году В. Шуховым форсунки сначала сжигавшийся мазут начали применять как ценное топливо для парового котла, применявшихся в различных отраслях промышлености. Нефтеперегонящие заводы появились также в других странах в 50-х годах ХIХ. Д.Юнг начал перегонку сырой нефти в 1848 году в Париже, в 1849 годах С. Кир - в США. Во Великобритании первый такой завод был построен в 1854 году А. Горном. В 1866 году. Юнг написал патент на способы получения керосиновой фр. из тяжелых нефти путем перегонки под давлением и назвал крекингом.
     На заводе братьев А Нобель в Азербайджане в 1883 году была осуществленаНепрерывная перегонка нефти в кубовых батареях, который разработал Тавризов А. В этих кубах было установлено дефлегматор, устроенные в виде 2 цилиндров, вложенных один в другой. В 1891 году Шухов, Гаврилов разработали аппарат для крекинг-процесса (проводимого при высоких температурах, давлениях). Они впервые нагрели нефти не кубах, а в трубах печки при вынужденном ее движении - в современных трубчатых установках непрерывного действия. Их научно - инженерные решения было повторено У.М.Бартоном в крекинг-утановках в США в 1916 - 1919 году.
     Изобретение в XIX веке двигателя внутреннего сгорания - бензиного, дизельного, примененились во многих отраслях промышлености, в основном на транспорте способствовали новому высокому скачку в развитии нефтепереработки. Бензиная фракция, который ранее не находил применения, стала одной из важнейших нефтепродуктов.Её производства требовала роста добычи сырой нефти, совершенствования технологии ее получения. С развитием дизельных двигателей появилась высокая необходимость в дизельном топливе, который является промежуточной фракцией между керосиновой фракции и мазутом.
     К 1918годувсе нефтеперерабатывающие заводы России находились в основном на Кавказе: В Азербайджане их было 54, а в Грозном - шесть. Больше половины предприятий перерабатывающих сырой нефти принадлежали иностранному капиталу.
     В 1919годунефтяные, нефтеперерабатывающиепромышлености бывшего Советского Союза завершили период восстановительния после гражданской войны. Начались интенсивные строительства новых нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Большое народное значение имело открытие новых месторождений нефти, газа в Волго-Уральской области. 
     В последние годы нефтеперерабатывающая промышленостьстран развиваются быстрыми темпами (пропорционально темпам добычи нети), непрерывно повышались уровень техники, объемы производства. В 1952годубыло превзойдено довоенное показатели. Освоены НПЗ, нефтехимические комбинаты и заводи. Если до 1967году единичные мощности установки по первичной переработке сырой нефти достигали только 1 -2 миллион т в год, то в последние годы они вводились стали высокопроизводительными, в т.ч. комбинированные установки мощностью 2,5 -3, 6 миллион т. в год. Увеличили объема переработки сырой нефти до 476миллион т в 1987 году. Это сопровождалось значительно повышением качества нефтепродуктов: Преимущественным становится выпуск диз.топлива с высоким качеством, бензина с высокис О.Ч., смазочных масел с наилучшими присадками.
     В период мировой войны нефтянаяпромышленостьстраны развивалась вместе её экономикой ускоренными темпами. С ростом добычи сырой нефти в старых нефтяных регионах как в Баку, Грозном очень быстро росли ее добычи, также в других регионах. В предвоенные годы было построены 14 новых НПЗ.
     Большая роль в изучении химии УВ сырья, разработке методов его переработки отечественной науки. Традиционно высокий уровень научных исследований российских ученых в области нефти позволили создавать теоретические основы переработки сырой нефти.
     Атмосферная ректификационная перегонка нефти это разделении нефти на разные фракции, посредствомпоследовательного и многократного испарения, проводящийся при нормальном (атмосферном 0,1МПа) давлении. 
     Существует 2вида процесса первичной переработки нефти.
     Атмосферная перегонка нефти (0,1 МПа) при естественном значении давления получают светлые фракции нефти: бензины, керосины и дизельные топлива.
     Компонентыыы, получаемыепри первичной переработки на ЭЛОУ АТ не применяются как готовый продукт. Они не соответствуют к требованиям. Полученные легкие фракции проходят дополнительно каталитический крекинг, риформинг, гидрогенизационные процессы, целью которых является получение с низкой стоимостью наибольшего объема конечных продуктов с лучшими качественными показателями. Все тяжелые фракции (с температурой кипения выше 350оС)уже после атмосферной перегонки АТ перерабатывают дополнительно на битумных установках, коксование и других установках.
     
     Подготовленная в ходе специальной процедуры сырая нефть нагревается в специальных печах до температуры около 370 - 380 °С. В результате получается парожидкостная смесь, которая подается в нижнюю часть ректификационной кол-ныК-2 - основного блока атмосферной дистилляции нефти (АТ).
     Ректификационная колонна К-2 представляет внушительных размеров (до 70 метров высотой и до 6-8 метров в диаметре) трубу, вертикально разграниченную внутри так называемыми тарелками со специальными отверстиями. Когда нагретая смесь подается в колонну, легкие пары устремляются вверх, а более тяжелая и плотная часть отделяется и опускается на дно.
     Поднимающиеся вверх легкие пары конденсируются, и образуют на каждой тарелке слой жидкости толщиной около десяти сантиметров. Дыры в тарелках оборудованытак называемыми барботажными кулачковыми тарелками, благодаря которым поднимающиеся легкие пары барботируют через данную смесь. Легкие пары при этом теряют тепло, передавая его жидкости, и часть углеводородов переходит в жидкое состояние. Эта процедура «пробулькивания» и есть основная суть ректификации. Затем легкие пары поднимаются к следующей тарелке, где процесс повторяется. Помимо этого, каждая тарелка оборудована, так называемым сливным стаканом, который дает возможностьизлишку жидкости переливаться на нижнюю тарелку. Подобным способом, с помощью атмосферной перегонки в ректификационной колонне в ректификационной колонне К-2 нефти делиться на разные фракции. Но, с целью наиболее эффективного разделения нефти применяют последующие научно – техническиеспособы.
     Перегонку нефти на атмосферных установках ЭЛОУ АТ или в атмосферных секциях комбинированных установок АВТ можно реализовывать несколькими способами:
     1. Однократнре испарение в трубчатой печи и разделением отгона в одной ректификационной колонне.
     2. Двухкратное испарение и разделением в двух ректификационных колоннах К-1 и К-2 — в колонне предварительного испарения с отделением легких бензиновых фракций и в основной колонне.
   В данном случае используют схему перегонки с двухкратным испарением нефти и 2-мя ректификационными колоннами К-1 и К-2. В первой колонне отбирают легкий бенз. и газ. При этом понижается общее давление в системе и давление в основной ректификационной колонне, в следствии чего происходит наиболее полное отделение светлых нефтепродуктов из нефти и более точное разделение их в колонне. Схема с двухкратным испарением показана на рис. 2

	Рисунок 2.2 - Схема перегонки нефти с двухкратным испарением 
     Сырая нефть отбирается насосом 1 и через теплообменники 2 поступает на обезвоживание и обессоливание в электродегидраторы 3. Нефть после обезваживание и обессоливаниепроходя вторую группу теплообменников 4, разогревается до температуры 210°С -220°С и подается в первую ректификационную колонну поз. К-1, где отбирается легкая фракция бензина и газ. Избыток из кол-ныпоз. К-1 забирается горячим насосом 5, разогревается в трубчатой печи вплоть до 340°С -360°С и подается во вторую ректификационную колонну К-2, где отбираются все остальные требуемые фракции. В случае недостаточного нагрева нефти перед входом в колонну поз. К-1 имеется возможность подать в низ кол-ныпоз. К-1 части отбенз. нефти, нагретой в печи 6, в виде горячей струи. При работе по этой схеме необходима более высокая т-ра нагрева в печи по сравнению со схемой однократного испарения вследствие раздельного испарения легкокипящих и более тяжелых фракций. Все современные установки ЭЛОУ АТ в основном работают по схеме двухкратного испарения. Нефть, предварительно обезвоженная и обессоленная на блоке ЭЛОУ атмосферной трубчатой установки или атмосферно-вакуумной установки, насосом 1 поступает в теплообменники 2 для нагрева до 220-230°С и далее — в колонну поз. К-1, в эвапорационном пространстве которой проходит разделение ее на легкие пары и неиспарившийся остаток, стекающий в нижнюю часть кол-ны по тарелкам.
     Для поддержания нужного теплового режима низа кол-ныпоз. К-1 в нижнюю ее часть поступает поток нагретой в печи 6 полуотбензиненной нефти («горячая струя»). Поток паров из эвапорационного пространства кол-ны поз. К-1, смешиваясь с потоком паров, отпаренных из полуотбензиненной нефти, подается в верхнюю часть кол-ныпоз. К-1, проходя ряд тарелок. На каждой тарелке за счет контакта стекающей с верха кол-ны флегмы, образующейся за счет подачи холодного орошения, с восходящим потоком паров происходит тепло- и массообмен, и легкие пары, двигаясь вверх, все более становятся легче на каждой вышележащей тарелке и, миновав все тарелки, достигают заданного качества.
     Как правило, за счет этого удаляется примерно половина бензиновой фракции с концом кипения 130- 140°С, которая совместно с газом конденсируется и охлаждается до температуры 40-45°С в конденсаторе-холодильнике 3 и, после смешения с более тяжелым бензином из кол-ныПОЗ. К-2, направляется на стабилизацию от растворенного в ней газа и далее на вторичную перегонку. На схеме кол-ны стабилизации и вторичной перегонки не показаны. Горячим насосом поз. 4 полуотбензиненная нефть из кол-ныпоз. К-1поступает в трубчатую печь 6, где нагревается до температуры 340-350°С и подается в эвапорационное пространство основной ректификационной кол-ныПОЗ. К-2, где вновь происходит процесс разделения на паровую ижидкую фазы, как и в колонне поз. К-1.
Более тяжелая часть паров, конденсируясь на каждой тарелке, насыщает флегму высококипящими Компонентыыами. Пройдя все тарелки, расположенные в нижней части кол-ны, жидкий избытокдоходит до заданного качественного сос-ва по содержанию легкокипящих фракций, который не должно превышать 4-6% на мазут. Обычно на практикепринято ориентироваться на содержание фракций, выкипающих до 360°С.Вводимый вниз кол-ны перегретый водяной пар уменьшает парциальное давление нефтяных паров,что способствует наиболее полной отпарке легкокипящих Компонентыыов из мазута.
     С верха из кол-ныпоз. К-2 уходят легкие пары бензина (и воды) с температурой конца кипения <180 град.-190 град.°С. Контроль качества по концу кипения осуществляют подачей бензинового орошения за счет возврата части охлажденного и сконденсированного в холодильнике-конденсаторе 3 верхнего продукта кол-ныпоз. К-2. За счет этого достигается поддержание определенной температуры паров, уходящих с верхней тарелки, и соответственно качества бензиновой фракции.С нижних тарелок концентрационной части кол-ны отбираются боковые потоки других нефтепродуктов в виде жидкостей. Верхним боковым потоком отбирают керосиновую фракцию, затем фракцию легкую дизельную и еще ниже более тяжелую дизельную. Для проведения процесса ректификации в колонне требуется создание потока орошения или флегмы. Если создавать этот поток только за счет подачи орошения в верхней части кол-ны (так называемого острого орошения), будет необходим большой его Расход баланса, что повлечет к нерациональным тепловым потерям, а также к значительному переРасход балансау воды и энергии для конденсации и охлаждения орошения. В целях недопущения этого применяются, так называемое, циркуляционное орошение.
     Для проведения циркуляционного орошения часть флегмы отбирается с тарелки, проходит через теплообменник 2, отдает свое тепло потоку нефти, как правило для нагрева перед колонной поз. К-1, и охладившись до заданной температуры, подается на тарелку выше той, с которой отбиралась флегма на охлаждение. При этом поддерживается определенный температурный режим на тарелке отбора флегмы и создаются условия, необходимые для поддержания потока флегмы на нижних тарелках. Циркуляционных орошений может быть несколько, вплоть до 3-х.

Рис 4. Схема перегонки нефти на современных двухкол-ных установках АВТ:
1 – сырьевой  насос; 2 – теплообменники; 3 – конденсаторы-холодильники; 4 – горячий насос; 5 – холодильник; 6 – печь.
     Основная часть флегмы с тарелки отбора орошения поступает в виде целевого продукта в отпарную колонну (стриппинг секция). Дело в том, что в целевом продукте, в следствии недостаточно четкого разделения, могут находиться более легкокипящие фракции, т.е. происходит наложение фракций. Это означает, что в отгоняемой керосиновой фракции может присутствовать некоторое Кол.-во тяжелой бензиновой фракции. При этом, без дополнительной ректификации качество кер. не будет соответствовать заданному, например, по температуре вспышки. Требуемая т-ра вспышки кер. по ГОСТ -у должна быть не ниже 29°С в закрытом тигле. Присутствие тяжелой части бензиновой фракции снизит ее на несколько оС. Для доведения целевых продуктов до нужной кондиции применяют отпарные кол-ны. Отгоняемая из кол-ныпоз. К-2 керосиновая фракция подается в верхнюю часть отпарной кол-ны, например, К-3, оборудованной 11-12 тарелками. Поток кер., стекая вниз с тарелки на тарелку стриппинга секции, встречается с потоком паров, движущихся вверх. Чтобы создать последний, в нижнюю часть стрипинг. секции подают перегретый водяной пар с температурой перегрева выше конца кипения бензиновой фракции, присутствующей в керосине.Из верхней части стрипинг. секции в колонну поз. К-2 легкие пары бензина вместе с водяным паром направляются в пространство между тарелкой отбора и вышележащей тарелкой кол-ныпоз. К-2, а кер. приобретает необходимое качество. Для каждой боковой фракции, отбираемой из кол-ныпоз. К-2, имеется свой стриппинг. Их бывает, как правило, 2 или 3.
     Полученные продукты после вакуумной перегонке могут быть реализованы либо в качестве сырья для каталитического крекинга или гидрокрекинга, либо в качестве масляных фракций, которые после соответствующего улучшения (гидрообработки, селективной очистки, каталитической депарафинизации либо низкотемпературной депарафинизации в среде растворителей, контактной доочистки и др.) могут быть различнымибазовыми маслами.
     
     .
3 ПОКАЗАТЕЛИНЕФТИ, ВСЕ МАТЕРИАЛОВ И РЕАГЕНТОВ, ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ ПРОДУКЦИИ
     
     Характеристика нефти, все материалов и реагентов, изготовляемой продукции на Сейдинском НПЗ заводе приведены в таблице 2.1.
Таблица 3.1 – Характеристика нефти, все материалов и реагентов, изготовляемой продукции
Наименование Компонентыыов
Номер стандарта
Качества продукта
Нормы документов по (ГОСТ)уи ОСТу, стандарту предприятия.
Область где используется изготовляемая продукция.
1
2
3
4
5
Сырая нефть из разных месторожений

TDS 9965-76
 


 Содержание H2O (влаги), % мас.<

 Содержание хлор. солей. Мг/л, <
 
 Содержание механических примесей, % <
 
 ДНПпри температуре 
 нефти в пункте сдачи, Па (мм.рт.ст.), <
 
 Содержание H2O, % мас.<

Норма для групп
1        2           3

0,50          1,00   1,00

100         300  900

0,050         0,050      0,050


66700,0   66700,0    66700,0

(500,0)      (500,0)       (500,0)









Продолжение таблицы 3.1
1
2
3
4
5
Обессоленная нефть

СТПП

1.Содержание хлористых солей, мг/л, <



2.Содержание H2O, %мас.<

< 3,0



0,2

Сырье блока АТ
Изготовляемая продукция:




Легкая бензинная фр. - С50С –С-1200С

       СТПП

1.Фрак. сос-в продукта  ?С:
 -т-ра (t) начала перегонки, не ниже  

-конец кипения, не выше


2.Содержание влаги,% мас.


3.Содержание S в % <


60
(сырье риформинга)
40
(компаундант)
95

Отс


0.01

Сырье 
каталитического риформинга ЛЧ-35-11/1000 



Продолжение таблицы 3.1
1
       2
3
4
5
Керосин. фракция -  120  -180 0С
СТПП
1. Плотность продукта (р) при 20 гр, г/мл,<

2.Фрак. сос-в продукта, гр

-т-ра (t) начала перегонки ,не ниже

-конец кипения, не выше

3.ССодержание S ,% мас. не выше



0,775



115


190

0,020
Компонентыы топлива TDS 10227-86 и сырье  каталитического риформинга


Продолжение таблицы 3.1
1
      2
3
4
5
Диз фракция -  180  -230 0С
СТПП
1. Плотность продукта (р) при 20 гр, г/мл,<

2.Фрак. сос-в продукта, гр

-т-ра (t) начала перегонки ,не ниже

-конец кипения, не выше

3.ССодержание S ,% мас. не выше



0,775



115


190

0,020
Компонентыы топлива TDS 10227-86 и сырье  каталитического риформинга
Диз.фракция - 230 град.-290 град. oC0С
СТПП
1.Плотность продукта (р) при 20гр, г\мл

2.Фрак. сос-в продукта, С:

-нач. кипения (tнач)

-50% перегоняется при темре, не выше
-98%перегоняется при температуре, не выше

3. Содержание S, %мас. не выше

4.Кин. вязкостьV20, мм2\с

0,8393

242

252


272



0,41


3,7
Компонентыы дизтоплива Л-0.5-40 TDS 305-82*



Продолжение таблицы 3.1
1
      2
3
4
5
Атм фракция -  290оС-350 0С
СТПП
Плотность продукта (р) при 20С, г\мл

Фрак. сос-в продукта,С

-начало кипения (tнач)

-50% перегоняется при температуре, не выше

-конец кипения, не выше
Содержание S,% масс 


0,882



300

320


360

1,01

Мазут(Фракция - >350C)

TDS 10585-99

Плотность продукта (р) при 20С, г\мл, <
Содержание S, % мас.<

Т-ра (t) вспышки в открытом тигле , С, не ниже

Т-ра (t) застывания, С, не выше

Коксуемость,% не менее

Вязкость(?) условная при 80 С, <

1,015

3,5


110


25


5


16.0
Котельное топливо марки М100
TDS 10585-99*



     4 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
4.1 Описание технологиической схемы
	
     Сырая нефть смешивается с деэмульгатором и Приход балансаит в горизонтальный отстойник О-1. В отстойнике O-1 нефть обезвоживается. Обезвоженная нефть после отстойника О-1 смешивается с водой (перстная вода) и  дальшепоступает в электро - дигидратор Э-1, где нефть проходит стадию обессоливание. После электро - дегидратора Э-1 обессоленная и обезвоженная сырая нефть через трубное пространство теплообменника Т-1, где нагревается до температуры 145-210?С за счет тепла потока мазута колонны ПОЗ. К-2 и поступает в колонну ПОЗ. К-1.
     Кол-на ПОЗ. К-1 (кол-на отбензинование) предназначена для отбензинивания нефти. Нефть поступает на вниз 18-ой тарелкиколонны ПОЗ. К-1 (кол-на отбензинование). Легкие пары с верха колонны отбензивания проходя ряд  АВО сначала конденсируются а потом собираются в сборнике Е-1, сконденсировавшаяся жидкость частично подается в колонну в качестве острого орошения и отбирается как товарный продукт – бензин. Не сконденсировавшиеся легкие пары используют в качестве топливного газа, или передают на другие установки в качестве сырья. Из куба колонны отбирается отбензиненая нефть и поступает в печь П-1. Кол-на оборудована 24 клапанными двухпоточными тарелками. 
     Печь П-1 используется для того чтобы нагреть нефти и перегрева насыщенного вод пара. Она состоит из двух зон: нижняя - радиантная и верхная-конвекционная. В печи установлено шесть комбинированных горелок. Топочный газ используется как топлива. Она сжигается внитри печи.
     После колонны отбензинования поз. К-1 (кол-на отбензинование)с с температурой 220 ?С Приход балансаит в змеевики конвекционной зоны печи П-1 где подогревается за счет тепла дымовых газов, затем поступает в змеевики радиантной зоны, где нагревается за счет тепла сгораемого топлива до температуры 355-378 ?С.
     Отбенз. Нефть поступает в К-2. Из колонны К-2  получают следующие продукты: бенз. фракция сверху колонны, керосиновая фракция поступает в К-3, дизельная фракция 180оС-230оС Приход балансаит в К-4, дизельная фракция 230оС-290оС выводится из колонны К-5, атм. фракция и мазут. Колонна К-2 имеет 52 тарелок. Температура низа колонны 300 оС-340оС. Давления в К-2 1-1,2 атм.
     На рисунке 4.1 показана технологиическая схема ЭЛОУ-АТ Сейдинского НПЗ

4.2 Описание поточной схемы

	На установку ЭЛОУ – АТ Сейдинского НПЗ поступает нефтяная эмульсия и проходит стадию электрообессолевания.  
	Обессоленная нефть поступает на установку атмосферной перегонки в ректификационной колонне  в ректификационной колонне . Полученная Фракция -  н.к. 62 поступает на установку газофракционирование и получают фракции С4 и С5. 
     Бензинная Фракция -  62-140оС из установки АТ поступает на установку каталитического риформинга и получают товарный бенз. с высоким октановым ч-ом.
     Керосиновая (фр. 120-180) и дизельная (фр.180-230 и230 град.-290 град.) фракции поступают на установку гидроочистки и получают товарный керосин и дизельное топливо.
     Полученный и атм. газойл мазут из установки АТ является сырьём для вторичных процессов переработки. 
     На рисунке 4.2 показана поточная схема установки Сейдинского НПЗ.
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
МЕСТО ДЛЯ ТЕХ СХЕМЫ

     4 Материальные балансы и технико – технологические Определениеы
     4.1 Определениеы материальных балансов
     
Нефтяная эмульсия в НПЗ проходит установку по следующей схеме: обезвоживание, обессоливание нефти путем ректификации.
      Исходные данные для Определениеа :
Производительность по Приход балансаящей нефти: 6 500 000,00 т/год.
Содержание H2O (влаги) в нефтяной эмульсии сос-вляет 5,0 % мас.
Производство непрерывное, ч-о дней работы установки сос-вляет 340.
Содержание H2Oсос-вляет 0,50 % мас.после стадии обесоливания от обессоленной нефти.
Потери нефти на стадии обезвоживания сос-вляют 0,30 % и на стадии обесоливания– 0,150 %.
Расход баланса пресной воды на блок обесоливания– 1 %
Часовую производительность установки рассчитываем по этой формуле (4.1):
П = (G * 1000) ? 24 * n , [11, с.9]                                               (4.1)
где G – годовая производительность по сырью, т/год;
      n – ч-о рабочих дней в году. 
     П = (6 200 000 * 1000) / (24 * 340) = 759803,92 кг/ч
     
     4.1.1 Расчёт материального баланса блокаобесоливания
     
     После стадииобезвоживания сырая нефть с содержанием воды до 0,5 % мас. поступает в отстойники V=500 м3 для обесоливания путем подачи пресной воды на промывку в количестве 1% мас. от объема поступающей нефти.
     1) Кол.-во пресной воды:
     759803,92– 100 %
     Х – 1 %   ,                 Х = 759803,92*0,01=7598,04 кг/ч
     2) Кол.-во нефти в дренажную воду (потери):
     (759803,92 - 7598,04)* 0,15 /100 = 1128,31 кг/ч
     3) Кол.-во нефти в обессоленной нефти:
     (759803,92 - 7598,04) – 1128,31= 751077,57 кг/ч
     4) Кол.-во воды в обессоленной нефти:
     751077,57– 99,5 %
     Х – 0,5 %   ,             Х = 751077,57*0,5/99,5=3774,26 кг/ч
     5) Исходя из материального баланса водной фазы, Кол.-во дренажной воды составляет:
     (7598,04+7598,04) – 3774,26=11421,82 кг/ч.
     Материальный баланс блока обесоливания 1 стадии показан в таблице 4.1:
Таблица 4.1 – Материальный баланс блока обесоливания 1 стадии
Приход баланса
Расход баланса
Наименова-ние
Компонен-тов
Количество
Наименова-ние Компонентыов
Количество

кг/час
т/г
% масс

кг/час
т/г
% мас.
1.Обезвоженная нефть в том числе:
759803,92
62000000
100
1.Обесолен.нефть:
754851,83
6159591
99,35
-Нефтяная фаза
752205,88
61380000
99
-Нефтяная фаза
751077,57
6128793
98,85
-Вода пластовая
7598,04
620000
1
-Вода
3774,26
30798
0,5
2.Пресная вода
7598,04
620000
1
2. Дренаж
11421,82
93202
1,5




3. Потери
1128,31
9207
0,15
Итог.:
767401,96
62620000
101
Итог.:
767401,96
6262000
101













4.1.2 Материальный баланс кол-ны К-1
     
     Целью Определениеа кол-ны К-1 является определение количества доли отгона от нефти, состава и количества газовой и жидкой фаз, производительности аппарата по нефти и газу.
     Мас. состав сырья, температура кипения Компонентыов и ММпоказана в таблице 4.3. [6]
Таблица 4.2 – Исходные данные для Определениеа
Компоненты
Мас. состав сырья, % мас.
ММ
Температура кипения, 0С
Сост. сырья в кг/час
С2Н6
0,02
30
-89
150,97
С3Н8
0,27
44
-42
2038,10
С4Н10
0,38
58
-1
2868,44
С5Н12
0,26
72
36,1
1962,61
40 град.-85 град.
3,59
71,91
62,5
27099,18
85 град.-120 град.
5,65
88,35
102,5
42649,13
120 град.-150 град.
6,5
104,06
135
49065,37
150 град.-170 град.
5,18
117,59
160
39101,32
170 град.-180 град.
0,59
126,3
175
4453,63
180 град.-190 град.
0,81
132,36
185
6114,30
190 град.-230 град.
3,7
148,39
210
27929,52
230 град.-290 град.
18,1
184,19
260
136628,18
290 град.-350 град.
25,36
258,4
324
191430,42
350 град. и выше
29,09
374,6
427
219586,40
H2О
0,5
18
100
3774,26
Итог.:
100
 
 
754851,83

     Молекулярную масу фракций определяем по этой формуле Воинова:
     Мфр=60+0,3Т+0,001Т2,
     Т – средняя температура кипения фракции, 0С
     ОпределениеДНП индивидуальных углеводородов
     Определение производится по этой формуле (4.2):
     Pi=exp(KANTi,0-(KANTi,1)/(KANTi,2+T))/760   [7, с.19]    	                  (4.2)
     где КANT - Константы Антуанна;
     Тi - температура кипения Компонентыов, К;
     Т - температура в точке ввода сырья, К.
     Константы Антуанна и значения давлений паров легких углеводородов показаны в таблицах 4.3 и 4.4 соответственно.
     
Таблица 4.4 - Константы Антуанна
Компонент
Константы Антуанна

А
В
С
С2Н6
15,66370
1511,420
-17,160
С3Н8
15,72600
1872,460
-25,160
С4Н10
15,67820
2154,900
-34,420
С5Н12
15,83330
2477,070
-39,940

     ОпределениеДНП нефтяных фракций
     Определение производится по этой формуле (4.3):
     ,                        [8, с.19]                      (4.3)
     где FT находится по этой формуле (4.4):
     ,	[8, с.19]	                (4.4)
     FT0i находится по этой формуле (4.5):
     ,                                  [8, с.19]                     (4.5)
     где TOi – температура кипения Компонентыов, К.
     




Таблица 4.5 – Значения ДНП нефтяных фракций
Компоненты
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
40 град.-85 град.
85 град.-120 град.
Давление паров, кПа
72,43
42,44
26,49
18,14
0,40
0,11
Компоненты
120 град.-150 град.
150 град.-170 град.
170 град.-180 град.
180 град.-190 град.
190 град.-230 град.
230 град.-290 град.
Давление паров, кПа
0,05
0,04
0,03
0,03
0,03
0,03
Компоненты
290-500





Давление паров, кПа
0,03







     Определениеконс. фазового равновесия
     Определение производится по этой формуле (4.6).
     
     
     
     [5, с.53]                  (4.6)
     где Рi – значения ДНПКомпонентыов,
           Р1 – давление в точке ввода сырья.
     Значения конс. фазового равновесия приведены в таблице 4.6
Таблица 4.6 – Константы фазового равновесия
Компоненты
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
40 град.-85 град.
85 град.-120 град.
Конс. фазового равновесия
25,870
15,160
9,460
6,480
0,140
0,040
Компоненты
120 град.-150 град.
150 град.-170 град.
170 град.-180 град.
180 град.-190 град.
190 град.-230 град.
230 град.-290 град.
Конс. фазового равновесия
0,020
0,010
0,010
0,010
0,010
0,010
Компоненты
360-500





Конс.фазового равновесия
1,0*10-9







Таблица 4.7 – Материальный баланс кол-ны К-1 с учетом ограничений по составу
Компоненты
Приход баланса
Отбор от потенциала
Расход баланса

Нефть

Бензин. фр.
Отбензиненная нефть

кг/ч
% мас.

кг/ч
% мас.
кг/ч
% мас.
С2Н6
150,97
0,02
100
150,97
0,13
-
-
С3Н8
2038,1
0,27
100
2038,1
1,78
-
-
С4Н10
2868,44
0,38
100
2868,44
2,51
-
-
С5Н12
1962,61
0,26
95
1864,4795
1,63
98,1305
0,02
40 град.-85 град.
27099,2
3,59
90
24389,262
21,33
2709,918
0,42
85 град.-120 град.
42649,1
5,65
85
36251,7605
31,7
6397,3695
1,00
120 град.-150 град.
49065,4
6,5
70
34345,759
30,03
14719,611
2,30
150 град.-170 град.
39101,3
5,18
30
11730,396
10,27
27370,924
4,27
170 град.-180 град.
4453,63
0,59
10
445,363
0,389
4008,267
0,63
180 град.-190 град.
6114,3
0,81
2
122,286
0,107
5992,014
0,94
190 град.-230 град.
27929,5
3,7
 
-
-
27929,52
4,36
230 град.-290 град.
136628
18,1
 
-
-
136628,18
21,34
290-350
191430
18,1
 
-
-
191430,42
29,90
350 град. и выше
219586
25,36
 
-
-
219586,4
34,30
H2О
3774,26
0,5
10
377,426
0,013
3396,834
0,53
Итог.:
754852
100
 
114584,242
100
640267,59
100
	

     Определение доли отгона верхнего продукта в блоке конденсации
     Доля отгона e' находится методом постепенного приближения.
     ???(y_i^')/(1+e^'?(k_i-1) )=1?					[5,с.46]                    (4.13)
     где    yi' – мольный состав верхнего продукта;
     Ki– константа фазового равновесия i-го Компонентыа в условиях блока конденсации;
     е' – мольная доля отгона.
     Определение мольного состава в равновесных паровой (Yi) и жидкой(Xi) фаз  ведется по уравнениям.
     X_i=(y_i^')/(1+e^'?(k_i-1) )					     [5,с.46]                    (4.14)   
     Y_i=(k_i?y_i^')/(1+e^'?(k_i-1) )= k_i?x_i			          [5,с.46]                    (4.15)   
     
Таблица 4.8 – Исходные данные для Определениеа доли отгона в блоке конденсации на основе принятых температуры и давления
Компонентыы верхнего продукта
Массовые доли
Мольные доли
Давление насыщенных паров, Pi
Константа фазового равновесия
С2Н6
0,13
0,0012
72,43
25,87
С3Н8
1,78
0,0111
42,44
15,16
С4Н10
2,51
0,0119
26,49
9,46
С5Н12
1,63
0,0066
18,14
6,48
40 град.-85 град.
21,33
0,0907
0,40
0,14
85 град.-120 град.
31,7
0,1162
0,11
0,04
120 град.-150 град.
30,03
0,1135
0,05
0,02
150 град.-170 град.
10,27
0,0800
0,04
0,01
170 град.-180 град.
0,389
0,0085
0,03
0,01
180 град.-190 град.
0,107
0,0111
0,03
0,01
190 град.-230 град.
-
-


230 град.-290 град.
-
-


290-350
-
-


350 град. и выше
-
-


H2О.......................