Здесь можно найти образцы любых учебных материалов, т.е. получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


дипломная работа Проект установки АВТ мощностью 2,5 млн тонн в год

Информация:

Тип работы: дипломная работа. Добавлен: 21.08.2012. Сдан: 2011. Страниц: 33. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Нормтивные ссылки…………………………………………………………….9
Термины и сокращения…………………………………………………………13
Введение…………………………………………………………………………14
    Теоретический раздел.…..……………………………………………………... 16
      1.1 Литературный обзор….………....………………………………………16
      1.2 Выбор и обоснование способа производства и технологической схемы…………………………………………………………………….……...35
2  Технологический раздел……………………………………………………….36
      2.1 Описание технологической схемы……………………………………36
      2.2 Характеристика сырья и вспомогательных  материалов……………..39
      2.3 Характеристика продукции……………………………………………43
      2.4 Материальный расчет производства………………………………….50
      2.5 Расчет и выбор технологического  оборудования……………………52
      2.6 Тепловой баланс……………………………………………………......60
3 Стандартизация, метрологическое обеспечение и аналитический контроль производства……………………………………………………………………71
4 Безопасность жизнедеятельности…………………………………………...77
      4.1 Производственная санитария и гигиена………………………………78
            4.1.1 Средства коллективной  защиты работающих от воздействия  опасных и вредных факторов………………………………………………….79
            4.1.2 Индивидуальные  средства защиты работающих……………80
      4.2 Пожарная безопасность………………………………………………..82
5 Организационно-экономический  раздел……………………………………85
     5.1 Капитальные вложения в производство…...…………………………..89
     5.2  Производственная программа и  маркетинговая политика….…….....90
     5.3 Эксплуатационные расходы производства…..………………..………90
            5.3.1 Определение материальных затрат на производство……….91
            5.3.2 Расчет численности  фонда оплаты труда промышленно-производственного  персонала (ППП)…………………………………………92
            5.3.3 Определение амортизационных  отчислений………………...97
            5.3.4 Расчет себестоимости продукции…………………………….98
      5.4 Прибыль и рентабельность производства, точка безубыточности …101
      5.5 Основные технико-экономические показатели производства………103
Заключение……………………………………………………………………..104
Список использованных источников…………………………………………105 

    Иллюстративная  часть ВКР
    ККУТТ.240404.01ДП.ХС. Характеристика сырья на одном листе формата А1.
    ККУТТ.240404.01 ДП.Т3. Технологическая схема на одном листе формта А1.
    ККУТТ.240404.01.ДП.ВО. Вакуумная колонна К-3. Чертёж общего вида на одном листе формата А1.
    ККУТТ.240404.01.ДП.МБ. Материальный баланс на одном листе формата А1.
    ККУТТ.240404.01.ДП.ОЭ. Технико-экономические показатели производства на одном листе формата А1.
 


       Нормативные ссылки 

       В настоящей дипломной работе использованы ссылки на следующие нормативные  документы: 

       ГОСТ  Р 8.000-2000 ГСИ. Государственная система обеспечения единства измерений. Основные положения;
       ГОСТ  Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений;
       ГОСТ  Р 51858 –2002 Нефть. Общие технические условия;
       ГОСТ 2.004-88 ЕСКД. Общие требования к выполнению конструкторских и технологических документов на печатающих и графических устройствах вывода ЭВМ;
       ГОСТ 2.102-68 ЕСКД. Виды и комплектность  конструкторских документов;
       ГОСТ 2.103-68 ЕСКД. Стадии разработки;
       ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи;
       ГОСТ 2.106-96 ЕСКД. Текстовые документы;
       ГОСТ 2.109-73 ЕСКД. Основные требования к чертежам;
       ГОСТ 2.111- 68 ЕСКД. Нормоконтроль;
       ГОСТ 2.113-75 ЕСКД. Групповые и базовые  конструкторские документы;
       ГОСТ 2.119-73 ЕСКД. Эскизный проект;
       ГОСТ 2.120-73 ЕСКД. Технический проект;
       ГОСТ 2.201-80 ЕСКД. Обозначение изделий и  конструкторских документов;
       ГОСТ 2.301-68 ЕСКД. Форматы;
       ГОСТ 2.302-68 ЕСКД. Масштабы;
       ГОСТ 2.303-68 ЕСКД. Линии;
       ГОСТ 2.304-68 ЕСКД. Шрифты чертежные;
       ГОСТ 2.305-68 ЕСКД. Изображения-виды, разрезы, сечения;
       ГОСТ 2.307-68 ЕСКД. Нанесение размеров и  предельных отклонений;
       ГОСТ 2.315-68 ЕСКД. Изображения упрощенные и условные крепежных деталей;
       ГОСТ 2.316-68 ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований и таблиц;
       ГОСТ 2.318-81 ЕСКД. Правила упрощенного нанесения  размеров отверстий;
       ГОСТ 2.321-84 ЕСКД. Обозначения буквенные;
       ГОСТ 2.601-95 ЕСКД. Эксплуатационные документы;
       ГОСТ 2.605-68 ЕСКД. Плакаты учебно-технические. Общие технические требования;
       ГОСТ 2.701-84 ЕСКД. Схемы. Виды и типы. Общие  требования к выполнению;
       ГОСТ 2.721-74 ЕСКД. Обозначения условные графические  в схемах. Обозначения общего применения;
       ГОСТ 2.782-68 ЕСКД. Обозначения условные графические. Насосы и двигатели гидравлические и пневматические;
       ГОСТ 2.793-79 ЕСКД. Обозначения условные графические. Элементы и устройства машин и  аппаратов химических производств;
       ГОСТ 2.794-79 ЕСКД. Обозначения условные графические. Устройства питающие и дозирующие;
       ГОСТ 3.1102-81 ЕСТД. Стадии разработки и виды документов;
       ГОСТ 3.1103-82 ЕСТД. Основные надписи;
       ГОСТ 3.1105-84 ЕСТД. Формы и правила оформления документов общего назначения;
       ГОСТ 3.1127-93 ЕСТД. Общие правила выполнения текстовых технологических документов;
       ГОСТ 3.1128-93 ЕСТД. Общие правила выполнения графических технологических документов;
       ГОСТ 3.1201-85 ЕСТД. Система обозначения  технологической документации;
       ГОСТ 7.1-2003 СИБИД. Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила составления;
       ГОСТ 7.9-95 СИБИД. Реферат и аннотация. Общие  требования;
       ГОСТ 7.12-93 СИБИД. Библиографическая запись. Сокращения слов на русском языке. Общие  требования и правила;
       ГОСТ 7.80-2000 СИБИД. Библиографическая запись. Заголовок. Общие  требования и правила составления;
       ГОСТ 7.82-2001 СИБИД. Библиографическая запись. Библиографическое описание электронных ресурсов. Общие требования и правила составления;
       ГОСТ 8.417-2002 ГСИ. Единицы величин;
       ГОСТ 19.104-78   ЕСПД. Основные надписи;
       ГОСТ 19.202-78 ЕСПД. Спецификация. Требования к  содержанию и оформлению;
       ГОСТ 19.404-79 ЕСПД. Пояснительная записка. Требования к содержанию и оформлению;
       ГОСТ 19.502-78 ЕСТД. Описание применения. Требования к содержанию и оформлению;
       ГОСТ 21.101-97 СПДС. Основные требования к проектной  и рабочей документации;
       ГОСТ 21.110-95 СПДС. Правила выполнения спецификации оборудования, изделий и материалов;
          ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Методы определения фракционного состава;
           ГОСТ 3900-85 Нефтепродукты. Методы определения плотности;
       ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости;
       ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей;
       ГОСТ 511-82 Топливо для двигателей. Моторный метод определения октанового числа;
       ГОСТ 5066-91 Топлива моторные. Методы определения  температуры помутнения, начала кристаллизации и кристаллизации;
       ГОСТ  Р 51859-2002 Нефтепродукты. Определение серы ламповым методом;
       ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения  наличия водорастворимых кислот и щелочей;
       ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб;
        Р 50-77-88 Рекомендация. ЕСКД. Правила выполнения диаграмм;
        ОК (МК (ИСО/ИНФКО МКС) 001-96) 001-2000 Общероссийский классификатор стандартов;
       СНиП 2.11.03–93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы;
       ОК 015-94 Общероссийский классификатор  единиц измерения;
       РД 39-135-94 (ГП "Роснефть") / РД 51-1-95 (РАО "Газпром"). Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов;
       РД 39-00-148317-001-94. Классификация помещений, зданий, сооружений и наружных установок предприятий нефтяной и газовой промышленности по взрывопожароопасности;
       ВНТП 81-85. Нормы технологического проектирования предприятий по переработке нефти  и производству продуктов органического  синтеза;
       НПБ 105-03. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности;
       ПБ 08-622-03. Правила безопасности для  газоперерабатывающих заводов и производств;
       ПБ  09-540-03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств;
       ПБ 09-563-03. Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств;
       ПБЭ НП-2001. Правила безопасной эксплуатации и охраны труда для нефтеперерабатывающих  производств;
       ВУПП-88. Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
 


    Термины и сокращения
    Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) – совокупность отраслей по добыче и производству топлива  и энергии, а также транспортировке  и распределению этих продуктов;
       НПЗ – нефтеперерабатывающий завод;
       НК  – нефтяная компания;
       АВТ – атмосферно – вакуумная трубчатая установка
       АТ  – атмосферная трубчатая установка;
       и т.п. – и тому подобное;
       др. – другие;
       ДЦО – дизельное циркуляционное орошение;
       КЦО – керосиновое циркуляционное орошение;
       ИТК – истинная температура кипения;
       р. т. – реактивное топливо;
       д. т. – дизельное топливо;
       ОИ  – однократное испарение;
       ЭЛОУ  – электролитическая обессоливающая установка;
       Т.к. – так как;
       ЛВГ – легкий вакуумный газойль;
       ТВГ – тяжелый вакуумный газойль
 

        Введение

       Нефтегазовый  комплекс является одной из основных отраслей экономики страны и определяет в целом финансовое состояние России, так как является самым большим поставщиком валюты в бюджет, и определяет величину стабилизационного резервного фонда. Несмотря на существующий рост нефтедобычи и нефтепереработки нефтегазовый комплекс имеет ряд существенных проблем.
       В структуре производства и потребления  РФ значительно больший удельный вес занимают тяжелые остаточные нефтепродукты. Выход светлых близок к их потенциальному содержанию в нефти (48-49%), что указывает на низкое использование вторичных процессов глубокой переработки нефти в структуре отечественной нефтепереработки. Средняя глубина переработки нефти (отношение светлых нефтепродуктов к объему переработки нефти) составляет около 62- 63%. Для сравнения, глубина переработки на НПЗ промышленно развитых стран составляет 75-80% (в США — около 90%) [1].  На отечественных заводах недостаточно развиты процессы гидроочистки дистиллятов, отсутствует гидроочистка нефтяных остатков.
       Сравнивая мощности углубляющих и облагораживающих процессов на предприятиях Российской Федерации с аналогичными данными  по зарубежным странам, можно отметить, что удельный вес мощностей каталитического  крекинга в 3 раза меньше, чем в ФРГ, в 6 раз меньше, чем в Англии, и в 8 раз ниже по сравнению с США. До сих пор практически не используется один из прогрессивных процессов — гидрокрекинг вакуумного газойля. Такая структура все меньше соответствует потребностям национального рынка, поскольку приводит к избыточному производству мазута при дефиците высококачественных моторных топлив.
       Спад  производительности головного и  вторичных процессов лишь отчасти является следствием снижения поставок нефти на нефтеперерабатывающие предприятия и платежеспособного спроса потребителей, и обусловлен большой изношенностью технологического оборудования. Из более 600 основных технологических установок отечественных НПЗ только 5.2%  имеют срок эксплуатации менее 10 лет. Подавляющее же большинство (67.8%) введено в строй более 25 лет назад и требует замены [2]. Состояние установок первичной перегонки в Российской Федерации в целом наиболее неудовлетворительное. Прямым следствием неудовлетворительного состояния основных фондов нефтеперерабатывающей промышленности является высокая себестоимость и низкое качество товарных нефтепродуктов. Таким образом, назрела острая необходимость в строительстве новых перерабатывающих мощностей и реконструкции старых. В этих условиях выглядит обоснованным строительство атмосферно-вакуумной трубчатой установки, позволяющей увеличить степень переработки нефти. Комбинирование АВТ с установкой гидрокрекинга вакуумного газойля позволит обеспечить дополнительную выработку моторных топлив, что выглядит особенно привлекательно ввиду последних повышений цен на автобензины и дизельные топлива.
 


     1 Теоретический раздел 

       1.1 Литературный обзор 

     Первичной переработкой (прямой перегонкой) называют процесс получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения, без термического распада компонентов, составляющих дистиллят. Этот процесс можно осуществлять на кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме.
     Первые  нефтеперегонные установки в  России были построены в 1745 г. в Ухте, затем в Моздоке и Баку. Это  были кубовые установки периодического действия. К концу 70-х годов прошлого столетия таких установок насчитывалось несколько сотен [1].
     В 1885 г. А. Ф. Инчиком в г. Баку была сооружена первая в мире непрерывно действующая кубовая батарея, названная впоследствии «нобелевской». Она состояла более чем из десяти горизонтальных кубов, расположенных террасами, так что нефть самотеком перетекала из куба в куб. Перегонный куб был снабжен жаровыми трубами и маточником для ввода в сырье водяного пара (до 20% на дистиллят). В кубах происходил отгон нефтяных фракций, пары которых поступали в конденсаторы и холодильники, где конденсировались и охлаждались. Конденсат самотеком попадал в сортировочное отделение, где смешивался с другими конденсатами, образуя товарные фракции, которые направлялись на очистку серной кислотой и щелочью от нежелательных компонентов (непредельных углеводородов, нафтеновых кислот и смол). В последнем кубе поддерживалась температура сырья около 320° С. Для улавливания легчайших фракций и сообщения кубов с атмосферой служил скруббер, орошаемый холодной водой. Четкость погоноразделения была низкой.
     В годы восстановительного периода нефтяной промышленности СССР кубовые установки  были реконструированы и оснащены ректификационными колоннами. Благодаря последним четкость погоноразделения повысилась, качество товарных продуктов улучшилось. Однако малая производительность, большое число аппаратов, их высокая стоимость, громоздкость и пожарная опасность препятствовали развитию модернизированных кубовых батарей на нефтеперерабатывающих заводах.
     Аналогично  обстояло дело с перегонкой мазута для получения масляных дистиллятов  на масляных кубовых батареях. Конструкция  масляных батарей впервые была разработана  инженерами В.Г. Шуховым и И.И. Единым. На этих батареях перегонка осуществлялась в вакууме и с водяным паром  с целью снизить температуру перегонки, не допуская разложения углеводородов, входящих в состав масляных дистиллятов. Куб масляной батареи не имел жаровых труб и топка находилась под кубом.
     Пары  масляных дистиллятов и водяной  пар направлялись через дефлегматоры и конденсаторы-холодильники в емкости для масляных фракций приемно-сортировочного отделения. Несконденсировавшиеся пары, водяной пар и газообразные продукты распада поступали в барометрический конденсатор. Водяные и масляные пары конденсировались, а газообразные углеводороды отсасывались пароструйными эжекторами. В приемно-сортировочном отделении масляные дистилляты компаундировались (смешивались) для получения товарных масляных дистиллятов заданной вязкости. Очистка масляных дистиллятов от продуктов распада, смол и нафтеновых кислот проводилась также серной кислотой и щелочью.
     При реконструкции масляных кубовых  батарей их оснащали «головными» или «хвостовыми» трубчатками. В «головной» трубчатке отгоняли газойль и другие легкие фракции, а остаток перетекал в перегонные кубы. Сырьем «хвостовых» трубчаток являлся горячий гудрон (полугудрон) из последнего куба. Его прокачивали через трубчатую печь в испаритель. Здесь в вакууме и при большом расходе водяного пара доиспарялись высоковязкие масляные дистилляты.
     Сложность аппаратурного оформления, высокая  пожарная опасность и низкие качества получаемых масел препятствовали дальнейшему развитию строительства масляных кубовых батарей. Они, как и керосиновые кубовые батареи, уступили свое место высокопроизводительным трубчатым установкам — атмосферным и вакуумным, рассматриваемым ниже. Впервые подобного рода установки для перегонки нефтей были запатентованы в 1890—1891 гг. В. Г. Шуховым и С. Г. Гавриловым. Однако их строительство в СССР началось лишь в 1925 г. в Баку и Грозном.
     На  трубчатых установках перегонка  осуществлялась по принципу однократного испарения, что позволило снизить температуру нагрева сырья, а следовательно, уменьшить разложение сырья и повысить качество дистиллятов. Кроме того, трубчатые установки отличались большим тепловым к. п. д., меньшими удельными капитальными вложениями и эксплуатационными расходами.
     На  современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в  состав всех нефтеперерабатывающих  заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).
     Получившие  широкое распространение вторичные  методы переработки нефти повысили требования к четкости погоноразделения, к более глубокому отбору средних и тяжелых фракций нефтей. В связи с этими требованиями на нефтезаводах стали совершенствовать конструкции ректификационных колонн, увеличивая в них число тарелок и повышая их эффективность, применять вторичную перегонку, глубокий вакуум, брызгоотбойные средства, противо-пенные присадки и т. д.   Наряду с повышением мощности установок по первичной переработке нефтей стали комбинировать этот процесс нефти с другими технологическими процессами, прежде всего с обезвоживанием и обессоливанием, стабилизацией и вторичной перегонкой бензина (с целью получения узких фракций), с каталитическим крекингом, коксованием и др. Производительность некоторых установок по первичной переработке нефтей составляет 6— 7 млн. т/год. Маломощные установки первичной переработки нефтей модернизируются или заменяются более производительными, отвечающими современному уровнютехники.
     В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (AT), вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).
     По  числу ступеней испарения различают  трубчатые установки одно-, двух-, трех- и четырехкратного испарения. На установках однократного испарения из нефти в одной ректификационной колонне при атмосферном давлении получают все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.
     На  установках двухкратного испарения перегонка до гудрона осуществляется в две ступени: сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы осуществляются в двух ректификационных колоннах; в первой из них поддерживается атмосферное давление, во второй  вакуум. Двухкратное испарение нефтей до мазута может также осуществляться при атмосферном давлении в двух ректификационных колоннах; в первой  отбирают только бензин и остатком перегонки является отбензиненная нефть; во второй отбензиненная нефть, нагретая до более высокой температуры, перегоняется до мазута. Подобные двухколонные установки относятся к группе атмосферных (AT).
     На  установках трехкратного испарения  перегонка нефти осуществляется в трех колоннах: двух атмосферных и одной вакуумной. Разновидностью установки трехкратного испарения нефти является установка АВТ с одной атмосферной и двумя вакуумными колоннами. Вторая вакуумная колонна предназначена для доиспарения гудрона, в ней поддерживается более глубокий вакуум, чем в основной вакуумной колонне.
     Установка четырехкратного испарения представляет собой установку АВТ с отбензинивающей атмосферной колонной в головной части и доиспарительной вакуумной колонной для гудрона к концевой части.
     Рассмотрим  более подробно схемы трубчатых  установок. 

       Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные  трубчатые 
  установки 

     Установки однократного испарения нефти. На этих установках стабилизированная и обессоленная нефть (рисунок 1.1) прокачивается через теплообменники 4 и змеевик трубчатой печи 1 в ректификационную колонну 2. Наверху этой колонны избыточное давление составляет около 0,2 am, что соответствует гидравлическому сопротивлению конденсатора; вниз колонны подается перегретый водяной пар. Из колонны отбирают различающиеся по температуре кипения фракции: бензиновую, лигроиновую, керосиновую, газойлевую, соляровую и другие. Низкокипящие компоненты из лигроиновой фракции отгоняются в отпарной колонне 3, снабженной кипятильником. Установка перерабатывает до 1000 т/сутки легкой нефти. Выход фракций составляет: бензиновой 26—30%, лигроиновой 7—14%, керосиновой 5—8%, газойлевой и соляровой 19—20%, легкого и тяжелого парафинистого дистиллятов 15—18%, остальное — гудрон. В ректификационной колонне ниже ввода сырья установлено 6 тарелок, выше ввода — 32 тарелки; кроме того, в каждой из пяти внутренних отпарных секций, (стриппингов) вмонтировано по 3 тарелки, т. е. всего 53 тарелки. Расход топлива составляет 2,5%, водяного пара подается 6% на нефть.
     Положительными  особенностями одноступенчатой  трубчатой установки являются меньшее число аппаратов и, как следствие, меньшая длина коммуникационных линий; компактность; меньшая площадь, занимаемая установкой; более низкая температура нагрева сырья в печи; отсутствие вакуумных устройств; меньший расход топлива и водяного пара. К недостаткам таких установок относятся высокие гидравлические сопротивления потоку сырья в теплообменниках и трубах печи и, как следствие, повышенный расход энергии для привода сырьевого насоса; повышенное противодавление в трубах и кожухе теплообменной аппаратуры и, в связи с этим, вероятность попадания нефти в дистилляты при нарушении герметичности теплообменников.
     
     1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная  колонна; 3 — отпарная колонна; 4 — теплообменники; 5 — холодильники; 6 — конденсатор-холодильник. Линии: I — нефть; II — верхний продукт; III — боковые продукты; IV — гудрон;   V — водяной пар; VI — вода. 

     Рисунок 1.1- Схема трубчатой установки для перегонки нефти до гудрона 
 
 
 

     
     1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; 3 — конденсатор-холодильник; 4 — водоотделитель; 5 — отпарные колонны; 6 — теплообменники; 7 — холодильники.
     Линии: I — нефть; II — сухой газ; III — верхний продукт; IV — боковые фракции; V— полугудрон; VI—водяной пар. 

     Рисунок 1.2 - Схема трубчатой установки  для перегонки нефти до полугудрона 

     Работа  установки однократного испарения  упрощается при перегонке нефтей до мазута или полугудрона. Особенностью этой установки является применение промежуточного циркуляционного орошения и выносных отпарных секций для каждого из боковых погонов. На трубчатых установках однократного испарения можно успешно перерабатывать только тщательно стабилизированные и обессоленные нефти. В противном случае трубы теплообменников и печей забиваются солями, что приводит к повышению давления на сырьевом насосе и способствует прогару печных труб. 
 

     Установки двукратного испарения нефти  до мазута 

     Для этих установок характерно предварительное  частичное испарение нефти перед  поступлением в трубчатую печь. Испарение  может происходить в испарителе (пустотелой колонне), либо в ректификационной колонне с тарелками. Испаритель применяют в тех случаях, когда в качестве сырья служит стабилизированная (дегазированная), слегка обводненная и не содержащая сероводорода нефть. Нефти же, содержащие растворенные газы (включая сероводород), воду и соли, направляют в отбензинивающую ректификационную колонну.
     Вариант с испарителем был реализован в схемах трубчатых установок, названных  «Советскими трубчатками» и спроектированных в 1935—1936 гг. Гидрогазнефтью для перегонки стабильных нефтей Азербайджана. Впоследствии такие установки применяли и на других заводах Советского Союза. В 1962 г. был разработан проект реконструкции «Советских трубчаток», предусматривающий повышение их производительности и возможность работы на нестабилизированных нефтях. Кроме того, предусматривалось максимальное использование тепла промежуточного циркуляционного орошения для предварительного нагрева нефти и сокращение до минимума количества острого орошения в основной колонне. Тарелки для отбора боковых погонов были переоборудованы под «глухие», так что вся жидкость с этих тарелок перетекала в отпарные колонны, где обрабатывалась водяным паром. Одновременно была увеличена поверхность теплообменников и холодильников, поршневые насосы заменены на центробежные, установлены новые насосы, а трубы пароперегревателя в печи переобвязаны на подогрев сырья. Для борьбы с коррозией конденсационной аппаратуры в шлемовые трубы колонны вводили газообразный аммиак. 
 

     
     1 — печи; 2 — испаритель; 3 — ректификационная колонна; 4 — конденсатор бензина; 5 — водоотделитель; 6 — газосепаратор (емкость орошения); 7 — колонны для защелачивания бензина; 8 — отпарные колонны; 9 — холодильники; 10 —теплообменники. 

     Линии: I — газ; II — фракция н. к. — 140° С; III — водяной пар; VI — фракция 140— 240° С; V — нефть; VI — фракция 240—300° С; VII — фракция 300—350° С; VIII — мазут;
     IX — орошение. 

     Рисунок 1.3 - Схема установки двухкратного испарения с испарителем 

     Схема установки после реконструкции  приведена на рисунке 1.3. Обессоленная нефть V двумя потоками прокачивается через теплообменники 11 и водогрязеотделитель 12 и с температурой около 200° С поступает в испаритель 2, где разделяются паровая и жидкая фазы. Паровая фаза направляется в основную колонну 3 , туда же после нагрева в печи 1 до 330—340° С поступает и жидкая фаза. Колонна 3 имеет 31 тарелку в концентрационной части, тепло отводится промежуточным циркуляционным орошением с 10, 17 и 25 тарелок, считая снизу.
     В качестве боковых погонов отбираются фракции 140—240, 240—300 и 300—350° С. Головным продуктом колонны является бензин II (н. к. —140° С). Пары его проходят конденсатор 4, конденсат поступает в водоотделитель 5 и газосепаратор 6. Часть конденсата используется в качестве орошения IX, а балансовое количество направляется на щелочную промывку в колонну 7 и далее в товарный парк. Несконденсировавшиеся углеводороды I направляются на газофракционирующую установку. Остатком колонны является мазут.
     Большое распространение имеют установки  двухкратного испарения, в которых вместо испарителя установлена отдельная ректификационная колонна. На таких установках (рисунок 1.4) нефть 1 несколькими параллельными потоками прокачивается через группу теплообменников 7 в среднюю часть колонны предварительного испарения 1. Пары бензина и воды вместе с растворенными в нефти углеводородными газами и сероводородом проходят через конденсатор-холодильник 6 в газосепаратор 5. Газ III из газосепаратора направляется на газофракционирующую установку, а бензин частично подается в колонну в качестве орошения, остальное его количество подается в стабилизационную колонну 4. Головным продуктом этой колонны, работающей под давлением, является сжиженный газ IV, также направляемый на газофракционирующую установку. Отбензиненная нефть II из колонны 2 прокачивается по змеевику печи 1 в основную колонну 3 под 7-ую тарелку, считая снизу [1]. 

      1 — трубчатая печь; 2 — отбензинивающая колонна; 3 — основная атмосферная колонна; 4 — стабилизационная колонна; 5 — газосепаратор (емкость орошения); 6 — конденсатор-холодильник; 7 — теплообменник; 8-— отпаряая колонна; 9 — паровой подогреватель.
       Линии: I — сырая нефть; II — отбензиненная нефть; III — сухой газ; IV — сжиженный газ; V — тяжелый бензин; VI — стабильный бензин; VII — боковые продукты; VIII — мазут; IX — вода; Х — водяной пар; XI — орошение. 

     Рисунок 1.4- Схема установки двухкратного испарения с отбензинивающей колонной
     Всего в колонне 40 тарелок. Ее головным продуктом  является тяжелый бензин V, пары которого, пройдя конденсатор-холодильник 6, поступают в газосепаратор 5, а оттуда частично на орошение в колонну 3, а остальное количество после выщелачивания и промывки водой на компаундирование со стабильным бензином VI из колонны 4. На установке отбираются также фракции VII авиационного керосина, дизельного топлива и снизу колонны 3 мазут. 
 
 
 
 
 
 

     Атмосферно-вакуумные  установки 
     Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефтей. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий, меньшее число промежуточных емкостей, компактность, удобство обслуживания, возможность более полного использования тепла  дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат, большая производительность труда.
     В 1947—1953 гг. сооружались АВТ мощностью 0,5 млн. т/год нефти, затем их мощность была доведена до 0,8—1 млн. т/год. В последующие годы были сооружены АВТ мощностью 1, 2, 3 и 6 млн. т/год. В настоящее время ведутся работы по созданию АВТ мощностью 10—12млн./г.
     На  рисунке 1.5 представлена технологическая  схема атмосферно-вакуумной установки  топливного профиля, предназначенной  для переработки сернистой нефти. Газойль, отбираемый сверху вакуумной колонны, представляет собой широкую фракцию и используется как исходное сырье для каталитического крекинга. Составными частями такой установки являются атмосферная колонна 2 и две последовательно работающие вакуумные колонны 4 и 5. В первой из них отбираются три масляных дистиллята и полугудрон VII — в остатке. Часть остатка используется как сырье для получения остаточного масла, остальная через змеевик печи подается во вторую вакуумную колонну, работающую при остаточном давлении 10—15 мм рт. cm. В этой колонне получают тяжелое дистиллятное сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга. Остатком перегонки является гудрон XIII, используемый как дорожный  битум. Лигроиновая фракция направляется на каталитический риформинг. Широко используется промежуточное циркуляционное орошение.  Особый интерес представляет вакуумсоздающая аппаратура в виде эжекторов и поверхностных конденсаторов вместо барометрических.
     При помощи такой системы создается  более глубокий вакуум, а нефтеперерабатывающий завод и водоемы избавлены от загрязненных сероводородом потоков воды. Меньшее остаточное давление во второй колонне и хорошее фракционирование позволяют уменьшить коксуемость и содержание металлов в дистиллятах, направляемых на каталитический крекинг и на производство масел.
     
     1 — трубчатые печи; 2 — атмосферная колонна; 3 — вакуумная колонна; 4 — отпарная колонна; 5 — конденсатор-холодильник; 6 — водоотделитель; 7 — теплообменник;   8 — холодильник; 9 — барометрический конденсатор;. Линии: I — нефть; II — боковой продукт; III — верхний продукт; IV — газ; V — мазут; VI — гудрон; VII — водяной пар; VIII — вода; IX — несконденсировавшиеся пары и газы. 

     Рисунок 1.5 - Атмосферно-вакуумная установка  для перегонки сернистой нефти
     Существуют  схемы установок АВТ четырехкратного испарения: с двумя атмосферными колоннами и двумя вакуумными. В качестве испаряющегося агента используют газойль. Как следует из схемы, полугудрон V из первой вакуумной колонны 4 перед входом в печь 1 смешивается с газойлем XIV. Нагретая в печи смесь подается во вторую вакуумную колонну 5, где отбираются три продукта: циркулирующий газойль XIV, вязкий масляный дистиллят IV и остаток — гудрон VI. 

     Комбинированные установки
     Все возрастающая мощность строящихся и  проектируемых нефтеперерабатывающих заводов требует комплектования их минимальным числом технологических установок, что снижает капиталовложения, сокращает сроки строительства заводов. Решение этой задачи достигается как повышением производительности технологических установок, так и комбинированием процессов на одной установке.
     Комбинирование  процессов первичной перегонки  и термического крекинга практиковалось на заводах СССР с 30-х годов. Трудности при эксплуатации и ремонте таких установок были успешно преодолены. Накопленный опыт и современный уровень развития автоматики, телемеханики, дистанционного управления и регулирования технологических процессов позволяют расширить область применения комбинированных установок и сделать их надежными в работе. Основное внимание было уделено созданию прямой перегонки и других процессов переработки нефти.
     Возможны  различные комбинации процессов  на одной установке: ЭЛОУ — АТ; АВТ — вторичная перегонка широкой бензиновой фракции; первичная перегонка нефти — каталитический крекинг вакуумного газойля — деструктивная перегонка гудрона; первичная перегонка нефти — коксование мазута в кипящем слое кокса [1]. 
 
 
 
 

     
     1-электродегидратор;  2 — отбензинивающая колонна; 3 — основная атмосферная колонна; 4 — вакуумная колонна; 5 — стабилизационная колонна; 6 — абсорбер; 7- атмосферная печь; 8- теплообменники; 9-конденсаторы-холодильники;    10 — газосепараторы;  11-отпарные колонны; 12барометрический конденсатор; 13эжектор; 14паровые подогреватели; 15 — вакуумная печь.
     Линии: I — сырая нефть; IIобезвоженная и обессоленная нефть; IIIотбензиненная   нефть; IVмазут; V — стабильный бензин; VI боковые продукты атмосферной колонны; VIIбоковые продукты вакуумной колонны; VIIIгудрон; IXводяной пар; X - оборотная вода; XI -аммиачная вода; XII - сухой газ;  XIII – сжиженный газ; XIV несконденсировавшиеся пары и газы; XV -легкий бензин; XVI - горячая струя; XVII - тяжелый   бензин; XVIII- вода,  деэмульгатор и щелочь. 

     Рисунок 1.6 – Схема комбинированной установки  – ЭЛОУ-АВТ 

     Технологическая схема комбинированной установки ЭЛОУ — АВТ приведена на рисунке 1.6. Подогретая в теплообменниках 8 нефть I с температурой 120—140° С в дегидраторах 1 подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть дополнительно подогревается в других теплообменниках и с температурой 220° С поступает в колонну 2. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина XV. Остаток III снизу колонны 2 подается в печь 7, где нагревается до 330° С, и поступает в колонну 3. Часть нефти из печи 7 возвращается в колонну 2 в качестве горячей струи. Сверху колонны 3 отбирается тяжелый бензин XVII, а сбоку через отпарные колонны 11 фракции VI (140-240, 240-300 и 300-350° С). Мазут IV снизу колонны 3 подается в печь 15, где нагревается до 420° С, и поступает в вакуумную колонну 4, работающую при остаточном давлении 60 мм рт. cт. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары XIV сверху колонны 4 поступают в барометрический конденсатор 12, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором 13. Боковыми погонами колонны 4 являются фракции VII, остатком — гудрон VIII. В результате комбинирования АВТ и ЭЛОУ достигается более эффективная переработка нефти, снижается себестоимость продукции за счет снижения доли затрат на энергоносители и компенсацию теплопотерь.

       Основные схемы  вакуумной перегонки мазута

       Перегонку остатка из атмосферной колонны  — мазута — осуществляют при  пониженном давлении на вакуумном блоке  установок АВТ. Если перегонять мазут для разделения его на фракции при атмосферном давлении (или близком к нему), это потребует нагрева его до 400°С и выше. При этом высокомолекулярные углеводороды и тяжелые смолистые соединения, входящие в состав мазута, будут, наряду с перегонкой, расщепляться с образованием кокса, газов разложения и более легких углеводородов. Естественно, качество целевых продуктов, получаемых в столь жестких термических условиях не будет отвечать заданной цели, например, получению масляных фракций или сырья для каталитического крекинга.
       Чтобы этого не произошло, при перегонке  мазута следует понизить давление, вплоть до создания остаточного давления в системе порядка 20-40 мм рт. ст., и понизить парциальное давление нефтяных паров в колонне. Такая схема перегонки осуществляется в вакуумных колоннах. Вакуум создается специальными аппаратами (барометрическими или поверхностными конденсаторами) за счет конденсации водяных паров в вакуумсоздающей системе и отсасывания несконденсированной части нефтяных паров и газов с помощью паровых эжекторов. Механизм работы вакуумсоздающих аппаратов будет освещен ниже. При перегонке мазута под вакуумом практически исключается его разложение и достигается желаемое качество дистиллятов.
       На  современных установках вакуумной  перегонки мазута реализуются в  основном две схемы: перегонка мазута с однократным испарением всех фракций и разделением их в одной вакуумной колонне и перегонка мазута с двухкратным испарением и разделением отгоняемых фракций в двух вакуумных колоннах [3].
       Получаемые  продукты при вакуумной перегонке  могут быть использованы либо в качестве сырья для каталитического крекинга или гидрокрекинга, либо в качестве масляных фракций, которые после соответствующего облагораживания (гидрообработки, селективной очистки, каталитической депарафинизации либо низкотемпературной депарафинизации в среде растворителей, контактной доочистки и др.) могут являться различными базовыми маслами.
       Как правило, для получения вакуумных  газойлей с пределами выкипания 350-500°С в качестве сырья каткрекинга или гидрокрекинга вполне достаточно однократного испарения.
       Если  же необходимо получить сырье для  производства масел, предпочтительна двухколонная схема вакуумной перегонки. В первой колонне выделяется широкая масляная фракция, во второй — ее вторичная перегонка на узкие масляные фракции.
       На  рисунке 1.7 приведена принципиальная схема двухступенчатой перегонки мазута с получением масляных фракций. Горячий мазуте температурой 310-315°С из атмосферной колонны насосом прокачивается через нагревательную печь, где нагревается до 410-420°С и подается в первую вакуумную колонну К-4. В колонне К-4 происходит отделение широкой вакуумной фракции от тяжелого остатка — гудрона. Для улучшения отпарки широкой вакуумной фракции, снижения температуры испарения, в колонну К-4 подается водяной перегретый пар в количестве 1-1,5% на сырье. Если широкая масляная фракция используется в качестве сырья для установок каталитического крекинга или гидрокрекинга, то она выводится с 6-й или 7-й тарелки первой колонны, отдает свое тепло в теплообменниках и подается на установки для дальнейшей переработки. В зависимости от возможностей установок широкая фракция отбирается в пределах температур кипения 350-520°С.
       
       К-1 — первая колонна; К-5 — вторая колонна; Т — теплообменники; Н — насосы; П — печь;
       I — боковой масляный погон 350-420°С; II — тяжелый масляный дистиллят  420-500 С; III — Пары и газы разложения к вакуумсоздающей аппаратуре; КДТ — компонент дизельного топлива; ШФК — широкая фракция как сырье каталитического крекинга или гидрокрекинга; ШФМ — широкая фракция для получения масляных дистиллятов; ЦО — циркуляционное орошение
       Рисунок 1.7 – Принципиальная схема двухколонной вакуумной разгонки 

       При выработке широкой фракции с  целью получения различных масел  она дополнительно подогревается  теплом гудрона в гудронных теплообменниках и подается во вторую вакуумную колонну для четкой ректификации на узкие масляные фракции. Недостающее тепло вносится вниз колонны К-5 в виде «горячей струи» за счет циркуляции отбираемого тяжелого масляного дистиллята фракции 420-490°С или 420-500°С через часть труб нагревательной печи. В колонну К-5 также подается перегретый водяной пар.
       Из  второй колонны отбираются фракции 350-420°С и 420-500°С. Орошение колонн осуществляется за счет отбора части соответствующих верхних боковых погонов из колонн К-4 и К-5, охлаждения их в теплообменниках и холодильниках с последующей подачей холодных погонов на верхние тарелки. Избыток тепла снимается циркуляционными орошениями.
       Несконденсированные пары и газы разложения отсасываются из колонн К-4 и К-5 вакуумсоздающими системами. С целью исключения загазованности территории установки газами разложения и сероводородом они после выброса из последней ступени паровых эжекторов направляются в нагревательную печь для сжигания.
       Двухколонная  схема вакуумной перегонки мазута имеет ряд преимуществ перед одноколонной: установка может работать как с получением широкой фракции, так и для получения узких масляных погонов с более четким разделением; более эффективно используется тепло нагретых потоков за счет осуществления в двух колоннах нескольких циркуляционных орошений.
       Обычно  вакуумные установки сооружают  в едином комплексе с атмосферной ступенью, и таковой комплекс может работать по схеме трех- и четырехкратного испарения. В каждом конкретном случае выбор схемы установки является результатом многофакторного экономического анализа (качество сырья, потребности данного региона в ассортименте и количестве нефтепродуктов по ассортименту и др.).
 


       1.2 Выбор и обоснование способа  производства и технологической    схемы

       Технологическая схема установки AВT должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным путем. При выборе способа производства необходимо определять: оптимальную мощность установки, возможность и целесообразность комбинирования AВT с другими установками, оптимальную схему отдельных блоков установки, схему размещения оборудования на территории установки. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технико-экономические показатели. При составлении схемы следует учитывать и применять самые прогрессивные решения.
       Учитывая  вышесказанное, а также принимая во внимание качественные показатели перерабатываемого сырья (в нефти содержится 12% легкой бензиновой фракции) можно прийти к выводу, что наиболее целесообразным способом переработки данной нефти будет переработка нефти по трехколонному варианту с отбензинивающей колонной. Наличие отбензинивающей колонну позволит значительно снизить нагрузку по парам в атмосферной колонне, а это в свою очередь уменьшит ее диаметр и как следствие цену. Отбензинивающая колонна позволит получать легкий бензин, который можно будет использовать в качестве сырья для риформинга или изомеризации. Также, данная схема позволяет добиться более четкого разделения, и следовательно улучшения качества продукции. Исходя из этого предлагается осуществлять переработку нефти по трехколонному варианту с отбензинивающей колонной.
 


       2 Технологический  раздел

       2.1 Описание технологической схемы

       Поток нефти, поступающей с установки  ЭЛОУ с температурой 20°С, после насоса Н-1 делится на 2 потока и прокачивается через сеть теплообменников:
       — первый поток  нагревается до температуры 170°С отходящим керосином, промежуточными циркуляционными орошениями керосина и дизтоплива, отходящим дизтопливом в теплообменниках Т1 — Т4 соответственно;
       — второй поток нагревается до температуры 185°С отходящими легким вакуумным газойлем, тяжелым вакуумным газойлем и гудроном в теплообменниках Т5 — Т7 соответственно.
       Объединенный  поток нефти с температурой 175°С подается в эвапарационное пространство отбензинивающей колонны К1. Давление верха в колонне К1 0,3 МПа; температура 150°С. Продуктами отбензинивающей колонны К1 являются легкий бензин НК-120 и отбензиненная нефть. Пары с верха колонны К1 конденсируются и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения АВО1 и холодильнике Х1 и с температурой 40°С поступают в сепаратор Е1. Несконденсировавшиеся газы отводятся в топливную сеть установки. Часть бензиновой фракции из сепаратора Е1 подается на орошение колонны К1, остальное отводится в товарный парк.
       Отбензиненная нефть из куба К1 прокачивается через атмосферную трубчатую печь П1, где она нагревается до температуры 350°С. Часть отбензиненной нефти после печи П1 подается в колонну К1 в качестве «горячей струи» для ввода тепла. Остальной поток отбензиненной нефти поступает в атмосферную колонну К2 в эвапорационное пространство в качестве питания. Колонна К2 предназначена для получения фракции тяжелого бензина, керосиновой фракции, дизельной фракции и мазута. Давление верха колонны 0,15 МПа, температура – 350 °С. С верха колонны К2 пары бензина вместе с водяным паром проходят аппарат воздушного охлаждения АВО2, водяной холодильник Х2, где охлаждаются до 35 – 40 °С и поступают в трехфазный сепаратор Е2, где происходит отделение воды от бензиновой фракции. С низа сепаратор выводится вода, бензиновая фракция насосом Н4 подается на орошение колонны К2, а балансовый избыток поступает в резервуарный парк. Керосиновая фракция выводится в стриппинг Е3, далее насосом Н5 прокачивается через теплообменник Т1 и аппарат воздушного охлаждения АВО3, где охлаждается до температуры 40°С, и направляется в резервуарный парк. В низ стриппинга, для отпарки хвостовых бензиновых фракций, подается  перегретый пар. Пары из стрипинга возвращаются в колонну.  Промежуточный съем тепла осуществляется за счет циркуляционного орошения ПЦО-1, которое берется насосом Н6, прокачивается через теплообменник 2 и возвращается в колонну на тарелку выше. Дизельная фракция через стриппинг Е4 насосом Н7 прокачивается через теплообменник Т4, холодильник Х3, где охлаждается до температуры 40°С, и направляется в резервуарный парк. В низ стриппинга, для отпарки хвостовых керосиновых фракций, подается  перегретый пар. Пары из стрипинга возвращаются в колонну.  Промежуточный съем тепла осуществляется за счет циркуляционного орошения ПЦО-2, которое берется насосом Н8, прокачивается через теплообменник Т3, и возвращается в колонну К2. Для отпарки легких фракций из мазута в низ колонны К2 подается перегретый пар.
       С куба колонны К2 отбирается мазут, который  насосом Н9 прокачивается через вакуумную трубчатую печь П2, где нагревается до температуры 330°С и подается в вакуумную колонну К3. Колонна К3 предназначена для получения легкого и тяжелого вакуумных газойлей и гудрона. Колонна К3 снабжена 3-мя слоями насадки «Вакупак», 2-мя глухими тарелками и 2-мя щелевидными тарелками, распределителем ввода питания. Вакуумная колонна К3 работает под остаточным давлением 2 кПа (давление верха), который создается поверхностными конденсаторами и инжекторами. С 1-й глухой тарелки отбирается легкий вакуумный газойль в вакуумный приемник Е5, который насосом Н-10 прокачивается через теплообменник Т-5 и аппарат воздушного охлаждения АВО3 с температурой 60°С направляется в товарный парк. Часть легкого вакуумного газойля после АВО3 подается с температурой 60°С в качестве циркуляционного орошения 1-го слоя насадки колонны К3. Со 2-й глухой тарелки отбирается тяжелый вакуумный газойль в вакуумный приемник Е6, который откачивается насосом Н11 и охлаждается в теплообменнике Т6 и аппарате воздушного охлаждения АВО4 и с температурой 140°С направляется в товарный парк. Часть тяжелого вакуумного газойля после АВО4 подается с температурой 140 °С в качестве циркуляционного орошения 2-го слоя насадки. С куба вакуумной колонны К3 отбирается насосом Н12 гудрон, который проходит теплообменник Т7 и аппарат воздушного охлаждения АВО5 и с температурой 190°С подается на битумную установку.
       На  установке AВT по технологии осуществляется перегонка нефти с выделением:
— легкой бензиновой фракции НК–120°С — базового  компонента автобензинов и сырья каталитического риформинга и изомеризации;
— бензиновой фракции НК–170°С — базового  компонента автобензинов,  направляемых  на  блок приготовления топлив;
— керосиновой  фракции 170–220°С;
— дизельной  фракции 220–320°С;
— легкого  вакуумного газойля 320–380°С — компонента дизтоплива и сырья гидрокрекинга;
— тяжелого вакуумного газойля 380 –500°С — сырья гидрокрекинга;
— гудрона  — сырья битумной установки.
 


       2.2 Характеристика сырья и вспомогательных  материалов

       ИТК Амгинской нефти представлена на рисунке 2.1, выход фракций представлен в таблице 3. Нефть отличается большим выходом бензиновой фракции, имеющей среднюю для прямогонных бензинов детонационную стойкость. 

       Таблица 2.1 – Характеристика сырья
       
Наименование Сырья
Обозначение стандарта  или технических условий Показатели  Качества
Норма показателя по стандарту
1 2 3 4
Нефть Амгинская
ГОСТ 3900-85 Плотность   при 839,7
20°С, кг/м 3, не
Менее
ГОСТ 2177-99 Фракционный  
состав, °С  
НК- 10% 89
     - 20% 145
     - 30% 194
     - 40% 245
     - 50% 297
     - 60% 356
ГОСТ 19121-73 Содержание  общей серы, % масс, не более 1,05
ГОСТ 21534-76 Концентрация 0,3
  хлористых солей,
  кг3, не более
ГОСТ 6370-83 Массовая  доля механических  примесей, % не более
0,04
 
 
ГОСТ 28781-90 Давление насыщенных паров, мм рт. ст., не более  
 
273
 
 
       Таблица 2.2 – Характеристика вспомогательных  материалов
       
    Наименование Сырья
    Обозначение стандарта  или технических условий Показатели Качества
    Норма показателя по стандарту
    1 2 3 4
    1. Масло ТУ- 1. Вязкость кинематическая, сСт 7-9
    индустриальное 38.191543-75
    МС-200  
        2.   Индекс   вязкости,   не менее 95
       
        2. Коксуемость, % масс. не более 0,005
       
        4.Содержание  мех. примесей, мг/м3  
    отсутствие
       
       
        5. Содержание  воды, г/м3 отсутствие
        6. Содержание   фенола, г/м3 отсутствие
       
        7.Температура  вспышки в открытом  тигле, °С не ниже 200
       
       
        8. Кислотное  число масла, мг/г КОН , не более
    0,03
       
        9. Плотность, кг/м3 885
       
    2.    Азот (газ для продувки оборудования) 
     

           
    ГОСТ   9293-74 Содержание  водяных паров при 20°С давлении    0,101 КПа, г/м3, не выше
    Сорт высш. перв.
    0,005       0,07
    ГОСТ 9293-73 Содержание  кислорода, % объемн, не более 0,005      0,5
    Продолжение таблицы 2.2
    1 2 3 4
               Содержание  масла в газообразном азоте выдерживает испытание  по ГОСТ       9293-77
      Содержание масла, механических примесей и влаги в жидком азоте Выдерживает испытание по ГОСТ 9293-73
    3. Вода артезианская   1 .Величина рН 2.Содержание  механических примесей
    3.Температура  на выходе из установки, °С не более
    6,0-9,0 
    отсутствие 

    45
    4. Оборотная вода   1 .Температура  входа на установку, °С не более 2.Температура на выходе из установки, °С не более 3. Давление; кгс/см
     
    30 
    45
    2,5
    5. Пар 
           
      1 .Температура  входа на установку, °С не более 2. Давление; кгс/см
    480
    2,5
    6. Натр едкий технический (водный  раствор) ГОСТ 2263-79 1. Содержание NaOH, % массовых; не более  
    15
    7. Аммиака водный технический ГОСТ 9-92 Концентрация  раствора массовая 2,0– 4,0
 
 
       Таблица 2.3 – ИТК Амгинской нефти
       
Температура Отбор фракции  Температура Отбор фракции
       28        1,9        273        41,13
       50        4,03      286        43,87
       73        6,60        300        46,61
       92        9,20        316        49,46
       111        11,72        331        52,46
       127        14,39        350        55,46
       144        16,81        368        58,46
       160        19,51        386        61,43
       174        22,11        408        64,57
       190        24,71        428        67,60
       204        27,31        451        70,60
       218        30,09        478        73,60
       232        33,12        500        76,17
       246        35,79        529        79,12
       260        38,39        остаток             100
 

       Рисунок 2.1 – ИТК Амгинской нефти
 


       2.3 Характеристика продукции

 
       Характеристика  продукции приведена в таблице 2.4
       Таблица 2.4 – Характеристика продукции
       
Наименование продукции Обозначение 
стандарта или 
технических 
условий
 Показатели  качества  Норма показателя по стандарту
1 2  3  4
1. Компонент бензина автомобильного марки А-76 ГОСТ 5 11-82  Детонационная стойкость: октановое число по моторному методу, не менее  
 
 
 54,7
ГОСТ 3900-85  Плотность при 20°С, кг/м3, не более  
 725
ГОСТ 2177-99  Фракционный состав:   
 температура начала перегонки бензина, °С , не ниже  
 
 44
 10 % бензина перегоняется при температуре, °С не выше  
 
 60
 50 % бензина перегоняется при температуре, °С не выше  90 % бензина перегоняется при температуре, °С не выше
 
 
 106 
 
 152
 
 
   Продолжение таблицы 2.4
       
1 2  3  4
        
 конец кипения бензина, °С, не выше:  
 160
ГОСТ 28781-90  Давление насыщенных  паров бензина, мм рт. ст. не более
 
 
 187
ГОСТ 11362-96  Кислотность, мг КОН на 100 см3 бензина, не более  
 
 следы
ГОСТ 1567-97  Концентрация фактических смол в мг на 100 см 3 бензина, не более  
 
 5,0
ГОСТ 19121-73  Массовая  доля серы, %  не более
 
 отсутствует
ГОСТ 6321-92  Испытание на медной  пластине
 
 выдерживает
ГОСТ 6307-75  Водорастворимые кислоты и щелочи  
 отсутствуют
2. Керосиновая фракция
ГОСТ 3900-85  Плотность при 20°С, кг/м3, не менее  
 786,5
ГОСТ 2177-99  Фракционный состав:   
 температура начала перегонки, °С , не выше  
 142
 
 
Продолжение таблицы 2.4
1 2 3 4
     10% отгоняется  при температуре, °С, не выше  
 
 146
 50% отгоняется при температуре, °С, не выше  
 
 180
 90% отгоняется при температуре, °С, не выше  
 
 218
 98% отгоняется при температуре, °С, не выше  
 
 229
ГОСТ 33-2000  Кинематическая  вязкость, м2/с при 20°С, не менее  
 
 1,32 10-4
ГОСТ 11065-75  Низшая теплота  сгорания, кДж/кг, не менее  
 10325
ГОСТ 4338-74  Высота некоптящего  пламени, мм, не менее
 
 26
ГОСТ 5985-79  Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива, не более  
 
 0,2
ГОСТ 6356-75  Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле °С, не ниже  
 
 
 29
 
 
 
 
 Продолжение таблицы 2.4
1 2 3 4
  ГОСТ 8489-85  Температура начала  кристаллизации, °С,
 не выше
 
 
 минус 60
 
 
ГОСТ 6994-74  Массовая  доля  ароматических у.в. %
 
 19,4
ГОСТ 1567-97  Концентрация  фактических смол, мг/см3  
 3,0
ГОСТ 19121-73  Массовая  доля общей  серы, %, не более
 0,14
ГОСТ 17323-71  Массовая  доля меркаптановой серы, %, не более  
 0
ГОСТ 6321-92  Испытание на медной пластинке при 373 К в течение 3-х часов  
 выдерживает
ГОСТ 1461-75 ГОСТ 6307-75  Зольность, %, не более  Содержание водорастворимых кислот и щелочей
 0,003  отсутствует
ГОСТ 2177-99  Содержание  нафтеновых кислот  
отсутствует
ГОСТ 10287-86  Содержание  механических примесей и воды  
 отсутствует
ГОСТ 9144-79  Термическая стабильность в статических условиях при 423 К, не более:  в течение 4х  часов концентрация осадка, мг/ 100 см 3 топлива
 
 
 
 
 8,0 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Продолжение таблицы 2.4
1 2 3 4
3. Дизельное топливо 
 
 
 
       
ГОСТ 3122-67  Цетановое число, не менее  
 56
         ГОСТ 2177-99 
 
 
 
       
 Фракционный состав:   
 10 % отгоняется при температуре, не выше  
 242
 50% отгоняется при температуре, °С, не выше  
 270
 90 % отгоняется при температуре, °С, не выше  
 316
 98% отгоняется при температуре (конец кипения), °С, не выше  
 
 324
ГОСТ 33-2000  Кинематическая  вязкость, м/с*10-5 при 20°С  
 4,93
ГОСТ 20287-91  Температура застывания, °С, не выше  
минус 21
ГОСТ 5086-56  Температура помутнения, С  
 минус 17
ГОСТ 6356-75  Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже  
 
 86
     
ГОСТ 19121-73  Массовая  доля общей серы, %, не более  
 0,71
ГОСТ 17323-71  Массовая  доля меркаптановой серы, %, не более  
 0,01
 Продолжение таблицы 2.4  Продолжение таблицы 4
1 2 3 4
  ГОСТ 17323-71  Массовая  доля сероводорода  Отсутствие
ГОСТ 6321-92  Испытание на медной пластине  Выдерживает
ГОСТ 6307-75  
ГОСТ 8489-85 

ГОСТ 5985-79  

ГОСТ 2070-82
 Содержание водорастворимых солей и щелочи  Концентрация  фактических смол, мг/100 см3 топлива, не более
 Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива, не более
 Йодное число, кг на 1 кг топлива, не более
 Отсутствие   
 4,0 

 2,4
 0,005
ГОСТ 1461-75  Зольность, % не более  0,01
ГОСТ 19932-99  Коксуемость 10 %-ного остатка, %, не более  
 0,2
ГОСТ 19006-73  Коэффициент фильтруемости, не более  
 3,0
ГОСТ 6370-83  Содержание  механических примесей  
 Отсутствие
ГОСТ 2477-99  Содержание  воды  Отсутствие
ГОСТ 3900-85  Плотность при 20°С, кг/м3, не более  850,2
4. Легкий  вакуумный
газойль
ГОСТ 6356-75  Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже  
 
 243
5. Тяжелый  вакуумный
газойль
ГОСТ 6356-75  Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже  
 
 275
 Окончание таблицы 2.4
1 2 3 4
  ГОСТ 2477-99  Содержание  воды, %, не более  
 0,5
  ГОСТ 6307-75  Содержание  САВ, %, не более  
 2,14
6. Гудрон ГОСТ 6356-75  Температура вспышки, °С не ниже  
 346
ГОСТ 19932-99  Вязкость  условная при 80°С  
 197,2
 
 
 


      2.4 Материальный расчет производства

       Суточная  производительность установки по сырью  определяется отношением мощности установки к годовому фонду времени работы установки и рассчитывается по формуле:
        ,                                                                                                       (2.1)
       где — мощность установки по сырью, т в год;
              — годовой фонд времени, сут., принимаем годовой фонд времени работы с учетом ремонтных остановок = 333,3 сут. (8000 часов).
        .
       Часовая производительность установки, т/ч:
        , или 275000 кг/ч. (2.2)
       Материальный  баланс установки с учетом потерь в количестве 0,5% сведен в таблицу 2.5. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

       Таблица 2.5 – Материальный баланс установки
       
 
Наименование
 
       Количество
 
 
т/г т/сут кг масс доля, %
Приход        
Нефть 2200000 6600 562 500 100,0
Пар 60794,25 182,4 7600 2,8
Всего 2260794,25 6782,4 282600 102,8
         
Расход        
Газ стабилизации 7625 226,9 9453,125 3,4375
Легкий  бензин 179025 537,1 22378,125 8,1375
Тяжелый бензин 170225 510,7 21278,125 7,7375
Керосиновая фракция 355025 1065,1 44378,125 16,1375
Дизельная фракция 432025 1296,1 54003,125 19,6375
Легкий вак. газойль 198825 596,5 24853,125 9,0375
Тяжелый вак. газойль 373625 1150,9 47953,125 17,4375
Гудрон 394625 1183,9 49328,125 17,9375
Вода 60794,25 172,5 7600 2,8
Потери 11000 33 1375 0,5
Итого 2260794,25 6782,4 28260 102,8
 
 


       2.5 Расчет и выбор технологического оборудования

     Сырьем  колонны является мазут, получаемый из Амгинской нефти. Кривая ИТК мазута приведена в таблице 2.6 и на рисунке 2.2.
     Таблица 2.6 – ИТК мазута
       
Фракция, 0С Выход на исходную нефть, % Содержание  в мазуте, % Сумма, %
       350-368        3,00        6,588        6,6
       368-386        2,97        6,522        13,7
       386-408        3,14        6,895        20
       408-428        3,03        6,654        26,7
       428-451        3,00        6,588        33,3
       451-478        3,00        6,588        39,9
       478-500        2,57        5,644        46,5
       500-529        2,95        6,478        53
       529-560        3,08        6,764        59,8
       Остаток        18,8
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.