Курсовая работа: Установка первичной переработки нефти
- подбор эффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.
Преимущества насадочных контактных устройств перед тарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давления на одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являются регулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и их гидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными [2]. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка «Кох-Глитч». Применение этой насадки в вакуумных колоннах позволило уменьшить наложение фракций, а также снизить расход водяного пара в куб колоны.
Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников [1]. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии – водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ - Н2 О). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков [3].
Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций.
В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации.
В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.
Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т.е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах [2].
Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.
1 Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки
Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Девонской нефти взяты в справочной литературе [4]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.
Таблица 1.1 – Показатели качества Девонской нефти
| Показатели | Единицы измерения | Значение показателя |
| Плотность нефти при 20°С | кг/м3 | 889,5 |
|
Содержание в нефти: хлористых солей | мг/дм3 | 119 |
| воды | % масс. | 0,67 |
| серы | % масс. | 2,82 |
| парафина | % масс. | 2,6 |
| фракции до 360°С | % масс. | 38,4 |
| фракции 360-500°С | % масс. | 18,7 |
| фракции 500-600°С | % масс. | 15,0 |
| Плотность гудрона (остатка) при 20 °С (фр.>500°С) | кг/м3 | 1009,3 |
|
Вязкость нефти: при t=20°C | мм2 /с | 38,9 |
| при t=50°C | мм2 /с | 14,72 |
| Выход суммы базовых масел с ИВ³90 и температурой застывания £-15°С | % масс. | - |
Таблица 1.2 – Потенциальное содержание фракций в Девонской нефти
| Номер компонента | Компоненты, фракции | Массовая доля компонента в смеси, xi |
| 1 | H2 | 0 |
| 2 | CH4 | 0 |
| 3 | C2 H6 | 0,000278 |
| 4 | C2 H4 | 0,00000 |
| 5 | H2 S | 0,00000 |
| 6 | SC3 | 0,003654 |
| 7 | SC4 | 0,006068 |
| 8 | 28-62°С | 0,018 |
| 9 | 62-85°С | 0,016 |
| 10 | 85-105°С | 0,019 |
| 11 | 105-140°С | 0,036 |
| 12 | 140-180°С | 0,046 |
| 13 | 180-210°С | 0,039 |
| 14 | 210-310°С | 0,138 |
| 15 | 310-360°С | 0,072 |
| 16 | 360-400°С | 0,061 |
| 17 | 400-450°С | 0,064 |
| 18 | 450-500°С | 0,062 |
| 19 | 500-550°С | 0,081 |
| 20 | >550°С | 0,338 |
| Итого: | 1,000 |
Показатели качества Девонской нефти, приведенные в таблицах 1.1 и 1.2, позволяют сказать, что базовых масел с ИВ³90 и температурой застывания £-15°С в нефти нет.
Таким образом производство базовых масел, т.е. получение узких масляных фракций на установке АВТ является не целесообразным.
Нефть следует перерабатывать по топливному варианту.
Девонская нефть с массовой долей серы 2,82 % (класс 3, высокосернистая), плотностью при 20о С 889,5 (тип 3, тяжелая ), концентрации хлористых солей 119 мг/дм3 , массовой долей воды 0,67 % (группа 3) , массовой долей сероводорода 24 ррm(вид 2) обозначается «3.3.3.2. ГОСТ Р 51858-2002». Данная нефть соответствует «ГОСТ Р 51858-2002.Нефть. Общие технические условия.» только для внутреннего использования (плотность не соответствует требованиям экспортного варианта - тип 3).
2 Характеристика фракций нефти и вариантов их применения
Характеристики всех фракций нефти составлена по данным справочника [4] и приводятся в виде таблиц.
2.1 Характеристика газов
Таблица 2.1 – Состав и выход газов на нефть
| Компоненты | Выход на нефть, % масс. |
| Метан | 0 |
| Этан | 1,0∙0,0278=0,0278 |
| Пропан | 1,0∙0,3654=0,3654 |
| Бутан | 1,0∙0,4546=0,4546 |
| Изобутан | 1,0∙0,1522=0,1522 |
| Итого: | 1,0 |
Содержание этана в рефлюксе: 2,78 % масс..
Девонской нефть содержит в основном тяжёлые газы, т.е. пропан и бутаны. Поэтому смесь этих газов можно получать в жидком состоянии в ёмкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса и использовать его как товарный сжиженный газ, т.к. содержание этана в нём будет <5 %).
2.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение
Таблица 2.2 – Характеристика бензиновых фракций Девонской нефти
| Пределы кипения фракции, °С | Выход на нефть, % масс. | Октановое число без ТЭС | Содержание, % масс. | |||
| серы | ароматических углеводородов | нафтеновых углеводородов | парафиновых углеводородов | |||
| н.к.-70 | 2,1 | 59 | 0,1 | 1 | 13 | 86 |
| 70-120 | 4,5 | 51 | 0,18 | 7 | 22 | 71 |
| 70-140 | 6,8 | 45 | 0,20 | 9 | 27 | 64 |
| 140-180 | 4,6 | 37 | 0,32 | 12 | 29 | 59 |
| н.к.-180 | 13,5 | 40 | 0,19 | 9 | 25 | 66 |
В таблице 2.2 представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые получают на современных установках АВТ. В настоящее время при первичной перегонке нефти не выделяют узкие бензиновые фракции, служившие ранее сырьем для производства индивидуальных ароматических углеводородов в процессе каталитического риформинга. На современных установках каталитического риформинга применяются высокоактивные катализаторы при пониженном давлении в реакторах, что обеспечивает высокий выход ароматики (55-65 % на катализат) при работе на сырье широкого фракционного состава, выкипающем в пределах 70-180°С. На установке АВТ в основном получают бензиновые фракции 70-120°С (при выработке реактивного топлива) или 70-180°С (если реактивное топливо не вырабатывают), которые направляют на риформинг для повышения их октанового числа. Фракцию нк-70°С целесообразно использовать для процесса изомеризации и далее как компонент бензина. Фракцию 70-140°С для получения ароматики на установке каталитического риформинга или в смеси с фракцией 140-180°С, для производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов. Для всех фракций необходима предварительная гидроочистка.
2.3 Характеристика дизельных фракций и их применение
В таблице 2.3 представлена характеристика дизельных фракций, которые можно вырабатывать на установке АВТ из любой нефти и, в частности, из Девонской. Однако получение на АВТ той или иной дизельной фракции должно быть обоснованным.