Технология атмосферной и вакуумной перегонки нефти

метки: Перегонка, Вакуумный, Технологический, Процесс, Колонна, Атмосферный, Атмосфера, Нефть

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья — нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [1].

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

• дальнейшее углубление переработки нефти;
• повышение октановых чисел автобензинов;
• снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло- и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

Решение этих проблем предусматривает:

1. Совершенствование основных аппаратов установок АВТ:

2. Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

3. Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть

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 Н ₂ О).

Совершенствование технологических процессов на швейном предприятии

... производства. Тема выпускной квалификационной работы «Совершенствование технологических процессов ОАО Радуга» является актуальной на современном этапе развития производства. Все технологические операции по обработке и сборке швейных деталей в своей совокупности ...

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. Основная часть

1.1 Сущность нефтеперерабатывающего производства

Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:

• (первичная переработка);

(вторичная переработка)

(товарное производство)

Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия — смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

установка

1.2 Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание)

электрообессоливащую установку

1.3 Первичная переработка нефти

атмосферно-вакуумная трубчатка

1.3.1 Технология атмосферной перегонки нефти

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компонентов товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов. На них вырабатываются практически все компоненты моторное топливо, смазочные масла, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов, и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья. Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемые атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответствующие этому — варианты переработки нефти.

На установках атмосферных трубчатых осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки вакуумные трубчатые предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и др. нефтепродуктов. Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: электрообессоливающие установки — атмосферной трубчатки, электрообессоливающие установки — атмосферно-вакуумной трубчатки, электрообессоливающие установки — атмосферно-вакуумной трубчатки — вторичная перегонка и т.д.

Особенности проектирования установок ЭЛОУ- АТ

... с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: электрообессоливающие установки – атмосферной трубчатки, электрообессоливающие установки - атмосферно-вакуумной трубчатки, электрообессоливающие установки - атмосферно-вакуумной трубчатки - вторичная перегонка и т. д. Диапазон мощности отечественных установок перегонки нефти — от 0,5 до 8 млн. т/год. ...

Еще более существенные экономические преимущества достигаются комбинированием атмосферной трубчатки и атмосферно-вакуумной трубчатки (или электрообессоливающие установки — атмосферной трубчатки, электрообессоливающие установки — атмосферно-вакуумной трубчатки) с другими технологическими процессами, такими как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т.д. Надо отметить, что старые установки малой мощности подверглись модернизации с увеличением их мощности в 2…2,5 раза и более по сравнению с проектной.

Поскольку в эксплуатации находятся атмосферные трубчатки и атмосферно-вакуумные трубчатки довоенного и последующих поколений, отечественные установки перегонки нефти характеризуются большим разнообразием схем перегонки, широким ассортиментом получаемых фракций. Даже при одинаковой производительности ректификационные колонны имеют разные размеры, неодинаковое число и разные типы тарелок; по разному решены схемы теплообмена, холодного, горячего и циркуляционного орошения, а также вакуумсоздающей системы. В этой связи ниже будут представлены лишь принципиальные технологические схемы отдельных блоков (секций), входящих в состав высокопроизводительных современных типовых установок перегонки нефти.

1.3.2 Блок атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом, и пержде всего содержанием в ней газов и бензиновых фракций. Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количеством растворенных газов (до 1,2% по С4 включительно), относительно невысоким содержанием бензина (12…15%) и выходом фракций до 350 °С не более 45% энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках (блоках) атмосферной трубчатки по схеме с однократным испарением, т.е. с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями.

Установки такого типа широко применяются на зарубежных нефтеперерабатывающих заводах. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций требуют минимальная температура нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуется низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основные их недостаток — меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5…3,0%) отбор светлых нефтепродуктов, кроме того, по сравнению с 2-колонной схемой, они требуют более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5… 2,2%) и бензиновых фракций (до 20…30%) и фракций до 350 °С (50…60%) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, т.е. установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. 2-колонные установки атмосферной перенрнки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, т. к. первая колонна, в которой отбирается 50…60% бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны.

Первичная переработка нефти на установке ЭЛОУ-АВТ

... кипящих фракций. С низа атмосферной колонны выводится мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. Рисунок 2- Принципиальная схема блока атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6: 1-отбензинивающая колонна; 2-атмосферная колонна; 3-отпарные колонны; 4 ...

Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность. Недостатками 2-колонной атмосферной трубчатки является более высокая температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты дополнительной энергии.

Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т.д. Блок атмосферной перегонки нефти высокопроизводительной, наиболее распространенной в нашей стране установки ЭЛОУ-АВТ-6 функционирует по схеме 2-кратного испарения и 2-кратной ректификации.

Под первичной перегонкой нефти понимают совокупность физических процессов, направленных на ее разделение по фракциям в соответствии с их температурой кипения: до мазута (получаются светлые нефтепродукты); до гудрона (получаются масла).

При ректификации до мазута давление мало отличается от атмосферного (Рраб=0,11 — 0,12 МПа или 1,1 — 1,2 ата), поэтому установки по перегонке нефти до мазута называют атмосферными трубчатками (АТ).

При ректификации до гудрона процесс ведется, подвакуумом (РРаб=0,08 МПа или 600 мм рт. ст.), поэтому установки по перегонке нефти до гудрона называют вакуумными трубчатками (ВТ).

Существуют также установки по перегонке нефти сразу до гудрона. Они состоят из двух взаимосвязанных частей — атмосферной й вакуумной. Поэтому такие установки называют атмосферновакуумными трубчатками (АВТ).

В атмосферном блоке АВТ применяют три схемы разделения нефти: с одной сложной ректификационной колонной, с предварительным испарителем и сложной колонной, с предварительной отбензинивающей и сложной колоннами. Схема с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной наиболее распространена в отечественной практике (рис. 4.18).

Обессоленную и обезвоженную нефть прокачивают через теплообменники, где ее нагревают отводимыми с установками дистиллятами до 150-200 °С, затем она поступает в предварительную колонну К-1, в которой от нефти отделяют пары бензина и воды (ее остаточное содержание).

Отбензиненную нефть из кубовой части направляют в печь для нагрева до’ 250-350 °С и затем — в основную сложную ректификационную колонну К-2, которая состоит из 3-5 простых колонн (в зависимости от числа вводимых дистиллятов).

Верхний дистиллят выводят в паровой фазе, остальные — жидкими боковыми погонами через отпарные секции, внутренние или выносные (как показано на схеме).

Из нижней, кубовой части колонны, отводят мазут. Его подогревают в трубчатой печи до 400-450 °С и подают в вакуумную колонну К-Ю для получения масляных дистиллятов и вакуумного газойля, являющегося сырьем установок каталитического крекинга.

Для снижения температуры кипения разделяемых компонентов и предотвращения термического разложения сырья перегонку мазута осуществляют в вакууме. С увеличением вакуума температура кипения компонентов снижается, особенно компонентов с большой молекулярной массой. Вакуум в колонне создают барометрическими Конденсаторами и вакуумными насосами (поршневыми, ротационными, эжекторными или струйными), которые можно включать в различной последовательности.

2. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

2.1 Блок ЭЛОУ

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей 1 мг/л при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания [8].

Это позволяет довести содержание хлористых солей после первой ступени до 5,95 мг/л, т. к.

119 — 119 0,95 = 5,95 мг/л и после второй ступени до 0,3 мг/л, т. к.

5,95 — 5,95 0,95 0,3 мг/л.

где 119 — содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см. таблицу 2.1).

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

• где 0,0067 — содержание воды в сырой нефти, масс. доля (0,67%);

0,8895 — относительная плотность нефти;

1 — содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

0,001 — содержание воды в обессоленной нефти, масс. доля (0,1% масс.).

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:

Для девонской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

откуда В=16,85 л/м ³ нефти или 1,685% об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимается расход промывной воды 2,0% на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (3% об.), т.е. применяется циркуляция воды.

Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после отстоя — в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 г/т нефти в виде 2% водного раствора (400 г./т) на прием сырьевого насоса из специальной емкости. В связи с этим в технологической схеме установки АВТ предусматриваются дополнительные емкости и насосы.

2.2 Блок колонн

2.2.1 Атмосферный блок

В настоящее время наиболее распространены три вида оформления атмосферного блока:

с одной сложной ректификационной колонной

с предварительным испарителем

с отбензинивающей колонной

Рис. 1 Атмосферный блок

Схему 1 применять нецелесообразно. Она рассчитана на переработку стабилизированных нефтей с содержанием бензиновых фракций до 10%(масс.), а в нашем случае — 13,5%(масс.).

Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, так как повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебаний состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. Повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

В схеме 2 одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций снижает температуру печи, но при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-активные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т.е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Схема 3 (рис. 1) самая распространенная в отечественной практике. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры, чем при однократном испарении, вследствие раздельного испарения легких и тяжелых фракций. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой.

В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом будут являться растворенные газы С ₂ -С₄ и фракция нк-140 ⁰ С — нестабильный бензин, который направляем на блок стабилизации в колонну К-3 для извлечения из нестабильного бензина растворенных газов. Это позволяет полностью удалить газы из жидкой фазы уже на входе в колонну К-2 вследствие чего колонна работает при более низком давлении температуре. Уменьшается металлоемкость и стоимость оборудования, затраты на нагрев сырья. Кроме того, в колонне К-1 наряду с газами С₂ — С₄ удаляются солёная вода и коррозионно-активные газы, что благоприятно влияет на сохранность последующего ректификационного и теплообменного оборудования.

В колоннах К-1 и К-2 устанавлаваем клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок.

В основной атмосферной колонне К-2 дистиллятом будет являться фракция нк-140 ^о С; фракции 140-180 ⁰ С, 180-230 °С и 230-360 °С выводятся боковыми продуктами в жидком виде, снизу колонны выводится мазут (>360 °С).

Фракцию нк-140^о С объединяем с продуктом колонны К-1 и направляем на блок стабилизации. Фракцию 180-230 °С можем использовать после гидроочистки как компонент зимнего ДТ или в смеси с фракцией 230-360 °С как летнее дизельное топливо — в этом случае фракции объединяем после блока теплообменников. Для четкости разделения фракций применяем стриппинги.

Данная схема, в случае необходимости, позволяет получать керосиновую фракцию (140-180 ⁰ С+180-230 °С), что положительно сказывается на возможном ассортименте нефтепродуктов.

В низ колонны подается водяной пар в количестве 1% на отбензиненную нефть. Для отвода тепла в основной атмосферной колонне К-2 применяем три циркуляционных (верхнее, среднее и нижнее) орошения, теплоту которых используем для подогрева сырой нефти.

2.2.2 Вакуумный блок

На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.

Тарельчатая ректификационная колонна.

Вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.

Рис. 2 Вакуумный блок

За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Из-за того, что получать базовые масла из вакуумных дистиллятов нецелесообразно, из колонны выводим два боковых погона и вакуумный газойль. Затемненный продукт используем для подогрева низа колонны в качестве «горячей струи». Теплоту вакуумных дистиллятов используем для подогрева сырой нефти.

Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа, применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровых эжекторов и поверхностных конденсаторов [4] (одна ступень обеспечивает остаточное давление около 13кПа, две — 7-8кПа).

Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционного орошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капель жидкости.

2.3 Блок теплообменников

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 ?С. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы — на основании материального баланса.

Таблица 1. — Характеристика теплоносителей

Теплоноситель	Расход, % масс. на нефть	Начальная температура теплоносителя, С
Теплоносители основной атмосферной колонны К-2
Верхнее циркуляционное орошение К-2 (ВЦО К-2) кратность 4	10	150
Среднее циркуляционное орошение К-2 (СЦО К-2) в районе фракции 180-230 о С кратность 3	18	220
Фракция 180-230С	5,9	200
Фракция 230-360С	16,13	320
Нижнее циркуляционное орошение К-2 (НЦО К-2) кратность 2	32	320
Теплоносители вакуумной колонны К-7
Верхнее циркуляционное орошение К-7 (ВЦО К-7) кратность 15	43	170
Среднее циркуляционное орошение К-7 (СЦО К-7) кратность 2	25	270
Нижнее циркуляционное орошение К-7 (НЦО К-7) кратность 1	11	330
Фр. 360-450 о С	12,5	260
Фр. 450-550 о С	10,55	320
Гудрон (>530С)	37,54	340

3. Расчет схемы теплообмена до электродегидраторов

1-й поток

Т-101:

_? t _н =(150-50)•5/50=10 ?C

10+10=20 ⁰ С

Т-102:

_? t _н =(125-70)•21,5/50=24 ?C

20+24=44 ?C

Т-103:

_? t _н =(145-120)•18,0/50=9 ?C

44+9=53 ?C

Т-104:

_? t _н =(155-100)•12,5/50=14 ?С

53+14=67 ?С

Т-105:

_? t _н =(230-170)•37,54/50=51 ?С

67+51=118 ?С

2-ой поток

Т-201:

_? t _н =(150-50)•5/50=10 ?C

10+10=20 ⁰ С

Т-202:

_? t _н =(125-70)•21,5/50=24 ?C

20+24=44 ?C

Т-203:

_? t _н =(200-65)•5,9/50=16 ?C

44+16=60 ?C

Т-204:

_? t _н =(255-110)•16,13/50=47 ?С

60+47=107 ?С

Потоки объединяем и с температурой 113,5 ^о С направляем в электродегидраторы.

4. Расчет схемы теплообмена после электродегидраторов

1-й поток

Т-106:

_? t _н =(170-125)•21,5/50=19 ?С

105+19=124 ?С

Т-107:

_? t _н =(220-145)•9,0/50=14 ?С

124+14=138 ?С

Т-108:

_? t _н =(260-155)•6,25/50=13 ?С

138+13=151 ?С

Т-109:

_? t _н =(270-180)•12,5/50=23 ?С

151+23=174 ?С

Т-110:

_? t _н =(330-230)•0,78•11/50=17 ?С

174+17=191 ?С

Т-111:

_? t _н =(320-230)•0,78•16,0/50=22 ?С

191+22=213 ?С

Т-112:

_? t _н =(320-240)•0,78•10,55/50=13 ?С

213+13=226 ?С

Т-113:

_? t _н =(340-250)•0,78•18,77/50=26 ?С

226+26=252 ?С

2-ой поток

Т205:

_? t _н =(170-125)•21,5/50=19 ?С

105+19=124 ?С

Т-206:

_? t _н =(220-145)•9,0/50=14 ?С

124+14=138 ?С

Т-207:

_? t _н =(260-155)•6,25/50=13 ?С

138+13=151 ?С

Т-208:

_? t _н =(270-180)•12,5/50=23 ?С

151+23=174 ?С

Т-209:

_? t _н =(250-230)•0,78•34,54/50=11 ?С

174+11=185 ?С

Т-210:

_? t _н =(320-220)•0,78•16,0/50=25 ?С

185+25=210 ?С

Т-211

_? t _н =(320-255)•0,78•16,13/50=16 ?С

210+16=226 ?С

Т-212

_? t _н =(340-250)•0,78•18,77/50=16 ?С

226+16=252 ?С

Потоки объединяем и с температурой 252 ^о С направляем в колонну К-1.

Тепло теплоносителей с температурой выше 100 ^о С можем использовать для выработки водяного пара или подогрева бензина на блоке стабилизации.

5. Расчёт материального баланса установки АВТ-6 в целом

На основании материальных балансов отдельных колонн составляем материальный баланс установки в целом, представленный в таблице 2.

Таблица 2 — Материальный баланс установки АВТ-6

Название	% масс. на нефть	Расход
		т/год	кг/ч
Взято:
Нефть	100,00	3000000	357143
Получено:
Сухой газ	0,03	1000	107
Рефлюкс	0,97	29000	3464
Бензин нк-70?С	2,1	63000	7500
Бензин 70-140?С	6,8	204000	24286
Бензин 140-180 о С	4,6	138000	16429
фр. 180-360?С	22,03	661000	78678
Газы разложения	0,01	400	45
Вакуумный газойль	2,87	86100	10250
фр. 360-450?С	12,50	375000	44643
фр. 450-550	10,55	316300	37670
Гудрон (>550?С)	37,54	1126200	134071
Итого:	100	3000000	357143

6. Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока

Печь атмосферного блока для нагрева и частичного испарения отбензиненной нефти подаваемой в колонну К-2 и «горячей струи» для подогрева низа колонны К-1. В расчете используем доли отгона, найденные с помощью ПЭВМ. Количество теплоты Q _пол. (кВт), затрачиваемой на нагрев и частичное испарение отбензиненной нефти, определяется по формуле [11]:

Q _пол. =G_c •(е•Нt₂ ^п +(1-е)

• Нt₂ ^ж — Нt₁ ^ж )/3600,

где G _с — расход сырья, кг/ч;

• е — массовая доля отгона отбензиненной нефти на выходе из печи;

Нt ₁ ^ж , Нt₂ ^ж , Нt₂ ^п — энтальпия жидкой и паровой фаз отбензиненной нефти при температурах на входе (t₁ ) и выходе (t₂ ) из печи, кДж/кг.

Зададимся следующими данными для расчета:

• температура нефти на входе в печь — 260 ^о С;

• температура выхода «горячей струи» в К-1 — 330 ^о С;

• температура выхода нефти в К-2 — 360 ^о С;

• давление в колонне К-1 — 350 кПа;
• давление в колонне К-2 — 150 кПа;
• расход «горячей струи» в К-1 (30% на сырье) — 329500•0,3=98850 кг/ч;

Таблица 3 — Для нахождения доли отгона в печи атмосферного блока

Номер компонента	Компоненты, фракции	Массовая доля компонента в нефти, x i	Массовая доля компонента в смеси, x i
11	105-140 °С	0,0216	0,0233
12	140-180 °С	0,046	0,0499
13	180-210 °С	0,039	0,0423
14	210-310 °С	0,138	0,1496
15	310-360 °С	0,072	0,078
16	360-400 °С	0,061	0,0661
17	400-450 °С	0,064	0,0694
18	450-500 °С	0,062	0,0672
19	500 °С	0,419	0,4542
	Итого:	0,9226	1,0000

Найденные доли отгона:

Поток в К-1

Peзультaты pacчeтa:

Мaccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1=.1237363666296005

Мoльнaя дoля oтгoнa пapoв e=.2630500495433807

Мoлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 326.7590942382812

Мoлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 388.5292358398438

Мoлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 153.7045288085938

• энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-1 (330 ⁰ С):

₁₅ ¹⁵ =1,03•М/(44,29+М)=1,03•154/(44,29+154)=0,7999;

Н ^п =b•(4 — ₁₅ ¹⁵ ) — 308,99=425,15•(4 — 0,7999) — 308,99=1051,52 кДж/кг;

• энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (330 ⁰ С):

₁₅ ¹⁵ =1,03•М/(44,29+М)=1,03•339/(44,29+339)=0,9110;

Н ^ж =а/(₁₅ ¹⁵ )^0,5 =742,00/0,9110^0,5 =777,40 кДж/кг

• энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на входе в печь при температуре 260 ⁰ С (температура куба колонны К-1):

=0,9752+0,00270=0,9779

Н ^ж =а/(₁₅ ¹⁵ )^0,5 =533,75/0,9779^0,5 =539,75 кДж/кг

Q _{пол. К-1} = 98850•(0,124•1051,52+(1-0,124)•777,40-539,75)=26,852•10⁶ кДж

Поток в К-2

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1=.3821409940719604

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e=.6407902240753174

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 326.7590637207031

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 562.0350952148438

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 194.8656921386719

• энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (360 ⁰ С):

₁₅ ¹⁵ =1,03•М/(44,29+М)=1,03•195/(44,29+195)=0,8394;

Н ^п =b•(4 — ₁₅ ¹⁵ ) — 308,99=450,76•(4 — 0,8394) — 308,99=1115,70 кДж/кг

• энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (360 ⁰ С):

₁₅ ¹⁵ =1,03•М/(44,29+М)=1,03•562/(44,29+562)=0,9548;

Н ^ж =а/(₁₅ ¹⁵ )^0,5 =827,81/0,9548^0,5 =847,20 кДж/кг

• энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на входе в печь при температуре 260 ⁰ С (температура куба колонны К-1):

=0,9752+0,00270=0,9779

Н ^ж =а/(₁₅ ¹⁵ )^0,5 =533,75/0,9779^0,5 =539,75 кДж/кг

Q _пол.К-2 = 329500•(0,382•1115,70+(1-0,382)•847,20-539,75)=135,101•10⁶ кДж

Теплопроизводительность трубчатой печи (Q _п , МВт) определяется по уравнению [11]:

Q _п = (Q_пол.К-1 + Q_пол.К-2 )/?,

где ? — КПД печи, равное 0,85 [11].

Q _п =(26,852+135,101)•10⁶ /(3600•0,85)=52926 кВт