1.4.4. Комбинированная установка первичной переработки нефти

На нескольких отечественных нефтеперерабатывающих заводах построены комбинированные установки обессоливания и атмосферной перегонки нефти, обессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки мощностью в 6 млн. т в год – ЭЛОУ-АТ-6 (рис. 1.15) и ЭЛОУ-АВТ-6.

Схема комбинированной установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6

I—нефть; II—головка стабилизации; III—фракция н. к.—62°С; IV— фракция 62— 85 °С; V — фракция 85—105° С: VI — фракция 105—140 °С; VII – фракция 140-180 °С; VIII — фракция 180-220° С; IX-фракцля 220-350 °С; Х-фракиия > 350° С; XI-войяной цар; XII-деэмуль-гатор.

Рис. 1.15

Отличительной особенностью новых модернизированных установок первичной перегонки является применение новых, более совершенных видов оборудования. Для конденсации паров применяются кожухотрубчатые холодильники-конденсаторы и конденсаторы воздушного охлаждения, для нагрева нефти – укрупненные теплообменники. В новых установках первичной перегонки учтен опыт, накопленный при эксплуатации ранее построенных АТ и АВТ.[3]

2. Технологическая часть

2.1. Технологическая схема установки

Рассмотрим схему установки с двукратным испарением нефти (рис. 1.1). Эта схема технологически гибкая и работоспособная при значительном изменении содержания лёгких фракций и растворенных газов. Коррозионноактивные вещества удаляются в первой колонне, и основная сложная колонна защищена от их воздействия. Благодаря предварительному удалению в отбензинивающей колонне растворенных газов и легкого бензина в змеевиках печи, в теплообменниках не создается большого давления, и основная колонна не перегружается по парам.

2.2. Материальный баланс

Составим материальный баланс установки мощностью 1 млн. т/год по нефти, разгонка (ИТК) которой приведена в таблице 2.1. В отбензинивающей колонне К-1 предусмотрим отбор фракции легкого бензина 28 – 85 С. В атмосферной колонне К-2 следующих фракций: тяжелого бензина 85 – 140С, керосина 140 – 230 С, дизтоплива 230 – 340 С, и мазута 340 – К.К.

Таблица 2.1

Разгонка (ИТК) нефти

№ фракции	Температура начала и конца кипения фракции,С	Выход на нефть, % масс.
		отдельных фракций	суммарный
1	Газ до С4	0,90	0,9	—
2	28 – 53	2,10	3,00	0,6460
3	53 – 89	2,41	5,41	0,6962
4	89 – 111	2,42	7,83	0,7223
5	111 – 131	2,38	10,21	0,7365
6	131 – 155	2,55	12,76	0,7500
7	155 – 174	2,62	15,38	0,7650
8	174 – 190	2,62	18,00	0,7790
9	190 – 210	2,21	20,21	0,7896
10	210 – 223	2,65	22,86	0,8000
11	223 – 247	2,76	25,02	0,8111
12	247 – 265	2,72	28,34	0,8200
13	265 – 285	2,73	31,07	0,8300
14	285 – 300	2,72	33,79	0,8370
15	300 – 317	2,86	36,65	0,8447
16	317 – 333	3,31	39,96	0,8560
17	333 – 348	2,86	42,82	0,8659
18	348 – 365	2,69	45,51	0,8730
19	365 – 384	2,90	48,41	0,8818
20	384 – 402	3,04	51,45	0,8900
21	402 – 423	2,76	54,21	0,8979
22	423 – 444	2,93	57,14	0,9020
23	444 – 467	3,07	60,21	0,9082
24	467 – 485	3,07	63,28	0,9112
25	485 – 500	3,52	66,80	0,9030
26	Остаток	33,20	100,00	-
Плотность нефти				0,8704

По данным таблице 2.1 находим потенциальное содержание Х_{н.к.-к.к.} отбираемых фракций в нефти.

Результаты расчётов заносим в таблицу 2.2. Принимаем на основании литературных данных долю отбора Д всех фракций (кроме мазута) от потенциала и находим их фактический отбор Ф, % масс:

Ф = Х · Д

Весь недобор фракций приплюсовываем к остатку - мазуту. Фактические потери примем в количестве 1% масс.

Фактический отбор мазута:

Ф_340-К.К. = 100 – 0,9 – 4,20 – 5,964 – 12,249 – 16,396 – 1,0 = 59,291 % масс.

Доля отбора мазута от потенциала:

Д_340-К.К. = 59,291 / 58,705 = 1,01

Результаты расчетов приведены в табл.2.2.2.

Относительную плотность фракций определяем по правилу аддитивности:

где Х_i и - потенциальное содержание и относительная плотность узких фракций в широкой фракции (из табл. 2.1).

Таблица 2.2

Отбор фракций из нефти

Фракции	Потенциальное содержание фракции в нефти Х, % масс.	Доля отбора от потенциала Д	Фактический отбор фракции Ф, % масс.
Газ до С4	0,90	1,00	0,9
28 – 85С	4,242	0,99	4,20
85 – 140С	6,024	0,99	5,964
140 – 230С	12,499	0,98	12,249
230 – 340С	17,63	0,93	16,396
340 – К.К.	58,705	1,01	59,291
Потери	—	—	1,0
Итого	100,00	—	100,00

Рис. 1.1

Примем число рабочих дней в году 340 и составим материальный баланс всей установки (табл. 2.3).

Таблица 2.3

Материальный баланс установки

Показатели		Мол. вес М	Выход
			% масс	т/ч	т/сутки	т/год
ПРИХОД: Нефть	0,8704	-	100	122,55	2941,18	1000000
РАСХОД:
Газ до С4	-	-	0,9	1,10	26,47	9000
28 - 850С	0,6704	85	4,20	5,15	123,53	42000
85 - 1400С	0,7309	109	5,964	7,31	175,41	59640
140 - 2300С	0,7804	153	12,249	15,01	360,26	122490
230 - 3400С	0,8371	234	16,396	20,09	482,24	163960
340 - К.К.	0,9437	428	59,291	72,66	1743,86	592910
Потери	-	-	1,0	1,23	29,41	10000
ИТОГО	-	-	100	122,55	2941,18	1000000

Плотность мазута находим также по правилу аддитивности, зная плотность сырой нефти, содержание и плотность отбираемых фракций. Плотностью газов можно пренебречь ввиду их незначительного количества в нефти.

Отсюда относительная плотность мазута

Молекулярный вес светлых фракций определяем по формуле Воинова:

M = (7K – 21,5) + (0,76 – 0,04K)t + (0,0003K – 0,00245)t²,

где t – средняя температура кипения фракции, ^оС. Определяется как среднее арифметическое между температурами начала и конца кипения фракции.

K – характеризующий фактор:

,

где Т_ср – средняя температура кипения фракции, K

,

где  – температурная поправка относительной плотности на 1К. Определяется по эмпирической формуле Кусакова:

Рассчитаем молекулярный вес фракции 28-85⁰С.

M_28-85 = (7·12,51 – 21,5) + (0,76 – 0,04·12,51) ·56,5 +

+ (0,0003·12,51 – 0,00245)·56,5² = 85

Для фракции 85-140⁰С:

M_85-140 = (7·12,04 – 21,5) + (0,76 – 0,04·12,04) ·112,5 +

+ (0,0003·12,04 – 0,00245)·112,5² = 109

Для фракции 140-230⁰С:

M_140-230 = (7·11,95 – 21,5) + (0,76 – 0,04·11,95) ·185 +

+ (0,0003·11,95 – 0,00245)·185² = 153

Для фракции 230-340⁰С:

M_230-340 = (7·11,91 – 21,5) + (0,76 – 0,04·11,91) ·285 +

+ (0,0003·11,91 – 0,00245)·285² = 234

Для фракции 340-к.к.

M_340-к.к. = (7·11,63 – 21,5) + (0,76 – 0,04·11,63) ·470 +

+ (0,0003·11,63 – 0,00245)·470² = 428

При расчете молекулярного веса мазута принимаем температуру конца кипения его 600 ^оС.

Результаты расчетов приведены в табл. 2.3.

На основании данных таблицы 2.3 составляем материальный баланс отбензинивающей колонны К-1 (табл. 2.4).

Таблица 2.4

Материальный баланс колонны К-1

Показатели	Условное обозначение потока	Выход на нефть, % масс	Массовый расход, кг/ч
ПРИХОД: нефть	L	100	122550
РАСХОД:
Газ до С4	-	0,90	1100
Бензин 28-850С	D1	4,20	5150
Полуотбензиненная нефть	L0	93,90	115070
Потери	-	1,0	1230
ИТОГО	-	100	122550

Далее составляем материальный баланс атмосферной колонны К-2 (табл. 2.5).

Таблица 2.5

Материальный баланс колонны К-2

Показатели	Условное обозначение потока		Выход, % масс		Массовый расход, кг/ч
			на нефть	на полуотбензи-ненную нефть
ПРИХОД:
Полуотбензиненная нефть	L0	0,8819	93,9	100	115070
РАСХОД:
Бензин 120-1800С	D2	0,7309	5,97	6,35	7310
Керосин 180-2400С	R3	0,7804	12,25	13,04	15010
Дизтопливо 240-3500С	R2	0,8371	16,39	17,46	20090
Мазут 350-К.К.	R1	0,9437	59,29	63,15	72660
ИТОГО	-	-	93,9	100	115070

При составлении материальных балансов колонн К-1 и К-2 все потери по установке отнесем на полуотбензиненную нефть.

Относительную плотность полуотбензиненной нефти также определяем по правилу аддитивности (пренебрегая содержанием газов):

Отсюда 0,8819

Выход отдельных фракций в % масс. на полуотбензиненную нефть находим по пропорции.

Например, для бензина D₂:

% масс.

Для керосина R₃:

% масс.

Для дизтоплива R₂:

% масс.

Для мазута R₁:

% масс.