Атмосферная трубчатая установка первичной переработки нефти

Содержание

Нормативные ссылки

Введение

1 Теоретический раздел

2 Технологический раздел

2.1 Описание технологической схемы

2.1 Характеристика сырья и вспомогательных материалов

2.2 Характеристика продукции

2.4 Материальный расчет производства

2.5 Выбор технологического оборудования

2.6 Паро-, водо-, холодоснабжение производства

3 Автоматизация производственного процесса

3.1 Общая характеристика систем автоматизации

3.2 Состав средств автоматизации

3.3 Автоматизация производственного процесса

4 Обеспечение качества и аналитический контроль производства

5 Строительный раздел

6 Электротехнический раздел

6.1 Общие сведения о проектируемом объекте

6.2 Расчет силовой и осветительной нагрузок

6.3 Выбор трансформаторной подстанции

6.4 Расчет реактивной мощности компенсирующей установки

6.5 Расчет годовой потребляемой энергии

7 Охрана окружающей среды

7.1 Экологическое обоснование места строительства

7.2 Экологическое обоснование технологической схемы

7.3 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

7.4 Охрана водоемов от загрязнения и методы очистки сточных вод

7.5 Переработка и обезвреживание отходов производства

7.6 Вывод

8 Безопасность жизнедеятельности

8.1 Безопасность жизнедеятельности на производстве

8.1.1 Производственная санитария и гигиена

8.1.2 Средства коллективной защиты работающих

8.1.3 Индивидуальные средства защиты работающих

8.1.4 Пожарная безопасность

8.2 Расчет общего искусственного освещения операторной

8.3 Защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях

9 Организационно-экономический раздел

9.1 Экономико-географическая характеристика региона и

места строительства объекта

9.2 Организация производства и труда

9.3 Капитальные вложения в производство

9.4 Производственная программа и маркетинговая политика

9.5 Эксплуатационные расходы производства

9.6 Прибыль, рентабельность производства

9.7 Основные технико-экономические показатели производства

Заключение

Список использованных источников

Приложение А (справочное). Технологический расчёт схемы в

программе "HYSYS.Process"

Иллюстративная часть ВКР

КТНЭ.240403.014.ДП.Т3. Технологическая схема на одном листе формата А

КТНЭ.240403.014.ДП.ВО. Ректификационная колонна К1. Чертёж общего вида на одном листе формата А

КТНЭ.240403.014.ДП.А3. Схема автоматизации на одном листе формата А

КТНЭ.240403.014.ДП.ПК. План расположения оборудования на одном листе формата А

КТНЭ.240403.014.ДП.РК. Разрез 1-1 на одном листе формата А

КТНЭ.240403.014.ДП.МБ. Материальный баланс на одном листе формата А

КТНЭ.240403.014.ДП.ОЭ. Технико-экономические показатели производства на одном листе формата А

Введение

Нефтяная промышленность является составной частью ТЭК - многоотраслевой системы, включающей добычу и производство топлива, производство энергии (электрической и тепловой), распределение и транспорт энергии и топлива. Однако состояние основных производственных фондов (ОПФ) нефтяного комплекса характеризуются большой долей износа, а их технологический уровень является отсталым. Износ основных фондов в нефтепереработке составляет 60%. Доля полностью изношенных основных фондов, на которые не начисляется амортизация составила в нефтедобыче и нефтепереработке соответственно 22% и 39%. т.е. ситуация в нефтепереработке хуже, чем в нефтедобыче, в том числе с точки зрения экологической безопасности. Сегодня глубина нефтепереработки находится в интервале 6264%, а срок службы оборудования превысил все возможные пределы (в основном, более 25 лет). Основной причиной этого является то, что финансирование нефтепереработки всегда осуществлялось по остаточному принципу, и все ресурсы направлялись в нефтедобычу. Но необыкновенно благоприятная конъюнктура на мировых рынках и девальвация рубля создали хорошие условия для инвестирования в нефтяной комплекс. Нефтяным компаниям необходимо увеличить капитальные затраты и за счет этого увеличить объемы производства. Без существенного увеличения инвестиций в основной капитал, как по отрасли, так и по отдельным нефтяным компаниям невозможно дальнейшее развитие и совершенствование нефтепереработки в России. Компаниям важно использовать все возможные механизмы привлечения инвестиций и их реализации в целях обновления и реконструкции существующих производственных фондов. Вышеуказанные меры обязательно должны повлиять на эффективность нефтепереработки и в конечном итоге на увеличение конкурентноспособности отечественных нефтепродуктов на мировых рынках. Модернизация также позволит улучшить экологичность общего объема используемых топлив.

Принципы перегонки нефти

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 70х годов прошлого столетия таких установок насчитывалось несколько сотен.

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 [2].

Аналогично обстояло дело с перегонкой мазута для получения масляных дистиллятов на масляных кубовых батареях. Конструкция масляных батарей впервые была разработана инж. 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 пере-работки нефти повысили требования к четкости погоноразделения, к более глубокому отбору средних и тяжелых фракций нефти. 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, противопенные 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 нефти модернизируются или заменяются более производительными, отвечающими современному уровню техники [2].

В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (AT), вакуумные (ВТ) и атмосферновакуумные (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.

Описание технологической схемы

Поток нефти с температурой 20 0С насосом Н1 прокачивается через сеть рекуперативных теплообменников Т1Т5 и нагревается, отходящими с установки потоками, до 180 0С. Нагретая нефть поступает в отбензинивающую колонну К1 на 21ую тарелку. Продуктами колонны К1 являются отбензиненная нефть и легкий бензин. Колонна К1 имеет 25 клапанных тарелок, давление в колонне 350 кПа; температура соответственно верха и низа колонны 140 и 185 0С. Для обогрева низа колонны К1 предусмотрена "горячая струя" отбензиненной нефти. Пары с верха колонны К1 конденсируются в холодильниках АВО1 и Х1, далее с температурой 40 0С поступают в сепаратор Е1. Часть бензиновой фракции из сепаратора Е1 подается на орошение колонны К1, остальное отводится в товарный парк. Газ из сепаратора Е1 отводится в топливную сеть. Отбензиненная нефть из куба колонны К1 насосом Н3 подается в печь П1, где она нагревается до температуры 360 0С и подается на 31 тарелку атмосферной колонны К2. Колонна К2 предназначена для получения фракции тяжелого бензина, керосиновой фракции, дизельной фракции и мазута. Колонна К2 имеет 36 клапанных тарелок. Давление в колонне 190 кПа; температура соответственно вверху и внизу колонны 150 и 342 0С. Под нижнюю тарелку подается перегретый водяной пар в количестве 0,32 % на сырье. Пары с верха колонны К2 конденсируются в холодильниках АВО2 и Х2, затем с температурой 400С поступают в сепаратор Е2, где от бензиновой фракции отделяется вода. Часть бензиновой фракции из сепаратора Е2 подается на орошение колонны К2, остальное отводится в товарный парк. Жидкая фаза с 8 тарелки поступает в стриппингсекцию Е3 на верхнюю тарелку. Под нижнюю тарелку стриппингсекции Е3 подается перегретый водяной пар. С нижней части стриппингсекции Е3 отводится керосиновая фракция, которая насосом Н5 прокачивается через теплообменник Т1 и водяной холодильник Х3 в результате чего ее температура снижается до 40 0С. Жидкая фаза с 21 тарелки поступает в стриппингсекцию Е4 на верхнюю тарелку. Под нижнюю тарелку стриппингсекции Е4 подается перегретый водяной пар. С нижней части стриппингсекции Е4 отводится дизельная фракция, которая насосом Н7 прокачивается через теплообменник Т3, воздушный холодильник АВО3 и водяной холодильник Х4 в результате чего ее температура снижается до 40 0С. С низа колонны К2 насос Н9 отбирает мазут и прокачивает его через теплообменник Т5, воздушный холодильник АВО4 и водяной холодильник Х5. Полученные бензиновая, керосиновая, дизельная фракции и мазут поступают в товарный парк. Колонна К2 также снабжена контурами циркуляционного орошения. Жидкости с 11 и 24 тарелок отбираются в количествах 110 и 109 м3/ч соответственно и охлаждаются до 110 и 200 0С в рекуперативных теплообменниках. Далее потоки возвращаются на 9 и 22 тарелку соответственно.

Расчет и выбор технологического оборудования

Материальный и тепловой расчеты проектируемого оборудования, а также основные геометрический характеристики выполняются при помощи вычислительной программы HYSYS.

HYSYS предназначена для проектных и исследовательских работ при анализе действующих и проектируемых химико-технологических производств. Программный фонд HYSYS объединяет в себе подсистемы материальных и тепловых балансов химико-технологических систем, расчет физических свойств веществ, модули расчета химико-технологических процессов, модули расчета оборудования, гидравлики аппаратов. Программа HYSYS мощный и удобный интерактивный инструмент для расчета и оптимизации технологических процессов.

С помощью этой программы можно построить детальную и надежную модель технологической установки. Интерактивная природа программы позволяет подробно проанализировать параметры любого аппарата, позволяет накапливать банк математических модулей исследуемых производств.

Оборудование планируется применять общесерийное отечественного производства. На нестандартное оборудование будут разработаны требования.

Автоматизация производственного процесса

Автоматизация производственного процесса – необходимое условие повышения производительности труда. Другой важнейшей функцией автоматизации является исключение человеческого фактора – первой причины возникновения чрезвычайных происшествий на производстве. Автоматизация также реализует следующие задачи производства:

контроль качества продукции;

соблюдение технологического режима;

оптимизация производственного процесса;

обеспечение безопасности производства;

повышение срока службы оборудования;

обеспечение надежности работы объекта.

Под автоматизацией понимается совокупность приборов, устройств и управляющих машин, которые без непосредственного участия человека осуществляют управление технологическим процессом по заданной программе.

Общая характеристика системы автоматизации

В качестве объекта автоматизации выбрана колонна К2. Колонна К2 предназначена для получения светлых нефтепродуктов из отбензиненной нефти. Качество автоматизации колонны К2 напрямую влияет на стабильность и управляемость всего процесса переработки нефти в равной степени как и на безопасность ведения данного процесса.

Для эффективной работы установки необходимо, чтобы разрабатываемая система автоматизации была централизованной и базировалась на последних достижениях в области техники и обеспечивала:

защиту технологического оборудования и процесса при отклонении параметров от предельно допустимых значений;

автоматическое дистанционное управление всеми электроприводами технологического оборудования (открытие и закрытие запорной и регулирующей арматуры, включение и отключение насосов, резервного и другого оборудования);

измерение и отображение текущих значений основных технологических параметров;

сигнализацию (предупредительная) отклонения параметров от нормы с выдачей, как сигнала на дисплее оператора, так светового сигнала.

Степень автоматизации должна позволять управлять установкой при минимальном количестве обслуживающего персонала [12].