Содержание
Введение
1. Область применения мазута
2. Физико-химические свойства мазута
3. Способы получения мазута иособенности выбранного метода
4. Описание схемы производства
5. Простые расчёты
6. Химическое и коррозионное действиясреды на материал и оборудование
7. Перечень основного оборудования втехнологической схеме
8. Описание конструктивной схемы иработы ректификационной колонны
Список использованных источников
Введение
Уже второе столетиенефть играет решающую роль в снабжении человечества энергией. Кроме того, онаявляется ценнейшим сырьем для нефтехимического синтеза, а также для производствапродуктов различного назначения — от растворителей до кокса и техническогоуглерода. Россия — одна из основных нефтедобывающих стран мира, обладающаяогромными запасами нефтяного сырья, и нефтяная отрасль в энергетическом сектореэкономики работает по-настоящему в конкурентных условиях. Проблема рациональнойглубокой переработки нефти, получения качественных продуктов с улучшеннымиэкологическими свойствами весьма актуальна. В этой связи подготовка нефти кпереработке и первичная переработка — прямая перегонка — имеют огромноезначение. Разделение нефти на фракции на атмосферно-вакуумных установках — важная стадия в общей схеме переработки, обеспечивающая сырьем всетехнологические установки нефтеперерабатывающего предприятия.
Превращение отечественнойнефтеперерабатывающей промышленности в наукоемкую отрасль экономики XXI векатрудно представить себе без дипломированных инженеров-технологов, владеющихсовременными представлениями о природе нефтяного сырья, новейшими мировымидостижениями в области теории и практики технологии переработки нефти,нефтезаводского оборудования и т. д. Структура переработки нефти в различныхрегионах и странах отличается, несмотря на общемировые тенденции в развитииотрасли. Она в значительной степени зависит от экономических иэкономико-географических особенностей потребления разных нефтепродуктов вкаждой конкретной стране (или группы стран в регионах); наличия самой нефти,других энергоносителей, степени автомобилизации, потребностей химическихпроизводств в углеводородных полупродуктах, совершенства техники, технологиинефтеперерабатывающих предприятии. Лидерство Северной Америки в производствебензина обусловлено размерами автопарка, особенно в США. Ведущая роль Азии иЗападной Европы в получении мазута определяется использованием его на тепловыхэлектростанциях. Дизельное топливо в ведущих регионах его потребленияиспользуется на разных видах транспорта (в США — железнодорожный,автомобильный, водный; в Восточной Европе — автомобильный). Основные данные о нефтянойотрасли приведены в таблице 1, которая открывает возможности для довольнодетального анализа.
Данные колонки 1позволяют охарактеризовать географическое распределение разведанных запасовнефти. Они показывают, что доля развивающихся стран в этих запасах составляет86%, доля стран — членов ОПЕК-77%, а доля стран ближнего и Среднего Востока-66%. Важно обратить внимание и на то, что запасы свыше 10 млрд. т имеют толькопять стран Персидского залива. Что касается запасов нефти в бывшем СССР, то взападных источниках они обычно оценивались в 8-10 млрд. т. Исходя из того, чтона долю России приходится 85% всех запасов бывшего СССР (Казахстана — 9%,Азербайджана-2,3%, Туркменистана-2%), все запасы, по-видимому, можно оценитьпримерно в 7,5 млрд. т. Впрочем, согласно другим источникам только в недрахТюменской области залегает 12,8 млрд. т нефти.
B начале ХХ века добычанефти велось в 20 странах мира, а больше всего ее добывали США, Венесуэла иРоссия. K 1940 году число нефтедобывающих стран увеличилось до 40, причем основнымипроизводителями были США, СССР, страны Ближнего Востока и Венесуэла. B 1970году нефтедобывающих стран стало уже 60, а в 1990 году — 80. B 50-х годах вчисло нефтедобывающих стран мира вошли Китай, Индия, Алжир, в 60-х годах — ОАЭ,Нигерия, Ливия, Египет, Австралия, в 70-х годах — Великобритания, Норвегия.Если до конца 60-х годов более 1/2 мировой добычи нефти давали страны Западногополушария, то затем первенство перешло к странам Восточного полушария. Запасы идобыча нефти в мире и в отдельных его регионах и странах представлены в табл.1.
Таблица 1
Весь мир, регионы, главные страны
Разведанные
запасы, вмлрд. т
Добыча, в млн. т
В%
1950
1960
1970
1980
1985
1990
Весь мир 150,0 525 1060 2270 3000 2790 3100 100,0
СНГ 9,0 40 150 350 605 595 570 18,4
Россия 7,5 ... 285 550 540 515 16,6
Казахстан 0,8 ... ... ... 23 26 0,5
Зарубежная Европа 2,8 18 30 35 150 200 255 8,2
Великобритания 0,7 — — — 80 120 95 3,1
Норвегия 1,4 — — — 25 35 80 2,2
Китай 3,2 — 5 25 105 125 140 4,5
Южная и Юго-Восточная
Азия 2,5 5 20 55 95 135 140 4,5
Индонезия 1,2 5 20 45 80 65 70 2,2
Индия 0,6 - 3 7 10 30 35 1,1
Юго-Западная Азия 100,0 90 265 690 965 545 810 26,1
Саудовская Аравия 45,8 25 60 180 500 170 325 10,5
Иран 13,2 30 50 190 75 110 155 5,0
ОАЭ 12,9 - - 35 85 60 105 3,4
Ирак 13,3 6 50 75 130 70 100 3,2
1.Цель реферата: изучениетехнологии производства мазута, его назначение и применение.
2.Задачи: осветитьназначение и применение мазута, его физико-химические свойства, технологическуюсхему производства, устройство и назначение оборудования.
3.Тема: Производствомазута.
1.Область применения мазута
Мазут (возможно, отарабского мазхулат – отбросы), жидкий продукт темно-коричневого цвета, остатокпосле выделения из нефти или продуктов ее вторичной переработки бензиновых,керосиновых и газойлевых фракций, выкипающих до 350-360°С. Мазут это смесьуглеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000 г/моль), нефтяных с мол (смолекулярной массой 500-3000 и более г/моль), асфальтенов, карбенов, карбоидови органических соединений, содержащих металлы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Са).
Мазуты применяются вкачестве топлива для паровых котлов, котельных установок и промышленных печей.Выход мазута составляет около 50 % по массе в расчете на исходную нефть. Bсвязи с необходимостью углубления ее дальнейшей переработки мазут во всебольшем масштабе подвергают дальнейшей переработке, отгоняя под вакуумом дистилляты,выкипающие в пределах 350-420, 350-460, 350-500 и 420-500°С. Вакуумныедистилляты применяют как сырье для получения моторных топлив и дистиллятныхсмазочных масел. Остаток вакуумной перегонки мазута используют для переработкина установках термического крекинга и коксования, в производстве остаточныхсмазочных масел и гудрона, затем перерабатываемого на битум.
Основные потребителимазута — промышленность и жилищно-коммунальное хозяйство. B 2005 году из Россиибыло экспортировано 45,8 млн. тонн мазута на 10,2 млрд. долл. Мазут занимаетчетвёртое место после нефти, газа и дизельного топлива в структуре экспорта России(в денежном выражении).
Из мазута путёмдополнительной перегонки получают смазочные масла для смазки различныхмеханизмов. Перегонку ведут под уменьшенным давлением, чтобы снизить температурукипения углеводородов и избежать разложения их при нагревании. После перегонкимазута остаётся нелетучая тёмная масса — гудрон, идущая на асфальтированиеулиц.
Топливо мазутноесуперлегкое используется в качестве технологического топлива на промышленныхпредприятиях, на предприятиях теплоснабжения, а также на судах морского иречного флота.
2.Физико-химические свойства мазута
Топливо мазутноесуперлегкое содержит 25-50% стабилизированного газового конденсата ссодержанием в нем фракции C1-C4 в количестве не более 0,3-1,0% и остальноемазут топочный марки М100 и/или М40.
Физико-химическиесвойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгонадистиллятных фракций и характеризуются следующими данными: вязкость 8-80 мм2/с(при 100 °С), плотность 0,89-1 г/см3 (при 20 °С), температуразастывания 10-40°С, содержание серы 0,5-3,5 %, золы до 0,3 %, низшая теплотасгорания 39,4-40,7 МДж/моль. Типичное распределение смолисто-асфальтеновыхвеществ в мазуте представлено в табл. 2.
Таблица 2.
Смолы
Асфальтены
Карбены и карбоиды
Мазут атмосферной перегонки
Сернистая нефть 13,6 0,9 0,035
Малосернистая нефть 14,0 0,1 0,03
Мазут вторичной переработки 10,2 8,4 0,9
Основнымихарактеристиками мазута является: плотность, вязкость, и температура застывания,которые более детально описаны в табл. 3.
Таблица 3.
Показатель
Норма по маркам
Флотские
Топочные
Ф5
Ф12
40
100
Вязкость: при 500С, не более условная, 0ВУ
кинематическая, сСт при 800С, не более условная, 0ВУ
кинематическая, сСт
4,0/5,0
29/36,2
12,0
89
—
—
—
—
—
—
—
—
6,0/8,0
43,8/59,0
10,0/16,0
73,9/118,0
Температура, 0С:
застывания, не выше -7/-5 -8 10 25
Плотность при 200С, кг/м3, не менее 910/955 930/960 965/1015 1015
3.Способы получения мазута и особенности выбранного метода
Подготовленная на ЭЛОУнефть поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятныефракции и мазут или гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, несоответствуют требованиям ГОСТ на товарные нефтепродукты. Поэтому для ихоблагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные наустановках атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки, используются вкачестве сырья вторичных (деструктивных) процессов в соответствии с вариантомпереработки нефти.
Технология первичнойперегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленныхприродой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье дляперегонки обладает следующими свойствами: имеет непрерывный характер вскипания,невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащихзначительное количество сложных малолетучих и практически нелетучихсмолистоасфальтеновых и серо-, азот- и металлорганических соединений, резкоухудшающих эксплуатационные свойства нефтепродуктов и затрудняющих последующуюих переработку.
Поскольку температуратермической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурнойгранице деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК,первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, аперегонку мазута — в вакууме. Выбор температурной границы деления нефти приатмосферном давлении между дизельным топливом и мазутом определяется не толькотермической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическимипоказателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурнаяграница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка. Так, приперегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деленияпроходит около 300 0С, т.е. примерно половина фракции дизельноготоплива отбирается с мазутом для получения котельного топлива низкой вязкости.
Однако такой вариант внастоящее время не является основным. В последние годы для расширения ресурсовдизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга–наиболее важного иосвоенного процесса, углубляющего переработку нефти–на установках атмосферной иатмосферно-вакуумной перегонки (АТ и АВТ) осуществляется все более глубокийотбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно. Для получения жекотельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелогоостатка вакуумной перегонки.
Таким образом, вопрособоснования и выбора температурной границы деления нефти зависит от вариантовтехнологических схем перегонки нефти и мазута и вариантов переработки нефти вцелом.
Обычно перегонку нефтии мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме примаксимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легкихфракций водяным паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организациичеткого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективнойсепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойныеэлементы, что и позволяет избежать уноса капель паровым потоком.
4.Описание схемы производства
В конце 40-х годовустановки АВТ имели производительность 500— 600 тыс. т/год. Вскоре эти мощностиоказались недостаточными для удовлетворения растущей потребности в массовыхнефтепродуктах. С 1950 г. ускоренными темпами начали строить установки АВТ,работающие по схеме двукратного испарения, мощностью 1, 1,5 и 2 млн. т/год.Схема такой промышленной установки мощностью 2 млн. т/год приводится на рис. 1.
/>
Рис. 1. Принципиальнаясхема типовой установки двукратного испарения нефти на промышленной АВТ
1-сырьевой насос;2-теплообменник для нагрева сырья; 3-первая ректификационная колонна; 4-конденсатор-холодильник; 5-насос полуотбензиненной нефти; 6-печь; 7-основная ректификационнаяколонна; 8-отпарные колонны; 9-теплообменники; 10-холодильники;
I–обессоленная нефть;II–легкая фракция; III–острое орошение; IV–горячая струя–теплоноситель; V–смесьводяных и бензиновых паров; VI–VIII–компоненты светлых нефтепродуктов; IX–мазут;X–водяной пар: XI–промежуточное циркуляционное орошение.
Предварительнообезвоженная и обессоленная нефть забирается насосом 1 и после нагрева за счеттепла горячих потоков в теплообменнике 2 подается в первую ректификационнуюколонну 3 (число тарелок 28). Газы и легкие бензиновые пары удаляются с верха колонныи поступают в конденсатор-холодильник 4. Полуотбензиненная нефть с низа колонны3 насосом 5 подается в печь 6, откуда, нагретая примерно до 350 °С,направляется в основную ректификационную колонну 7 (число тарелок 40). Частьнагретой полуотбензиненной нефти возвращается из печи 6 в качестве горячейструи в первую ректификационную колонну 3 для получения дополнительногоколичества тепла. Колонна 7 оборудована трехсекционной отпарной колонной 8. Этиустановки рассчитаны на переработку стабильных и нестабильных малосернистых исернистых нефтей восточных районов страны.
Температура и давлениев аппаратах установки приведены ниже:
Температура 0С:
подогрева нефти втеплообменниках 200–230
подогрева отбензиненнойнефти в змеевиках трубчатой печи 330–360
паров, уходящих изотбензинивающей колонны 120–140
внизу отбензинивающейколонны 240–260
паров, уходящих изосновной колонны 120–130
внизу основной колонны Давление,МПа:
в отбензинивающейколонне 0,4–0,5
в основной колонне 0,15–0,20
В колоннах создаетсяразное давление. Как известно, давление в колонне определяется фракционнымсоставом головного погона и, в конечном счете — остаточным давлением насыщенныхпаров жидкости после конденсации паров головного погона и их отделения в емкости(газосепараторе).
В К-1 в паровой фазеотбирается легкая (головная) бензиновая фракция н.к. – 62 0С илин.к. – 85 0С, а в К-2 — тяжелая бензиновая фракция, выкипающая выше62 0С или 85 0С, поэтому давление в К-1 выше, чем в К-2(0,4-0,5 МПа по сравнению с 0,15-0,20 МПа). Это вызвано необходимостью послеконденсации паров сохранения фракций в жидкой фазе при температуреокончательного охлаждения 30-35 0С. Однако для более легкой фракцииполная конденсация затруднительна. Более полная конденсация достигаетсяприменением дополнительного водяного охлаждения (после воздушного). При этомудается полнее сконденсировать легкие бензиновые фракции (особенно это важно влетнее время и в жарком климате).
5.Простые расчеты
Тепловой балансректификационной колонны
Важнейшим этапомтехнологического расчета аппарата является составление теплового баланса.
Ректификационныеколонны тщательно изолируют, поэтому потери тепла в окружающую среду малы и имипри составлении теплового баланса можно пренебречь. Для всей ректификационнойколонны уравнение теплового баланса имеет вид:
QF+Qd+QB=QD+Qw;
где QF–тепловойпоток вводимого сырья; Qd–тепловойпоток, подаваемого верхнего орошения; QB–тепловойпоток паров из кипятильника; QD–тепловойпоток выводимого дистиллята; QW–тепловойпоток кубого остатка;
По этому уравнению позаданному QDможно найти QB,и наоборот. Если колонна работает без кипятильника, то QB=0.
Нормальная работатехнологического аппарата и колонны, в частности обеспечивается равенствомподводимого и отводимого тепла (Qприх=Qрасх).
Для колонн прямойперегонки нефти обычно характерен избыток вводимого тепла, так как общееколичество тепла (вносимого или выносимого) определяется массой и энтальпиейпотока. Энтальпия зависит от температуры и фазового состояния потока. Энтальпияпаров всегда превышает энтальпию жидкости при той же температуре на величинускрытой теплоты испарения.
В основную атмосфернуюи вакуумную колонны установок перегонки нефти поступает поток питания с болеевысокой температурой, чем все выводимые дистиллятные продукты, т. е. сырьепреднамеренно перегревается, чтобы создать восходящий поток, часть которогонеобходимо сконденсировать и отвести в виде боковых погонов.
Для съема избыточноготепла используют, как правило, острое (верхнее) и циркуляционные орошения.Количество острого орошения задается исходя из практических данных. Кратностьорошения к балансовому количеству головного погона составляет от 1:1 до 5:1. Напрактике чаще всего это соотношение равно 2:1. Температура входа верхнегоострого орошении определяется эффективностью конденсации и охлаждении верхнегопогона бензина и равна 20–35 0С. Поскольку основное назначениеострого орошения создание флегмы, то избыток тепла, снимаемый острым орошением,изначально учтен в общем тепловом балансе колонны.
Несмотря па подачуверхнего острого орошения, в колонне тем не менее остается избыток тепла (∆Q=Qприх−Qрасх),снимаемый боковыми циркуляционными орошениями, количество которых соответствуетколичеству боковых погонов (обычно 1–3). При наличии трех циркуляционныхорошений происходит более равномерный съем тепла по высоте колонны, чтоблагоприятно влияет на режим работы колонны и качество боковых погонов. Болеетрех циркуляционных орошений в колонне приводит к увеличению расходаэлектроэнергии, ухудшению экономических показателей и приводит к перегрузкеколонны по жидкой фазе. Расход циркуляционного орошения (Gцо) определяется поуравнению:
Gцо=∆Q\(q1–q2),
где q1, q2–энтальпия циркуляционного орошения при температурах выхода и входа в колоннусоответственно.
Температура выходациркуляционного орошения близка к температуре выхода соответствующего боковогопотока, а температура входа циркуляционного орошения задается, исходя изпрактических данных (70–100 °С). В том случае, если циркуляционных орошенийнесколько, то ∆Q делится на число орошений, расход которых определяется всоответствии с температурами их выхода.
В тепловом балансеколонны следует учитывать тепло, вносимое в низ колонны для созданиявосходящего потока паров и регулирования качества остатка, выводимого с низа колонн.
6.Химическое и коррозионное действия среды на материал и оборудование
Мазут относиться кслабо коррозионно–активным жидкостям, скорость коррозии металлов при контакте смазутом составляет 0,05–0,1 мм. металла в год. В связи с этим при выборематериала для изготовления оборудования применяются легированные стали с содержаниемхрома, марганца, титана и т.п. Для изготовления оборудования используются сталимарок: 08Г2С, Х18Н10Т и т.п. При расчетах на прочность аппаратов и оборудованияс учетом коррозии вводят поправки на толщину стенки. К примеру, если срокслужбы аппарата составляет 12 лет, то с учетом коррозии толщину стенкуувеличивают на 1,2мм. А для борьбы с коррозийностью нефти как сырья дляполучения мазута применяют электрообессоливающие установки (ЭЛОУ). ЭЛОУ состоитиз:
–Электродегидраторов,включаемых в схему последовательно или параллельно.
–Реагентного хозяйства,служащего для хранения и ввода в сырье (нефти) деэмульгатора и воды.
Для защиты колонногооборудования от коррозии применяют антикоррозионные добавки: ингибитор коррозиии нейтрализатор коррозии, которые вводятся непосредственно в «шлемовые» трубопроводыколонн К–1 и К–2. На старых установках используют для защиты от коррозии 2–4%раствор аммиачной воды, которую также вводят «шлемовые» трубопроводы колонн К–1и К–2.
7.Перечень основного оборудования в технологической схеме
Основнымтехнологическим оборудованием установки по первичной переработке нефтиявляется:
1.Ректификационнаяколонна К–1 (отпарная или эвапарационная). Предназначена для отделения легкихфракции бензина из нефти;
2.Ректификационнаяколонна К–2. Предназначена для разделения отбензиненной нефти на фракциитяжелого бензина, керосина, дизельного топлива, легроина и мазута;
3.Нагревательная печьП-1. Служит для нагревания нефти с температурой 190–200 0С дотемпературы 360–370 0С;
4.Теплообменники.Служат для нагревания нефти до температуры 190–200 0С за счет теплаотходящих фракции из колонны К–2, в зависимости технологических схем количествотеплообмеников бывает от 8 до 24 штук, в зависимости от конструкции применяюттеплообменники типа «труба в трубе», кожухотрубчатые или пластинчатые.
5.Насосы подачи сырьяна установку. Применяются как правило центробежные консольного типа с двойнымторцовым уплотнением или центробежные герметичные насосы.
6.Насосы подачиотбензиненной нефти через нагревательную печь П–1 в колонну К–2.
7.Насосы подачи«острого» орошения бензином в К–1 и откачки «легкого» бензина с установки.
8.Насосы подачи«острого» орошения бензином в К–2 и откачки «тяжелого» бензина с установки.
9.Насосы подачициркуляционного орошения керосина К–2.
10.Насосы подачициркуляционного орошения диз. топлива К–2.
11.Насосы выводафракции керосина с установки.
12.Насосы выводафракции диз. топлива с установки.
13.Насосы вывода мазутас установки.
14.Аппараты воздушногоохлаждения (АВЗ, АВГ, АВО и т.п.), служат для конденсации паров бензинапоступающих из колонн К–1 и К–2.
15.Емкостноеоборудование, служащее для промежуточного сбора нефтипродуктов.
16.Электродегидраторы.Входят в состав ЭЛОУ, служат для отделения воды и солей от нефти.
8.Описание конструктивной схемы и работы ректификационной колонны
Ректификационнаяколонна предназначена для разделения сырья (нефти) на фракции для полученияпрямогонного бензина, фракций керосина и дизельного топлива, мазута, способоммногократного испарения–конденсации (ректификации).
Представляет собойаппарат колонного типа. Диаметр, высота, конструктивные размеры аппарата определяютсярасчетом исходя из объема переработки сырья. Внутри колонны находятсяконтактные устройства (тарелки), тип и количество, которых определены расчетом.По конструктивному исполнению бывают: клапанные, ситчатые, колпачковые,желобчатые, S–образные.
Для сбора жидкостиколонна оборудуется «карманами». Для ввода циркуляционных орошении, «острого»орошения, подачи пара вниз колонны применяются распределители жидкости, такиекак: перфорированная плита, плита с патрубками, плита с наклонными отражателямии напорный маточник–распределитель. Выбор типа распределителя зависит отдиаметра колонны, типа насадки, расхода орошения и других факторов.
/>
Нагретые в печи П‑1потоки отбензиненной нефти до температуры 340‑370°С на выходеобъединяются и поступают на 6‑ю тарелку эвапорационной частиректификационной колонны К‑2.
Основные режимныепараметры работы колонны К-2 приведены в табл. 4.
Таблица 4. Режимныепараметры работы колонны К‑2
Параметр
Значение параметра температура верха 90‑160°С температура низа не более 350°С температура керосинового перетока не более 220°С температура дизельного перетока 240‑320°С температура керосинового циркуляционного орошения на входе в колонну не более 200°С температура дизельного циркуляционного орошения на входе в колонну не более 250°С давление верха
не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) уровень в кубе 30‑80 % расход орошения
до 45 м3/ч расход острого пара до 2,5 т/ч
Для улучшения отпаркибензиновых, керосиновых и дизельных фракций из нефти под первую тарелку колонныК‑2 через маточник подаётся технологический перегретый водяной пар стемпературой ~ 400°С и давлением 2,0 кгс/см2 изпароперегревателя, смонтированного в конвекционной части печи П‑1.
Пары тяжелой бензиновойфракции и воды из шлемовой части колонны К‑2 с температурой 90‑160°Си давлением не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) поступают в аппаратывоздушного охлаждения АВЗ. Ректификационная колонна К-2 имеет два промежуточныхконтура циркуляционного орошения:
верхний – керосиновоециркуляционное орошение (КЦО) — осуществляется по схеме:
тарелки колонны К-2 ®насос ц/о керосина ® теплообменник ®холодильник ® тарелки колоны К-2;
нижний – дизельноециркуляционное орошение (ДЦО) — осуществляется по схеме:
тарелка К-2 ®насос ц/о дизтоплива ® теплообменники ®холодильник ® тарелки К-2.
Использованиедизельного и керосинового циркуляционных орошений позволяет более четкорегулировать качество вырабатываемых продуктов и полупродуктов за счет съемаизбыточного количества тепла в наиболее нагруженных по парам частях колонны ивыравнивания ее теплового режима.
По переточномутрубопроводу колонны К‑2 выводится в стриппинг Е-1 керосин прямойперегонки с температурой не более 220°С.
В стриппинге происходитотпарка «хвостовых» низкокипящих бензиновых фракций (тяжёлого бензина) за счётподачи острого пара с температурой ~ 400°С в низ стриппинга Е-1.
Пары тяжелого бензинавместе с водяным паром из стриппинга возвращаются вколонну К‑2.
По переточномутрубопроводу колонны К‑2 выводится компонент дизтоплива с температурой240–320°С в стриппинг Е‑2, где происходит отпарка «хвостовых» низкокипящихкеросиновых фракций за счёт подачи острого пара с температурой ~ 400°С в низстриппинга Е‑2. Пары хвостовых керосиновых фракции вместе с парами воды сверха стриппинга Е‑2 возвращаются в колонну К‑2.
Кубовый продукт (мазутпрямой перегонки) колонны К‑2 с температурой не выше 350°С центробежныминасосами через теплообменники, где отдаёт тепло нефти.
Списокиспользованных источников
1.Глаголева, О.Ф. Технология переработкинефти. Часть первая. Первичная переработка нефти [Текст]/ О.Ф.Глаголева; Подред. В.М.Капустина, Е.А.Чернышева.– М.: Химия, КолосС, 2005.–400 с.
2.Рудин, М.Г. Карманный справочникнефтепереработчика [Текст]/ М.Г.Рудин;– Л.: Химия, 1989.–464 с.
3.Рудин, М.Г. Проектированиенефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов [Текст]/ М.Г.Рудин,Г.Ф.Смирнов;– Л.: Химия, 1984.–256 с.
4.Рахмилевич, З.З. Справочник механикахимических и нефтехимических производств [Текст]/ З.З.Рахмилевич, И.М.Радзин,С.А.Фарамазов;– М.: Химия, 1985.–592 с.