đồ án thiết kế tháp chưng cất dầu của liên xô

Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
СОДЕРЖАНИЕ
СОДЕРЖАНИЕ 2
1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 3
ВВЕДЕНИЕ
Постоянно увеличивающийся спрос на моторные топлива требует дальнейшего
углубления переработки нефти, разработки и внедрения новых вторичных процессов
по переработке тяжелых дистиллятов и остаточного топлива, создания более
совершенного и высокопроизводительного оборудования.
Вместе с тем, требования по надежности и эффективности работы техники
привели к значительному ужесточению эксплуатационных характеристик топлив.
Законодательные акты по защите окружающей среды поставили задачу создания
нефтепродуктов с улучшенными экологическими свойствами. Этому способствует
широкое внедрение гидрокаталитических процессов.
Современные требования, предъявляемые к ассортименту и уровню качества
нефтепродуктов, оказали решающее влияние на технический прогресс в области
производства нефтепродуктов, на создание совершенных технологических установок и
производственных комплексов.
На современных нефтеперерабатывающих заводах можно высокоэффективно
перерабатывать нефтяное сырье различного состава и получать широкую гаму
продуктов заданного качества. Следует помнить, что увеличение мощностей
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
нефтеперерабатывающих заводов требует повышения эффективности мер по охране
природы.
В связи с переходом на интенсивные методы технологии и строительством
укрупненных и комбинированных установок все большую роль играет повышение
качества расчетов процессов и аппаратов нефтепереработки, оптимизации
действующих и проектируемых технологических схем. Поэтому, проектирование
варианта переработки определенной нефти, расчет материальных балансов отдельных
установок и нефтеперерабатывающего завода в целом позволяют оценить
целесообразность применения данного сырья для получения целевых продуктов,

рассчитать экономическую эффективность производства.
1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ.
Западно-Сибирская низменность представляет собой одну из крупнейших
нефтегазоносных провинций мира. Все нефтяные и нефтегазовые месторождения
приурочены к сводам, куполовидным поднятиям и валам, на которых располагаются
складки, аккумулирующие углеводороды. Большая часть месторождений расположена
на трех сводах – Шаимском, Сургутском и Нижневартовском. При этом в зависимости
от географического расположения нефтяных месторождений, геологического возраста
и глубины залегания нефти Западной Сибири значительно различаются по физико-
химической характеристике и по качеству получаемых из них нефтепродуктов.
Нефти месторождений Приуральской нефтегазоносной области (убинская,
шаимская и др.) являются малосернистыми (0,23-0,55%), смолистыми (смол
силикагелевых 7,3-10,5%; асфальтенов 0,82-1,49%; коксуемость 2,08-2,68%) и
парафинистыми (1,58-3,65%). Содержание светлых дистиллятов, выкипающих до
350°С, составляет 47,5-58,8%.
Нефти основных месторождений Сургутского свода (усть-балыкская, западно-
сургутская, минчимкинская), расположенных в западной части области, являются
наиболее тяжелыми (относительная плотность
20
4
ρ
достигает 0,900; выход светлых
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
фракций до 350°С не превышает 43%), смолистыми (смол силикагелевых 23%) и
сернистыми (серы от 1,5 до 2,0%).
Нефти месторождений, расположенных на Нижневартовском своде (самотлорская,
аганская, советско-соснинская-медведевская), по сравнению с нефтями Сургутского
свода имеют меньшую относительную плотность (не более 0,875), и являются менее
сернистыми (0,56-1,10%) и менее смолистыми (силикагелевых смол не более 12%).
Бензиновые фракции западно-сибирских нефтей имеют низкие октановые числа

(25-67) вследствие высокого содержания парафиновых углеводородов. Однако в
бензиновых фракциях нефтей, расположенных на Шаимском мегавале и
Нижневартовском своде, значительно выше содержание нафтеновых углеводородов
(30-47%), что предполагает лучшие качества сырья для каталитического риформинга
по сравнению с аналогичными фракциями нефтей Сургутского свода (20-29%
нафтеновых углеводородов).
Легкие керосиновые дистилляты большинства нефтей Западной Сибири отличаются
невысоким содержанием серы (до 0,10%), отсутствием меркаптановой серы и
хорошими фотометрическими свойствами.
Вследствие высокой температуры застывания дизельных фракций из нефтей
Западной Сибири можно получать в основном летние дизельные топлива, которые
характеризуются высокими цетановыми числами (45-60).
Большинство нефтей Западной Сибири является хорошим сырьем для получения
дистиллятных и остаточных базовых масел.
Таким образом, нефти Западной Сибири являются хорошим сырьем для получения
топлив и масел.
Шифр нефти Советского месторождения
Согласно технологической классификации (ГОСТ 912-66):
Класс – I I
Тип – Т1
Группа – М2
Подгруппа – И1
Вид – П2
Физико-химическая характеристика нефти
Плотность:
20
4
ρ
=0,840
Молекулярная масса: 191 г/моль

Вязкость: υ
20
=5,50 сCт.
υ
50
=3,15 сCт.
Температура застывания:
-с обработкой, ниже –35ºС
-без обработки, ниже –14ºС
Температура вспышки в закрытом тегле: 11ºС
Давление насыщенных паров:
-при 38ºС –176 мм рт.ст.
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
-при 50ºС –211 мм рт.ст.
Парафин:
-содержание –3,2%
-температура плавления –50ºС
Содержание, % масс.:
-серы –0,770
-азота –0,120
-смол сернокислотных –14
-смол силикагелевых –7,790
-асфальтенов –1,400
-нафтеновых кислот –0,044
-фенолов–0,006
Коксуемость: 2,34%
Зольность: 0,01%
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти: 0,038
Выход фракций, % масс.: до 200ºС –32,3
до 350ºС –61,2

Советская нефть относится к нефти месторождений, расположенных на
Нижневартовском своде , имеет меньшую относительную плотность 0,840 (не более
0,875), и является сернистой (0,56-1,10%) и смолистой (силикагелевой смол не более
12%).
Разгонка (ИТК) нефти на аппарате АРН-2 и характеристика фракций
Таблица 1.
№
фрак-
ции
Темпера-
тура
выкипания
фракции при
760мм.
рт.ст, ºС
выход
(на нефть), %
ρ
20
4
n
20
D
М
υ
20
,
сСт
υ
50

,
сСт
υ
100
,
сСт
Темпера-
тура,ºС
Содер
жание
серы,
%
Отдель-
ных
фрак-
ций
Сум-
мар-
ный
Зас-
тыва-
ния
Вспы-
шки
1 до 28 1,50 1,50 - - - - - - - - -
2 28-50 2,66 4,16 0,6251 1,3958 - - - - - - -
3 50-70 2,95 7,11 0,6657 1,3768 - - - - - - -
4 70-88 2,90 10,01 0,7011 1,3948 - - - - - - -
5 88-106 3,09 13,10 0,7148 - - - - - - - -
6 106-120 3,18 16,28 0,7316 1,4091 - - - - - - следы

7 120-137 3,27 19,55 0,7458 - - - - - - - -
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
8 137-154 3,23 22,78 0,7628 1,4254 - - - - - - следы
9 154-168 3,18 25,96 0,777 - - - - - - - -
10 168-184 3,14 29,10 0,7921 1,4402 - 1,29 - - -61 - 0,035
11 184-200 3,18 32,28 0,8035 - - 1,41 - - -54 - -
12 200-216 3,27 35,55 0,8123 1,4551 - 1,68 1,16 - -46 - 0,043
13 216-235 3,50 39,05 0,8165 - 170 1,82 1,32 - -43 - -
14 235-253 3,31 42,36 0,8263 1,4661 - 2,72 1,96 - -33 - 0,076
15 253-270 3,36 45,72 0,8401 - - 3,60 2,30 1,13 -27 - -
16 270-288 3,23 48,95 0,848 1,4763 220 5,00 2,72 1,25 -21 - 0,180
17 288-304 3,46 52,41 0,8583 1,482 - 7,42 3,21 1,41 -15 - -
18 304-322 3,68 56,09 0,8676 1,4861 - 9,93 3,83 1,67 -10 - 0,660
19 322-342 3,68 59,77 0,8773 - 273 15,27 4,98 2,05 -2 - -
20 342-360 3,54 63,31 0,885 1,495 - 20,30 7,10 2,56 3 - 1,170
21 360-382 3,68 66,99 0,8935 - 310 25,02 10,54 3,28 9 - -
22 382-402 3,77 70,76 0,9018 1,5038 - - 18,30 4,25 14 - 1,330
23 402-423 3,68 74,44 0,9105 - 348 - 20,70 5,80 20 208 -
24 423-442 3,77 78,21 0,9172 1,514 367 - 37,50 7,30 24 223 1,540
25 442-464 3,64 81,85 0,9258 1,5212 385 - 56,30 9,34 31 230 1,700
26 464-485 4,15 86,00 0,9338 1,529 407 - 70,50 11,43 37 242 1,980
27 остаток 14,00 100 1,0021 - - - - - - - 2,700
Потенциальное содержание (% масс.) фракций в нефти.
Таблица 2.
Отгоняется (% мас) до температуры, °С
28 60 62 70 80 85 90 95 100 105 110 115 120 130
1,4 6,0 6,2 7,1 8,5 9,3 10,4 11,3 12,0 13,0 13,9 16,1 16,6 17,9
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
Отгоняется (% мас) до температуры, °С
140 145 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260

20,0 21,0 22,0 24,0 26,0 28,4 30,2 32,3 34,0 36,0 38,0 40,0 42,0 43,8
Отгоняется (% мас) до температуры, °С
270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400
45,7 47,6 49,6 51,6 53,5 55,6 57,5 59,2 61,2 63,3 64,8 66,7 68,4 70,4
Отгоняется (% мас) до температуры, °С
410 420 430 440 450 460 470 485 >485 (остаток)
72,2 74,0 76,0 77,6 79,0 81,2 83,4 81,8 14,0
Состав газов.
Таблица 3.
Газы
Выход на
нефть,
% масс.
Содержание, %
С
2
Н
6
С
3
Н
6
изо-С
4
Н
10
н-С
4
Н
10

изо-С
5
Н
12
н-С
5
Н
12
До С
4
1,5 0,3 13,8 22,8 61,1 – –
Состав фракции 28-60
°
С, % масс.
Таблица 4.
Наиме-
нование
Содер-
жание
Наименование
Содер-
Жание
Наименование
Содер-
жание
н-пропан 0,4 i-бутан 2,5 циклопентан 2,9
н-бутан 9,7 2-метилбутан 16,3 метилциклопентан 7,6
н-пентан 24,0 2,2-диметилбутан 0,2
1,3-диметил-цис-
циклопентан

0,3
н-гексан 16,0 2,3-диметилбутан
1,3-диметил-транс-
циклопентан
0,6
н-гептан - 2-метилпентан
1,2-диметил-цис-
циклопентан
-
3- метилпентан 6,0
1,2-диметил-транс-
циклопентан
0,4
2,4-диметилпентан - этилциклопентан 0,3
2,3-диметилпентан - Всего циклопентановых 10,3
2-метилгексан - циклогексан 2,1
3-метилгексан - метилциклогексан 0,9
3-этилпентан - Всего циклогексановых 2,6
Всего
н-пар-вых
50,1
Всего
i-парафиновых
36,4 Всего нефтеновых 12,9
Всего парафиновых 86,5
Всего ароматических
( бензол)
0,6(0,6)
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
Характеристика фракций, выкипающих до 200ºС.

Таблица 5.
Темпе-
ратура
отбора
фрак-
ции, ºС
Выход
на
нефть,
%
масс.
20
4
ρ
Фракционный состав
Содер-
жание
серы,%
Кис-
лот-
ность
Давление
насыще-
ных паров
Окта-
новое
число
без ТЭС
н.к. 10% 50% 90%
28-62 4,7 0,6500 - - - - 0 - 582 71,8

28-85 7,8 0,6674 34 46 63 88 - 0 426 70,8
28-100 10,5 0,6808 43 54 75 100 - - - 67,1
28-110 12,4 0,6880 47 58 80 106 - след - 65,2
28-120 14,7 0,6952 52 62 86 113 0 - 315 63,4
28-130 16,4 0,7007 53 63 92 122 - - - 60,7
28-140 18,5 0,7062 54 65 97 131 - - - 58,0
28-150 20,5 0,7117 55 66 103 141 следы 0,4 250 55,2
28-160 22,5 0,7175 57 69 108 149 - - - 53,5
28-170 24,5 0,7235 59 72 114 157 - - - 51,5
28-180 26,9 0,7285 60 75 119 165 - - - 49,8
28-190 28,7 0,7345 61 78 124 172 - - - 48,2
28-200 30,8 0,7405 62 80 130 180 следы 0,85 198 46,5
Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200ºС.
Таблица 6.
Темпера-
тура
отбора
фракции,
ºС
Выход
на
нефть,
%
масс.
20
4
ρ
20
D
n

Содержание у/в, %
Арома-
тичес-
ких
Нафте-
новых
парафиновых
всего норм- изо-
28-60 4,5 0,6530 - 0 11 89 49 40
60-95 5,3 0,6994 1,3938 2 36 62 33 29
95-122 5,1 0,7280 1,4080 5 33 62 25 37
122-150 5,6 0,7501 1,4190 10 31 59 23 36
150-200 10,3 0,7911 1,4397 21 28 51 21 30
28-200 30,8 0,7405 1,4150 10 33 57 28 29
Характеристика фракций ( сырье для каталитического риформинга).
Таблица 7.
Темпера-
тура
отбора
фракции,
ºС
Выход
на
нефть,
% масс.
20
4
ρ
Содер-
жание

серы,
%
Содержание у/в, %
Аромати-
ческих
Нафте-
новых
парафиновых
всего норм- изо-
62-85 3,1 0,6903 0 1 32 67 35 32
62-105 6,8 0,6943 0 2 34 64 34 30
62-180 22,2 0,7366 0 7 32 61 24 37
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
85-105 3,7 0,7150 0 4 33 63 28 35
85-120 6,9 0,7200 0 5 33 62 26 36
85-180 19,1 0,7507 следы 10 31 59 23 36
105-120 3,2 0,7292 0 6 32 62 24 38
105-140 7,0 0,7388 0 8 32 60 24 36
105-180 15,4 0,7605 следы 12 30 58 22 36
140-180 8,4 0,7765 - 16 29 55 22 33
Характеристика керосиновых дистиллятов.
Таблица 8.
Темпе-
ратура
отбора
фракци
и, ºС
Выход
на
нефть,

%
масс.
Окта-
новое
число
Фракционный
состав
20
4
ρ
Высота
некоп-
тящего
пламе-
ни, мм
Содер-
жание
серы,
%
Температура,
ºС
10
%
50
%
90
%
98
%
Помут

-нения
Вспы
ш-ки
150-280 25,6 23 188 216 258 270 0,8162 22 0,06 -40 51
150-320 33,6 21 190 236 292 310 0,8297 20 0,07 -24 74
160-260 19,8 - 180 208 242 255 0,8143 21 0,043 -44 45
180-240 11,6 - 192 206 231 238 0,8152 21 0,047 -44 46
180-260 15,4 - 196 213 246 255 0,8214 19 0,065 -40 48
240-260 3,8 - - - - - 0,8400 - 0,080 -27 138
Характеристика дизельных фракций.
Таблица 9.1.
Темпера-
тура отбора
фракции, ºС
Выход
на
нефть,
% масс.
Цета-
новое
число
Дизель-
ный
индекс
Фракционный состав
20
4
ρ
υ
20

,
сСт
υ
50
,
сСт
10% 50% 90% 96%
150-350 39,2 52,0 58,0 192 252 320 330 0,8356 2,85 1,94
180-240 11,6 52,0 56,0 198 206 231 236 0,8152 1,72 1,20
180-350 32,8 51,0 48,0 205 255 321 332 0,8420 3,80 2,38
200-350 28,9 53,0 50,0 238 278 323 333 0,8250 4,72 2,70
240-320 15,6 52,0 50,0 268 282 306 312 0,8505 5,35 2,82
240-350 21,2 53,0 47,0 274 295 332 336 0,8564 6,97 3,11
260-350 17,4 53,0 48,0 288 304 340 340 0,8640 8,52 3,63
Таблица 9.2.
Темпера
-тура отбора
фракции,
ºС
Температура, ºС
Содержа-
ние серы, %
Кислот-
ность, мг
КОН/100 мл
Анильновая
точка, °С
Застыва
-ния
Помутне

-ния
Вспыш
-ки
150-350 -32 -23 63 0,10 2,01 74,0
180-240 -46 -44 46 0,047 1,21 58,4
180-350 -25 -22 84 0,14 2,73 -
200-350 -22 -17 101 0,16 3,02 69,0
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
240-320 -20 -14 119 0,19 2,95 64,5
240-350 -15 -8 124 0,21 3,15 63,0
260-350 -12 -8 138 0,23 4,02 67,2
Характеристика углеводородов, образующих комплекс с карбамидом.
Таблица 10.
Температура отбора
фракции, ºС
20
4
ρ
20
D
n
Выход, % масс. Температура
застывания,
ºС
на фракцию на нефть
240-350 0,8297 1,4502 28,0 5,9 -6
Характеристика сырья для каталитического крекинга.
Таблица 11.1.
Температу-
ра отбора

фракции,
ºС
Выход на
нефть, %
масс.
20
4
ρ
Молекуляр-
ная масса,
кг/кмоль
Коксуе-
мость, %
Содержание, % Темпера-
тура
застыва-
ния, ºС
серы смол
Вана-
дия
350-485 24,8 0,9145 352 0,11 1,38 10 1,0*10
- 4
21
Таблица 11.2.
Температура
отбора
фракции, ºС
υ
50
,

сСт
υ
100
,
сСт
Содержание
парафино-
нафтеновых -у-
в, %
Содержание ароматических
углеводородов, %
Содержание
смолистых
веществ, %
I
группы
II и III
группы
IV
группы
350-485 24,7 6,20 43 17 28 10 2
Характеристика сырья для деструктивных процессов.
Таблица 12.
Остаток после
отбора фракций до
температуры, ºС
Выход на
нефть,
% масс.
20

4
ρ
ВУ
100
Коксуе-
мость,
%
Содержание, % Темпера-
тура
Застыва-
ния,
ºС
серы
Вана-
дия
350 38,8 0,9482 2,65 7,30 1,48 0,00359 21
450 21,0 0,9880 20,03 13,52 1,83 0,0048 32
485 14,0 1,0022 82,79 18,91 2,70 0,0059 37
Характеристика нефтепродуктов.
1. Бензин автомобильный
ГОСТ 2084-90
Марки: А-76, АИ-93,АИ-95, АИ-98.
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
2. Дизельное топливо для быстроходных дизелей
ГОСТ 4749-90
Марки: ДА, ДЗ, ДЛ.
3. Кокс нефтяной замедленного коксования
ГОСТ 15833-90
Марки: КЗ-25, КЗ-6, КЗ-0.
2. ПОТОЧНАЯ СХЕМА ЗАВОДА ПО ПЕРЕРАБОТКЕ СОВЕТСКОЙ (смеси)

НЕФТИ.
2.1. Описание поточной схемы завода.
Сырая нефть поступает на установку ЭЛОУ, где отделяются вода и соли,
присутствующие в нефти. Блок ЭЛОУ совмещен с установкой АВТ.
Обезвоженная и обессоленная нефть поступает на установку АВТ,
комбинированную с установкой вторичной перегонки бензина для более четкого
разделения фракций. После этой комбинированной установки выходят фракции НК-
62°С, 62-85°С, 85-200°С, 200-350°С, 350-485°С и остаток выше 485°С.
Фракцию НК-62°С подвергают изомеризации (без блока гидроочистки ввиду
отсутствия серы во фракции НК-62°С), затем изомеризат направляют на станцию
смешения бензинов (ССБ),а углеводородные газы - на установку ГФУ.
Фракция 85-180°С поступает на каталитический риформинг; полученный риформат
смешивается на станции смешения бензинов (ССБ), углеводородный газ направляется
на ГФУ предельных газов, а легкая фракция головки стабилизации риформинга - на
установку изомеризации.
Фракции 62-85°С и 180-200°С как прямогонный компонент бензина идут
непосредственно на ССБ.
Дизельная фракция 200-350°С по содержанию серы (0,16%) укладывается в нормы
для дизельного топлива (менее 0,2%), поэтому без гидроочистки направляется на
депарафинизацию, после чего идет на станцию смешения дизельного топлива (ССДТ)
и используется как зимнее дизельное топливо. Кроме того, без депарафинизации
возможно получать летнее дизельное топливо.
Вакуумный газойль 350-485
0
С с вакуумного блока установки АВТ направляется
на каталитический крекинг, совмещенный с гидроочисткой. Газ каталитического
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
крекинга направляется на ГФУ непредельных газов, а легкий и тяжелый газойли
служат сырьем для гидрокрекинга. Установка каталитического крекинга является
одним из основных производителей бензина на заводе, который сразу направляется на

ССБ, так как он является высококачественным компонентом.
Гудрон >485
0
С поступает на установку коксования. Газ с установки направляется на
ГФУ непредельных газов. Бензин получается с низким октановым числом, как
компонет бензина направляется на ССБ. Кокс является товарным продуктом, а легкий
и тяжелый газойли служат сырьем для гидрокрекинга.
Установка гидрокрекинга позволяет значительно углубить переработку тяжелых
нефтяных фракций и получить дополнительные количества светлых углеводородов:
бензин и компонент дизельного топлива, которые направляются на соответствующие
станции смешения, при этом проводится процесс, направленный на максимальный
выход бензина. Газ гидрокрекинга отправляется на ГФУ предельных газов.
Газ, поступающий на ГФУ, включает в себя как предельные (с АВТ,
каталитического риформинга, гидрокрекинга и изомеризации), так и непредельные с
(каталитического крекинга и коксования) газы, поэтому поступают они на разные
блоки, где разделяются на компоненты. Сухой газ ГФУ поступает в топливную сеть
завода; бытовой газ (пропан-пропиленовая фракция и н-бутан) является готовым
продуктом и поступает на склад завода или в топливную сеть завода. Изобутан и
бутилены являются сырьем для установки сернокислотного алкилирования, которая
позволяет получить дополнительное количество высокооктанового компонента
бензина. Газ алкилирования, состоящий из отработанной бутан-бутиленовой фракции
(содержащей в качестве примеси пропан), возвращается на ГФУ.
На заводе много процессов, которые требуют расход водорода. Однако
каталитический риформинг не может обеспечить остальные установки водородом,
поэтому необходимо использовать дополнительную установку по производству
водорода. Сырьем данной установки служит сухой газ с установки ГФУ.
Сероводород, получаемый на заводе используется как сырье для установки
получения серной кислоты.
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1

Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
2.2. Описание отдельных процессов нефтепереработки.
Обессолевание нефти (ЭЛОУ).
Назначение – удаление солей и воды из нефти перед подачей на переработку.
Эффективное обессоливание позволяет значительно уменьшить коррозию
технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить
дезактивацию катализаторов, улучшить качество продуктов нефтепереработки.
Сырье – нефть, содержащая воду и соли в количествах, определяемых ГОСТ 9965-
76.
Продукция – обессоленная и обезвоженная нефть, содержащая менее 3 мг/л солей
и до 0,1 % масс. воды.
Технологический режим:
- температура, °С
сырой нефти, поступающей на установку 10-30
нефти в горизонтальных электродегидратарах 115-135
- давление в горизонтальных электродегидратарах, МПа 1,0-1,2
Первичная переработка нефти (АВТ).
Назначение – разделение нефти на фракции для последующей переработки или
использования в качестве товарной продукции. Первичная перегонка осуществляется
на атмосферных трубчатых (АТ) и атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ)
установках. Установки АТ и АВТ часто комбинируются с установками обессоливания
нефти и вторичной перегонки бензинов.
Сырье – обессоленная нефть с ЭЛОУ.
Продукция:
- углеводородный газ (фр. НК-62°С) выводится с установок в газообразном и
жидком виде, направляется для дальнейшей переработки на
газофракционирующую установку;
- бензиновые фракции – используются в качестве сырья для установок
изомеризации (фр. 62-85°С) и каталитического риформинга (фр. 85-180°С),
предварительно подвергающиеся гидроочистке;

- керосиновая фракция (фр. 180-240°С) является товарным ракетным топливом;
- дизельная фракция (фр. 240-350°С) подвергается гидроочистке;
- вакуумный дистиллят (фр.350-500°С) является сырьем установки
каталитического крекинга, совмещенного с гидроочисткой;
- гудрон (фр.>500°С) используется как сырье коксования.
Технологический режим:
- температура, °С
подогрева нефти перед колонной К-1 210-230
низа колонны К-1 220-240
нагрева нефти в печи П-1 350-360
низа колонны К-2 330-350
нагрева мазута в печи П-2 390-395
низа колонны К-3 350-360
- давление, МПа
избыточное верха колонны К-1 0,4-0,5
избыточное верха колонны К-2 0,23-0,26
остаточное верха колонны К-3 0,005-0,008
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
Каталитическая изомеризация (+Гидроочистка).
Назначение – каталитическое превращение легких парафинов нормального
строения в соотверствующие изопарафины, которые обладают высоким октановым
числом и являются компонентом товарных бензинов.
Сырье – легкая бензиновая фракция (фр. 62-85°С) АВТ и головка стабилизации
каталитического риформинга.
Продукция:
- изомеризат – высокооктановый компонент бензина (Октановое число по
моторному методу 86-88, по исследовательскому – 88-90);
- углеводородный газ – направляется на блок предельных ГФУ;
- сероводород – получается при гидроочистке фракции и служит сырьем
установки получения серной кислоты.

Технологический режим:
- температура в реакторе, °С 230-290
- давление в реакторе, МПа 2,0-2,1
- катализатор – ИНП-82 (платина на смеси морденита с γ-Al
2
O
3
)
Каталитический риформинг (+Гидроочистка).
Назначение – получение высокооктанового компонента товарных автомобильных
топлив из низкооктановых бензинов за счет их ароматизации.
Сырье – прямогонная бензиновая фракция широкого фракционного состава (фр.85-
180°С) с установки АВТ и бензин с установки непрерывного коксования, имеющий
низкое октановое число.
Продукция:
- катализат – высокооктановый компонент бензина. (Октановое число по
моторному методу 85-87, по исследовательскому – 93-95).
- углеводородный газ – направляется на блок предельных ГФУ;
- головка стабилизации – направляется на каталитическую изомеризацию;
- водородсодержащий газ – направляется в систему водородсодержащего газа
завода для обеспечения гидропроцессов;
- сероводород – получается при гидроочистке фракции и служит сырьем
установки получения серной кислоты.
Технологический режим:
- температура в реакторах, °С 480-510
- давление в реакторах, МПа 3,2-4,0
- объемная скорость подачи сырья, ч
-1
1,5-2,0
- кратность циркуляции ВСГ, м

3
/м
3
1400-1800
- соотношение катализатора по реакторам 0,15 : 0,35 : 0,5
- катализатор – КР-108 (полиметаллический, платина, рений на оксиде
алюминия γ-Al
2
O
3
, промотированный хлором и металлами).

Гидроочистка дизельного топлива.
Назначение – удаление сернистых, азот- и кислородсодержащих соединений из
дизельной фракции с целью улучшения эксплуатационных характеристик дизельных
топлив.
Сырье – прямогонная дизельная фракция (фр.240-350°С) с установки АВТ.
Продукция:
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
- гидроочищенное дизельное топливо – товарное летнее дизельное топливо.
Если этот продукт подвергнуть депарафинизации, то можно получить зимнее и
арктическое дизельное топливо;
- сероводород – получается при гидроочистке фракции и служит сырьем
установки получения серной кислоты.
Технологический режим:
- температура в реакторах, °С 350-420
- давление в реакторах, МПа 2,0-2,1
- объемная скорость подачи сырья, ч
-1

4,9-5,2
- кратность циркуляции ВСГ, м
3
/м
3
300-400
- катализатор – АКМ (МоО
3
, СоО, относительная активность по обессериванию
– 95 усл. единиц).
Каталитический крекинг (+Гидроочистка).
Назначение – углубление переработки нефти. При разложении тяжелых нефтяных
фракций получаются высокооктановый компонент автомобильного бензина и
дополнительное количество светлых нефтепродуктов, а так же жирный газ, богатый
непредельными углеводородами.
Сырье – вакуумный газойль АВТ.
Продукция:
- бензин – высокооктановый компонент автомобильных бензинов, содержит
большое количество непредельных углеводородов. Октановое число по
моторному методу 80, по исследовательскому – 90.
- легкий и тяжелый газойли – направляются на гидрокрекинг.
- газ – обогащен непредельными углеводородами, направляется на блок
непредельных ГФУ.
Технологический режим:
- температура, °С
сырья 320-400
в реакторе 480-510
в регенераторе 610-650
- давление, МПа
в реакторе 0,18

в регенераторе 0,18
- массовая скорость подачи сырья, ч
-1

80-90
- кратность циркуляции катализатора, т/т сырья 1,8-2,5
- катализатор – ДА-250 (микросферический, расход – 0,3-0,5 кг/т,
микроактивность – 66 % масс.).
Замедленное коксование.
Назначение – получение дополнительных количеств светлых нефтепродуктов и
нефтяного кокса из тяжелых остатков.
Сырье – гудрон с установки АВТ.
Продукция:
- бензин – низкооктановый продукт, поступает на каталитический риформинг.
- легкий и тяжелый газойли – направляются на гидрокрекинг.
- газ – направляется на блок непредельных ГФУ.
- кокс – товарный продукт.
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
Технологический режим
- температура, °С
в реакторе 510-540
в коксонагревателе 600-620
- давление, МПа
в реакторе 0,14-0,16
в регенераторе 0,12-0,16
- массовая скорость подачи сырья, ч
-1

0,6-1,0
- кратность циркуляции кокса, кг/кг 6,5-8,0

Гидрокрекинг.
Назначение – углубление переработки нефти с целью получение дополнительных
количеств компонентов бензина, реактивного топлива и дизельного топлива.
Сырье – газойли каталитического крекинга.
Продукция:
- бензин – высокооктановый компонент товарного автомобильного топлива
(Октановое число по моторному методу 80, по исследовательскому – 90);
- компонент дизельного топлива – компонент зимнего дизельного топлива;
- углеводородный газ – направляется на блок предельных ГФУ.
Технологический режим :
- температура в реакторах, °F 700-825
- давление в реакторах, МПа 10,0-25,0
- катализаторы – высокоселективные цеолитные катализаторы (возможно
фирмы ЮОПи и Юнион Ойл оф Калифорния).
Газофракционирующая установка.
Назначение – получение индивидуальных легких углеводородов или
углеводородных фракций высокой чистоты.
Сырье – газы с установок переработки нефти с содержанием предельных и
непредельных углеводородов.
Продукция:
- сухой газ – преимущественно углеводороды С
1
-С
2
, используемые для
получения водородсодержащего газа и в качестве топлива;
- пропан-пропиленовая фракция – товарная фракция для нефтехимического
синтеза;
- бутан-бутиленовая фракция – сырье для установки сернокислотного
алкилирования;

- н-бутан – сжиженный бытовой газ.
Алкилирование.
Назначение – получение бензиновых фракций, обладающих высокой стабильностью
и детонационной стойкостью, а также дополнительного количества дизельного
топлива.
Сырье – изобутан и бутилены с ГФУ.
Продукция:
- легкий алкилат – высокооктановый компонент автомобильных бензинов
(ОЧ
м.м
=95, ОЧ
и.м
= 100);
- тяжелый алкилат – высококачественный компонент дизельного топлива;
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
- отработанная бутан-бутиленовая фракция – используется как бытовой
сжиженный газ.
Технологический режим :
- температура в реакторах, °С 0-10
- давление в реакторах, МПа 0,3-1,0
- объемная скорость подачи сырья, ч
-1

0,3
- катализатор – серная кислота (96-98 %).
Установка получения водорода.
Назначение – получение дополнительного количества водорода для
гидрогенизационных процессов.
Сырье – сухой газ установки ГФУ.
Продукция – водород, направляемый в систему ВСГ завода, и газы, направляемые

на сжигание.
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
3.ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА И ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ
СХЕМЫ.
Существует три схемы атмосферной перегонки нефти, выбор которой зависит от
пропускной способности установки и характеристики перерабатываемой нефти –
содержания сернистых соединений и потенциального содержания фракций,
выкипающих до 85
о
С. Представим сказанное в виде таблицы [13].
Влияние сернистых соединений на выбор схемы блока АТ
Таблица 13.
№
п/п
Содержание S,
% (масс.)
Фр. НК – 85
о
С,
% (масс.) на
нефть
Схема
1 < 0,5 < 3,0
Однократное испарение, однократная
ректификация
2 < 0,5 > 3,0
Двухкратное испарение, однократная
ректификация
3 > 0,5
< 3,0

> 3,0
Двухкратное испарение, двухкратная
ректификация
Как было показано выше, исследуемая Советская нефть содержит 0,77 % (масс.)
серы и 9,3% (масс.) фракции НК – 85
о
С, таким образом, ее следует перерабатывать по
третью варианту. Выбирается схема АТ с двухкратным испарением и двухкратной
ректификацией. Благодаря такой схеме перегонки нефти уменьшается коррозия
аппаратуры установки и облегчается работа печи.
Установка состоит из двух колонн, из которых основная колонна К-2, работающая с
большим количеством водяного пара, защищена от коррозии благодаря
предварительному отбензиниванию нефти в испарителе или отбензинивающей колонне
К-1. Колонна К-1 работает без подачи водяного пара. Таким образом, установка может
работать 345 дней в году без капитального ремонта.
До поступления в первую ректификационную колонну нефть нагревается только в
теплообменниках, проходя одним или несколькими параллельными потоками.
Верхним продуктом первой колонны является легкая бензиновая фракция. Остальные
дистилляты, выводимые с установки, а также мазут, получают во второй колонне. Обе
колонны обслуживаются общей трубчатой печью. Часть нижнего продукта
испарительной колонны циркулирует между печью и первой колонной, этим
достигается снабжение ее отгонной секции дополнительным количеством тепла.


Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
4. ЗАДАНИЕ
Провести технологический расчет афтмосферной колонны установки АВТ
прозводительностью 3,0 млн. тонн нефти в год.
Сырьем установки является Советская нефть (смесь). Предусмотреть вывод из

атмосферной колонны следующих продуктов : фракций бензина , кресина, дизельного
топлива и мазута.
Давление в секции питания 1600 мм рт.ст. Тарелки клапанные прямоточные.
5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
5.1. Материальный баланс установки.
1. Построит кривую ИТК, полотности, молекулярной массы нефти от доля отгона
( по таблицу 1.)
Рис. 3.
Выход отдельных фракций по кривой ИТК нефти следующий,% масс.
Фр.НК-104 - 12,76 - бензин К-1,
Фр. 104-190 - 17,88 -бензин К-2,
Фр.190-240 - 11,32 - керосин,
Фр. 240-350 - 21,22 - дизельное топливо,
Фр. Выше 350 – 36,82 - мазут.
2. Мощность установки АТ составляет 3000 тыс. т/год. Из расчета 340 рабочих дней
в году F= 367000 кг/ч;
6 3
3.10 .10
367647( / ) 367000( / )
340.24
Fкг ч кг ч= = =
F
0
: выход полуотбензиненной нефти , % масс., равен сумме фракции от 104 до
фракции выше 350 => F
0
= 100-12,76%=87,24%.
ρ
4
20

ρ
4
20
ИТК
М
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
Выход отдельных продуктов в пересчете на полуотбензиненную нефть по формуле :
'
0
100.A
A
F
=
;
Где А и А’- выход продукта, соответственно , на сырую и полуотбензиненной
нефть,% масс.
Таблица 14. Разгонка (ИТК) полуотбензиненной нефти
Построит кривую ИТК, полотности, молекулярной массы полуотбензиненной нефти
от доля отгона ( по таблицу 14.)
№
фракции
Температура
выкипания фракции
при 760мм рт.ст, ºС
выход (на нефть), %
20
4
ρ
М
Отдельных

фракций
Суммарный
1 104-120 3,66 3,66 0,7316 -
2 120-137 3,51 7,42 0,7458 -
3 137-154 3,47 11,14 0,7628 -
4 154-168 3,42 14,80 0,777 -
5 168-184 3,37 18,41 0,7921 -
6 184-200 3,42 22,07 0,8035 -
7 200-216 3,51 25,83 0,8123 -
8 216-235 3,76 29,86 0,8165 -
9 235-253 3,56 33,67 0,8263 -
10 253-270 3,61 37,54 0,8401 -
11 270-288 3,47 41,25 0,848 -
12 288-304 3,72 45,24 0,8583 -
13 304-322 3,95 49,47 0,8676 170
14 322-342 3,95 53,71 0,8773 -
15 342-360 3,80 57,78 0,885 -
16 360-382 3,95 62,01 0,8935 220
17 382-402 4,05 66,35 0,9018 -
18 402-423 3,95 70,59 0,9105 -
19 423-442 4,05 74,93 0,9172 273
20 442-464 3,91 79,11 0,9258 -
21 464-485 4,46 83,89 0,9338 310
22 остаток 15,04 100,00 1,0021 -
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
Рис.4.
3.Материальный баланс колонны К-1
Таблица 15.
Потоки Усл. Обозначения % масс. На нефть кол-во кг/ч
приход

нефть F 100 367000
итого 100 367000
расход
бензин К-1 D
5
12,76 48829
Полуотб. Нефть F
0
87,24 320171
итого 100 367000
4.Материальный баланс колонны К-2
Таблица 16.
Потоки Усл. Обозначения % масс. кол-во кг/ч
На нефть на полултб.
приход
полуотб. Нефть F0 87,24 100,00 320171
Итого 87,24 100,00 320171
расход
Бензин К-2 D3 17,88 20,50 65620
Керосин W3 11,32 12,98 41544
Диз. Топливо W2 21,22 24,32 77877
Мазут W1 36,82 42,21 135129
Итого 87,24 100,00 320171
5. Плотность полуотбензиненной нефти
ρ
4
20
ИТК
ρ
4

20
М
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
5 0
5 5
100
100
,
F D F
D D
ρ ρ ρ
−
= +
где D
5
–выход дистиллята с верха колонны К-1,% масс. на нефть;
0 5
, ,
F F D
ρ ρ ρ
- плотности, соответственно, сырой, полуотбензиненной нефти и
дистиллята колонны К-1.
По справочным данным :
5
0,8400; 0,684
F D
ρ ρ
= =
=> плотность полуотбензиненной
нефти

0
0,869
F
ρ
=
5.2. Описание атмосферной колонны К-2.
Основная атмосферная колонна К-2 предназначена для ректификации частично
отбензиненной нефти с получением фракции бензина, дизельного топлива и мазута в
остатке.
Проектируемая колонна является сложной и состоит из основной и двух выносных
отпарных колонн – стриппинг – секций К-3/1 и К-3/2. Верхний дистиллят выводится в
виде паров, остальные – жидкими боковыми погонами через отпарные секции. В
верхнюю часть К-2 подается орошение (для поддержания температуры верха).
Рис.5.
Принимаем число тарелок в
концентрационной части колонны :
 Бензин – 7 тарелок,
 Керосин - 8 тарелок,
 Диз. Топливо - 8 тарелок,
 Секция циркуляционного
орошения – 2 тарельки,
наличие двух цирку-
ляционных орошений.
 общее число тарелок в
концентрационной части
колонны будет равно 27.
 В отгонной части – 4
тарелки.
 В стриппинг – секциях –
по 6 тарелок.

=> полное число тарелок в
основной колонне равно 31.
Над сечениями ввода сырья и
над верхней тарелкой установим отбойники из гофрированной сетки.
Для отпарки легких компонентов и создания парового потока в отпарных секциях
под нижюю тарелку К-2 и в стриппинг-секции вводится водяной пар .
Принимаем расход водяного пара :
В низ колонны - 2% на сырье :
1
0,02.367000 7340( / );zкг ч= =
В стриппинг-секции-2% от выхода бокового погона :
2
3
0,02.77877 1557,5( / ),
0,02.41544 830,9( / ).
zкг ч
zкг ч
= =
= =
Общий расход водяного пара :
1 2 3
7340 1557,5 830,9 9728,4( / ).
i
z z z zкг чΣ = + + = + + =
5.3. Давление и температура в колонне.
K
2
1
4
5

12
13
14
15
22
23
24
25
31
1
1
6
6
K-3/2
K-3/1
W
2
W
3
D
3
F
0
W
1
π
реф
=1385 мм рт.ст.
π
в

=1410 мм рт.ст.
π
25
=1459 мм рт.ст.
π
22
=1486 мм рт.ст.
π
15
=1534 мм рт.ст.
π
12
=1540 мм рт.ст.
π
н
=1612 мм рт.ст.
π
ев
=1600 мм рт.ст.
Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1
1. Абсолютное давление в секции питания колонны 1600 мм рт.ст. Принимаем
перепады давления :
На клапанную тарелку в отгонной секции- 3 мм рт.ст.,
На тарелках с 5-й по 12-ю – 5 мм рт.ст.,
На тарелках с 15-й по 22-ю- 6 мм рт.ст.,
На тарелках с 25-й по 31-ю- 7 мм рт.ст.,
На тарелках циркуляционных орошений-10 мм рт.ст.,
На тарелках стриппинг-секций -5 мм рт.ст,
Между верхней тарелкой и емкостью орошения -25 мм рт.ст
2. Температура сырья на входе в конну К-2 принимаем равной 350

0
С, доля отбора
сырья приэтой температуре : 87,24% ( равна доле отбора светлых компонентов из
сырья)
Температура мазута на выходе из К-2 принимаем равной 330
0
С.
3.Определение температур начала и конца однократного испарения получаемых
продуктов при абсолютном давлении 760 мм рт.ст. и пересчета температур ОИ на
давления Р = 1600 мм рт.ст.
Кривые ИТК и ОИ целевых фракций
• Кривые ОИ при атмосферном давлении строим по методу Обрядчикова
Смидович следующим образом:
• Определяем тангенс угла наклона кривой ИТК по формуле:
70 10
70 10
t t
tg
β
−
=
−
,
где t
70
– температура отгона 70 % фракции по ИТК,
о
С.
t
10

– температура отгона 10 % фракции по ИТК,
о
С.
• Затем по графику Обрядчикова и Смидович по данным tgβ и температуры 50 %
отгона по ИТК t
50
находят на оси ординат процент отгона по ИТК, соответствующий
100 и 0 % отгона по ОИ, то есть температурам начала и конца однократного
испарения.Полученные значения определяют положение кривой ОИ при абсолютном
давлении 760 мм рт. ст
• Для пересчета температур ОИ на давления, отличные от атмосферного, исходят
из допущения, что кривые ОИ при разных давлениях паралельны и что точки
пересечения кривых ОИ и ИТК соответствуют одному и тому же проценту отгона. По
график Кокса пересчитывают температуру, соответствующую точке пересечения
кривых ОИ и ИТК, с атмосферного давления на заданное. Из этой температуры и 50%
отгона находит точку А. Проводит параллельную прямую из точку А с ОИ.
Характеристики кривых ИТК продуктов, используемые для построения
кривых однократного испарения
Таблица 17.
Продукты Температура отгона по кривой
ИТК,
0
С
Наклон кривой
ИТК,
0
С/%
отгона.
Температура
50%-го отгона

по ИТК
10%-го 70%-го
Бензин 105 167 1,03 146
Керосин 177 233 0,93 218
Диз. топливо 234 322 1,47 298
Мазут 348 436 1,47 404