Расчет вакуумной колонны для переработки мазута по масляному варианту производительностью 5 млн. тонн в год

метки: Колонна, Вакуумный, Расчет, Тарелка, Нефть, Фракция, Жидкость, Насадка

мазут нефть ректификация вакуумная колонна

1.1 Основы ректификации

Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо- и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой тербулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость — высококипящими компонентами. При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокипящих, и жидкость — из высококипящих компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости — путем испарения части ее внизу колонны.

Конструкция аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действии силы тяжести.

На установки первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки — одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

При ступенчатом осуществлении процесса ректификации контакт пара и жидкости может происходить в противотоке, в перекрестном токе и прямотоке. Если ректификация идет непрерывно во всем объеме колонны, то контакт пара и жидкости при движении обеих фаз может происходить только в противотоке.

По способу контакта между паром (газом) и жидкостью все ректификационные аппараты на установках первичной перегонки нефти характеризуются непрерывной подачей обеих фаз.

На большей части действующих установок ректификация протекает нечетко. Получаемые компоненты светлых и масляных дистиллятов не соответствует требуемому фракционному составу, наблюдается налегание фракций, часть наиболее тяжелых фракций светлых нефтепродуктов — дизельного топлива — проваливается вниз колонны, в мазут.

Кипение жидкостей, пересыщенный пар, перегретая жидкость

... попеременное увеличение и уменьшение пузырьков сопровождается звуками «шума». Кипение происходит при такой температуре, когда давление насыщенных паров жидкости равно наружному давлению. Всем известно, что вода кипит при ...

Современные ректификационные аппараты подразделяются:

• по числу получаемых в них дистиллятов — на простые и сложные колонны. Простые колонны (без вывода боковых погонов) — это колонны стабилизации, вторичной перегонки бензина или дизельного топлива. Сложные колонны — это основные колонны, установки — атмосферная и вакуумная;
• по типу внутренних контактных устройств — на насадочные и тарельчатые. В первых контакт и массообмен пара и жидкости происходят в пленочном режиме на развитой поверхности специальной насадки (обычно это вакуумные колонны), а во вторых — путем барботажа пара через слой жидкости на специальных тарелках;

— по уровню давления в колоннах — на атмосферные, вакуумные и с высоким избыточным давлением. К атмосферным относятся колонны, где абсолютное давление не превышает 200-250 кПа (атмосферные колонны перегонки нефти).

В вакуумных колоннах абсолютное давление обычно составляет 3-10кПа, а в колоннах высокого давления (стабилизационные) давление достигает 1 МПа (1000 кПа).

На конструкцию ректификационной колонны оказывают влияние технологические особенности: система подачи сырья, отвод боковых жидких погонов, подача орошений, пара и др.

В вакуумной части установки мазут, во избежание термического разложения высококипящих компонентов, перерабатывают при остаточном давлении наверху вакуумной колонны 40-70 мм.рт.ст. При этом получают отдельные фракции или широкую вакуумную фракцию, включающую компоненты, вскипающие при 350-500С, и остаток — гудрон. Температура кипения отдельных фракций зависит от физико-химических свойств перерабатываемой нефти. На установках первичной переработки нефти суммарный выход целевых продуктов достигает 65-75%.

1.2 Контактные устройства

Контактными называются внутренние устройства колонны, на которых происходит контакт паровой и жидкой фаз, в результате которого реализуется процесс тепло- и массообмена и в итоге процесс ректификационного разделения сложной смеси.

В зависимости от способа организации этого контакта устройства делятся на две большие группы — насадки и тарелки.

Насадки представляют собой ячейки (элементы), заполняющие объем колонны на определенном высоте и имеющие развитую внешнюю поверхность в единице объема колонны (100-800 м2/м3).

За счет такой развитой поверхности создается соответствующая поверхность пленки, стекающей по насадке жидкости, и интенсифицируются в единице объема колонны тепло- и массообмен.

В зависимости от того, как располагаются ячейки насадки в объеме колонны, насадки бывают нерегулярные и регулярные.

Нерегулярными считаются насадки, элементы которых засыпаются в колонну на определенную высоту и располагаются в ней хаотично.

Нерегулярные насадки:

1. кольца Рашига;

2. кольца Лессинга;

3. кольца Палля;

4. кольца с крестообразными перегородками;

5. круглые пружины;

6. трехгранные пружины,

7. керамические насадки Инталлокс;

8. штампованные металлические насадки Инталлокс;

9. насадка Берля.

Наиболее распространены насадки кольцевого типа (1-4).

Для промышленных колонн их изготавливают и фарфора, керамики или нержавеющей стали, а для малых (лабораторных) колонн — из тонкой сетки. Насадки из проволочных пружин (5-6) применяют в лабораторных или пилотных условиях. Седловидные насадки (7-9) из керамики или металла используют в промышленных колоннах разделения углеводородов или легких бензиновых фракций, причем эти насадочные элементы могут быть загружены в колонну «навалом» или уложены отдельными рядами, что повышает их эффективность.

К регулярным относятся насадки, расположение элементов которых в объеме колонны подчинено определенному геометрическому порядку, создающему упорядоченные каналы для прохода паров.

Регулярные насадки:

1. плоскопараллельная;

2. насадка Зульцера;

3. насадка Гудлоу;

4. пакетная с наклонными секциями.

Элементы плоскоовальной насадки могут быть выполнены из досок, стекол, металлических пластин или сетки. Насадка Зульцера состоит из перемежающихся слоев гофрированной сетки или перфорированного металлического листа, причем гофры в соседних слоях повернуты в противоположную сторону. Насадка Гудлоу (иногда ее называют насадкой Панченкова) представляет собой свернутую спираль из сетчатого чулка. В колонну такие свитые пакеты укладывают послойно. Поток пара через них проходит в щелях сетчатыми слоями. Наклонно-пакетная насадка представляет собой прямоугольные пакеты из сложенных в них слоев чулочной сетки, которые устанавливаются под углом 45-60 друг к другу (или вертикально).

Регулярные насадки 2 и 4 используются в вакуумных колоннах, так как они обеспечивают минимальное гидравлическое сопротивление. Плоскопараллельная насадка наиболее проста, но имеет небольшую удельную поверхность и поэтому используется обычно в таких массообменных аппаратах, как скрубберы или градирни.

По основным параметрам регулярные насадки существенно превосходят нерегулярные, это видно из таблицы 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика насадок различных типов

Тип насадки	Производительность	Эффективность	Сопротивление ВЭТТ
Кольца Рашига (25 мм)	1	1	1
Кольца Палля (25 мм)	1,4-1,5	1,0-1,3	0,7-0,8
Седла Берля	1,1-1,3	1,1	0,6-0,7
Седла Инталлокс	1,2-1,4	1,3	0,45-0,5
Гудлоу	1,1-1,2	3,5	0,13
Зульцера	1,8-2,0	2,5	0,25-0,45
ВЭТТ — высота (слоя насадки), эквивалентная одной теоретической тарелке.

Любая насадка эффективно работает тогда, когда по всей ее поверхности равномерно распределяется поток жидкости. Для достижения этого используют устройства, распределяющие жидкость по насадке по всему сечению колонны. конструкций таких устройств много. Простейшие из них — перфорированная плита и плита с парубками для пара и ниппелями для стока жидкости. Для преобразования струйного орошения насадки в пленочное используют перфорированную плиту с отражателями струй. Наиболее распространены ввод и распределение жидкости над насадкой (особенно регулярной) с помощью маточника, распределяющего жидкость на насадку по всему сечению колонны.

Одним из наиболее существенных недостатков насадок (особенно нерегулярных) является то, что даже при строго равномерно распределении жидкости наверху слоя насадки по мере ее стекания по насадке вниз эта равномерность заметно нарушается. Потоком движущегося снизу вверх пара жидкость оттесняется от центра колонны к ее стенкам, и это ведет к снижению эффективности массообмена, т.е. снижает разделительный эффект колонны. Такое оттеснение жидкости тем заметнее, чем больше диаметр колонны. поэтому нерегулярные насадки чаще всего применяют в колоннах небольшого диаметра (до 2 м), а насадку по их высоте укладывают слоями высотой не более 2,5-3 м. Между этими слоями жидкость вновь перераспределяется с помощью устройств.

В колонну большого диаметра — 6-8 м (вакуумные колонны АВТ) используют регулярные насадки, обладающие минимальным гидравлическим сопротивлением на одну теоретическую тарелку контакта (1-2 мм.рт.ст.).

В современной технологии переработки нефти все более актуальной становится задача углубленного отбора вакуумного газойля из мазута и доведение температуры конца кипения такого газойля до 580-600С.

Для реализации такой задачи потребовалось перейти на новый тип вакуумных колонн с давлением в зоне ввода нагретого в печи сырья не более 4-5 кПа, а на верху колонны 0,8-1,5 кПа. Такой гидравлический режим в колонне может обеспечить только регулярная насадка, которая все более широко начинает использоваться в вакуумных колоннах.

Тарелки представляют собой такой тип контактного устройства, на котором контакт (и соответственно тепло- и массообмен) пара и жидкости осуществляется в барботажном струйном или вихревом режиме. Эти режимы контакта определяются конструктивным устройством тарелки. В отличие от насадок, где контакт пара и пленки жидкости непрерывен вдоль всей высоты слоя насадки (противотоком), в тарельчатой колоне этот контакт дискретно осуществляется на каждой тарелке, после его обе фазы разделяются и вступают в новый контакт на смежных тарелках — пар на вышележащей, а жидкость — на нижележащей.

Конструкций ректификационных тарелок, также как и насадок, очень много, но основные из них:

1. решетчатая провальная;

2. ситчатая провальная;

3. ситчатая перекрестноточная;

4. колпачковая;

5. из S-образных элементов;

6. клапанная;

7. струйная;

8. вихревая.

Простейшая из них — решетчатая провальная тарелка, полотно которой имеет геометрически упорядоченные ряды щелей (размеры примерно 10150мм), через которые вверх проходит пар, барботируя через сой жидкости на тарелке, и через которые часть избыточной жидкости стекает (проваливается) струями на нижележащую тарелку. Такая тарелка очень чувствительна к изменению нагрузки по жидкости, при изменениях которой от расчетной на 20-30% тарелка может либо захлебнуться, либо не удерживать на полотне слой жидкости.

Дырчатая волнообразная тарелка является усовершенствованной решетчатой. Полотно ее имеет не щели, а отверстия диаметром 10-15 мм. Профиль полотна в разрезе — синусоидальный. Это позволяет разделять зоны преимущественного прохода пара (верхние изгибы тарелки) и стока жидкости (нижние изгибы полотна тарелки).

Слой жидкости на тарелки удерживается выше верхних изгибов, и поэтому пар барботирует через этот слой. Тарелка рассчитана на колонны малого диаметра и применяется в колоннах стабилизации бензина и разделения углеводородных газов.

Обе тарелки (1 и 2) является провальными, и колонна с такими тарелками работает в режиме противотока пара и жидкости. Остальные тарелки являются перектрестноточными, т.е. жидкость на них движется не навстречу потоку пара, а параллельно или под углом, близким к прямому.

Простейшей из тарелок такого типа является ситчатая (дырчатая) перекрестноточная тарелка. Полотно ее имеет отверстия диаметром 8-12 мм по всей площади, кроме двух противоположных сегментов, где находятся сливные трубы. Ситчатые тарелки используются в колоннах небольшого диаметра (до 2 м) при ректификации легких фракций нефти. В последние 10-15 лет появились варианты ситчатых тарелок, полотно которых выполнено из просечно-вытяжного листа. Поток пара, проходя через такое полотно, отклоняется от вертикали и на выходе из барботажного слоя отклоняется под углом 40-60 к горизонтали. Чтобы интенсифицировать работу тарелки на пути выходящего из барботажного слоя пара, наклонно устанавливают отбойные элементы, изготовленные из того же просечного листа. Ударяясь об эти элементы, парожидкостная смесь сепарируется: жидкость пленкой стекает по элементу вниз, в зону барботажа, а пары через щели проходят в межтарельчатое пространство. Такие тарелки имеют очень малое гидравлическое сопротивление (0,1-0,2 кПа) и обеспечивают достаточно высокую эффективность массообменных процессов, что позволяет использовать их в промышленных вакуумных колоннах АВТ диаметром до 10 м. Недостаток таких тарелок состоит в том, что при малейшей негоризонтальности или местных выпуклостях или вмятинах полотна тарелки она работает неравномерно по всей площади — в нижележащих точках проваливается жидкость, а в вышележащих — проскакивает без барботажа пар. В результате снижается эффективность тарелки.

Одним из старейших по длительности использования и массовых до сих пор типов тарелок является колпачковая тарелка с круглыми (капсюльными) колпачками. Ее отличие от предыдущих — наличие у каждого отверстия для прохода паров патрубка определенной высоты, над которыми укреплен колпачок с прорезями для прохода паров по всему нижнему его краю. Такое устройство позволяет ввести поток пара в слой жидкости на тарелке параллельно ее плоскости и раздробленным на множество мелких струй. Кроме того, встречные струи от соседних колпачков, соударяясь, создают завихрения в межколпачковой зоне, в результате чего повышается эффективность тарелки. Существует большое число модификаций колпачковой тарелки, различающихся устройством и формой колпачков. Первая из них — это тарелка с круглыми колпачками. Такая тарелка универсальна, она нашла применение в различных колоннах — от колонн газоразделения до атмосферных и вакуумных на АВТ. В последних она используется редко из-за большой металлоемкости тарелки, сложности изготовления и монтажа. Вторая модификация — это тарелки с литыми или штамповыми прямоугольными (туннельными) колпачками. Третья модификация — это желобчатая тарелка. В 1940-60-е годы такая тарелка получила очень широкое применение в колоннах АВТ диаметром от 1 м до 7 м, главным образом из-за большой простоты монтажа и демонтажа, однако по металлоемкости она имеет мало преимуществ. В настоящее время желобчатая тарелка применяется редко и сохранилась лишь в старых ректификационных колоннах, не подвергшихся реконструкции.

Оригинальность тарелки из S-образных элементов состоит в том, что у нее полотно и колпачки образуют одинаковые элементы, но каждый колпачок при этом имеет прорези для прохода паров только с одной стороны, т.е. на единицу площади барботажа тарелки паровой вводится в жидкость меньшим (по сравнению с желобчатой тарелкой) «фронтом» дробленых струй. Тарелки из S-образных элементов нашли очень большое распространение во всех колоннах АВТ, кроме вакуумных (из-за повышенного гидравлического сопротивления), благодаря малой металлоемкости, простоте изготовления (штамповка) и монтажа в сочетании с высокой эффективностью (средний к.п.д. 0,4-0,7).

Клапанные тарелки по принципу устройства ближе к дырчатым, но в отличие от них позволяют регулировать проходное сечение отверстий для паров. Для этого над каждым отверстием имеется устройство (клапан), который в зависимости от количества паров под их напором приподнимается (или поворачивается над отверстием, изменяя таким образом проходное сечение для паров. Клапанные тарелки сочетают в себе ряд преимуществ (малая металлоемкость, простота сборки, равномерный барботаж в широком интервале нагрузок по пару и жидкости и др.), которые позволили им стать самыми распространенным типом тарелок. Эти тарелки применяют практически во всех типах колонн нефтепереработки — от газоразделительных до вакуумных.

Струйные тарелки представляют собой полотно, в котором выштампованы отверстия различной конфигурации с отгибом лепестков под определенным углом. Наиболее типичными вариантами таких тарелок являются: а — с отогнутыми лепестками в виде прямоугольников с округленными углами, б — в виде конусных выпуклостей с отверстиями в одну сторону. Струйные тарелки рассчитаны на применение в таких случаях, когда нагрузка колонны по потоку паров достаточно высока, поэтому они нашли применение в колоннах газоразделения.

Вихревая тарелка — пример тарелки с интенсивным смешением пара и жидкости на тарелке при пониженном уносе капель с нее. На полотне такой тарелки в окружностях диаметром 100-120 мм выштампованы в радиальных направлениях отверстия с отогнутыми лепестками, а по центру этих окружностей на шпильках установлены отбойные чашечки такого же диаметра, в дне которых расположено 6-8 отверстий. Такая тарелка в опытных масштабах показала малое гидравлическое сопротивление, сочетающееся с высокой массообменной эффективностью, что отвечает основным требованиям для тарелок вакуумных колонн.

Для всех рассмотренных типов тарелок факторами, определяющими область их применения и эффективность работы, являются:

• гидравлическое сопротивление;
• равномерность и интенсивность барботажа по площади тарелки;
• диапазон нагрузок по пару и жидкости, в котором тарелка работает нормально (без провала жидкости и интенсивного уноса капель);
• средний к.п.д.

тарелки. [1]

1.3 Основные направления развития

Одним из важнейших приоритетов энергетической стратегии России является модернизация и коренная реконструкция нефтеперерабатывающей промышленности для выведения ее на современный технический уровень и обеспечения страны качественными моторными топливами, смазочными маслами, сырьем для нефтехимии и другими нефтепродуктами, а также экспорта нефтепродуктов, качество которых должно отвечать мировым стандартам и требованиям внутреннего и экспортного рынков.

При прогнозируемом объеме первичной переработки нефти до 200-215 млн. т /год необходимо обеспечить производство моторных топлив в 2010 г. в объеме 130 млн. т. При этом производство мазута должно снизиться до 30 млн. т. / год.

Ориентировочные расчеты показывают, что при условии ввода в эксплуатацию новых технологических мощностей а объеме, прогнозируемом Минэнерго РФ, увеличении использования действующих мощностей с 65-70 до 80-85% и первичной переработки нефти в размере, млн. т/год: 2010 г. — 200-210; 2020 г. — 210-215, в эксплуатации будет оставаться до 80% действующих в настоящее время мощностей.

Безусловно, приведенные цифры являются ориентировочными и могу претерпеть значительные изменения в ту и другую стороны. Так, при определенных условиях, могут увеличиться размеры списания ряда мощностей. Однако при уменьшении ввода в эксплуатацию новых мощностей, объем действующих, остающихся в работе, будет увеличен. Независимо от возможных колебаний, можно уверенно сделать вывод, что и в 2010 и в 2020 гг. доля действующих в настоящее время мощностей в основном производстве и общезаводском хозяйстве будет весьма значительной.

Основные направления работы по выявлению имеющихся резервов улучшения технико-экономических показателей действующих технологических мощностей. Разработка и реализация соответствующих технических мероприятий.

Данные мероприятия включают следующее:

• разработка на всех НПЗ соответствующих нормативов расхода материальных, энергетических и трудовых ресурсов и контроль за их соблюдением;
• разработку и реализацию мер по увеличению загрузки имеющихся мощностей;
• разработку и реализацию мер по улучшению качества нефтепродуктов, углублению переработки нефти;
• оптимизацию энергоиспользования;
• сокращения технологических, товарных и безвозвратных потерь нефти и нефтепродуктов;
• выбор и применение оптимальных катализаторов и реагентов.

Разработка нормативов. Работа должна носить систематически постоянный характер по сбору статистических данных, изучению опыта родственных предприятий. При этом необходимо обеспечить разработку проектной документации, а выполнение мероприятий, в зависимости от характера работ, должно осуществляться во время ремонта или без остановки объекта. Периодически, по мере выполнения мероприятий, нормативы должны пересматриваться.

Увеличение загрузки технологических мощностей. Средняя степень загрузки технологических мощностей — около 70%, поэтому Россия со второго места в мире по уровню фактической переработки переместилась за последние годы на четвертое, пропустив Японию и Китай.

В различных регионах мира в настоящее время стремятся обеспечить загрузку действующих НПЗ на уровне не ниже 95-97%, считая меньшую загрузку малоэффективной (низко-прибыльной).

По мнению аналитиков фирмы Salomon Brothers Inc., средний рост прибыли западноевропейской нефтепереработки, при учете всех внутренних и внешних факторов, в существенной степени определяется именно коэффициентом загрузки мощностей НПЗ. Чем он выше, тем больше прибыль.

Глубина переработки нефти. Повышение глубины переработки нефти является важнейшим приоритетом не только в программе развития нефтеперерабатывающей отрасли, но и всего нефтегазового комплекса. Реализацию этого направления следует отнести к числу первоочередных в структуре развития нефтегазового комплекса по следующим причинам:

• это самое рациональное направление повышения эффективности использования нефтяного сырья, обеспечивающее наиболее быстрый и экономический путь увеличения производства моторных топлив;

— каждый миллион рублей капитальных затрат, вкладываемых в углубление переработки нефти и замещение мазута другими топливами, позволяет высвободить более трех миллионов рублей, направляемых в добычу нефти для получения такого же количества моторных топлив при существующей низкой глубине переработки нефти.

Кардинальное решение проблемы повышения глубины переработки нефти на НПЗ России связано с созданием новых мощностей каталитического крекинга, различных модификаций гидрокрекинга, висбрекинга, замедленного коксования, установок переработки углеводородных газов, сопутствующих мощностей вакуумной перегонки мазута, производства водорода, аминовой очистки и других, а также производства гаммы различных катализаторов и присадок.

Для этого необходимы весьма значительные инвестиции. Пока эта проблема будет постепенно решаться, целесообразно на каждом НПЗ провести в возможно короткие сроки (2-3 года) работы по реконструкции ряда действующих технологический установок.

Установки первичной переработки нефти. На многих установках первичной переработки нефти (АТ, АВТ) целесообразно осуществлять технические меры по обеспечению максимального отбора дизельных фракций (к.к. 350-360°С) от мазута и на вакуумных колоннах — максимальный отбор вакуумного газойля от гудрона. Последнее целесообразно выполнить, в первую очередь, на НПЗ, в составе которых имеются установки каталитического крекинга, гидрокрекинга и замедленного коксования.

Укрупненные расчеты показывают, что в среднем по отрасли отбора светлых на установках первичной переработки нефти может быть увеличен га 1,5-2%, что по уровню переработки в 2002 г. Составит примерно 2,5-3,5 млн. т. светлых нефтепродуктов.

Улучшение качества нефтепродуктов. Производство нефтепродуктов в России значительно отличается от зарубежной нефтепереработки соотношением выхода на нефть моторных топлив и топочного мазута. Средняя глубина переработки — около 70%, а на заводах Западной Европы и США — 85-95%.

В различных странах мира автомобильные бензины вырабатываются только с высоким октановым числом (93-98) и низким содержанием ароматики; осуществляется массовый переход на выработку экологически чистых дизельных топлив. Большинство же наших нефтепродуктов из-за низкого качества ограниченно конкурентоспособно. Это касается в первую очередь автомобильных бензинов, дизельного и котельного топлив.

Целесообразно остановиться на проблеме стимулирования производства высококачественной продукции в России, где например, цена на дизельное топливо с содержанием серы 0,05% такая же, как и цена на топливо с содержанием серы 0,2%.

Высококачественное топливо для авиации РТ практически имеет такую же цену, как и топливо ТС-1, значительно уступающее по ряду важных показателей.

Снижение затрат на обеспечение НПЗ тепловой и электрической энергией. Отличительной особенностью экономики России в ее существующем виде является чрезвычайно высокая энергоемкость валового внутреннего продукта (ВВП), которая в 3-3,5 раза превышает показатели индустриально-развитых стран Запада.

В значительной мере такое положение сложилось в последние годы в результате опережающего роста тарифов на покупные энергоресурсы (тепло, электроэнергия).

По этой причине предприятия, имеющие собственное производство энергоресурсов (Самарский НПЗ, Ачинский НПЗ и некоторые другие), имеют существенно меньшие затраты на энергоресурсы (примерно в 2 раза и более).

Создание собственных генерирующих энергетических мощностей — радикальный путь решения этой проблемы.

В качестве собственных источников энергоснабжения наиболее эффективными являются теплоэнергостанции на базе газовых турбин и, дизельные энергостанции.

Снижение безвозвратных потерь нефти и нефтепродуктов на НПЗ. Определенный экономический эффект на большинстве НПЗ России должен быть достигнут за счет снижения безвозвратных потерь нефти и нефтепродуктов. По итогам работы в 2002 г. безвозвратные потери на НПЗ России составили 1,07% от объема переработанного сырья. Технические мары, которые должны быть реализованы, известны и не требуют значительных инвестиций. Но дело не только в технике. На ряде заводов необходимо навести порядок в нормировании и учете.

Определенные возможности имеются также в оптимизации расходов на закупку катализаторов, реагентов и ряда других материально-технических ресурсов, необходимых для эксплуатации нефтеперерабатывающих заводов. Для этого на всех предприятиях отрасли, в первую очередь в нефтяных компания, следует уделить повышенное внимание вопросам нормирования, получению, отечественной и зарубежной информации, на основании которой ежегодно уточнять и утверждать нормы. [2]

Установки ЭЛОУ-АВТ в ОАО «Орскнефтеоргсинтез».

В ноябре 2002 г. НПК «Кедр-89» выиграл тендер на модернизацию «под ключ» в ОАО «Орскнефтеоргсинтез» действующей установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ. В соответствии с техническим заданием необходимо было обеспечить:

• повышение качества целевой продукции, прежде всего масляных фракций;
• увеличение отбора светлых нефтепродуктов;
• снижение удельных энергетических затрат;
• улучшение условий промышленной безопасности.

На первом этапе решения этих задач было проведено обследование установки с целью уточнения исходных данных и определения остаточного ресурса оборудования. Следующим этапом стало компьютерное моделирование установки, включая схему теплообмена, для определения оптимальных технологических параметров и нахождения в схеме установки «узких» мест.

На основе анализа результатов моделирования был определен объем модернизации, который включал:

• замену нагревательных печей атмосферного и вакуумного блоков;
• замену внутренних устройств в атмосферной колонне и стриппинг-секциях;
• перевод вакуумного блока на одноколонную схему с наращиванием обечайки существующей колонны;
• замену в вакуумной колонне внутренних устройств на структурированные насадки ВАКУПАК и КЕДР;
• замену внутренних устройств в стриппинг-секциях вакуумной колонны;
• изменение схемы теплообмена с монтажом дополнительных теплообменных аппаратов и концевых холодильников;
• усовершенствование схемы контроля и автоматического управления установки;
• частичную замену насосного оборудования.

С учетом сроков реализации и стоимости проектирования был принят вариант, обеспечивающий следующие технологические параметры атмосферного и вакуумного блоков:

Атмосферный блок
Производительность по сырой нефти, т/ч . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 375
Температура, С
нефти
на входе в колонну . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185-215
на выходе из печи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 225-260
вверху колонны . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .125-141
отбензиненной нефти на выходе из печи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 359-369
Давление на верху колонны, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,3-0,4
Вакуумный блок
Расход мазута, т/ч . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140-195
Температура, С
на выходе из печи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .400
внизу колонны К-6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350
вверху колонны К-6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
Остаточное давление
вверху колонны К-6, кПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6,65-7,98
Перепад давления
в концентрационной части колонны, кПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2,66

Блок атмосферной перегонки. При модернизации установки колонна К-1 бала оставлена без изменений. Модернизация атмосферной колонны К-2 заключалась в замене всех внутренних устройств на новые конструкции НПК «Кедр-89». Над зоной вводы сырья установлены двухпоточные тарелки с трапециевидными клапанами, в отгонной части — двухпоточные щелевидные тарелки. Для вывода из колонны циркуляционных орошений смонтированы глухие тарелки под зонами вывода продукта в стриппинг-секции.

Блок вакуумной перегонки. Модернизация этого блока состояла в замене двухколонной схемы на одноколонную. Первая вакуумная колонна К-5 была демонтирована, а вторая К-6 — реконструирована. Высота последней выла увеличена на 3,5 м путем надстройки дополнительной секции диаметром 5 м. Использование в колонне высокоэффективной насадки КЕДР и высокопроизводительной насадки ВАКУПАК обеспечило при минимальном увеличение высоты колонны получение в ней всех требуемых продуктов: вакуумного соляра, четырех масляных фракций (маловязкого, средневязкого, вязкого и высоковязкого) и гудрона.

В зависимости от требований к качеству гудрона предусмотрены два режима работы колонны:

• режим 1 — получение «тяжелого» гудрона — с подачей водяного пара в куб при остаточном давлении вверху колонны 7,98 кПа.;
• режим 2 — получение «облегченного» гудрона — без подачи водяного пара в куб при остаточном давлении вверху колонны 6,65 кПа.

В колонне вместо ранее установленных внутренних устройств смонтированы шесть слоев регулярной насадки. Верхний (первый), третий и нижний (промывной) слой выполнены в виде комбинации насадок ВАКУПАК и КЕДР. В секции ректификации установлена насадка КЕДР, в зоне второго циркуляционного орошения (второй слой сверху) — насадка ВАКУПАК.

Над верхним слоем насадки установлен форсуночный распределитель, над остальными слоями — распределители коробового типа. Вывод всех боковых продуктов и циркуляционных орошений осуществляется с глухих тарелок, расположенным под каждым слоем насадки.

Над зоной ввода сырья в колонну установлены каплеуловители струнного типа для сепарации жидкой фазы сырья. Для предотвращения уноса капельной жидкости сверху колонны перед штуцерами вывода паров установлены вертикальные пакеты сетчатых каплеуловителей «Ультрасет». В отгонной части вакуумной колонны, а также в стриппинг-секциях ранее установленные тарелки заменены на щелевидные двухпоточные. В колонне установлено шесть тарелок, в стриппинг-секциях — по четыре.

Результаты показали, что установка работает устойчиво и эффективно, качество всех целевых фракций соответствует требованиям технического задания и стандартов предприятия. Содержание светлых фракций в мазуте снизилось с 20 до 5-7% (об.).

качество масляных фракций по вязкости, температуре вспышки и цвету также соответствует требованиям задания.

Анализ работы печей показал, что печи легко регулируются и имеют запас по тепловой мощности. К.п.д. блока печей с узлами утилизации составляет 0,9-0,93. Модернизация установки ЭЛОУ-АВТ обеспечила реализацию энергосберегающей технологии, увеличение отбора фракций дизельного топлива, получение в одной насадочной колонне масляных дистиллятов улучшенного качества. [3].

1.4 Описание технологической схемы

Мазут снизу атмосферной колонны с температурой 300-310 С насосом прокачивается через трубчатую вакуумную печь П-1 мощностью 30-40 МВт, где нагревается до 400-420С, и в парожидкостном состоянии (доля отгона 60-70%) поступает в эвапорационное пространство вакуумной колонны К-1 (диаметром 9-10 м, число тарелок 18-26).

В сечение питания этой колонны над вводом сырья установлены тарелки для предотвращения «заноса» капель жидкого остатка. В зоне ввода сырья давление в этой колонне обычно составляет 9-15 кПа, а наверху ее — 5-7кПа. Такое давление поддерживается за счет откачки из системы «печь — колонна — коммуникации» атмосферного воздуха (подсасываемого через неплотности фланцевых соединений) и легких углеводородов (С1-С7), образующихся за счет небольшой деструкции мазута при его нагреве в печи П-1 (обычно и образуется не более 0,1% мас. от мазута).

Для откачки этой смеси несконденсировавшихся газов используют пароэжекторные насосы (2- или 3-ступенчатые с конденсацией паров между ступенями).

В качестве эжектирующего агента применяют перегретый водяной пар давлением 1-1,5 МПа. Поток несконденсировавшегося газа направляется обычно в топку печи П-1 для сжигания, чтобы не загрязнять атмосферу углеводородами и сероводородом.

Пароэжекторный насос 5 (рис. II-4)откачивает газы и пары из сепаратора, в который поступает сконденсированный поток паров сверху колонны.

Несконденсировавшиеся вверху вакуумной колонны компоненты, представляющие собой смесь легких фракций, газов разложения, паров воды и воздуха (засасываемый через неплотности), выводятся из колонны К-1 и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения АВО-4, затем в водяной холодильник поверхностного типа Т-4, после которого газожидкостная смесь поступает в систему создания вакуума. Первая масляная фракция выводится с низа отпарной колонны К-3 насосом Н-3 и после теплообменника Т-2, аппарата воздушного охлаждения АВО-3 откачивается с установки. Вторая масляная фракция отводится с низа отпарной колонны К-2 и направляется насосом Н-1 через теплообменник Т-1 и аппарат воздушного охлаждения АВО-1 в резервуар.

Верхнее циркуляционное орошение вакуумной колонны К-1 осуществляется с помощью насоса Н-3.

Нижнее циркуляционное орошение вакуумной колонны К-1 осуществляется с помощью насоса Н-1. Для увеличения отбора второй масляной фракции в низ колонны К-1 подается водяной пар. Гудрон с низа колонны К-1 забирается насосом Н-2 и откачивается с установки через теплообменники Т-3 и аппарата воздушного охлаждения АВО-3.

Система создания вакуума. Вакуум в вакуумной колонне К-1 создается с помощью системы паровых эжекторов (рис. II-4).

По выходе из водяного конденсатора-холодильника АВО-4 газожидкостная смесь поступает в вакуумный сепаратор 1, откуда жидкость (смесь углеводородов и воды) стекает по вертикальной трубки (длиной более 10 м) в отстойник 2. Газы и воздух отсасываются из сепаратора 1 тремя последовательно соединенными эжекторами 3. пары и газы после каждого эжектора поступают в конденсатор 4 (поверхностного типа) водяного пара. Образующийся конденсат стекает в отстойник 2. После третьего эжектора и последнего конденсатора газ отводится из системы и направляется к форсункам трубчатых печей, где используется как топливо.

В отстойнике 2 легкий газойль отделяется от воды и далее насосом 5 откачивается с установки. Водяной конденсат чаще всего используют для промывки нефти в блоке ЭЛОУ.

2. Общая характеристика нефти

Физико-химические свойства нефти и составляющих ее фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава.

В данной работе приведены основные принципы выбора и обоснования технологической схемы установки и технологический расчет АВТ, перерабатывающей Правдинскую нефть Западной Сибири. Объем перерабатываемой нефти 5 млн. т/год. Потенциальное содержание фракций приведено в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Потенциальное содержание фракций (в вес. %) в правдинской нефти

Отгоняется до температуры, С	Содержание фракций, масс., %	Отгоняется до температуры, С	Содержание фракций, масс., %	Отгоняется до температуры, С	Содержание фракций, масс., %	Отгоняется до температуры, С	Содержание фракций, масс., %
28 (газ) 60 62 70 80 85 90 95 100 105 110 120 122	1,6 5,9 6,2 6,8 8,2 8,4 9,4 10,0 10,6 11,4 12,2 13,0 14,0	130 140 145 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240	15,5 17,0 18,0 18,8 20,4 22,4 24,2 26,0 27,8 29,6 30,8 33,4 35,0	250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370	36,8 38,6 40,2 41,8 43,6 45,3 46,8 48,0 49,6 51,0 52,2 53,8 55,0	380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500	56,2 57,6 59,0 60,4 62,0 63,4 64,6 66,0 67,0 69,4 70,5 72,6 73,7

Правдинскую нефть содержит 0,66% серы.

Нефть смолистая (смол силикагелевых 10,2%), содержание нафтеновых углеводородов от 18 до 21% (в различных справочниках).

Нефть относится к высокопарафинистым нефтям, дизельное топливо можно получить только после депарафинизации.

Дистилляты Правдинской нефти являются хорошим сырьем для каталитического риформинга (так как содержание нафтеновых углеводородов более 20 мас. % (21 мас. %)).

Суммарный выход базовых дистиллятов и остаточных масел составляет более 25%.

Таблица 2.2

Характеристика фракций, выкипающих до 200 °С.[6]

Температура отбора, С	420	Фракционный состав, С	Содержание серы, %	Октановое число	Кислотность мг КОН на 100 мл фракции	Давление насыщенных паров, мм.рт.ст	Выход на нефть, %
				в числом виде	с г ТЭС на 1 кг топлива
		н.к	10%	50%	90%			0,82	2,7
28-85	0,6633	24	43	66	75	0	67,0	81,5	91,0	0	617	6,8
28-100	0,6734	29	47	71	86	—	64,0	79,0	89,0	—	—	9,0
28-110	0,6808	35	52	76	98	—	60,0	77,0	87,8	—	—	10,6
28-120	0,6855	40	56	82	109	0	57,5	74,5	84,3	следы	351	11,4
28-130	0,6949	43	59	87	116	—	55,5	74,0	—	—	—	13,9
28-140	0,7044	45	61	93	123	—	54,0	73,5	—	—	—	15,4
28-150	0,7139	48	64	98	130	-0	52,0	72,9	—	0,39	333	17,2
28-160	0,7201	50	65	103	140	—	50,0	71,3	—	—	—	18,8
28-170	0,7263	53	67	108	150	—	48,0	59,7	—	—	—	20,8
28-180	0,7325	56	68	113	160	—	47,5	68,1	—	—	—	22,6
28-190	0,7387	58	69	118	170	—	45,0	66,5	—	—	—	24,4
28-200	0,7448	60	70	122	180	следы	42,5	64,7	—	0,58	271	26,2

Таблица 2.3

Групповой состав фракций, выкипающих до 200 С.[6]

Температура отбора, С	Выход на нефть, %	420	nD20	Содержание углеводородов, %
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
						всего	нормального строения	изомерного строения
28-60	4,3	0,6450	1,3740	0	14	86	50	36
60-95	4,1	0,6889	1,3919	3	20	77	44	33
95-122	4,0	0,7292	1,4080	7	29	64	31	33
122-150	4,8	0,7533	1,4177	12	24	64	29	35
150-200	9,0	0,7823	1,4352	18	19	63	25	38
28-200	26,2	0,7448	1,4145	10	21	69	24	35

3. Выбор варианта переработки нефти

3.1 Переработка светлых нефтепродуктов

Данная нефть содержит 52,2 мас % фракций, выкипающих до 350°С.

Таблица 3.1

Характеристика бензиновых фракций

Температура отбора, С	Выход на нефть, %	420	Октановое число с 2,7 г ТЭС на 1 кг топлива	Содержание серы, %	Углеводородный состав, %
					ароматические	нафтеновые	парафиновые
28-85	6,8	0,6633	91	0
85-120	4,6	0,7232		0	5,5	26	68,5

Содержание нафтеновых углеводородов 26% из этого следует, что облагораживание бензинов возможно с помощью каталитического риформинга. Фракция 28-85С используется как компонент товарных бензинов.

Таблица 3.2

Характеристика фракций 120-240°С (легких) керосиновых дистиллятов

Температура отбора, С	420	Фракционный состав, С	сст	сст	Температура
		н.к	10%	50%	90%	98%			Твсп	начало крист.
120-240	0,7838	140	150	178	217	230	1,36	4,30	34	-60
Нормы по ГОСТ 10227-62	Не менее 775	Не выше 150	Не выше 165	Не выше 195	Не выше 230	Не выше 250	Не менее 1,25	Не более 8	Не ниже 28	Не выше -60

Температура отбора, С	Йодное число г йода на 100 г фракции	Содержание %	Теплота сгорания (низшая), ккал/кг	Выход на нефть %
		ароматических углеводородов	Серы
			общее	меркаптан
120-240	0	14	0,05	0	43354	22
Нормы по ГОСТ 10227-62	—	Не более 22	Не более 0,25	Не более 0,005	Не менее 42900	—

Фракция может быть использована для получения топлива ТС-1.

Таблица 3.3

Характеристика фракций 240-350 °С

Температура отбора, °С	Фракционный состав %	420	сст	сст	Температура °С	Кислотность	Содержание серы, %	Цетановое число
	10%	50%	90%	96%				заст.	помутнения	вспышки
240-350	266	288	320	330	0,84	6,53	3,5	-10	-9	114	1,96	0,44	59
ГОСТ 305-82	—	Не бо лее 280	—	Не бо лее 360	0,8	3-6	—	Не выше -10	Не выше -5	Не ниже 40	Н/б 5	Не более 0,5	Н/м 45

Из таблицы можно сделать вывод, что фракция не соответствует требованиям стандарта по следующим показателям: плотности, вязкости, фракционный состав 50%. Следовательно, фракция 240-350 С может быть использована только как компонент летнего дизельного топлива, для получения товарного продукта необходимо смешать ее с маловязким компонентом.

3.2 Выбор переработки мазута

При переработке по масляному варианту из мазута на вакуумной трубчатке получают узкие фракции, которые используют для получения масел.

Таблица 3.4

Характеристика фракций 350-450 °С

Температура отбора, °С	420	nD20	мм2/с	мм2/с	ИВ	Тзаст	Содержание серы, %	Выход, %
								на фракцию	на нефть
350-450	0,8780	1,4883	11,80	3,58	—	20	0,75	100,0	13,8
350-350 после депарафинизации	0,8850	1,4958	13,91	3,97	96	-28	—	90,0	12,4
И-12А	—	—	10-14	—	Не менее 85	Не выше -30	—	—	—

Фракция 350-450°С после депарафинизации имеет показатели удовлетворяющие условиям индустриального масла И-12А.

Таблица 3.5

Характеристика фракций 450-500°С

Температура отбора, °С	420	nD20	мм2/с	мм2/с	ИВ	Тзаст	Выход, %
							на фракцию	на нефть
450-500	0,90	1,4992	42,05	8,05	—	36	100	7,7
450-500 после депарафинизации	0,91	1,5067	46,66	8,72	83,5	-26	90	6,9
М-12Г1	—	—	—	Не более 120,5	Не менее 95	Не выше -20	—	—
М-10Г2	—	—	—	Не более 110,5	Не менее 90	Не выше -15	—	—

Из таблицы можно сделать вывод, что фракция не соответствует требованиям стандарта по показателям ИВ. Его можно повысить при помощи добавления вязкостных присадок.

Таблица 3.6

Характеристика остатка свыше 500°С

Температура отбора, °С	420	ВУ100	Тзаст	Содержание серы, %	Выход, %
					на фракцию	на нефть
500	0,9640	23,78	-18	1,54	100,0	26,3

Остаток выше 500 имеет высокую условную вязкость (23,78) температуру застывания -18°С. Его можно использовать в качестве компонента масла М-10Г2. При этом смешивать с маловязким компонентом.

При рассмотрении качества нефти можно прийти к выводу, что Правдинскую нефть желательно перерабатывать по топливно-масляному варианту. Технологическая схема будет состоять из трех колонн: отбензинивающей, основной атмосферной и вакуумной. [4]

4. Технологические расчеты

4.1 Материальный баланс установки

Материальный баланс составляется на основе потенциального содержания фракций с учетом выбранного ассортимента и времени работы установки. Число дней работы установки АВТ зависит от продолжительности текущих капитальных ремонтов и, как правило, ровно 340 в год.

Таблица 4.1

Материальный баланс АВТ

Наименование продуктов	Потенциальное содержание
	мас %	т/год	т/сутки	кг/г
Взято:
Нефть обессоленная	100	5000000	14705,882	612745,098
Получено:
Газ	1,6	80000	235,294	9803,922
Фракции н.к.
62	4,6	230000	676,470	28186,275
62-85	2,2	110000	323,529	13480,392
85-120	4,6	230000	676,471	28186,275
120-230	20,4	1020000	3000	125000
230-350	18,8	940000	2764,706	115196,078
350-450	13,8	690000	2029,412	84558,824
450-500	7,7	385000	1132,353	47181,372
Остаток	26,3	1315000	3867,647	161151,960
Итого	100	5000000	14705,882	612745,098

4.2 Материальный баланс вакуумной колонны

Материальные балансы колонн составляются исходя из материального баланса установки и выбранной технологической схемы.

Таблица 4.2

Материальный баланс вакуумной колонны

Наименование продукта	Количество кг/ч	Содержание мас %
Взято: мазут	292892,156	100
Получено:
Фракции 350-450	84558,824	28,87
Фракции 450-500	47181,372	16,11
Остаток	161151,960	55,02
Итого	292892,156	100

4.3 Расчет температурного режима

В данной работе изложена методика определения температуры вывода продуктов графическими методами. Для этого необходимо построить кривые истинных температур кипения (ИТК) для сырья и всех получаемых фракций. Затем строят кривые однократного испарения (ОИ) одним из методов при 0,1 МПа, пересчитывают ее на соответствующее давление в точке отбора и определяют температуру вывода. Для фракций: выводимой из колонны в парообразном состоянии (верхний продукт), это температура конца кривой ОИ при соответствующем давлении. Для фракций, выводимых в жидком состоянии (боковые погоны), — температура начала ОИ при давлении на тарелке вывода.

4.3.1 Построение кривой ОИ фракции мазута (метод Нельсона и Харви)

Содержание фракции мазута от 350°С и остатка составляет 47,8 (мас %) на нефть. Необходимо пересчитать выход в процентах на нефть в проценты на фракцию, согласно потенциальному содержанию их в сырье (табл. 4.3.)

По полученным данным строим кривую ИТК (рис.2) для мазута.

Таблица 4.3.

Содержание узких фракций в мазуте.

Фракция	Выход на нефть, мас. %	Выход на фракцию, мас. %
350-360	1,6	3,35
350-370	2,8	5,86
350-380	4,0	8,37
350-390	5,4	11,30
350-400	6,8	14,23
350-410	8,2	17,16
350-420	9,8	20,5
350-430	11,2	23,43
350-440	12,4	25,94
350-450	13,8	28,87
350-460	14,8	30,96
350-470	17,2	35,98
350-480	18,3	38,28
350-490	20,4	42,68
350-500	21,5	44,98
остаток	47,8	100

Для мазута и остатков методика имеет некоторые особенности. Тангенс угла наклона остатка определяется как произведение величины тангенса угла наклона кривой ИТК исходной нефти на долю остатка нефти:

tg ИТКмазута = tg ИТКнефти(1-е)

где е — массовая доля отгона светлых нефтепродуктов (до температуры 350°С)

е = 0,522

tg ИТКнефти =

tg ИТКнефти = 6,35

tg ИТКмазута = 6,35(1-0,522) = 3,0353

Температура отгона 50% остатка определяется как сумма температуры по ИТК, соответствующей доле отгона низкокипящей фракции и произведение величины угла наклона ИТК мазута на 50:

t50% мазута =tе + tg ИТКмазута ·50

где te — температура, соответствующая доле отгона светлых фракций (для нашего примера 350°С)

t50% мазута = 350 + 3,0353·50 = 501,765°С

По методу Нельсона и Харви [4] определим:

• tg ОИ = 1,7 ; ?t = 15

отсюда

= 501,765-15 = 486,765°С

• 50tg ОИ=486,765-501,7=401,765

+ 50tg ОИ=486,765+501,7=571,765

Отметим эти точки на оси ординат и проведем прямую линию на рис.2. Полученные значения определяют положение линии ОИ при давление 0,1МПа. Примем давление в точке ввода сырья 70 мм.рт.ст. Пересчитаем ОИ на это давление, используя график Кокса (рис. 7.1, [5]).

По графику Кокса определим новую точку пересечения ИТК и ОИ, она отв5ечает температуре 372С. Через эту точку строим ОИ при давление 70 мм.рт.ст. параллельную линии ОИ при давление 0,1 МПа. За температуру ввода сырья принимают температуру отгона 45%.

Температура ввода сырья составила 398С.

Температура низа колонны принимается на 20 ниже температуры ввода сырья [4]: tниза = 378С.

4.3.2 Построение кривой ОИ фракции 350-450°С (метод Обрядчикова и Смидовича)

Содержание фракции 350-450 13,8% мас на нефть. Необходимо пересчитать выход в процентах на нефть в проценты на фракцию, согласно потенциальному содержанию их в сырье (табл. 4.4.)

Таблица 4.4

Содержание узких фракций во фракции 350-420

Узкая фракция	Выход на нефть мас %	Выход на фракцию мас %
350-360	1,6	11,59
350-370	2,8	20,29
350-380	4,0	28,99
350-390	5,4	39,13
350-400	6,8	49,28