СКАЧАТЬ:  kursovaya-rabota.zip [931,87 Kb] (cкачиваний: 109)

СЕКЦИЯ 100.

  Секция 100 – АВТ - (атмосферно-вакуумная трубчатка) в комплексе с блоком отбензинивания нефти. АВТ - предназначена для атмосферной перегонки сырой нефти с содержанием серы до 1,95 %; блок отбензинивания нефти обеспечивает получение легкого прямогонного бензина (фр. НК –85^оС) и сухого газа с параметрами, позволяющими провести его очистку и использовать в качестве технологического топлива.

В то же время низкая температура сырья колонны стабилизации позволяет использовать опыт нефтеперерабатывающих заводов по борьбе с коррозией оборудования и трубопроводов блока АВТ при переработке сернистых нефтей.

  В результате технологического процесса на секции 100 получаются следующие продукты, являющиеся сырьем вторичных процессов комбинированной установки “Петрофак”:

-   углеводородный газ – топливо печей установки после очистки от H2S на секции 500;

-   компонент бензина (фр. НК-85^оС) - сырье секции 300 (гидроочистка бензина); а также по мере необходимости, смешивается с товарным бензином секции 200;

-   отбензининная нефть – сырье блока АВТ (секция 100);

-   бензин прямогонный – сырье секции 300 (гидроочистка бензина);

-   дизельное топливо прямогонное - сырье секции 400 (гидроочистка дизельного топлива);

-   гудрон (вакуумный остаток куба колонны Т-104) – сырье секции 700 (окисление битума);

-   готовый продукт - мазут марки М40 или М100.

СОСТАВ СЕКЦИИ

  В состав секции 100 входят следующие блоки:

-   теплообменников и электрообессоливания;

-   печей;

-   блок отбензинивания нефти;

-   атмосферной перегонки нефти;

-   вакуумной перегонки мазута.

КОЛИЧЕСТВО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ЛИНИЙ И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ

1.  Электрообессоливание нефти осуществляется по одноступенчатой схеме. Предназначено для удаления солей и пластовой воды из нефти.

2.  Разогрев нефти и мазута производится в печах вертикального типа с использованием только газообразного топлива.

3.  Отбензинивание сырой нефти осуществляется в результате процесса ректификации. Предназначено для увеличения производства моторных топлив, защиты основного оборудования секций 100 и 300 от коррозии и утилизации углеводородных газов секции 100.

4.  Атмосферная перегонка отбензинивания сырой нефти осуществляется с помощью ректификации в колонне T-101. Предназначена для выделения нефтяных фракций.

5.  Вакуумная перегонка мазута осуществляется в насадочной колонне под вакуумом 18 мм. рт. ст. для выделения нефтяных фракций.

6.  Предусмотрен узел подачи реагентов:

-   раствор деэмульгатора для проведения процесса электрообессоливания;

-   раствор щелочи, содо-щелочной раствор, нейтрализующего амина и ингибитора коррозии с целью антикоррозионной защиты оборудования.

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ СЕКЦИИ

Нефть представляет собой сложную жидкую смесь близко кипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений. В ней растворены газообразные (до 4 %) и твердые углеводороды. Углеводороды с числом атомов углерода от 1 до 4, т.е. метан, этан, пропан, бутан и изобутан, - газообразные углеводороды. Углеводороды С₅ - С₁₅ при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Углеводороды С₁₆ - С₃₄ и выше являются твердыми углеводородами, они образуют парафины и церезины. Их содержание в нефти составляет до 5 %, иногда до 12 %. В нефти содержатся также в небольших концентрациях неуглеводородные соединения, органические кислоты и некоторые другие вещества.

По химическому составу углеводороды нефти относятся к следующим классам соединений: парафиновые, нафтеновые и ароматические. Ненасыщенных углеводородных соединений в нефти мало, но они в большом количестве образуются при термической обработке нефти.

Парафиновые углеводороды нефти представлены соединениями, как с неразветвлённой цепью (нормального строения), так и с разветвленной цепью (изостроения), например, н-бутан и изобутан:

СН₃ ¾ СН₂ ¾ СН₂ ¾ СН₃ СН₃¾ СН ¾ СН₃

 |

 СН₃

Парафиновых углеводородов нормального строения в нефти значительно больше, чем углеводородов изостроения. Однако целью ряда процессов переработки нефти является получение именно изомеров, поскольку их наличие значительно улучшает эксплуатационные характеристики топлива. Так, с увеличением содержания углеводородов изостроения в автомобильных бензинах повышается их октановое число.

Из нафтеновых углеводородов в качестве примера можно назвать циклопентан С₅Н₁₀ и циклогексан С₆Н₁₂.

Наличие нафтеновых углеводородов в реактивных и дизельных топливах положительно сказывается на их эксплуатационных свойствах. Нафтеновые углеводороды обладают большей термической стойкостью, чем парафиновые; они менее склонны к нагарообразованию в двигателях, чем ароматические углеводороды.

Ароматические углеводороды, содержание которых в нефти незначительно, образуются из нафтеновых углеводородов в процессе каталитического риформинга. Ароматические углеводороды, входящие в состав бензинов, также повышают их октановое число.

Кислород, сера, азот и хлор входят в состав нефти в виде отдельных соединений. Присутствие в нефти и топливах соединений серы нежелательно, так как они приводят к коррозии аппаратов, трубопроводов и двигателей, а также являются ядом для катализаторов ряда процессов нефтепереработки.

ЭЛЕКТРООБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ

В нефти, поступающей на установку, содержание воды должно быть не более 0,5%, солей - не более 5 мг/л.

Содержащаяся в нефти вода с растворенными в ней солями, преимущественно хлоридами, является не только ненужной примесью, но вызывает сильную коррозию оборудования и ухудшает качество топлив.

Растворенные в воде и находящиеся в нефти соли ведут себя по разному. Хлористый натрий почти не гидролизуется. Хлориды кальция и магния гидролизуются с образованием хлористого водорода даже при низкой температуре:

MgCl₂ + H₂O ® Mg(OH)Cl + HCl

Mg(OH)Cl + H₂O ® Mg(OH)₂ + HCl

Для удаления солей вся нефть подвергается обессоливанию. С этой целью нефть интенсивно смешивается с пресной водой, а образовавшаяся эмульсия воды в нефти разрушается и расслаивается в электрическом поле электродегидратора. Наиболее быстрое и полное разрушение нефтяных эмульсий достигается при подогреве нефти с применением эффективных реагентов - деэмульгаторов в нейтральной и слабощелочной среде, регулируемой подачей щелочи.

ПРОЦЕСС РЕКТИФИКАЦИИ

И РЕКТИФИКАЦИОННЫЕ КОЛОННЫ

На производстве разделение нефти на фракции осуществляется в атмосферной и вакуумной ректификационных колоннах.

Разделение нефти на фракции путем перегонки (дистилляции) основано на различии температур кипения ее компонентов. При нагревании компоненты с более низкой температурой кипения переходят в пары, а компоненты с высокой температурой кипения остаются в жидкости. Пары после конденсации образуют дистиллят, неиспарившаяся жидкость - остаток. Такой процесс называется простой перегонкой.

Для более четкого разделения сложной смеси, каковой является нефть, применяют перегонку с ректификацией. Процесс ректификации проводится в ректификационных колоннах при взаимодействии на тарелках двух встречных потоков: газового - снизу вверх и жидкостного - сверху вниз. В средней части колонны (зона эвапорации) вводится сырье. Выше ввода сырья находится концентрационная зона колонны, а ниже - отгонная зона. С верха концентрационной части колонны получают продукт необходимой чистоты - ректификат, а с низа отгонной части - остаток. Для работы ректификационной колонны необходимо, чтобы с тарелки на тарелку непрерывно стекала орошающая жидкость - флегма. Она образуется за счет возвращения в колонну части готового продукта, называемого орошением. Изменением подачи флегмы регулируется температура верха колонны, тем самым определяется качество получаемого дистиллята.

При перегонке нефти в результате термического разложения сернистых соединений образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной сильной коррозии аппаратуры.

В присутствии воды и при повышенных температурах сероводород реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо.

Fe + H₂S ® FeS + H₂

FeS + 2HCl ® FeCl₂ + H₂S

Для подавления хлористо-водородной коррозии аппаратуры АВТ и отбензинивания нефти предусматривается подача 1%-го щелочного раствора на всас насоса Р-101А,В и 1-2% содо-щелочной раствор насосом Р-117А,В в следующие из точек: в поток нефти после теплообменника Е-106А и на узел смешения перед подачей нефти в колонну Т-100/1. Нейтрализующий амин и ингибитор коррозии в шлёмовые линии и линии орошения колонн Т-100/1, Т-101, Т-104.

Сульфиды, хлориды выводятся с дренажной водой из рефлюксных емкостей V-100/1, V-102, V-103, колонн Т-100/1, Т-101, Т-104.

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Нефть поступает из ЦКППН в емкость Е-1 товарного цеха ЕНПУ.

Имеется возможность поступления нефти из ЦКППН минуя емкости Е-1 на всас насоса Н-1/1,2.

Из емкости Е-1 насосом Н-1/1,2 сырая нефть подается через узел учета нефти на всас насоса Р-101А,В с температурой 25-35 ^оС.

Насосом Р-101А,В сырая нефть через теплообменники Е-101А,В, Е-102А,В и Е-103В подается в обессоливатель V-101.

Для нейтрализации среды в электродегидраторе V-101 насосом Р-126 на всас насоса Р-101А,В подается 1%-й щелочной раствор, приготовленный в емкости V-125 после перемешивания насосом Р-125.

Расход сырой нефти регулируется клапаном поз.FIС-1401, который установлен на трубопроводе перед теплообменником Е-101А,В.

В межтрубном пространстве теплообменников Е-101А,В сырая нефть подогревается до 59 ⁰С за счет тепла легкого вакуумного газойля, подаваемого в трубную часть теплообменников насосом Р-115А, В с температурой 145-150 ^оС.

В межтрубном пространстве теплообменников Е-102А,В сырая нефть подогревается до 98 ⁰С за счёт тепла дизельного топлива, подаваемого в трубную часть теплообменника насосом Р-105А,В с температурой 215-220 ^оС.

В трубном пространстве теплообменника Е-103В сырая нефть подогревается до 123⁰С за счет тепла дизельного топлива, подаваемого в межтрубную часть теплообменника насосом Р-104А,В с температурой 225-230 ^оС.

Перед подачей в обессоливатель V-101 сырая нефть разбавляется промывочной водой во избежание уменьшения количества солей в сырой нефти.

Промывочная вода из емкости ТК-101 насосом Р-107А,В с температурой 25-30 ^оС подается в две точки:

-   в количестве 2% объемных от расхода сырой нефти, в линию всаса или нагнетания насоса Р-101А,В;

-   в количестве 4% объемных от расхода сырой нефти в линию сырой нефти перед обессоливателем V-101.

Расход воды в линию всаса или нагнетания насоса Р-101А,В контролируется расходчиком поз.FI-101.

Расход воды в линию сырой нефти перед V-101 контролируется расходчиком поз.FT-1403.

Во избежание вспенивания продукта и для ускорения процесса обезвоживания в обессоливателе в линию от насоса Н-1/1 до Р-100/1А,В подается деэмульгатор дозировочным насосом Р-124В.

Вода и нефть тщательно перемешиваются перед поступлением в обессоливатель V-101 за счет создания перепада давления на смесительном вентиле. Перепад давления контролируется по месту манометром поз.РI-106 и должен находиться в пределах 0,3 - 1,0 кгс/см².

Обессоливатель V-101 представляет собой емкость с двумя горизонтальными рядами, металлических стержней (электродов), расстояние между которыми 19 см. При этом верхний ряд электродов заземлен на корпус сосуда, а нижний ряд поддерживается электрическими изоляторами и находится под напряжением 4,5-5,5 кВ.

Нефть с температурой 120-125 ^оС поступает в обессоливатель V-101 через распределительный коллектор, расположенный в нижней части аппарата. В обессоливателе происходит раздел фаз нефть - вода.

Увлекаемые нефтью частицы воды под действием электрического поля коагулируют и под действием силы тяжести оседают в нижней части аппарата.

Вода с температурой 115-120 ^оС выводится из обессоливателя V-101 и поступает в межтрубное пространство теплообменника Е-107, где охлаждается за счет воды, поступающей от насоса Р-107А,В до температуры 80-85 ^оС и через регулятор уровня раздела фаз вода-нефть поз.LIC-1102 отводится в КОС (Кичуйские очистные сооружения) ЦКППН.

Обессоливатель V-101 должен эксплуатироваться при полном заполнении нефтью. При снижении уровня нефти менее 97% происходит отключение напряжения на электродегидраторе во избежание образования газовой фазы («шапки») и взрыва из-за оголения электродов, находящихся под высоким эл. напряжением.

Обессоленная нефть с температурой 105-115 ^оС выводится через верхний штуцер обессоливателя V-101 и поступает последовательно в:

-   трубное пространство теплообменников Е-103А, где подогревается за счет тепла циркулирующего дизельного топлива до температуры 140-150 ^оС;

-   Е-104А,В, где подогревается до температуры 170-175 ^оС за счет тепла циркулирующего атмосферного и тяжелого вакуумного газойля;

-   Е-105А,В,С, где подогревается до температуры 215-220 ^оС за счет тепла циркулирующего тяжелого вакуумного газойля;

-   Е-106А,В, где подогревается до температуры 235-240 ^оС за счет тепла кубового продукта колонны Т-104.

Подогретая до 239⁰С обессоленная нефть после теплообменников

 Е-106А,В под давлением ~8,0 кгс/см² поступает на 8-ю тарелку стабилизационной колонны Т-100/1.

Для увеличения срока службы и защиты от коррозии оборудования установки применяется ввод щелочных реагентов в сырье. Содо-щелочной раствор готовится в емкости V-120 после перемешивания насосом Р-120 и подается дозировочным насосом Р-117А,В в одну из двух точек: в поток нефти после теплообменника Е-106А или на узел смешения перед подачей нефти в колонну Т-100/1.

Паровая фаза колонны Т-100/1 с температурой 65-75^оС и давлением 6,0-6,5 кгс/см² поступает в конденсатор–холодильник воздушного охлаждения АС-100/1, где температура регулируется клапанами поз.TIC-1243, TIC-1243А, а затем поступает на охлаждение в водяной холодильник Е-100/1, откуда с температурой 50-60^оС и давлением 6,0-6,5 кгс/см² поступает в разделитель жидкости V-100/1. Температура паров верха колонны Т-100/1 контролируется по прибору поз.TI-1239.

Для защиты от коррозии оборудования конденсатно-холодильного узла, верхней части корпуса и тарелок колонны Т-100/1 одновременно с процессом защелачивания нефти подается ингибитор коррозии в количестве 3-6 г/тн бензина дозировочным насосом Р-124А вводится в шлемовую трубу колонны Т-100/1.

Несконденсировавшиеся углеводородные газы из сепаратора V-100/1 направляются на секцию аминовой очистки газов (секция 500) или на факел.

Давление верха колонны Т-100/1 поддерживается клапаном поз.PIC-1315, который установлен на линии отвода газов из сепаратора V-100/1. Сепаратор V-100/1 снабжен отстойной зоной. Уровень раздела фаз регулируется клапаном поз.LIC-1123, установленным на линии слива воды в канализацию далее в КОС ЦКППН.

Жидкая фаза углеводородов с сепаратора V-100/1 насосом Р-100/2А,В направляется на 22-ю тарелку колонны Т-100/1 в качестве орошения. Расход фракции НК-35^оС на орошение колонны Т-100/1 контролируется прибором поз.FI-1427. Уровень в сепараторе V-100/1 поддерживается клапаном поз.LIC-1122, установленным на линии орошения колонны Т-100/1.

С 15-ой тарелки колонны Т-100/1 при температуре 109^оС и давлении 6,0-6,5 кгс/см² выводится боковой погон в отпарную колонну Т-100/2. Обогрев низа колонны Т-100/2 до 119^оС осуществляется в подогревателе V-100/2 отбензиненной нефтью (Т=271^оС), поступающей от насоса Р-100/3А,В. Температура в подогревателе V-100/2 регулируется клапаном TIC-1236, установленным на линии отбензиненной нефти после насоса Р-100/3А,В в подогреватель V-100/2. Паровая фаза из отпарной (стриппинг) колонны Т-100/2 возвращаются на 16-ю тарелку колонны Т-100/1.

С низа подогревателя V-100/2 выводится компонент бензина (фр.НК-85^оС), который охладившись в аппарате воздушного охлаждения АС-100/2 от 119^оС до 45^оС поступает в аппарат V-100/3 и сверху емкости V-100/3 направляется на смешение с товарным бензином, поступающим из секции 200 в товарный парк. При необходимости часть компонента бензина может подаваться в линию прямогонного бензина, поступающего на гидроочистку (секция 300). Уровень фр. НК-85^оС в подогревателе V-100/2 регулируется клапаном поз. LIC-1121, установленным на линии выхода бензиновой фракции из V-100/2 в АВО АС-100/2.

Температура 271^оС в кубе колонны Т-100/1 поддерживается за счет горячей струи нефти, циркулирующей по схеме:

низ колонны Т-100/1 ® насос Р-100/1А,В ® печь Н-100/1®

 ® низ колонны Т-100/1

Циркулирующий поток нефти в печи Н-100/1 нагревается до 265^оС. Температура низа колонны Т-100/1 регулируется клапаном поз.TIC-1235, установленным на линии отбензиненной нефти от Р-100/1А,В в печь Н-100/1. Температура отбензиненной нефти на выходе из печи Н-100/1 регулируется регулятором температуры поз.TIC-1237, воздействующим на клапан-регулятор давления поз.PV-1316, который установлен на линии подачи топливного газа на горелку печи.

Кубовый остаток – отбензининная нефть из колонны Т-100/1 с температурой 271^оС насосом Р-100/3А,В подается по существующей схеме в печь Н-101 на атмосферно-вакуумную разгонку для получения нефтепродуктов (бензина, диз. топлива, гудрона, котельного топлива) по технологии фирмы «ПЕТРОФАК».

Уровень в кубе колонны Т-100/1 поддерживается клапаном поз.LIC-1120, установленным на линии стабильной нефти после насоса Р-100/3А,В в печь Н-101.

В печи Н-101 отбензининная нефть подогревается до температуры 335-355^оС.

Температура нефти на выходе из печи Н-101 регулируется расходом топливного газа на клапане поз.ТIС-1206, который установлен на линии подачи топливного газа к основным горелкам печи.

После печи Н-101 нефть с температурой 335-355^оС подается на 4-ую тарелку ректификационной колонны Т-101. Для более полной отпарки легких углеводородов из нефти под 1-ую тарелку колонны подается пар давлением 4,2 кгс/см² перегретый до 345-360 ⁰С в печи Н-101.

Пары прямогонного бензина с температурой 130-145^оС с верха колонны Т-101 поступают в аппарат воздушного охлаждения АС-109, а затем, на охлаждение в водяной теплообменник Т-120, где конденсируются и стекают в газосепаратор V-102. Температура паров верха колонны Т-101 регулируется клапаном поз.ТIС-1212, установленным на линии подачи бензина в колонну насосом Р-106А,В.

Несконденсировавшиеся в АВО АС-109 газы с температурой 25-40^оС из емкости V-102 отводятся:

-   в линию топливного газа печей Н-101, Н-301 через отсекатель поз.NV-1504;

-   через трехходовой клапан поз.NV-1506 или на факел.

Давление верха колонны Т-101 в пределах 0,25-0,35 кгс/см² поддерживается клапаном поз.РIС-1303, который установлен на линии отвода газов из емкости V-102 на факел. Газосепаратор V-102 снабжен отстойной зоной. Уровень раздела фаз регулируется клапаном поз.LIС-1108, установленным на линии слива воды в канализацию.

Из емкости V-102 бензин с температурой 25-40^оС насосом Р-106А,В подается на орошение на 23-ю тарелку колонны Т-101. Расход бензина на орошение контролируется прибором поз.FI-1406. Избыток бензина по уровню в емкости V-102 насосом Р-106А,B откачивается в емкость V-301 секции гидроочистки бензина.

Уровень в емкости V-102 поддерживается клапаном поз.LIС-1109, установленным на линии откачки бензина в емкость V-301.

В шлемовую линию колонны Т-101 дозировочным насосом Р-123А подается ингибитор коррозии и нейтрализующий амин 5-6 г/т. Количество подаваемого реагента регулируется по рН дренажной воды емкости V-102.

С 13-ой тарелки колонны Т-101 отбирается фракция дизельного топлива с температурой 210-235^оС:

-   Часть дизельного топлива насосом Р-104А,В циркулируется через теплообменники Е-103А,В, где охлаждается до температуры 140-155^оС за счет подогрева обессоленной и сырой нефти и возвращается на 16-ую тарелку колонны Т-101;

-   Другая часть дизельного топлива поступает в верхнюю часть отпарной колонны Т-102.

Под 1-ую тарелку отпарной колонны Т-102 подается пар давлением 4,2 кгс/см², перегретый до 345-360 ⁰С в печи Н-101. Под действием острого пара, стекающий по тарелкам поток дизельного топлива отпаривается от легких углеводородов, которые вместе с паром с верха колонны Т-102 поступают на 14-ую тарелку колонны Т-101.

Из куба отпарной колонны Т-102 насосом Р-105А,В дизельное топливо с температурой 190-215^оС прокачивается через трубное пространство теплообменника Е-102А,В, где охлаждается до температуры 65-80^оС за счет подогрева сырой нефти, затем, через АВО АС-108А часть подается на всас насоса Р-401А,В секции гидроочистки дизельного топлива, а часть подается на смешение с дизельным топливом после секции гидроочистки дизельного топлива.

Расход дизельного топлива на всас насоса Р-401А,В поддерживается клапаном поз.FIС-4401, установленным на линии нагнетания насоса Р-401А,В.

Расход дизельного топлива на смешение с диз. топливом после гидроочистки поддерживается клапаном поз.FIC-1402, установленным на линии прямогонного диз. топлива.

Уровень в кубе отпарной колонны Т-102 поддерживается клапаном поз.LIС-1107, установленным на линии подачи дизельного топлива с 13-ой тарелки ректификационной колонны Т-101 в отпарную колонну Т-102.

Часть дизельного топлива после АВО АС-108А подается в емкость V-705 секции окисления битума и контролируется заполнение V-705 по визуальному уровнемеру.

На глухой тарелке Т-101 расположенной между 7 и 8 тарелками, собирается атмосферный газойль с температурой 300-315^оС. Для удаления из атмосферного газойля легких углеводородов под уровень жидкости на глухой тарелке подается пар давлением 4,2 кгс/см² перегретый до 345-360 ⁰С в печи Н-101.

С глухой тарелки колонны Т-101 атмосферный газойль откачивается насосом Р-103А,В:

-   Часть атмосферного газойля подается под глухую тарелку колонны Т-101. Расход атмосферного газойля под глухую тарелку регулируется клапаном поз.FIС-1405, установленным на линии подачи газойля под глухую тарелку колонны.

-   Другая часть атмосферного газойля с глухой тарелки поступает в линию тяжелого вакуумного газойля через теплообменник Е-104А,В с температурой 160-165^оС.

Уровень на глухой тарелке колонны Т-101 поддерживается клапаном поз.LIС-1105, установленным на линии откачки атмосферного газойля насосом Р-103А,В в линию тяжелого вакуумного газойля.

Кубовый продукт ректификационной колонны Т-101 с температурой 340-345^оС насосом Р-102А,В подается в печь Н-102. Уровень в кубе колонны Т-101 поддерживается клапаном поз.LIС-1106 с контролем расхода поз.FIC-1408, установленным на линии откачки кубового продукта в печь Н-102.

Температура кубового продукта колонны Т-101 на выходе из печи Н-102 регулируется клапаном поз.ТIС-1215 с коррекцией по давлению топливного газа, установленным на линии подачи топливного газа к основным горелкам печи Н-102.

Нагретый до температуры 365⁰С в печи Н-102 кубовый продукт колонны Т-101 поступает в нижнюю часть насадочной колонны Т-104.

Насадочная колонна Т-104 работает под вакуумом 18 мм.рт.ст., достигающимся за счет работы паровых эжекторов и водокольцевых (вакуумных) насосов Р-111А,В.

Пары углеводородов с верха колонны Т-104 отсасываются паровыми эжекторами. Смесь углеводородов и пара с температурой 95-105^оС после эжектора поступает в межтрубное пространство конденсатора Е-110, где пар и часть углеводородов конденсируется и жидкая фаза сливается с конденсатора в барометрический отстойник V-103.

Несконденсировавшиеся пары с конденсатора Е-110 отсасываются водокольцевым насосом Р-111А,В в барометрический отстойник V-103, разделенный переливной перегородкой на две зоны: отстойную и углеводородную.

В отстойной зоне барометрического отстойника, происходит раздел фаз вода-углеводороды. Водный слой из отстойной зоны емкости V-103 насосом Р-116А,В прокачивается через теплообменник Е-111, где охлаждается водой до температуры 35-40^оС и подается на всас водокольцевых насосов Р-111А,В.

Избыток смеси воды и углеводородов из отстойной зоны емкости V-103 через переливную перегородку поступает в его углеводородную зону, откуда самотеком через гидрозатвор дренируется в канализацию.

Для защиты от коррозии оборудования и трубопроводов насосом Р-122В в линию орошения колонны Т-104 или в шлемовый трубопровод подается нейтрализатор, расход которого регулируется в зависимости от рН-среды в емкости V-103.

Несконденсировавшиеся газы из емкости V-103 отводятся через ходовой клапан поз.NV-1512.

С верхней глухой тарелки вакуумной колонны отводится легкий вакуумный газойль с температурой 145-150^оС, который насосами Р-115А,В прокачивается через трубное пространство теплообменников Е-101А,В, где охлаждается сырой нефтью до температуры 65-70^оС, поступающей на секцию 100.

После теплообменников Е-101А,В часть легкого вакуумного газойля возвращается в колонну в виде циркуляционного орошения, а избыток подается в линию тяжелого вакуумного газойля после АС-108А. Имеется возможность подачи легкого вакуумного газойля в сырую нефть на вход насоса Р-101А/В

Температура шлёма колонны Т-104 в пределах 95-110 ^оС регулируется расходом легкого вакуумного газойля, подаваемого на орошение вакуумной колонны Т-104 по показаниям клапана поз.ТIС-1221

Уровень на верхней глухой тарелке вакуумной колонны Т-104 регулируется клапаном поз.LIC-1111, установленным на линии откачки легкого вакуумного газойля на всас Р-101А,В или в линию некондицию ЦКППН.

С нижней глухой тарелки вакуумной колонны Т-104 отводится тяжелый вакуумный газойль с температурой 275-290^оС, который поступает на всас насосов Р-109А,В. С нагнетания насоса Р-109А,В часть тяжелого вакуумного газойля возвращается под нижнюю глухую тарелку вакуумной колонны Т-104.

Расход тяжелого вакуумного газойля регулируется клапаном поз.FIС-1412, установленным на линии подачи газойля под нижнюю глухую тарелку колонны Т-104.

Другая часть тяжелого вакуумного газойля прокачивается насосом Р-109А,В через межтрубное пространство теплообменников Е-105А,В,С, где охлаждается до температуры 200-205^оС, подогревая обессоленную нефть. После теплообменников Е-105А,В,С тяжелый вакуумный газойль подается в трубное пространство парогенераторов Е-112, Е-113.

Парогенераторы вырабатывают пар давлением 4,2 кгс/см², который отводится в заводской коллектор пара. Уровень котловой воды в парогенераторах Е-112, Е-113 регулируется соответственно клапанами уровня поз.LIС-1103, поз.LIС-1104, установленными на линиях подачи котловой воды в парогенераторы.

После парогенераторов Е-112, Е-113 тяжелый вакуумный газойль с температурой 170-175^оС, подается на орошение вакуумной колонны Т-104 под верхнюю глухую тарелку.

Расход газойля регулируется клапаном поз.FIС-1411, установленным на линии подачи тяжелого вакуумного газойля под верхнюю глухую тарелку колонны Т-104.

Избыток тяжелого вакуумного газойля с нагнетания насосов Р-109А,В после смешивания с избытком атмосферного газойля с нагнетания насоса Р-103А,В подается в межтрубное пространство теплообменников Е-104А,В, где охлаждается обессоленной нефтью до температуры 160-165^оС. Смесь тяжелого вакуумного газойля с атмосферным газойлем после теплообменников Е-104А,В охлаждается в АВО АС-108В до температуры 65-70^оС и отводится в линию некондиции ЦКППН или Товарный цех.

Уровень на нижней глухой тарелке колонны Т-104 регулируется клапаном поз.LIC-1112, установленным на линии отвода тяжелого вакуумного газойля в теплообменник Е-104А,В.

Кубовый продукт вакуумной колонны Т-104 насосом Р-108А,В с температурой 335-340^оС прокачивается через теплообменники Е-106А,В, где охлаждается до температуры 240-245^оС обессоленной нефтью, и подается на секцию окисления битума в парогенератор Е-703, а часть возвращается в колонну Т-104, расход которого регулируется клапаном поз. FIC-1413.

Уровень в кубе колонны Т-104 поддерживается клапаном поз.LIС-1113, установленным на линии отвода избытка гудрона в коллектор некондиции ЦКППН.

Для максимального снижения уровня взрывоопасности секция 100 разделена на 4 технологических блока.

Ниже приводится перечень технологических блоков с указанием оборудования, входящего в состав блоков, границами блоков и основными энергетическими показателями.

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Составление статической модели объекта

Схематическая модель объекта 

Разработаем статическую модель процесса, происходящего внутри колонны.

Параметры, расположенные слева относительно объекта, представляют собой входные параметры

Т_{низа к} [^oC] – температура смеси низа колонны;

Q_вх [м³/час] –расход поступающей нефти;

Т_сырья [^oC] – температура сырья;

Т_{верха к} [^oC] – температура смеси верха колонны; 

Параметр, расположенный справа относительно:

Q_вых [м³/час] – расход на выходе из колонны.

Параметры, расположенные выше объекта - постоянные величины процесса, или технологические константы объекта.

Р_вх[кг/см²] – давление верха колонны;

D [м]– диаметр кругового сечения колонны;

H [м]– габаритная высота колонны;

L [м] – высота уровня на тарелке;

Критерием оптимальности будем считать расход на выходе из

колонны Q_вых [м³/час] 

Анализ пассивного эксперимента.

Составим таблицу, в которую внесем значения параметров согласно собранному статистическому материалу по режимным листам в размере 60 значений на каждый параметр. Исходный статистический материал представлен в таблице 1

Таблица 1.

Регрессионный и корреляционный анализ

На основе выборки N объемом в 60 значений, взятых из режимных листов, построим поля корреляции для каждой зависимости расхода на выходе от давления, от расхода сырья, от температуры низа колонны, от температуры верха колонны, от расхода сырья. Для построения линий регрессии воспользуемся специальным встроенным «Пакетом анализа данных» входящей в состав Microsoft Office Excel 2003 SP2.

Допустим, что линия регрессии представляет собой прямую, тогда воспользуемся следующими встроенными функциями Excel 2003:

ЛИНЕЙН(известные_значения_y;известные_значения_x;конст;статистика)

Рассчитывает статистику для ряда с применением метода наименьших квадратов, чтобы вычислить прямую линию, которая наилучшим образом аппроксимирует имеющиеся данные. Функция возвращает массив, который описывает полученную прямую. Поскольку возвращается массив значений, функция должна задаваться в виде формулы массива.

Уравнение для прямой линии имеет следующий вид:

y = mx + b или

y = m₁x₁ + m₂x₂ + ... + b (в случае нескольких диапазонов значений x),

где зависимое значение y — функция независимого значения x, значения m — коэффициенты, соответствующие каждой независимой переменной x, а b — постоянная. Заметим, что y, x и m могут быть векторами. Функция ЛИНЕЙН возвращает массив {mn;mn-1;...;m1;b}. ЛИНЕЙН может также возвращать дополнительную регрессионную статистику.

КОРРЕЛ(массив1;массив2)

Массив1 — это ячейка интервала значений.

Массив2 — это второй интервал ячеек со значениями.

Возвращает коэффициент корреляции меду интервалами ячеек массив1 и массив2. Коэффициент корреляции используется для определения наличия взаимосвязи между двумя свойствами.

Подсчитаем коэффициенты а и б для функции у=а*х+б и коэффициент корреляции:

К примеру, для зависимости расхода на выходе от расхода на входе:

а= ИНДЕКС(ЛИНЕЙН(H4:H63;G4:G63);2)

б= ИНДЕКС(ЛИНЕЙН(H4:H63;G4:G63);1)

r= =КОРРЕЛ(G4:G63;H4:H63)

G4:G63 – массив значений расхода на выходе;

H4:H63 – массив значений расхода на входе.

Т.о. получим следующую таблицу коэффициентов регрессии для 5 выбранных входных параметров:

  На основе полученных данных можно смело строить линии регрессии для всех зависимостей.

Нахождение коэффициентов в уравнении линейной регрессии расчётным способом МНК.

Определим по методу наименьших квадратов коэффициенты линейного уравнения регрессии