Ректификация нефти

метки: Температура, Ректификация, Колонна, Фракция, Технология, Нефть, Топливо, Поток

Роль нефти и продуктов ее переработки для народного хозяйства чрезвычайно велика. Из нефти получают бензин и керосин, реактивные, дизельные и котельные топлива, сжиженные газы и сырье для химических производств, сотни наименований смазочных и специальных масел и смазок.

Широкое распространение вторичных процессов переработки нефти (каталитического риформинга бензинов, гидрокрекинга, гидроочистки средних и тяжелых дистиллятов и др.) повышает требования к четкости разделения нефти и более глубоким отборам.

Содержание солей в нефти, поступающей на переработку, должно быть минимальным. Соли, во-первых, вызывают коррозию аппаратуры, во-вторых, являются каталитическими ядами, то есть ухудшают протекание многих химических процессов последующей каталитической переработки нефтяных фракций.

Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии, уменьшение отложении в аппаратуре, увеличение ремонтных пробегов установок (особенно АВТ, висбрекинга, термического крекинга и коксования), улучшения качества сырья для каталитических процессов, а также товарных продуктов — топлив, битума и электродного кокса. С внедрением мощных комбинированных установок возрастают требования к надежности работы оборудования и, следовательно, необходимость более глубокой очистки нефти становится весьма актуальной.

Задача первичной переработки нефти — разделить нефть на отдельные фракции (дистилляты) без изменения их природного химического состава. При этом получаемые дистилляты составляют три группы продуктов — светлые дистилляты (3-4 фракции, выкипающие в интервале от 25-30 ?С до 350 ?С), средние дистилляты (2-3 фракции, выкипающие от 350?С до 500 или 550 ?С) и остаток (гудрон), кипящий выше 500-550 ?С.

Для получения фракций используется процесс ректификации, разделения жидких смесей взаимно растворимых компонентов, различающихся по температурам кипения.

1. Теоретические основы процесса

1.1 Индексация нефтей и ее связь с технологией их переработки

Ассортимент товарных нефтепродуктов, получаемых в результате переработки нефтей, определяется многими техническими и экономическими факторами. Среди них главную роль играют структура потребления нефтепродуктов и требования, предъявляемые к их качеству, а также состав и свойства намечаемых к переработке нефтей. Существенную помощь при выборе оптимального варианта нефтепереработки оказывает всесторонняя классификация нефтей.

Процессы первичной переработки нефти

... первичной перегонке относят процессы атмосферной пере­гонки нефти и вакуумной перегонки мазута. Их назначение состоит в разделении нефти на фракции для последующей их переработки или использования как товарных продуктов. ...

На заре развития нефтеперерабатывающей промышленности основным показателем качества нефти считали плотность. Нефти делили на легкие (с ₁₅ ¹⁵ < 0,828), утяжеленные (с₁₅ ¹⁵ = 0,828—0,884) и тяжелые (с₁₅ ¹⁵ > 0,885).

Практика показала, что легкие нефти содержат относительно большое количество бензиновых и керосиновых фракций и сравнительно мало серы и смол. Из этих нефтей получаются смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти, напротив, характеризуются большим содержанием смол, мало пригодны (без специальных методов деасфальтизации) для производства масел и могут служить сырьем для производства высококачественных битумов и дают относительно малый выход светлых нефтепродуктов (фракций, выкипающих до 350 °С).

В дальнейшем было предложено множество различных способов классификаций нефтей.

Технологическая классификация. В основу ее положено содержание серы в нефтях и светлых нефтепродуктах, выход фракций, выкипающих до 350°С, потенциальное содержание, а также индекс вязкости базовых масел и содержание парафина в нефтях.

Нефти, содержащие не более 0,5 вес. % серы, считаются малосернистыми и относятся к I классу, однако если в одном или во всех дистипллятных топливах из данной нефти содержание серы выше установленных пределов, то эту нефть относят ко II классу, т. е. к сернистым нефтям.

Нефти, содержащие от 0,51 до 2,0 вес. % серы, считаются сернистыми, и их относят ко II классу. Однако и в этом случае учитывается содержание серы в продуктах: если во всех дистиллятных топливах из данной нефти количество серы не превышает норм, предусмотренных для топлив из малосернистой нефти, то эта нефть должна быть отнесена к I классу и считается малосернистой. В случае, когда при таком же количестве серы в нефти (0,51—2,0 вес.%) одно или все топлива содержат серы больше, чем указано в нормах для сернистой нефти, эта нефть должна быть отнесена к III классу, т. е. к высокосернистым нефтям.

Нефти, содержащие более 2,0 вес. % серы, относятся к высокосернистым, т. е. к III классу, однако если все топлива содержат серу в количествах, не превышающих пределов для топлив из сернистой нефти, то эта нефть должна быть отнесена ко II классу, т. е. к сернистым.

В зависимости от выхода фракций, выкипающих до 350°С, нефти делятся на три типа: Т ₁ , Т₂ и Т₃ , а в зависимости от суммарного содержания дистиллятных и остаточных базовых масел — на четыре группы: М₁ , М₂ , М₃ и М₄ . По величине индекса вязкости базовых масел классификацией предусмотрены 4 подгруппы нефтей: И₁ , И₂ , И₃ и И₄ .

По содержанию парафина различают нефти трех видов: П ₁ , П₂ и П₃ . К виду П₁ относятся малопарафинистые нефти, содержащие не более 1,5 вес. % парафина с температурой плавления 50°С и при условии, что из них получаются без депарафинизации реактивное топливо, зимнее дизельное топливо (фракция 240—350°С) с температурой застывания не выше минус 45°С и базовые масла, температуры застывания которых в зависимости от вязкости варьируются.

Вид П ₂ включает парафинистые нефти, содержащие от 1,51 до 6,0 вес. % парафина, при условии, что из них без депарафинизации получаются реактивное топливо и летнее дизельное топливо (фракция 240—350° С) с температурой застывания не выше минус 10°С и с применением депарафинизации — дистиллятные масла.

Реферат про нефть для 3 класса

... нефти очень высока. Для сравнения приведем данные о теплоте сгорания угля, нефти и газа в таблице №3. Таблица №3 Теплота сгорания нефти ... свойством, характеризующим эксплуатационные свойства котельных, дизельных топлив и других нефтепродуктов. Вязкостью жидкости ... нефти связаны с количественными соотношениями углеводородов отдельных классов. Нефть с преобладанием метановых углеводородов легче нефти, ...

К виду П ₃ относятся высокопарафиниетые нефти, в которых более 6,0 вес. % парафина. Из них не может быть получено без депарафинизации летнее дизельное топливо. Эти нефти рекомендуется использовать для производства парафина.

Если из малопарафинистой нефти не может быть получен хотя бы один из предусмотренных технологической классификацией нефтепродуктов без депарафинизации, то эта нефть должна быть отнесена к виду П ₂ . Аналогично, если из парафинистой нефти не может быть получено дизельное летнее топливо без депарафинизации, то считают, что эта нефть вида П₃ , и наоборот, высокопарафинистая нефть, из которой возможно получение дизельного топлива без депарафинизации, должна принадлежать к виду П₂ .

Основное количество нефтепродуктов используется в народном хозяйстве в качестве горючих и смазочных материалов. Относительно малая доля нефтяного сырья расходуется на производство битумов, используемых в дорожных и кровельных покрытиях, сажи, электродного кокса, твердых парафинов и разного рода растворителей, и еще меньшая — в промышленности тяжелого органического синтеза для производства пластмасс, синтетического волокна, синтетического каучука, моющих веществ, удобрений и др.

В соответствии с этим различают следующие группы нефтепродуктов:

1) топлива;

2) осветительные керосины;

3) растворители и высокооктановые добавки;

4) нефтяные масла;

5) парафины, церезины, вазелины;

6) нефтяные битумы;

7) прочие нефтепродукты.

1.2 Основные направления переработки нефти

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района. Различают три основных варианта переработки нефти: 1) топливный; 2) топливно-масляный; 3) нефтехимический (комплексный).

По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму.

Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350° С), выделенные из нефти, сначала подвергают очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами.

За последние годы в технологию производства масел все больше внедряются процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.).

Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуются деасфальтизат и асфальт. Деасфальтизат подвергают дальнейшей обработке, подобно масляным дистиллятам, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

При любом из двух разобранных вариантов переработки нефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола, ксилолов и др. Из года в год увеличивается доля нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышленности.

Нефтехимический (комплексный) вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. В последние годы наблюдается тенденция к строительству крупных нефтеперерабатывающих комбинатов с весьма широким применением процессов нефтехимии. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

1.3 Влияние технологических параметров на процесс ректификации

Температурный режим ректификационной колонны. Температурный режим является одним из основных параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками контроля являются температуры поступающего сырья и продуктов ректификации, покидающих ректификационную колонну. При расчете ректификации бинарных смесей температуру паров ректификата t _D и жидкого остатка t_R можно определить по изобарным температурным кривым.

При расчете ректификационных колонн для разделения нефтей и нефтяных фракций температурный режим определяют при помощи кривых однократного испарения (ОИ).

Чем легче перегоняемая нефть, чем более полога кривая ОИ и чем меньше давление в испарителе и заданная доля отгона, тем ниже температура нефти на входе в колонну. Как показала практика работы трубчатых установок, перегонка нефти при атмосферном давлении ведется при температурах на входе сырья в ректификационную колонну 320-360 °С. Перегонка мазутов ведется в вакууме и при температуре на выходе из печи не выше 440° С. Температура нагрева мазута в печи лимитируется его возможным разложением и ухудшением качества получаемых масляных дистиллятов (вязкости, температуры вспышки, цвета и др.).

Температуру боковых погонов определяют по нулевой точке на ОИ для отбираемых дистиллятов с учетом их парциального давления. В зависимости от фракционного состава получаемых продуктов, давлении в ректификационной колонне и количества вводимого водяного пара температуры боковых погонов из колонны примерно следующие: лигройнового дистиллята 135-165 °С, керосинового 165-225 °С, дизельного 210-265 °С. В вакуумных колоннах эти температуры составляют: для солярового дистиллята 220-265 °С, веретенного 245-270 °С, машинного 270-290 °С, легкого цилиндрового 290-320 °С, тяжелого цилиндрового 320-360 °С.

Температура нефтяных паров зависит также от давления в колонне и расхода водяного пара. Ее определяют по 100%-ной точке на кривой ОИ с учетом парциального давления смеси этих паров с водяным паром. В отсутствие водяного пара при атмосферном давлении эта температура приближенно равна температуре 75% отгона по кривой ОИ для данного продукта.

Температура остатка для колонн, работающих с вводом водяного пара, примерно на 20-40 °С ниже температуры в питательной секции колонны.

Давление в колонне и расход водяного пара. Давление в колонне поддерживают ниже или выше атмосферного, если необходимо соответственно понизить или повысить температуры отбираемых из колонны продуктов.

Так, перегонку мазута осуществляют в колоннах при глубоком вакууме (остаточном давлении от 10-15 до 50-70 мм рт. ст.), что позволяет проводить ректификацию при сравнительно невысоких температурах и избежать значительного термического разложения продуктов, которое было бы при атмосферном давлении и температурах выше 500° С.

С другой стороны, повышение давления позволяет осуществлять ректификацию низкомолекулярных углеводородов, например пропана и бутанов, при температурах вверху колонны 45-55 °С, когда конденсация паров обеспечивается водой, а не специальными хладоагентами, как при атмосферном давлении. Необходимо иметь в виду, что повышение давления в колонне позволяет повысить удельную производительность колонны по парам.

Таким образом, выбор давления для процесса ректификации требует в каждом конкретном случае соответствующего обоснования.

Давление в различных сечениях данной колонны зависит также от величины гидравлических сопротивлений, возникающих при прохождении паров через тарелки, т. е. от конструкции тарелок, гидравлического затвора и удельного расхода жидкости.

Из опыта работы следует, что в среднем перепад давления на одну тарелку составляет: в атмосферных колоннах 5-10, а в вакуумных 1,5-3 мм рт. ст.

Действие водяного пара аналогично действию вакуума, так как по закону Дальтона водяной пар понижает парциальное давление нефтяных паров и позволяет жидкому нефтепродукту испаряться при более низкой температуре.

Расход водяного пара на атмосферных трубчатых установках обычно составляет 1,2-3,5 вес. %; на вакуумных 5-8 вес. % от перегоняемого сырья.

1.4 Характеристика сырья и получаемых продуктов

Характеристика арланской нефти представлена в таблице 1.1

Таблица 1.1 — Физико-химические характеристики нефти

б 20 4	М	(20)б сст	(50)б сст	t заст , о С	t всп	параф, %	T плав пар.	вода, % мас.	Хлориды, мг/л	S,%	N,%	Выход фр. до 350 о С	Выход фр. до 200 о С
0,8112	169	7,9	4,8	15	-35	11	50	0,5	200	0,6	0	77,6	43,6

Продолжение таблицы 1.1

Смолы серно-кислотные, %	Силикагелевые смолы	Асфальтены	Коксуемость
9	6,9	0,25	—

Основные показатели качества нефти после обессоливания и обезвоживания, приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2- Характеристика нефти после ЭЛОУ

Показатели	Числовые значения
Содержание солей, мг/л	2
Содержание воды, % масс.	0,1
Содержание механических примесей, % масс.	0,05

Таблица 1.3- Характеристика фракций выкипающих до 200 ^о C

t отбора	Выход нанефть	б 20 4	Фракционный состав	Сод-ние S	ОЧ без ТЭС
			н.к.	10%	50%	90%
28-120	17,7	0,7069	53	73	92	110	0,009	56
28-150	27,5	0,7220	58	83	109	132	0,011	48,7
28-180	44,4	0,7321	60	89	125	158	0,012	40,7
28-200	47,6	0,7380	65	95	133	175	0,014	35,5

Таблица 1.4- Характеристика легких керосиновых дистиллятов

tотбора, о С	Выход на нефть, %	б 4 20	Фракционный состав	б (20), сст
			нк	10%	50%	90%	98%
120-240	38,8	0,773	128	150	178	222	234	1,36

Продолжение таблицы 1.4

t начала кристаллизации, о С	t вспышки в закрытом тигле, о С	Теплота сгорания (низшая), ккал/кг	Содержание S	Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции
			общей	меркаптан.
-42	28	10552	0,027	0	1,6

Таблица 1.5- Характеристика дизельных топлив и их компонентов

tотбора, о С	Выход, %	ЦЧ	Дизельный индекс	Фракционный состав	б 4 20
				10%	50%	90%	96%
150-350	54,1	56,9	70,1	186	242	325	337	0,8067
180-350	34,4	66,3	71,0	230	272	332	342	0,8513
240-350	25,1	70,3	68,1	278	297	344	355	0,8710

Продолжение таблицы 1.5

б 20 , сСт	tзастывания, о С	tпомутнения, о С	tвспышки, о С	Содержание серы, %	Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции
2,96	-10	-2	60	0,25	—
4,73	-4	2	74	0,32	—
7,14	0	6	96	0,36	3,1

Таблица 1.6 — Характеристика остатков

Остаток	Выход, % на нефть	б 4 20	ВУ80	ВУ100	Температуры	Содержание S, %	Коксуемость, %
					застывания	вспышки
выше 350	22,4	0,9355	2,3	1,7	42	230	0,94	0,92

Таблица 1.7 — Характеристика нефти применительно к получениям из нее дорожных битумов

Содержание, %	2,5П	А+ Сс	А+Сс-2,5П
асфальтенов	смол силикагелевых	парафина
0,25	6,9	11,0	27,5	7,15	-20,4

Таблица 1.8 — Свойства, определяющие шифр нефти

Наименование	Значение	Наименование	Значение
1. Содержание серы. % масс.		4. Индекс вязкости масел	—
в нефти	0,6
в бензине (фр. н.к. — 180)	0,012
в керосине (120-240)	0,027
в дизельном топливе (240 — 350)	0,32
Класс нефти	2	Подгруппа нефти	—
2. Выход фракций до 350 °С, % масс.	77,6	5. Содержание парафина в нефти, % масс.	11
Тип нефти	1	Вид нефти	3
3. Суммарное содержание базовых масел, % масс.
на нефть	—
на мазут	—
Группа нефти	—	6. Шифр нефти	2.1.-.-.3

2. Характеристика качества конечных продуктов

Бензиновые фракции. Характеристика бензиновой фракции по сравнению с ГОСТированной представлена в таблице 2.1

Таблица 2.1 — Автомобильный бензин

Показатели	Норма по маркам	Фракция 28-180 о С
	А-80	А-92	А-96
Плотность при 20 о С, кг/м3 , не более	755	770	770	732,1	+
Детонационная стойкость (ОЧИ), не менее	80	92	96	40,7	—
Температура начала перегонки, о С не ниже	35	35	35	60	+
10% перегоняется при температуре, о С не выше	70	75	75	89	—
50% перегоняется при температуре, о С не выше	120	120	120	125	—
90% перегоняется при температуре, о С не выше	190	190	190	158	+
Конец кипения бензина, о С не выше	215	215	215	<180	+
Кислотность, мг КОН на 100мл бензина, не более	3	3	3	—	+
Массовая доля серы, % не более	0,05	0,05	0,05	0,012	+

Фракция 28-180 ^о С не соответствует по октановому числу. Фракцию направляем на установку вторичной перегонки бензина для разделения на фракции нк-62 ^о С и 62-180 ^о С. Полученную фракцию нк-62 ^о С отправляем на установку изомеризации для получения высокооктанового изокомпонента товарного бензина. Фракцию 62-180 ^о С направляем на установку каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов моторного бензина.

Дизельные фракции. Характеристика дизельной фракции по сравнению с ГОСТированной представлена в таблице 2.2

Таблица 2.2 — Дизельное топливо

Показатели	Норма по маркам	Фракция 180-350 о C
	ДЭК-Л	ДЭК-З
Цетановое число, не менее	48	45	66,3	+
50% перегоняется при температуре, о С не выше	280	280	272	+
96% перегоняется при температуре, о С не выше	360	340	342	+
Вязкость кинематическая при 20 о С	3,0-6,0	1,8-5,0	4,73	+
Температура застывания, о С, не выше	-10	-35	-4	—
Температура предельной фильтруемости, о С, не выше	-5	-25	2	—
Температура вспышки в закрытом тигле, о С, не ниже	62	40	74	+
Содержание серы, % не более	0,05	0,05	0,32	—
Кислотность, мг КОН/100 см 3 топлива, не более	5,0	5,0	—	+
Плотность при 20 о С г/см3 , не более	860	860	851,3	+

Фракция 180-350 ^о С не соответствует по содержанию серы и низкотемпературным свойствам. Дистиллят направляем на установку гидроочистки для обессеривания. После этого дистиллят направляем на установку карбамидной депарафинизации и затем используем как топливо марки ДЭК-Л или ДЭК-З.

Мазут. Характеристика остатка по сравнению с ГОСТированной представлена в таблице 2.3

Таблица 2.3 — Нефтяное топливо. Мазут (ГОСТ 10585)

Показатели	Норма по маркам	Остаток >350 0 С
	Ф-5	Ф-12	40	100
Условная вязкость, градусы ВУ, не более					2,3	+
При 50 0 С	5	12,0	—	—
При 80 0 С	—	—	8/6	16/10
Содержание серы, % не более					0,94	+
В малосернистом топливе	—	0,6	0,5	0,5
В сернистом топливе	2,0	—	2,0	2,0
В высокосернистом	—	—	3,5/-	3,5/-
Коксуемость % , не более	6,0	6,0	—	—	0,92	+
Температура вспышки, 0 С, не ниже					230	+
Закрытый тигель	80	90	—	—
Открытый тигель	—	—	90	110
Температура застывания, 0 С, не выше	-5	-8	10	25	42	—
Плотность при 20 0 С г/см3 , не более	—	—	—	1,015	0,9355	+

Остаток > 350 ^о С направляем на установку висбрекинга с целью снижения температуры застывания и затем используем как топливо марки М-40 или М-100.

2.1 Выбор и описание технологической схемы установки

В атмосферном блоке технологическая схема выбирается по трем параметрам: содержание серы в нефти (<0,5%; 0,5 — 1%; >1%) — 0,6 %; суммарное содержание газа и бензиновых фракций (28-180°С) в нефти (<10%; >10%) — 47,6 %; производительность установки (<1,5 млн. т/г; >1,5 млн. т/г) — 3 млн. т/г.

Обессоливание и обезвоживание нефти осуществляется несколькими способами. В настоящее время в промышленности наиболее распространен комбинированный электротермохимический способ обессоливания и обезвоживания нефтей. Для достижения глубокого обезвоживания и обессоливания на конечной стадии электротермохимический процесс следует осуществлять в две или три ступени, количество ступеней обессоливания нефти определяется в основном содержанием солей в исходном сырье.

Вся нефть, поступающая с промыслов на газоперерабатывающие заводы, должна соответствовать нормативам, приведенным в таблице 2.4

Таблица 2.4 — Характеристика нефтей, поступающих с промыслов на НПЗ

Примеси	Группа нефти
	I	II	III
Хлориды, мг/л, не более	100	300	1800
Вода, % масс, не более	0,5	1,0	1,0
Механические примеси, % масс, не более	0,05	0,05	0,05

Исходя из этих данных нефть относится к II группе, (обессоливается в одну ступень).

Технологическая схема установки ЭЛОУ-АТ приведена в приложении А.

Сырьевым насосом Н-1 нефть прокачивается через группу рекуперативных теплообменников Т-1, Т-2, где за счет тепла фракций с блока АВТ, нагревается до 110 °С. Перед теплообменниками в поток нефти подаются деэмульгатор, раствор щелочи. Раствор щелочи вводится в поток нефти насосом-дозатором Н-2 в количестве 5 г/т (из расчета обеспечения рН = 7,0).

Подача раствора щелочи NaOH необходима для подавления H ₂ S коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Раствор деэмульгатора, подается насосом-дозатором Н-3 в количестве 5 г/т. Под давлением 1,3 МПа через смесительный клапан нефть входит через маточник в электродегидраторы первой ступени Э-1. Перед смесительным клапаном в поток нефти подается промывная вода. Потока воды в заданном количестве подается насосом Н-4 из емкости-отстойника Е-1.

Спуск воды из электродегидратора Э-1 осуществляется через регулирующий клапан по уровню раздела фаз вода — нефть. После первой ступени нефть направляется также через смесительный клапан в электродегидратор второй ступени Э-2. На вход смесителя этой ступени подается насосом Н-2 свежая пресная вода и рециркулирующая вода. Свежая вода предварительно подогревается до температуры 65-70°С.

Обессоленная и обезвоженная нефть с верха электродегидратора Э-2 прокачивается через теплообменники Т-3 и Т-4 в которых она нагревается за счет тепла готовых нефтепродуктов до 220 °С и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

Назначение этой колонны — извлечь из нефти остатки растворенного в ней газа и легкую бензиновую фракцию с температурой конца кипения 120 °С.

Для повышения четкости выделения этой фракции из нефти в низ отбензинивающей колонны подводится поток тепла «горячей струей» (ГС).

Из сепаратора С-1 этой колонны отбирается углеводородный газ II с давлением, близким к давлению в отбензинивающей колонне. Этот газ используем как топливо в печах этой же установки АВТ. Нестабильный бензин 28-120 ^о C из этого же сепаратора, имеющий температуру 40 °С, насосом частично возвращают в колонну как орошение, а остальную балансовую часть отправляют на дальнейшую переработку.

Отбензиненная нефть снизу колонны К-1 насосом прокачивается через трубчатую атмосферную печь П-1, где нагревается до 350 ^о C. Нагретый до 350 ^о С поток отбензиненной нефти частично возвращается в нижнюю часть отбензинивающей колонны для создания в ней потока паров в отгонной секции, а балансовое количество в парожидком состоянии поступает в секцию питания атмосферой колонны К-2. Эта колонна предназначена для разделения предварительно отбензиненной нефти на несколько светлых (топливных) фракций. Давление в этой колонне поддерживается близким к атмосферному, а тепло подводится только потоком нагретого сырья из-за невозможности повысить температуру внизу колонны без опасности термического разложения остатка. Поэтому для создания потока паров в отгонной части колонны под нижнюю тарелку отгонной части подают перегретый до 400 ^о C водяной пар. Для создания потока орошения во всех укрепляющих секциях избыточное тепло отводят острым орошением наверху колонны и одним промежуточным орошением под тарелкой вывода дизельной фракции.

Сверху атмосферной колонны из сепаратора С-2 отбирают фракцию 120-180 ^о С. Из того же сепаратора отбираются оставшиеся легкие углеводороды С₄ -С₅ в газовой фазе, используемые как газовое топливо в печах. Боковые погоны (фракция 180-250 ^о С и фракция 250-350 ^о С) выводят снизу стриппингов К-3, К-4, прокачивают насосом через теплообменники для нагрева нефти, холодильники водяного охлаждения и направляют в резервуарный парк.

Подачей водяного пара в низ соответствующих стриппингов в них осуществляется отпарка легкокипящих фракций и регулируются точка начала кипения и температуры вспышки этих дистиллятов. Изменение температуры конца кипения дизельного топлива производится за счет изменения количества флегмы, перетекающей из колонны в стриппинг (чем больше это количество, тем выше температура конца кипения).

Мазут снизу атмосферной колонны с температурой 335 °С насосом прокачивается насосом через теплообменник и холодильник и откачивается в парк.

2.2 Оборудование установки ЭЛОУ-АТ

Электродегидраторы

Основными аппаратами ЭЛОУ являются электродегидраторы. Они могут быть различными по устройству (шаровые, вертикальные, цилиндрические), но наиболее эффективной и получившей наибольшее распространение конструкцией стали горизонтальные электродегидраторы ВНИИНефтемаш типа 2ЭГ 160. Преимущества их по сравнению с использовавшимися ранее шаровыми и вертикальными электродегидраторами следующие:

• высокая удельная производительность;
• более благоприятные условия осаждения (конструктивные особенности электродегидратора способствуют снижению линейной скорости вертикального движения нефти, за счет этого водяным каплям легче осаждаться);
• меньшая стоимость за счет сравнительно небольшого диаметра электродегидраторов, способных работать при повышенных давлениях и температурах;
• меньшее количество электрооборудования и более простая электрическая схема.

Разрушение эмульсии и отделение воды от нефти в электрическом поле высокого напряжения ведется последовательно в двух электродегидраторах.

Исходя из характеристик сырой нефти определяется рабочая температура обессоливания и обезвоживания. Обычно температуру процесса повышают для наиболее интенсивного разрушения эмульсии «вода — нефть», т.к. стабильность пленки, защищающей каплю, снижается. Также с увеличением температуры снижается и расход деэмульгатора.

Обессоливание и обезвоживание в электродегидраторе проводится только в жидкой фазе, выбранные параметры работы электродегидратора должны предотвратить образование газовой фазы, для чего давление в электродегидраторах должно быть выше упругости паров в сырой нефти при рабочей температуре процесса.

Разделение водного слоя и нефти осуществляется в поле высокого напряжения, создаваемого в электродегидраторе специальными устройствами. В этом поле происходит разрушение эмульсии, и вода, за счет разности удельных весов, собирается внизу аппарата и через соответствующий коллектор уходит с низа электродегидратора. Очищенная от воды и солей нефть также через коллектор сбора выходит сверху электродегидратора в дальнейшую технологическую схему.

В корпусе расположены распределитель сырья, представляющий собой центральный коллектор с вертикальными отводами, снабженными на концах распределительными головками, которые расположены в зоне с высокой напряженностью электрического поля между нижним и средним электродами; и горизонтальными отводами, имеющих перфорацию.

Также корпус аппарата включает три плоских горизонтальных электрода, сборник обессоленной нефти, расположенный вверху и состоящий из коллектора и перфорированных отводов.

Дренажный коллектор для ввода соленой воды снизу, используют также периодически для промывки аппарата. Для этого в него подают под давлением воду, которая смывает грязь и выводится через штуцеры откачки воды.

Нижний и верхний электроды подвешены на общих изоляторах типа ПФ6-В и питаются от двух общих трансформаторов. Средний электрод имеет свою систему поддерживающих изоляторов типа ПФ6-В и трансформаторов. Изоляторы изготовлены из фторопласта-4 или фарфора.

На электродегидраторах устанавливают трансформаторы типа ТМД-160/20 номинальной мощностью 160 кВт или ОМ-66/35 с номинальным напряжением 0,38/11-16,5-22 кВ и мощностью 40-50кВт, повышающие напряжение первичной трехфазной цепи 380 В до 20 кВ на двухфазной вторичной цепи. Проходные изоляторы типа 2ИПФР используются для подачи напряжения к электродам.

Электрическая проводимость сырой нефти при 100°С приблизительно рав-на 3,8-10 ⁸ Ом/см³ . Расход электроэнергии на таких установках составляет примерно 5,0 кВ на 1000м³ перерабатываемой нефти. На промышленных установках напряженность электрического поля составляет 800 — 2000 В/см² .

Ректификационные колонны

Ректификационные колонны являются одним из основных технологических аппаратов определяющих показатели работы АВТ установок — отбор и качество конечных продуктов. Это цилиндрические колонные аппараты диаметром от 3 до 6 м (атмосферные колонны), 6-9 м (вакуумные) внутри которых с шагом 0,6-08 м установлены контактные устройства (тарелки).

Наиболее распространены тарелки клапанные из S — образных элементов и ситчатые с отбойниками. Гидравлическое сопротивление их соответственно составляет 600-800 Па, 150-200 Па.

Общее число тарелок в колоннах составляет от 20 (отбензинивающие и вакуумные колонны) до 50 (атмосферные колонны).

Между отборами боковых дистиллятов обычно 8 — 10 тарелок.

Подвод тепла в колонны осуществляется главным образом через питательную секцию с потоком парожидкостного сырья. Узел ввода этого сырья оборудуется системой сепарации паров от жидкости и каплеуловителями в потоке паров.

Дополнительный подвод тепла может быть осуществлен внизу колонны, но в тех случаях если температура в этой части колонны не превысит температуру термического разложения остатка (350-380 °С).

Это обычно отбензинивающие колонны, где подвод тепла реализуется горячей струёй отбензиненой нефти, и колонны стабилизации и вторичной перегонки бензина. В этих колоннах осуществляется ребойлерный подвод тепла: часть остатка (бензин) направляется в кипятильник — испаритель, где нагревается более горячим теплоносителем и возвращается вниз колонны с более высоким теплосодержанием.

Поскольку процесс ректификации термодинамический, реализуемый только при наличии разности температур между паром и жидкостью на каждой тарелке, то такая разность может быть создана только непрерывным отводом тепла из колонны в одной или нескольких точках по ее высоте. В простейшем случае, когда сырье в колонне разделяется на ректификат и остаток (отбензиниващие колонны и колонны стабилизации) тепло отводится только на верху колонны орошением. Для этого, часть сконденсированных паров ректификата возвращают в колонну в виде холодного (25 ^о C) орошения, где оно испаряясь отводит тепло, а сконденсированная ими часть паров в виде острого орошения стекает по тарелкам вниз. Кратностью такого орошения поддерживают температуру наверху колонны и конец кипения ректификата. В сложной колонне кроме верхнего орошения, тепло отводят в одной — двух точках по высоте колонны промежуточными циркуляционными орошениями (обычно под тарелками вывода 1-го и 2-го боковых дистиллятов).

Для этого жидкость с тарелки забирается насосом, прокачивается через холодильник и с температурой на 80-100°С ниже возвращается в колонну на одну — две тарелки выше. Это позволяет конденсировать часть паров в колонне и создавать за счет этого поток промежуточного орошения тарелок. В вакуумных колоннах, кроме отвода тепла верхним и промежуточными циркуляционными орошениями, имеется еще конденсационно-вакуумсоздающая система, предназначенная для поддержания в колонне пониженного давления. Температура наверху вакуумной колонны поддерживается такой чтобы при установленном наверху давлении не конденсировался водяной пар, подаваемый вниз колонны (обычно это 70-80°C).

Смесь водяного пара, паров легкой бензиново — газойлевой фракции и НУГ направляется сверху колонны в конденсатор, где кроме НУГ большая часть паров конденсируется, а оставшиеся неконденсированными пары, отсасываются вакуумсоздающим насосом — эжектором.

Трубчатые печи

Трубчатые печи на установках служат для нагрева нефти (отбензиненной нефти), мазута и бензина, они обеспечивают основной поток тепла, вносимого в ректификационные колонны, и соответственно энергетический потенциал их разделительной способности.

На ранней стадии становления нефтепереработки (в 1920-40-е годы) применяли трубчатые печи коробчатого типа (одно- и двухкамерные) с центральным расположением конвекционной камеры и горизонтальным расположением радиантных и конвекционных труб. Печи шатрового типа были металлоемкими, имели большие габариты при относительно невысокой тепловой мощности, и поэтому, когда началось внедрение АВТ установок мощностью 3-6 млн. т/г., они уступили место новому поколению трубчатых печей — узкокамерным форсированным печам.

Теплообменные

Подогрев сырья на установке ЭЛОУ осуществляется теплом фракций, отходящих с установки АВТ _, осуществляется в теплообменных аппаратах, в качест-ве которых выбраны кожухотрубчатые теплообменники с плавающей головкой типа ТП (ГОСТ 14246).

Они являются наиболее распространенными и часто используемыми.

Кожухотрубчатые теплообменники с плавающей головкой сочетают в себе преимущество теплообменных аппаратов с неподвижными трубными решетками (прямые трубки, удобные для очистки; свободное расширение трубного пучка, не связанного жестко с кожухом).

Для того чтобы повысить коэффициент теплоотдачи в межтрубном пространстве за счет поперечного омывания труб в пучке, установлены перегородки.

Кожухотрубчатые теплообменники с плавающей головкой позволяют компенсировать разные температурные удлинения кожуха и трубного пучка, воз- никающие за счет значительных разниц температур горячего и холодного теплоносителей, а также в них можно чистить от загрязнений как внутреннюю поверхность трубок, так и межтрубное пространство. Обычно более загрязненный теплоноситель в этих аппаратах подают в трубное пространство, т. к. внутреннюю поверхность трубок сравнительно легко очищать от загрязнений.

Емкости-отстойники

На установке по обессоливанию и обезвоживанию по условиям технологического процесса требуется разделение солевых стоков электрдегидратора. Процесс осуществляется в сепараторах-отстойниках.

Сепараторы-отстойники бывают различных типов: пар-жидкость, жидкость-жидкость, газ-жидкость-жидкость. В зависимости от назначения применяют как вертикальные, так и горизонтальные отстойники, при этом упор в последние годы делают на горизонтальные отстойники из-за большей площади отстоя, большего объема и возможности монтажа на обслуживающих площадках и постаментах.

В качестве емкостей-отстойников на установке по обессоливанию и обезвоживанию используют двухфазные горизонтальные сепараторы «жидкостъ — жидкостъ».

Насосы

В качестве насосов используют центробежные насосы, в которых напор перекачиваемой жидкости создается вращающемся рабочим колесом, имеющим лопатки специального профиля. Привод центробежных насосов осуществляется от электродвигателей. Количество подаваемой жидкости изменяют перекрытием сечения трубопровода на выкиде насоса (задвижкой в ручную или регулирующим клапаном системы автоматического регулирования).

Обслуживание центробежных насосов состоит в систематическом контроле за давлением на напорной линии, подачей воды на охлаждение подшипников, отсутствием течей и вибраций.

2.3 Материальный баланс установки

Таблица 2.5 — Поступенчатый материальный баланс

Ступень перегонки	Взято	Получено	Расход
	Наименование потоков	Наименование потоков	кг/час	% масс
ЭЛОУ	Нефть		375000	100,4
		Обессоленная и обезвоженная нефть	373500	100
		Солестоки	1500	0,4
Отбензинивающая колонна	Обессоленная и обезвоженная нефть		373500	100,4
		Углеводородный газ	2615	0,70
		Фракция 28-120 о С	84710	22,68
		Отбензиненная нефть	286176	76,62
Атмосферная колонна	Отбензиненная нефть		286176	76,62
		Фракция 120-180 о С	81274	21,76
		Фракция 180-250 о С	78622	21,05
		Фракция 250-350 о С	77464	20,74
		Фракция >350 о С	48816	13,07

Таблица 2.6 — Общий материальный баланс по конечным продуктам дистилляции нефти

Компоненты	% масс.от нефти	кг/час	т/сут	т/год
Взято
Нефть	100,00	373500	9000	3000000
итого:	100,00	373500	9000	3000000
Получено
Углеводородный газ	0,70	2615	63	20916
Бензиновая фракция 28-180 о С	44,44	165983	3984	1327867
Дизельная фракция 180-350 о С	41,79	156086	3746	1248685
Мазут >350 о С	13,07	48816	1172	390532
Солестоки	0,4	1500	36	12000
итого:	100,00	373500	9000	3000000

2.4 Расчет отбензинивающей колонны

Принимаем клапанные тарелки:

В укрепляющей части = 18 шт.

В отгонной секции = 6 шт.

Принимаем абсолютное давление (Р _с ) в емкости-сепараторе

Средний перепад давления от колонны до сепаратора

Средний перепад давления на одной тарелке

Определяем давление по высоте колонны:

Наверху

В зоне ввода сырья

Внизу колонны

Определяем температурный режим работы. Принимаем температуру нефти на входе в колонну = 200 ^о C и затем определяем температуру низа

где — тепловой поток горячей струи,

• тепловой поток нефти на входе в колонну.

Принимаем .

Находим долю отгона нефти на входе в колонну по методу Обрядчикова-Смидович. Для этого строим ИТК и ОИ нефти. е = 0,46.

Определяем тепловой поток нефти в колонне

где ,

и — энтальпии паровой и жидкой фаз нефти.

Определяем энтальпию жидкой фазы по формуле Крэга:

Определяем энтальпию паровой фазы по формуле Воинова

Для дальнейшего расчета теплового баланса колонны необходимо найти составы бензина и отбензиненного нефти. Для этого стоим ИТК бензина и отбензиненной нефти.

Определяем тепловой поток отбензиненной нефти при температуре низа колонны

Находим температуру на верху колонны по методу Обрядчикова-Смидович. Решением будет температура точки конца ОИ. Т = 110 ^о C.

Определяем тепловой поток фракции при температуре верха колонны

По номограмме [5] находим энтальпию газовой смеси при температуре верха = 587 кДж/кг.

Принимаем кратность орошения равным двум. Количество острого орошения

Находим количества тепла, отводимого на орошение

Находим количество подаваемой горячей струи.

Температура ввода горячей струи 330 ^о С.

Находим долю отгона нефти на входе в колонну по методу Обрядчикова-Смидович. е = 0,87

Количество подаваемой горячей струи

Рассчитываем диаметр колонны.

Для определения диаметра колонны определяем количество паров в наиболее нагруженном сечении (под верхней тарелкой укрепляющей части)

где = 94 г/моль — молекулярная масса бензиновой фракции,

= 53 г/моль — молекулярная масса газа.

Находим допустимую скорость паров в рассчитываемом сечении колонны

где m ₁ и C_мах коэффициенты, выбираемые в зависимости от расстояния между тарелками, типа тарелок и технологических условий работы.

m ₁ = 1,15 для клапанных тарелок и C_мах = 760 для отбензинивающих колонн с расстоянием между тарелками 600 мм.

с _ж , с_п — плотности жидкости и паров при температуре и давлении в рассматриваемом сечении.

Плотность бензина при данной температуре

Рассчитываем диаметр колонны.

<…/>