«ЛЕКЦИИ ПО ТЕХНОЛОГИИ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ В МОТОРНЫЕ ТОПЛИВА Допущено учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации в качестве учебного пособия для подготовки специалистов по специальностям 130606 ...»

газ обладает высокими антидетонационными св-вами (ОЧИМ ок. 110), что позволяет существенно повысить степ. сжатия двигателя и тем самым его литровую мощн., снизить удельный расход топлива.

При работе двигателя на СПГ межремонтный пробег в 2 раза выше, чем на бензине, и существенно меньше расход масла. Недостатком СПГ явл. необходимость использования спец. толстостенных баллонов. Сжиженные нефт. газы (СНГ), содерж.

преим. пропан и бутан, в кач-ве автомобильных топлив имеют ряд преим. перед сжатыми газами и поэтому в наст. время находят более широкое применение. СНГ — кач-венное углев-дное топливо с высокими антидетонационными св-вами (ОЧИМ ок.

110), широкими пределами воспламенения, хорошо перемешивается с воздухом и практ. полностью сгорает в цилиндрах.

В рез-те автомобиль на СНГ имеет в 4–5 раз меньшую токсичность по ср. с бензиновым. При работе на СНГ полностью исключается конденсация паров топлива в цилиндрах двигателя, в рез-те не происходит сжижения картерной смазки. Образование нагара крайне незначительно. К недостаткам СНГ следует отнести их высокую летучесть и большую взрывоопасность.

В связи с удорожанием нефти и ограничением применения ТЭС в последние годы во мн. странах мира наметилась тенденция к возрастающему использованию кислородсодерж. соед. в товарных ВО АБ. Среди них достаточно широкое применение находят метиловый (МС), этиловый (ЭС) и трет-бутиловый (ТБС) спирты и, особенно, метилтретбутиловый эфир (МТБЭ), обладающие (табл. 3.8) высокими ОЧ, низкими t кипения, что позволяет повысить ОЧ головных фр-й и тем самым улучшить коэф. распределения ДС, а также достаточно высокой теплотой сгорания.

Таблица 3.8 — Характеристики кислородсодержащих Теплота сгорания, Мдж/кг 19,95 27,72 32,77 35,16 42, Из спиртов наиб. широкими сырьевыми ресурсами обладает метанол. Его можно производить из газа, угля, древесины, биомассы и разл. рода отходов. Безводный метанол хорошо смешивается с бензином в любых соотношениях, однако малейшее попадание воды вызывает расслаивание сме си.

У метанола ниже теплота сгорания, чем у бензина, он более токсичен. Тем не менее метанол рассматривают как топливо будущего. Ведутся также иссл. по непрямому использованию метанола в кач-ве МТ. Так, разработаны процессы получения бензина из метанола на цеолитах типа ZSM.

Этанол в кач-ве добавки к АБ представляет больший интерес, чем метанол, т. к. лучше растворяется в углев-дах и менее токсичен и гигроскопичен. Широко известно применение газохола (смеси бензина с 10–20 % этанола) в США и Бразилии, располагающей большими ресурсами спирта, вырабатываемого из сахарного тростника.

Среди кислородсодерж. ВО компонентов наиб. перспективными и ныне широко применяемыми оксигенатами в составе зарубежных АБ явл. эфиры. Обладая высокими ОЧ, они хорошо смешиваются с бензинами, практ. не вызывают коррозии и не требуют переделок в системах питания автомобилей. Они имеют меньшую плотн., соизмеримую с углев-дами теплоту испарения, преим. повышают ДС головных фр-й АБ.

Среди эфиров по ресурсам произв-ва наиб. перспективным явл. МТБЭ. На основании положительных гос. испытаний в России разрешено произ-во и применение АБ с содерж-ем МТБЭ до 11 % мас. Установки по произ-ву МТБЭ построены на ряде НПЗ в составе комб. установок Г-43-107 на базе газов КК.

При добавлении МТБЭ в бензины снижается содерж-е оксида углерода, углев-дов и полициклических ароматических соед.

в выхлопных газах автомобилей. Нек-рым недостатком МТБЭ явл. повышенное давл. насыщенных паров, что иногда препятствует его применению в летний период в связи с требованиями по испаряемости (табл. 3.9).

Таблица 3.9 — Характеристика простых эфиров С5–С8, По антидетонационным св-вам МТБЭ уступает этилтрет-бутиловому эфиру (ЭТБЭ), а по экологическому воздействию — ЭТБЭ и трет-амилметиловому эфиру (ТАМЭ).

Проблема произв-ва ЭТБЭ связана с ресурсами этанола, который дороже метанола.

ТАМЭ можно получать на базе продуктов КК по технологии синтеза МТБЭ. Во фр-и С5 содержится ок. 20–30 % изоамиленов. Введение ТАМЭ в бензин способствует улучшению показателей испаряемости товарных АБ.

ДМЭ рассматривается в последние годы как экологически чистое весьма перспективное газобаллонное ДТ.

Его осн. физ.-хим. св-ва:

В наст. время организовано пром. произ-во ДМЭ, используемого в кач-ве наполнителя при получении аэрозолей вместо фреонов. В Дании провели длительные полевые испытания автобусов с его использованием в кач-ве ДТ. Гл. достоинствами ДМЭ явл. высокое ЦЧ, топливная экономичность, низкая t кипения, обеспечивающие чистый выхлоп, легк. «холодный»

запуск и длительный межремонтный пробег дизеля. Пром. произ-во ДМЭ основано на осуществлении катал. р-ции дегидратации метанола, получаемого, как известно, из синтез-газа (СО + СО2 + Н2) — продуктов парокислородной газификации прир. газа, твердых топлив или ТНО.

Растительные масла рассматриваются в кач-ве перспективного ДТ. Их получают из масличных культур, напр.

рапса, из семян к-рого можно извлечь до 40 % масла. Обычно эти масла перерабатывают, преим. алкилируют, получая метиловые эфиры. Наиб. распространенным топливом этого типа явл. рапсметиловый эфир (РМЭ), к-рый используется в Швеции, Германии, Франции и нек-рых др. странах. Стоимость РМЭ в наст. время в 2 раза выше, чем нефт. ДТ. Они характ-ся повышенным ЦЧ — от 50 до 60, а у метилированного пальмового масла — до 70 и в этой связи могут использоваться и как высокоцетановый компонент ДТ.

';

Водород как перспективное топливо. В последние годы во мн. развитых странах мира (США, Германия, Япония, Канада и Россия) начаты интенсивные широкомасштабные иссл. по разработке абс. экологичных двигателей, работающих на в-де. Осн. элемент в-дных моторов — электрохим. генератор (ЭХГ). В такой генератор поступает в-д, а на выходе получается не мех., а электрическая энергия, и в кач-ве «выхлопа» — чистая вода. Самое дорогое устр-во в ЭХГ — ионообменные мембраны, в к-рых осуществляются хим. р-ции, подобные происходящим в к-тных аккумуляторах.

Переход на в-дное топливо (а также в целом на в-дную энергетику) неизбежен в ист. плане по мн. причинам, пр. вс.

из-за ограниченности невозобновляемых энергоресурсов и, самое главное — глобальной экологической и демографической опасности традиционных транспортных средств, потребляющих нефтегазовые топлива.

Т. о., автомобиль с в-дным двигателем в перспективе может стать абс. экологичным электромобилем, таким же как интенсивно разрабатываемый в наст. время электромобиль с аккумулятором.

Теоретические основы и технология процессов первичной переработки нефти Лекция 9. Подготовка нефти к переработке Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, мех. примеси и пластовую воду, в к-рой растворены разл. соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже — карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период экспл. м-ния добывается безводная или малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает 90…98 %. Очевидно, что такую «грязную» и сырую нефть, содерж. к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и неорганические (H2S, CO2) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной ее промысловой подготовки.

Нефть подготавливается к перераб. в 2 этапа — на нефтепромысле и на НПЗ с целью отделения от нее попутного газа, мехпримесей, воды и минеральных солей.

Обессоливание нефтей на НПЗ. В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием технол. установок и широким применением КП требования к содерж-ю хлоридов металлов в нефтях, поступающих на перераб., неуклонно повышаются. При снижении содерж-я хлоридов до 5 мг/л из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний, натрий и соед. мышьяка, а содерж-е ванадия снижается более чем в 2 раза, что исключительно важно с т. зр. кач-ва реактивных и газотурбинных топлив, нефт. коксов и др. нефтепр-тов. На совр. отеч. НПЗ считается вполне достаточным обессоливание нефтей до содерж-я хлоридов 3...5 мг/л и воды до 0,1 % мас.

Чистая нефть, не содерж. неуглев-дных примесей, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система нефть–вода образует трудноразделимую нефт. эмульсию.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало- или нерастворимых жидкостей, в к-рых одна диспергирована в др. в виде мельчайших капель (глобул).

Жидкость, в к-рой распределены глобулы, явл. дисперсионной средой, а диспергированная жид-сть — дисперсной фазой.

Различают два типа нефт. эмульсий: нефть в воде (Н/В) — гидрофильная и вода в нефти (В/Н) — гидрофобная. В первом случае нефт. капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперсную фазу в нефт. среде.

Обр-е эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, пр. вс. поверхностным натяжением. ПАВ обладают способностью понижать поверхностное натяжение. Это св-во обусловлено тем, что добавленное ПАВ избирательно растворяется в одной из фаз дисперсной системы, концентрируется и образует адсорбц. слой — пленку ПАВ на границе раздела фаз. Снижение поверхностного натяжения способствует увеличению дисперсности дисперсной фазы, а обр-е адсорбц. слоя — своеобразного панциря на поверхности глобул — препятствует их коалесценции при отстаивании.

Вещества, способствующие обр-ю и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхностную адсорбц. пленку стойких эмульсий, — деэ-рами.

Эмульгаторами обычно явл. полярные в-ва нефти, такие как смолы, асфальтены, асфальтогеновые к-ты и их ангидриды, соли нафтеновых к-т, а также разл. органические примеси. Установлено, что в обр-и стойких эмульсий принимают участие также разл. твердые углев-ды — парафины и церезины нефтей. Тип образующейся эмульсии в знач.

степ. зависит от св-в эмульгатора: эмульгаторы, обладающие гидрофобными св-вами, образуют эмульсию типа В/Н, т. е.

гидрофобную, а эмульгаторы гидрофильные — гидрофильную эмульсию типа Н/В. В промысловой практике чаще всего образуется гидрофобная эмульсия, т. к. эмульгаторами в этом случае явл. р-римые в нефти смолисто-асфальтеновые вещества, соли органических к-т, а также тонкоизмельченные частицы глины, окислов металлов и др. Эти в-ва, адсорбируясь на поверхности раздела нефть–вода, попадают в поверхностный слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды. Наоборот, хорошо р-римые в воде и хуже в углев-дах гидрофильные эмульгаторы типа щелочных металлов нефт. к-т (продукт р-ции при щелочной очистке) адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают капельки нефти и т. о. способствуют обр-ю гидрофильной нефт. эмульсии.

Разрушение нефт. эмульсий применением деэ-ров, представляющих собой синтет. ПАВ, обладающих по ср. с содержащимися в нефтях прир. эмульгаторами более высокой поверхностной активностью, может быть рез-том:

1) адсорбц. вытеснения с поверхности глобул воды эмульгатора, стабилизирующего эмульсию;

2) обр-я нестабильных эмульсий противоположного типа;

3) хим. растворения адсорбц. пленки.

В рез-те на поверхности глобул воды образуется гидрофильный адсорбц. слой со слабой структурно-мех. прочностью, т. е. происходит дестабилизация водонефт. эмульсии.

Образовавшиеся из стойких нестойкие эмульсии затем легко коалесцируют в крупные глобулы воды и осаждаются из дисперсионной среды (нефти). Именно стадия дестабилизации явл. лимит. суммарный процесс обезвоживания и обессоливания нефти.

Hа установках обезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ) широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые деэ-ры. Последние более предпочтительны, поскольку:

— они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью, в меньшей степ. вымываются водой и не загрязняют сточные воды;

— их расход практ. не зависит от обводненности нефти;

— оставаясь в нефти, предупреждают обр-е стойких эмульсий и их «старение»;

— обладают ингибирующими коррозию металлов св-вами;

— явл. легкоподвижными жид-стями с низкой tзаст и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки.

В кач-ве растворителей нефтерастворимого деэ-ра применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропиловый и др.), арены и их смеси в разл. соотношениях.

Водорастворимые деэ-ры применяют в виде 1–2 %-х водных р-ров. Они частично вымываются дренажной водой, что увеличивает их расход на обессоливание.

К совр. деэ-рам предъявл. след. осн. требования:

— они должны обладать max высокой деэмульгирующей активностью, быть биологически легко разлагаемы (если водорастворимые), нетоксичными, дешевыми, доступными;

— не должны обладать бактерицидной активностью (от к-рой зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и корродировать металлы.

Этим требованиям более полно удовлетворяют и потому чаще всего применяются неионогенные деэ-ры. Они почти полностью вытеснили ранее широко применявшиеся ионоактивные (в осн. анионоактивные) деэ-ры, такие как отеч. НЧК.

Их расход на установках обессоливания нефти составлял десятки кг/т. К тому же они биологически не разлагаются, и применение их приводило к знач. загрязнениям водоемов.

Неионогенные ПАВ в водных р-рах не распадаются на ионы.

Их получают присоединением окиси алкилена (этилена или пропилена) к органическим соед. с подвижным атомом в-да, т. е. содерж. разл. функциональные группы, такие как карбоксильная, гидроксильная, аминная, амидная и др. В кач-ве таковых соед. наиб. применение нашли органические к-ты, спирты, фенолы, сложные эфиры, aмины и амиды к-т.

В нашей стране широкое применение получили след.

неионогенные деэ-ры:

— ОЖК — оксиэтилированные жирные к-ты;

— ОП-10 — окиэтилированные алкифенолы;

— блоксополимеры полиоксиалкиленов след. типов: и 305 — на основе пропиленгликоля; 157, 385 — на основе этилендиамина (дипроксамин 157); 116 и 226 — на основе синтет. жирных к-т и 145 и 295 — на основе двухатомных фенолов.

Блоксополимеры оксиалкиленов явл. более эффективными и универсальными деэ-рами, характ-ся малым расходом (10–30 г/т) в процессах обезвоживания и обессоливания.

У нас и за рубежом синтезировано большое число высокоэффективных деэ-ров. Из деэ-ров ФРГ, применяемых в нашей стране, высокой деэмульгирующей активностью обладают диссольваны 4400, 4411, 4422 и 4433, представляющие собой 65%-е р-ры ПАВ в воде или метиловом спирте с молекулярной массой 2500…3000, к-рые синтезированы на основе алкиленгликолей, а также сепарол, бескол, прохалит и др. Характерно, что деэ-ры американских и английских фирм «Петролит», «Третолит» и др. в бол-ве случаев плохо растворимы в воде, по эффективности близки к диссольвану и применяются в виде р-ров в ароматических углев-дах, выкипающих в пределах 160…240 °С. Высокой деэмульгирующей активностью обладают деэ-ры Голландии, Франции, Италии, Японии и др.

Пром. процесс обезвоживания и обессоливания нефтей, к-рый основан на применении методов не только хим., но и электрической, тепловой и мех. обработок нефт. эмульсий, направленных на разрушение сольватной оболочки и снижение структурно-мех. прочности эмульсий, создание более благоприятных условий для коалесценции и укрупнения капель и ускорения процессов осаждения крупных глобул воды, осуществляется на установках ЭЛОУ.

Электрообработка эмульсий заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преим. переменное пром. частоты и высокого напряжения (15…44 кВ). В рез-те индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и при частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения глобул с обр-ем отдельной фазы. По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличиваются и коалесценция замедляется.

Поэтому конечное содерж-е воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется от следов до 0,1 %. Коалесценцию оставшихся капель воды можно усилить повышением напряженности электрического поля до определенного предела. При дальнейшем повышении напряженности поля ускоряются нежелательные процессы электрического диспергирования капель и коалесценция снова замедляется. Поэтому применительно к конкретному типу эмульсий целесообразно подбирать оптимальные размеры электродов и расстояния между ними. Кол-во оставшихся в нефтях солей зависит как от содерж-я остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального кол-ва промывной (пресной) воды. При чрезмерном увеличении кол-ва промывной воды растут затраты на обессоливание нефти и кол-во образующихся стоков. В этой связи, с целью экономии пресной воды, на ЭЛОУ мн. НПЗ успешно применяют двухступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды.

Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти t (60…150 °С) в зависимости от ее плотн., вязкостно-температурной характеристики, типa эмульсии и давл. в ЭДГ или отстойнике термохим.

обезвоживания. Повышение t до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в резте повышения растворимости прир. эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в рез-те снижения вязкости и плотн. нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэ-ра.

Обычно как оптимальную в дегидраторах подбирают такую t, при к-рой вязкость нефти составляет 2…4 сСт. Мн.

нефти достаточно хорошо обессоливаются при 70…90 °С.

При повышении t нагрева нефти приходится одновр. повышать и давл., чтобы поддерживать жидкофазное состояние системы и уменьшить потери нефти и пожароопасность. Однако повышение давл. вызывает необходимость увеличения толщины стенок аппаратов. Совр. модели ЭДГ рассчитаны на давл. до 1,8 МПа.

На технико-экон. показатели ЭЛОУ влияют также интенсивность и продолжительность перемешивания эмульсионной нефти с р-ром деэ-ров. Так, для деэ-ров с малой поверхностной активностью, особенно когда они плохо растворимы в нефти, требуется более интенсивное и продолжительное перемешивание, но не настолько, чтобы образовалась высокодисперсная система, к-рая плохо осаждается. Обычно перемешивание нефти с деэ-ром осуществляют в сырьевом центробежном насосе. Однако лучше иметь такие спец. смесительные устр-ва, как диафрагмы, клапаны, вращающиеся роторы и т. д. Целесообразно также иметь на ЭЛОУ дозировочные насосы малой производительности.

Осн. аппаратом ЭЛОУ явл. ЭДГ, где, кроме электрообработки нефт. эмульсии, осуществляется и отстой (осаждение) деэмульгированной нефти, т. е. он явл. одновр. отстойником.

Среди применяемых в промысловых и заводских ЭЛОУ разл.

конструкций (вертикальных, шаровых и горизонтальных) более эффективными оказались горизонтальные ЭДГ. По ср.

с использовавшимися ранее вертикальными и шаровыми горизонтальные ЭДГ обладают след. достоинствами:

— более благоприятными условиями для осаждения капель воды, к-рые можно оценить удельной площадью горизонтального сечения (зеркала отстоя) и линейной скоростью — примерно в 3 раза большей удельной произв-тью при прибл. в 1,5 раза меньшей удельной массе и стоимости — простотой конструкции, меньшим кол-вом электрооборуд. при большей площади электродов, удобством монтажа, обслуживания и ремонта;

— способностью работать при повышенных давл. и t.

ЭДГ представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри к-рого посередине горизонтально параллельно друг другу на расстоянии 25…40 см установлены 3 пары электродов, между к-рыми поддерживается напряжение 32…33 кВ. Ввод сырья в ЭДГ и вывод из него осуществляются через расположенные в нижней и верхней частях аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники), обеспечивающие равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части ЭДГ между распределителем и электродами поддерживается определенный уровень воды, содерж. деэ-р, где происходит термохим. обработка эмульсии и отделение наиб. крупных капель воды.

В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефт. эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами — воздействию электрического поля высокого напряжения.

Технико-экон. показатели ЭЛОУ знач. улучшаются при применении более высокопроизводительных ЭДГ за счет уменьшения кол-ва теплообменников, сырьевых насосов, резервуаров, приборов КИПиА и т. д. (эконом. эффект от укрупнения) и при комбинировании с установками прямой перегонки нефти за счет снижения кап. и энергозатрат, увеличения произв-ти труда и т. д. (эффект от комбинирования).

Так, ЭЛОУ с горизонтальными ЭДГ типа 2ЭГ-160, комб.

с установкой первичной перегонки нефти (АВТ), по ср. с отдельно стоящей ЭЛОУ с шаровыми, при одинаковой произвсти (6 млн т/г) имеет примерно в 1,5 раза меньшие кап. затраты, экспл. расходы и себестоимость обессоливания.

В последние годы за рубежом и в нашей стране новые АВТ или комб. установки (типа ЛК-6у) строятся только с встроенными горизонтальными ЭДГ высокой единичной мощн. В наст. время разработан и внедряется горизонтальный ЭДГ объемом 200 м3 типа 2ЭГ-200 произв-тью 560 м3/ч (D = 3,4 м и L = 23,5 м) и разрабатывается перспективная его модель с объемом 450 м3 с улучшенной конструкцией электродов.

Принципиальная технол. схема установки (секции) электрообессоливания нефти приведена на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Принципиальная схема ЭЛОУ (секции):

I — сырая нефть; II — деэ-р; III — содо-щелочной раствор; IV — свежая вода;

V — обессоленная нефть; VI — вода из ЭДГ 2-й ступени (ЭГ-2); VII — соленая Смесь сырой нефти, деэ-ра и содово-щелочного р-ра (последний вводится для подавл. серов-дной коррозии) нагревается в ТО (в отдельно стоящем ЭЛОУ дополнительно в пароподогревателе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из ЭДГ второй ступени и подается в два последовательно работающих ЭДГ ЭГ-1 и ЭГ-2. На входе в ЭГ-2 в поток частично обессоленной нефти подается свежая вода (речная, оборотная или паровой конд-т) в кол-ве 5…10 % мас. на нефть.

После охлаждения в ТО обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготовленной нефти, а на секции ЭЛОУ комб. установок она без охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти.

Лекция 10. Теоретические основы процессов перегонки С осн. закономерностями процессов физ. перераб. нефти и газов, в частности перегонки и рект-ии, а также конструкцией и принципами работы их аппаратов студенты ознакомились в курсе «Процессы и аппараты нефтепереработки».

В этой связи ниже будут изложены лишь обобщающие сведения по теор. основам процессов, получивших в нефтеперераб. наименование первичной (прямой) перегонки (перераб.), подразумевая, что продукты этих головных на НПЗ процессов будут подвергаться далее вторичной (физ.

или хим.) перераб. с получением товарных нефтепр-тов или их компонентов.

Общие сведения о перегонке и ректификации Перегонка (фракционирование) — это процесс физ. разделения нефти и газов на фр-и (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или t) кипения.

Перегонка с ректификацией — наиб. распространенный в хим. и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — РК — путем многократного противоточного контактирования паров и жид-сти. Контактирование потоков пара и жид-ти может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых РК). При взаимодействии встречных потоков пара и жид-сти на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В рез-те каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жид-сть — высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой эффективности КУ пар и жид-сть, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия, т. е. t потоков станут одинаковыми и при этом их составы будут связаны ур-ниями равновесия. Такой контакт жид-сти и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теор. тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давл., соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефт. смесей.

Место ввода в РК нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для рект-и парового потока и называется концентрационной (укрепляющей), а др. — нижняя часть, в к-рой осуществляется рект-я жидкого потока, — отгонной, или исчерпывающей, секцией.

Различают простые и сложные колонны.

Простые РК обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: рект-т (дистиллят), выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток — нижний жидкий продукт рект-и.

Сложные РК разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором доп.

фр-й непосредственно из колонны в виде боковых погонов и колонны, у к-рых доп. продукты отбирают из спец. отпарных колонн, именуемых стриппингами. Последний тип колонн нашел широкое применение на установках первичной перегонки нефти.

Четкость погоноразделения — осн. показатель эффективности работы РК — характеризует их разделительную способность. Она может быть выражена в случае бинарных смесей концентрацией целевого компонента в продукте.

Применительно к рект-и нефт. смесей она обычно характ-ся групповой чистотой отбираемых фр-й, т. е. долей компонентов, выкипающих по кривой ИТК до заданной температурной границы деления смеси в отобранных фр-ях (дистиллятах или остатке), а также отбором фр-й от потенциала. Как косвенный показатель четкости (чистоты) разделения на практике часто используют такую характеристику, как налегание t кипения соседних фр-й в продукте. В пром. практике обычно не предъявляют сверхвысоких требований по отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхузких фр-й потребуются соотв. сверхбольшие кап. и экспл. затраты.

В нефтеперераб., напр., в кач-ве критерия достаточно высокой разделительной способности колонн перегонки нефти на топливные фр-и считается налегание t кипения соседних фр-й в пределах 10…30 °С.

Установлено, что на разделительную способность РК знач. влияние оказывают число контактных ступеней и соотношение потоков жидкой и паровой фаз. Для получения продуктов, отвечающих заданным требованиям, необходимо, наряду с другими параметрами РК (давл., t, место ввода сырья и т. д.), иметь достаточное число тарелок (или высоту насадки) и соотв. флегмовое и паровое числа.

Флегмовое число (R) характеризует соотношение жидкого и парового потоков в концентрационной части колонны и рассчитывается как R = L/D, где L и D — кол-ва соотв.

флегмы и рект-та.

Паровое число (П) характеризует соотношение контактирующихся потоков пара и жид-сти в отгонной секции колонны, рассчитываемое как П = G/W, где G и W — кол-ва соотв.

паров и кубового продукта.

Число тарелок (N) колонны (или высота насадки) определяется числом теор. тарелок (NТ), обеспечивающим заданную четкость разделения при принятом флегмовом (и паровом) числе, а также эффективностью КУ (обычно КПД реальных тарелок или удельной высотой насадки, соотв. 1 теор. тарелке).

Очевидно, при увеличении кол-ва орошения будут расти экспл. затраты (связанные с расходом энергии на перекачку, тепла в кипятильнике и холода в конд-торах), а кап. затраты вначале будут существенно уменьшаться в рез-те снижения высоты, а затем расти из-за увеличения диаметра колонны.

Из опыта экспл. РК установлено, что оптимальное значение флегмового числа, соответствующее min общих затрат на рект-ию, не намн. превышает min необходимое Rмин:

где — коэф. избытка флегмы (в пределах 1,0…1,3).

Фактическое число тарелок Nф определяется либо аналитическим расчетом (на ЭВМ с использованием ур-ний равновесия фаз, мат. и теплового балансов потоков), либо исходя из опытных данных с учетом эффективного КПД В зависимости от конструкции и места расположения в колонне Т изменяется в пределах 0,3…0,9. На техникоэкон. показатели и четкость погоноразделения РК, кроме ее разделительной способности, в знач. степ. влияют физ.

св-ва (ММ, плотн., t кипения, летучесть и др.), компонентный состав, число (би- или многокомпонентный) и характер распределения (непрерывный, дискретный) компонентов перегоняемого сырья. В наиб. обобщенной форме разделительные св-ва перегоняемого сырья принято выражать коэф.

относительной летучести.

Коэф. относительной летучести — отношение летучестей компонентов (фр-й) перегоняемого сырья при одинаковых t и давл.:

где К1 и К2 — константы фазового равновесия соотв. низко- и высококипящего компонентов (фр-й). Поскольку Коэф. косвенно характеризует движущую силу процесса перегонки применительно к разделяемому сырью. Сырье, у к-рого >> 1, знач. легче разделить на компоненты, чем при его значении, близком к единице.

Относительная летучесть зависит от давл. и t, при к-рых находятся компоненты. С увеличением давл. и t величина снижается. Вблизи критической области значение коэф.

приближается к единице.

Нефть и нефт. смеси как сырье для рект-и характ-ся рядом специфических св-в, обусловливающих нек-рые особенности в технологии их перераб.

1. Нефть и особенно ее высококипящие фр-и и остатки характ-ся невысокой термической стабильностью. Для бол-ва нефтей t термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между ДТ и мазутом по кривой ИТК, т. е. 350…360 °С. Нагрев нефти до более высоких t будет сопровождаться ее деструкцией и, следовательно, ухудшением кач-ва отбираемых продуктов перегонки. В этой связи перегонку нефти и ее тяж. фр-й проводят с ограничением по t нагрева. В условиях такого ограничения для выделения доп. фр-й нефти, выкипающих выше предельно допустимой t нагрева сырья, возможно использовать практ. единственный способ повышения относительной летучести компонентов — перегонку под вакуумом. Так, перегонка мазута при остаточных давл. в зоне питания ВК и 20 мм рт. ст. ( 133 и 30 гПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фр-и с tк.к. соотв. до 500 и 600 °С.

Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной (а также и атмосферной) перегонке применяют подачу в. п. для отпаривания более легк. фр-й. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки (т. е. с отбором фр-й до гудрона) должна включать как min 2 стадии: АП до мазута с отбором топливных фр-й и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фр-й и в остатке гудрона.

2. Нефть — многокомпонентное сырье с непрерывным характером распределения ФС и соотв. летучести компонентов. Расчеты показывают, что значение коэф. относительной летучести непрерывно (экспоненциально) убывает по мере утяжеления фр-й нефти, а также по мере сужения температурного интервала кипения фр-й. Этим обусловлены определенные ограничения как на четкость погоноразделения (особенно относительно высококипящих фр-й), так и по отношению к «узости» фр-й. С экон.

т. зр., нецелесообразно требовать от процессов перегонки выделить, напр., индивид. чистый углев-д или сверхузкие фр-и нефти. Поэтому в нефтеперераб. довольствуются получением след. топливных и газойлевых фр-й, выкипающих в достаточно широком интервале t:

— бензиновые н. к. 140 °С (180 °С);

— керосиновые 140 (180)…240 °С;

— дизельные 240…350 °С;

— вакуумный дистиллят (ВГ) 350…400 °С, 400…450 °С — тяж. остаток — гудрон >490 °С (>500 °С).

Иногда ограничиваются неглубокой атмосферной перегонкой нефти с получением в остатке мазута >350 °С, используемого в кач-ве КТ.

3. Высококипящие и остаточные фр-и нефти содержат знач. кол-во гетероорганических смолисто-асфальтеновых соед. и металлов, попадание к-рых при перегонке в дистилляты резко ухудшает их экспл. характеристики и знач. усложняет последующую их переработку. Это обстоятельство обусловливает необходимость организации четкой сепарации фаз в секции питания атмосферной и особенно вакуумной колонн. Эффективная сепарация фаз в секции питания РК достигается установкой спец.

сепараторов (отбойных тарелок, насадок и т. д.), улавливающих мельчайшие капли (туман, пена, брызги) кубовой жидкости, а также промывкой потока паров стекающей жид-стью в спец. промывной тарелке. Для этого и с целью повышения разделительной способности нижних тарелок сепарационной секции РК необходимо обеспечить нек-рый избыток орошения, называемый избытком однократного испарения, путем незнач. перегрева сырья (но не выше предельно допустимой величины).

Доля отгона при однократном испарении в секции питания РК должна быть на 2…5 % больше выхода продуктов, отбираемых в виде дистиллята и боковых погонов.

Способы регулирования температурного Нормальная работа РК и требуемое кач-во продуктов перегонки обеспечиваются путем регулирования теплового режима — отводом тепла в концентрационной и подводом тепла в отгонной секциях колонн, а также нагревом сырья до оптимальной t. В пром. процессах перегонки нефти применяют след. способы регулирования температурного режима Отвод тепла в концентрационной секции путем:

а) использования парциального конд-тора;

б) организации испаряющегося (холодного) орошения;

в) организации неиспаряющегося (циркуляционного) орошения.

Подвод тепла в отгонной секции путем:

а) нагрева остатка рект-и в кипятильнике с паровым пространством;

б) циркуляции части остатка, нагретого в ТП.

На совр. установках перегонки нефти чаще применяют комб. схемы орошения. Так, сложная РК атмосферной перегонки нефти обычно имеет вверху ОО и затем по высоте несколько промежуточных ЦО. Из промежуточных орошений чаще применяют ЦО, располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор бокового погона для создания ЦО с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции. В концентрационной секции сложных РК ВП мазута отвод тепла осуществляется преим. посредством ЦО.

При подводе тепла в низ РК кипятильником осуществляют доп. подогрев кубового продукта в выносном кипятильнике с паровым пространством (рибойлере), где он частично испаряется. Образовавшиеся пары возвращают под нижнюю тарелку РК. Характерной особенностью этого способа явл.

обеспечение в кипятильнике постоянного уровня жид-сти и парового пространства над этой жид-стью. По своему разделительному действию кипятильник эквивалентен одной теор. тарелке. Этот способ подвода тепла в низ колонны наиб. широко применяется на установках фракционирования попутных нефт. и нефтезаводских газов, при стабилизации и отбензинивании нефтей, стабилизации бензинов прямой перегонки и вторичных процессов нефтеперераб.

При подводе тепла в низ колонны ТП часть кубового продукта прокачивается через ТП, и подогретая парожидкостная смесь (горячая струя) вновь поступает в низ колонны. Этот способ применяют при необходимости обеспечения сравнительно высокой t низа колонны, когда применение обычных теплоносителей (в. п. и др.) невозможно или нецелесообразно (напр., в колоннах отбензинивания нефти).

Выбор давл. и температурного режима в РК. При принятых значениях флегмового числа, числа и типа тарелок на экон. показатели процессов перегонки наиб. влияние оказывают давл. и температурный режим в колонне. Оба эти рабочих параметра тесно взаимосвязаны: нельзя оптимизировать, напр., только давл. без учета требуемого температурного режима и наоборот.

При оптимизации технол. параметров РК целесообразно выбрать такие значения давл. и t, к-рые:

1) обеспечивают состояние разделяемой системы, далекое от критического (иначе нельзя реализовать процесс рект-и), и возможно большее значение коэф. относительной летучести;

2) исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;

3) позволяют использовать дешевые и доступные хладоагенты для конденсации паров рект-та (вода, воздух) (напр., в стабилизационных РК) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жид-сти (напр., в. п. высокого давл.), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конд-торов, ТО и кипятильников.

По величине давл. РК можно подразделить на след. типы:

а) атмосферные, работающие при давл. несколько выше атмосферного (0,1…0,2 МПа), применяемые при перегонке стабилизированных или отбензиненных нефтей на б) вакуумные (глубоковакуумные), работающие под вакуумом (или глубоким вакуумом) при остаточном давл.

в зоне питания ( 100 и 30 гПа соотв.), предназначенные для фракционирования мазута на вакуумный (глубоковакуумный) газойль или узкие масляные фр-и и гудрон;

в) колонны, работающие под повышенным давл. (1…4 МПа), применяемые при стабилизации или отбензинивании нефтей, стабилизации газовых бензинов, бензинов перегонки нефти и вторичных процессов и фракционировании нефтезаводских или попутных нефт. газов.

Повышение или понижение давл. в РК сопровождается, как правило, соотв. повышением или понижением температурного режима. Так, для получения в кач-ве рект-та пропана требуемая t верха колонны при давл. 0,1 и 1,8 МПа составит соотв. –42 и +55 °С. Предпочтительность второго варианта рект-и очевидна, поскольку повышенное давл. позволяет использовать для конденсации паров пропана воду, а не спец.

хладоагенты и дорогостоящие низкотемпературные системы охлаждения. Перегонка, напр., под вакуумом позволяет осуществить отбор без заметного разложения фр-й нефти, выкипающих при t, превышающих t нагрева сырья более чем на 100…150 °С.

Температурный режим, наряду с давл., явл. одним из наиб. значимых параметров процесса, изменением к-рого peгулируется кач-во продуктов рект-ии. Важнейшими точками регулирования явл. t поступающего сырья и выводимых из колонны продуктов рект-и.

Как показала практика экспл. пром. установок, перегонка нефти при атмосферном давл. осуществляется при t в зоне питания РК 320… 360 °С, а ВП мазута — при t на выходе из печи не выше 430 °С.

При перегонке с в. п. t кубового остатка обычно ниже t нагрева сырья на 20…30 °С, а фр-й, уходящих из отпарных колонн, на 10…15 °С по ср. с температурой, поступающей на отпаривание жидкости. При подводе тепла в низ РК через кипятильник t кубовой жид-сти должна быть на соотв. число градусов выше t поступающей жид-ти.

Особенности перегонки с в. п. Для подвода доп. тепла в низ атмосферной и вакуумной колонн пром. установок перегонки нефти такие способы, как кипятильник с паровым пространством или «горячая струя», неприемлемы по причине низкой термостабильности кубовых остатков — мазута и гудрона. В этой связи с целью создания требуемого парового орошения в отгонной секции этих колонн, а также испарения (отпаривания) низкокипящих фр-й нефти (попадающих в остаток в условиях однократного испарения в секции питания) на практике широко применяют перегонку с подачей в. п.

При вводе в. п. в отгонную секцию РК парциальное давл.

паров снижается и создаются условия, при к-рых жид-сть оказывается как бы перегретой, что вызывает ее испарение (т. е. действие в. п. аналогично вакууму). При этом теплота, необходимая для отпаривания паров, отнимается от самой жид-ти, в связи с чем она охлаждается.

Наиб. эффект испаряющего влияния перегретого в. п.

проявл. при его расходе, равном 1,5…2,0 % мас. на исходное сырье. Общий расход в. п. в атмосферные РК установок перегонки нефти составляет 1,2…3,5, а в ВК для перегонки мазута — 5…8 % мас. на перегоняемое сырье.

Необходимо указать на след. недостатки применения в. п.

в кач-ве испаряющего агента:

— увеличение затрат энергии (тепла и холода) на перегонку — повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра аппаратов и уносу жид-сти между тарелками;

— ухудшение условий регенерации тепла в ТО;

— увеличение сопротивления и повышение давл. в колонне — обводнение нефтепр-тов и необходимость их послед.

— усиление коррозии нефтеаппаратуры и обр-е больших кол-в загрязненных сточных вод.

В этой связи в последние годы в мир. нефтеперераб. проявл. тенденция к существенному ограничению применения в. п. и к переводу установок на технологию сухой перегонки.

Лекция 11. Основное оборудование ректификационной Классификация РК и их КУ. Применяемые в нефтеи газоперераб. РК подразделяются:

1) по назначению:

— для АП и ВП нефти и мазута;

— ВПБ;

— стабилизации нефти, г. кон-тов, нестабильных бензинов;

— фракционирования нефтезаводских, нефт. и прир. газов;

— отгонки растворителей в процессах очистки масел;

— разделения продуктов ТП и КП перераб. нефт. сырья 2) по способу межступенчатой передачи жид-ти:

— с переточными устр-вами (с одним, двумя или более);

— без переточных устр-в (провального типа);

3) по способу организации контакта парогазовой и жидкой — тарельчатые;

— насадочные;

— роторные.

По типу применяемых КУ наиб. распространение получили тарельчатые, а также насадочные РК.

В РК применяются сотни разл. конструкций КУ, существенно различающихся по своим характеристикам и технико-экон. показателям. При этом в экспл. находятся, наряду с самыми совр. конструкциями, КУ таких типов (напр., желобчатые тарелки и др.), к-рые, хотя и обеспечивают получение целевых продуктов, но не могут быть рекомендованы для совр. и перспективных произ-в.

При выборе типа КУ обычно руководствуются след. показателями: произв-стью; гидравлическим сопротивлением;

КПД; диапазоном рабочих нагрузок; возможностью работы на средах, склонных к обр-ю смолистых или др. отложений;

мат-лоемкостью; простотой конструкции, удобством изготовления, монтажа и ремонта.

Чтобы легче ориентироваться во всем многообразии имеющихся конструкций, на рис. 4.2 мы приводим классификацию КУ.

Применяемые не только в ректификационных, но и абсорбционных и экстракционных процессах разделения смесей тарельчатые КУ подразделяются:

— по способу организации относительного движения потоков контактирующих фаз — на противоточные, прямоточные, перекрестноточные и перекрестнопрямоточные;

— по регулируемости сечения контактирующих фаз — на тарелки с нерегулируемым и регулируемым сечениями.

Насадочные КУ принято подразделять на нерегулярные и регулярные.

Противоточные тарелки характ-ся высокой произв-тью по жидкости, простотой конструкции и малой металлоемкостью. Осн. их недостаток — низкая эффективность и узкий диапазон устойчивой работы, неравномерное распределение потоков по сечению колонны, что существенно ограничивает их применение.

Прямоточные тарелки отличаются повышенной произв-тью, но умеренной эффективностью разделения, повышенным гидравлическим сопротивлением и трудоемкостью изготовления, они предпочтительны для применения в процессах разделения под давл.

К перекрестноточным типам тарелок, получившим в перераб. нефти и газа преим. применение, относятся:

1) тарелки с нерегулируемым сечением контактирующих фаз: ситчатые, ситчатые с отбойниками, колпачковые с круглыми, прямоугольными, шестигранными, S-образными, желобчатыми колпачками (рис. 4.3а–д);

2) тарелки с регулируемым сечением: клапанные с капсульными, дисковыми, пластинчатыми, дисковыми эжекционными клапанами; клапанные с балластом; комб.

колпачково-клапанные (напр., S-образные и ситчатые с клапаном) (рис. 4.3е–к) и др.

Перекрестноточные тарелки (за исключением ситчатых) характ-ся наиб. разделительной способностью, поскольку время пребывания жид-сти на них наиб. по ср. с др. типами тарелок. К недостаткам колпачковых тарелок следует отнести низкую удельную произв-сть, относительно высокое гидравлическое сопротивление, большую металлоемкость, сложность и высокую стоимость изготовления.

колпачки: а — круглый; б — шестигранный; в — прямоугольный; г — желобчатый; д — S-образный; клапаны: е — прямоугольный;

ж — круглый с нижним ограничителем; з — то же с верхним ограничителем; и — балластный; к — дисковый эжекционный перекрестноточный; л — пластинчатый перекрестно-прямоточный; м — S-образный колпачок с клапаном; 1 — диск тарелки; 2 — клапан;

Ситчатые тарелки с отбойниками имеют относительно низкое гидравлическое сопротивление, повышенную произвсть, но более узкий рабочий диапазон по ср. с колпачковыми тарелками. Применяются преим. в ВК.

Клапанные и балластные тарелки получают в последнее время все более широкое распространение, особенно для работы в условиях знач. меняющихся скоростей газа, и постепенно вытесняют старые конструкции КУ. Принцип действия тарелок с клапанами различной формы состоит в том, что свободно лежащий над отверстием в тарелке клапан автоматически регулирует величину площади зазора между клапаном и плоскостью тарелки в зависимости от газопаровой нагрузки и тем самым поддерживает постоянной (в пределах высоты подъема клапана) скорость газа и, следовательно, гидравлическое сопротивление тарелки в целом. Высота подъема клапана ограничивается высотой ограничителя (кронштейна, ножки).

Балластные тарелки отличаются по устр-ву от клапанных тем, что в них между легк. клапаном и ограничителем установлен более тяжелый, чем клапан, балласт. Клапан начинает приподниматься при небольших скоростях газа или пара. С дальнейшим увеличением скорости газа клапан упирается в балласт и затем поднимается вместе с ним. В рез-те балластная тарелка, по ср. с чисто клапанной, знач. раньше вступает в работу, имеет более широкий рабочий диапазон, более высокую (на 15…20 %) эффективность разделения и пониженное (на 10…15 %) гидравлическое сопротивление.

Более прогрессивны и эффективны, по ср. с колпачковыми, комб. колпачково-клапанные тарелки. Так, S-образная тарелка с клапаном работает след. образом: при низких скоростях газ (пар) барботирует преим. через прорези S-образных элементов, и при достижении нек-рой скорости газа включается в работу клапан. Такая двухстадийная работа тарелки позволяет повысить произв-ть РК на 25…30 % и сохранить высокую эффективность разделения в широком диапазоне рабочих нагрузок.

Перекрестно-прямоточные тарелки отличаются от перекрестноточных тем, что в них энергия газа (пара) используется для организации направленного движения жид-сти по тарелке, тем самым устраняется поперечная неравномерность и обратное перемешивание жид-сти на тарелке и в рез-те повышается произв-ть колонны. Однако эффективность контакта в них несколько меньше, чем в перекрестноточных тарелках.

Среди клапанных тарелок нового поколения можно отметить дисковые эжекционные (перекрестноточные) и пластинчатые перекрестно-прямоточные тарелки, внедрение к-рых на ряде НПЗ страны позволило улучшить техникоэкон. показатели установок перегонки нефти (рис. 4.3к, л)*.

Эжекционная клапанная тарелка представляет собой полотно с отверстиями ( 90 мм) и переливными устр-вами.

В отверстия полотна тарелок устанавливаются клапаны, представляющие собой вогнутый диск ( 110 мм) с просечными отверстиями (каналами) для эжекции жид-сти, имеющий распределительный выступ для равномерного стока жид-сти в эжекционные каналы. Клапаны имеют 4 ограничительные ножки и 12 эжекционных каналов. Они изготавливаются штамповкой из нержавеющей стали толщиной 0,8..1, мм. Масса клапана = 80…90 г (а капсульного с паровым пространством — 5…6 кг). При min нагрузках по парам клапаны работают в динамическом режиме. При увеличении нагрузки клапаны приподнимаются в пределе до упора ограничителей и начинается эжекция жид-сти над клапанами, что способствует более интенсивному перемешиванию жид-сти в надклапанном пространстве. Распределительный выступ на клапане при остановке колонны способствует полному стоку жид-сти с тарелки. Опытно-пром. испытания показали их высокие экспл. достоинства: устойчивость и равномерность работы в широком диапазоне нагрузок без уноса жид-сти; исключительно высокий КПД ( 80…100 %), высокая произв-сть, превышающая на 20 % произв-ть колпачковых тарелок, и т. д.

Сравнение эффективности нек-рых конструкций тарельчатых КУ приведено на рис. 4.4. Видно, что лучшими показателями по гидравлическому сопротивлению обладают ситчатые и S-образные тарелки с клапанами, а по КПД — клапанная балластная и S-образная с клапаном.

* Разработаны и внедрены на Ново-Уфимском НПЗ.

Рис. 4.4. Зависимость КПД () и гидравличсекого сопротивления () тарелок нек-рых типов от F-фактора ( F = ), где = скорость пара, — плотн. пара.

Типы тарелок: 1 — из S-образных колпачков; 2 — ситчатая с отбойником; 3 — клапанная перекрестно-прямоточная; 4 — S-образная с клапаном; 5 — клапанная баластная; 6 — вихревая Следует отметить, что универсальных конструкций тарелок не существует. При выборе конкретного типа тарелок следует отдать предпочтение той конструкции, осн. (не обязательно все) показатели эффективности к-рой в наиб. степ.

удовлетворяют требованиям, предъявляемым исходя из функционального назначения РК. Так, в вакуумных РК предпочтительно применение КУ, имеющих как можно меньшее гидравлическое сопротивление.

Насадочные колонны применяются преим. в малотоннажных произв-вах и при необходимости проведения массообменных процессов с малым перепадом давл.

К насадкам предъявл. след. осн. требования: большая удельная поверхность; хорошая смачиваемость жид-стью;

малое гидравлическое сопротивление; равномерность распределения жидких и газовых (паровых) потоков; высокие хим. стойкость и мех. прочность; низкая стоимость.

Насадок, полностью удовлетворяющих всем указанным требованиям, не существует, поскольку нек-рые из требований противоречивы. При нормальной экспл. насадочных колонн массообмен происходит в осн. в пленочном режиме на смоченной жид-стью поверхности насадок. Естественно, чем больше удельная поверхность насадки, тем эффективнее массообменный процесс. Однако насадки с высокой удельной поверхностью характ-ся повышенным гидравлическим сопротивлением. В хим. пром-сти и нефтегазоперераб. применяют разнообразные по форме и размерам насадки, изготавливаемые из разл. мат-лов (керамика, фарфор, сталь, пластмассы и др.) (рис. 4.5).

Осн. недостаток нерегулярных (насыпных) насадок, ограничивающий их применение в крупнотоннажных произв-вах, — неравномерность распределения контактирующих потоков по сечению аппарата. Регулярные насадки, изготавливаемые из сетки, перфорированного метал. листа, многослойных сеток и т. д., обеспечивают более однородное, по ср.

с традиционными насадками из колец и седел, распределение жид-сти и пара (газа) в колоннах. Они обладают исключительно важным достоинством — низким гидравлическим сопротивлением — в пределе до 1…2 мм рт. ст. (130…260 Па) на 1 теор. тарелку. По этому показателю они знач. превосходят любой из типов тарельчатых КУ. В этой связи в последние годы за рубежом и в нашей стране начата широкая науч.-иссл. разработка самых эффективных и перспективных конструкций регулярных насадок и широкому применению их в крупнотоннажных произв-вах, в т. ч. в таких процессах нефтеперераб., как вакуумная и ГВП мазутов. На НПЗ ряда развитых капиталистических стран ВК установок перегонки нефти в наст. время оснащены регулярными насадками, что позволяет обеспечить глубокий вакуум в колоннах, существенно увеличить отбор ВГ и достичь tк.к. до 600 °С.

КВСС. Заданная глубина вакуума в ВК создается с помощью КВСС установок АВТ путем конденсации паров, уходящих с верха колонн, и эжектирования неконденсирующихся газов и паров (в. п., Н2S, СО2, легк. фр-и и продукты термического распада сырья и воздух, поступающий через неплотности КВСС).

кольца: а — Рашига; б — Лессинга; в — Паля; седла: г — Берля; д — «Инталлокс»; ситчатые и из перфорированного метал. листа:

КВСС совр. установок АВТ состоит из системы конденсации, системы вакуумных насосов, БТ, газосепаратора и сборника конд-та.

Для конденсации паров на практике применяются след.

1) конденсация с ректификацией в верхней секции ВК посредством:

2) конденсация без рект-ии вне колонны в выносных кондторах-холодильниках:

— поверхностного типа (ПКХ) теплообменом с водой или — баром. типа (БКС) смешением с водой или газойлем, выполняющим роль хладоагента и абсорбента;

— в межступенчатых конд-торах, устанавливаемых непосредственно в ПЭК, — водой.

Для создания достаточно глубокого вакуума в колонне не обязательно использование одновр. всех перечисленных выше способов конденсации. Так, не обязательно включение в КВСС обоих способов конденсации паров с ректификацией в верхней секции колонны: для этой цели вполне достаточно одного из них. Однако верхнее ЦО знач. предпочтительнее и находит более широкое применение, поскольку по ср. с ОО позволяет более полно утилизировать тепло конденсации паров, поддерживать на верху ВК оптимально низкую t в пределах 60…80 °С, тем самым знач. уменьшить объем паров и газов. Из способов конденсации паров без рект-ии вне колонны на установках АВТ старых поколений применялись преим. БКС, характеризующиеся низким гидравлическим сопротивлением и высокой эффективностью теплообмена, кроме того, при этом отпадает необходимость в использовании газосепаратора. Существенный недостаток БКС — загрязнение нефтепр-том и серов-дом оборотной воды при использовании последней как хладоагента. В этой связи более перспективно использование в кач-ве хладоагента и одновр. абсорбента охлажденного ВГ. По экологическим требованиям в КВСС совр. высокопроизводительных установок АВТ, как правило, входят только ПКХ в сочетании с газосепаратором.

В кач-ве вакуум-насосов в наст. время применяют струйные насосы — 1- и преим. 2- или 3-ступенчатые эжекторы на в. п. с промежуточной его конденсацией (ПЭН). ПЭК вакуумные насосы обладают рядом принципиальных недостатков (низкий КПД, знач. расход в. п. и охлажденной воды для его конденсации, загрязнение охлаждающей воды и воздушного бассейна и т. д.).

По признаку связи с окружающей средой различают сборники конд-та открытого типа — баром. колодцы и закрытого типа — емкости-сепараторы. Вместо широко использовавшихся ранее баром. колодцев на совр. установках АВТ применяют сборники преим. закрытого типа, обеспечивающие более высокую экологическую безопасность для обслуживающего персонала.

КВСС установок АВТ обязательно включают БТ высотой не менее 10 м, к-рая выполняет роль гидрозатвора между окружающей средой и ВК.

В последние годы на ВК ряда НПЗ (Московском, Мозырском, Мажейкяйском, Комсомольском, «Уфанефтехиме»

и др.) внедрена и успешно эксплуатируется новая высокоэффективная экологически чистая КВСС с использованием жидкостного струйного устр-ва — ВГЦ агрегата. В ВГЦ агрегате конденсация паров и охлаждение газов осуществляется не водой, а охлаждающей рабочей жид-стью (применительно к АВТ — газойлевой фр-ей, отводимой из ВК). По ср. с традиционным способом создания вакуума с использованием паровых эжекторов, КВСС на базе ВГЦ агрегатов обладает след. преимуществами:

— не требует для своей работы расхода пара;

— экологически безопасна, работает с низким уровнем шума, не образует загрязненных сточных вод;

— создает более глубокий вакуум (до 67 Па, или 0,5 мм рт. ст.);

— полностью исключает потери нефтепр-тов и газов, отходящих с верха ВК;

— знач. уменьшает потребление энергии и экспл. затраты на тонну сырья;

— позволяет дожимать газы разложения до давл., необходимого для подачи их до установок сероочистки.

Принципиальная технол. схема КВСС для перспективных установок АВТ с использованием ВГЦ агрегатов приведена на рис. 4.6.

Рис. 4.6 — Схема многоступенчатой системы создания вакуума с жидкостными 1 — колонна; 2 — жидкостный эжектор; 3 — промежуточные эжекторы; 4 —стояк; 5 — разделительная емкость; 6 — холодильник 7 — насосы; I — сырье-мазут; II — гудрон; III — несконденсированные пары и газы; IV — циркулирующий нефтепр-т; V — газ; VI — избыток нефтепр-та; VII — дистилляты Лекция 12. Технология атмосферной перегонки нефти Типы пром. установок. Технол. установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фр-и и послед. перераб. или использования их как компонентов товарных нефтепр-тов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практ. все компоненты МТ, СМ, сырье для вторичных процессов и для нефтехим. произ-в. От их работы зависят ассортимент и кач-во получаемых компонентов и технико-экон. показатели послед. процессов переработки нефт.

сырья. Процессы перегонки нефти осуществляют на т. н.

атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фр-й установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соотв. этому — варианты переработки нефти.

На установках AT осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фр-й и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фр-и и гудрон используют в кач-ве сырья процессов послед.

(вторичной) переработки их с получением топлив, СМ, кокса, битумов и др. нефтепр-тов.

Совр. процессы перегонки нефти явл. комб. с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фр-и: ЭЛОУ-AT, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т. д.

Диапазон мощн. отеч. установок перегонки нефти — от 0,5 до 8 млн т/год. До 1950 г. max мощн. наиб. распространенных установок AT и АВТ составляла 500…600 тыс. т/год.

В 1950–1960 гг. проектировались и строились установки мощн. 1; 1,5; 2 и 3 млн т/год. В 1967 г. ввели в экспл. высокопроизводительную установку АВТ мощн. 6 млн т/год. Преимущества установок большой единичной мощн. очевидны:

высокая произв-ть труда и низкие кап. и экспл. затраты по ср.

с установками малой произв-сти.

Еще более существенные экон. преимущества достигаются комбинированием AT и АВТ (или ЭЛОУ-AT и ЭЛОУАВТ) с другими технол. процессами, такими как газофракционирование, ГО топливных и газойлевых фр-й, КР, КК, очистка масляных фр-й и т. д.

Надо отметить, что старые установки малой мощн. подверглись модернизации с увеличением их мощн. в 2…2, раза и более по ср. с проектной.

Поскольку в экспл. находятся AT и АВТ довоенного и послед. поколений, отеч. установки перегонки нефти характ-ся большим разнообразием схем перегонки, широким ассортиментом получаемых фр-й. Даже при одинаковой произв-ти РК имеют разные размеры, неодинаковое число и разные типы тарелок; по разному решены схемы теплообмена, холодного, горячего и циркуляционного орошения, а также вакуумсоздающей системы. В этой связи ниже будут представлены лишь принципиальные технол. схемы отдельных блоков (секций), входящих в состав высокопроизводительных совр. типовых установок перегонки нефти.

Блок АП нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6. При выборе технол. схемы и режима АП нефти руководствуются гл. обр.

ее ФС, и пр. вс. содерж-ем в ней газов и бензиновых фр-й.

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим кол-вом растворенных газов (до 1,2 % по С4 включительно), относительно невысоким содерж-ем бензина (12…15 %) и выходом фр-й до 350 °С не более 45 % энергетически наиб. выгодно осуществлять на установках (блоках) AT по схеме с однократным испарением, т. е. с одной сложной РК с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ.

Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легк. и тяж. фр-й требуют min t нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характ-ся низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Осн.

их недостаток — меньшая технол. гибкость и пониженный (на 2,5…3,0 %) отбор светлых нефтепр-тов, кроме того, по ср. с 2-колонной схемой, они требуют более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легк. нефтей с высоким содерж-ем р-римых газов (1,5… 2,2 %) и бензиновых фр-й (до 20…30 %) и фр-й до 350 °С (50…60 %) целесообразно применять АП двухкратного испарения, т. е. установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной РК с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фр-и и мазут.

2-колонные установки АП нефти получили в отеч. нефтеперераб. наиб. распространение. Они обладают достаточной технол. гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти разл. ФС, т. к. первая колонна, в крой отбирается 50…60 % бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в ФС нефти и обеспечивает стабильную работу осн. РК. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давл. на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легк. фр-й, тем самым несколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность.

Недостатками 2-колонной AT явл. более высокая t нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания t низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты доп. энергии. Кроме того, установка оборудована доп. аппаратурой: колонной, насосами, конд-торами-холодильниками и т. д.

Блок АП нефти высокопроизводительной, наиб. распространенной в нашей стране установки ЭЛОУ-АВТ- функционирует по схеме 2-кратного испарения и 2-кратной рект-и (рис. 4.7).

Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть дополнительно подогревается в ТО и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания. Уходящие с верха этой колонны углев-дный газ и легк. бензин конденсируются и охлаждаются в аппаратах воздушного и водяного охлаждения и поступают в емкость орошения. Часть конд-та возвращается на верх К-1 в кач-ве ОО. Отбензиненная нефть с низа К-1 подается в трубчатую печь 4, где нагревается до требуемой t и поступает в атмосферную К-2. Часть отбензиненной нефти из печи 4 возвращается в низ колонны 1 в качве горячей струи. С верха К-2 отбирается тяж. бензин, а сбоку через отпарные колонны К-3 выводятся топливные фр-и 180…220 (230), 220(230)…280 и 280…350 °С. К-2 кроме ОО имеет 2 ЦО, к-рыми отводится тепло ниже тарелок отбора фр-й 180…220 и 220…280 °С. В нижние части атмосферной и отпарных колонн подается перегретый в. п. для отпарки легкокипящих фр-й. С низа К-2 выводится мазут, к-рый направляется на блок ВП.

Рис. 4.7. Принцип. схема блока АП нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6:

I — нефть с ЭЛОУ; II —легк. бензин; III — тяж. бензин; IV — фр-я 180…220 °С; V — фр-я 220…280 °С; VI — фр-я 280…350 °С; VII — мазут; VIII — газ; IX — в. п.

Ниже приведены мат. баланс, технол. режим и характеристика РК блока АП нефти (типа самотлорской) *.

* В зависимости от типа перегоняемой нефти и структуры выпуска товарных нефтепр-тов на разных НПЗ получают фр-и, несколько отличающиеся по температурным пределам выкипания.

Фр-и:

Технологический режим работы блока AT Колонна частичного отбензинивания нефти t, °С t, °С Колонна частичного отбензинивания нефти, в т. ч. 5 Атмосферная колонна * Тип тарелки — клапанная перекрестно-прямоточная.

Практикой экспл. пром. установок АТ и АВТ были выявлены след. недостатки схемы, показанной на рис. 4.7:

— не обеспечиваются проектные показатели по t подогрева нефти на входе в К-1, тем самым и по отбору легк. бензина в ней;

— способ регулирования t низа К-1 посредством горячей струи через печь требует повышенных энергозатрат на циркуляцию отбензиненной нефти.

Для интенсификации работы К-1 на ряде НПЗ были переобвязаны ТО по сырью и теплоносителю с целью повышения t подогрева нефти на входе в К-1. На одном НПЗ внедрена энергосберегающая технология отбензинивания нефти, к-рая отличается тем, что часть поступающей в К-1 исходной обессоленной нефти нагревается в конвекционной камере печи (атмосферной или вакуумной) до 180 °С (вместо 205 °С) и подается вторым потоком в секцию питания, а в низ К- в кач-ве испаряющего агента подается в. п. ( 0,7 % мас.).

Блок стабилизации и ВПБ установки ЭЛОУ-АВТ-6.

Прямогонные бензины должны сначала подвергаться стабилизации с выделением сухого (С1–С2) и сжиженного (С2–С4) газов и послед. их рациональным использованием.

Для послед. перераб. стабилизированные бензины подвергаются вторичной перегонке на фр-и, направляемые как сырье процессов КР с целью получения ВО компонента АБ или индивид. аренов — бензола, толуола и ксилолов. При произве ареновых углев-дов исходный бензин разделяют на след.

фр-и с температурными пределами выкипания: 62… 85 °С (бензольную), 85…105 (120 °С) (толуольную) и (120)…140 °С (ксилольную). При топливном направлении переработки прямогонные бензины достаточно разделить Для стабилизации и вторичной перегонки прямогонных бензинов с получением сырья КР топливного направления применяют в осн. 2-колонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну ВПБ на фр-и н. к. — и 85…180 °С. Наиб. экономически выгодной схемой разделения стабилизированного бензина на узкие аренообразующие фр-и признана последовательно-параллельная схема соед.

колонн вторичной перегонки, как это принято в блоке стабилизации и вторичной перегонки установки ЭЛОУ-АВТ- (рис. 4.8).

Рис. 4.8. Принципиальная схема блока стабилизации и ВПБ 1 — колонна стабилизации; 2–5 — колонна вторичной перегонки; I — нестабильный бензин; II — фр-я С5 — 62 °С; III — фр-я 65…105 °С; IV — фр-я 62…85 °С;

V — фр-я 85…105 °С; VI — фр-я 105…140 °С; VII — фр-я 140…180 °С; VIII — сжиженная фр-я С2–С4; IX — сухой газ (С1–С2); X — в. п.

В соответствии с этой схемой прямогонный бензин после стабилизации в К-1 разделяется сначала на 2 промежуточные фр-и (н. к. — 105 °С и 105…180 °С), каждая из к-рых затем направляется на послед. разделение на узкие целевые фр-и.

Как видно из рис. 4.8, нестабильный бензин из блока AT после нагрева в ТО поступает в колонну стабилизации (дебутанизатор) 1. С верха этой колонны отбирают сжиженные газы С2–С4. Из стабильного бензина в К-2 отбирают фр-ю С5–105 °С, к-рую направляют в К-3. Кроме того, часть паров верха К-2 подают без конденсации в К-3. С верха К- отбирают фр-ю С5–62 °С, с куба — 62…105 °С, к-рая может выводиться с установки как целевая либо направляться в К- для разделения на фр-и 62…85 °С (бензольную) и 85…105 °С (толуольную).

Остаток К-2 — фр-ю 105…180 °С — направляют на разделение в К-5 на фр-и 105…140 °С и 140…180 °С.

Тепло в низ К-4 подводится через кипятильник, а остальных колонн вторичной перегонки (2, 3 и 5) — с горячей струей подогретого в печи кубового остатка этих колонн.

Лекция 13. Технология вакуумной перегонки мазута Основное назначение установки (блока) ВП мазута топливного профиля — получение ВГ широкого ФС (350… 500 °С), используемого как сырье установок КК, ГК или пиролиза и в нек-рых случаях — ТК с получением дистил.

крекинг-остатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококач-венных нефт. коксов.

О четкости разделения мазута обычно судят по ФС и цвету ВГ. Последний показатель косвенно характеризует содерж-е САВ, т. е. коксуемость и содерж-е металлов. Металлы, особенно никель и ванадий, оказывают отрицательное влияние на активность, селективность и срок службы катров процессов ГО и КП газойлей. Поэтому при экспл. пром.

установок ВТ исключительно важно уменьшить унос жидсти (гудрона) в концентрационную секцию ВК в виде брызг, пены, тумана и т. д. В этой связи ВК по топливному варианту имеют при небольшом числе тарелок (или невысоком слое насадки) развитую питательную секцию: отбойники из сеток и промывные тарелки, где организуется рециркуляция затемненного продукта. Для предотвращения попадания МОС в ВГ иногда в сырье в небольших кол-вах вводят антипенную присадку типа силоксан.

В процессах ВП, помимо проблемы уноса жид-сти, усиленное внимание уделяется обеспечению благоприятных условий для max отбора целевого продукта без заметного его разложения. Многолетним опытом экспл. пром. установок ВТ установлено, что нагрев мазута в печи выше 420…425 °С вызывает интенсивное обр-е газов разложения, закоксовывание и прогар труб печи, осмоление ВГ. При этом чем тяжелее нефть, тем более интенсивно идет газообр-е и термодеструкция высокомолекулярных соед. сырья. Вследствие этого при нагреве мазута до max допустимой t уменьшают время его пребывания в печи, устраивая многопоточные змеевики (до 4), применяют печи двустороннего облучения, в змеевик печи подают в. п. и уменьшают длину трансферного трубопровода (между печью и ВК). Для снижения t низа колонны организуют рецикл (квенчинг) частично охлажденного гудрона. С целью снижения давл. на участке испарения печи концевые змеевики выполняют из труб большего диаметра и уменьшают перепад высоты между вводом мазута в колонну и выходом его из печи. В ВК применяют ограниченное кол-во тарелок с низким гидравлическим сопротивлением или насадку; используют вакуумсоздающие системы, обеспечивающие достаточно глубокий вакуум. Кол-во тарелок в отгонной секции также должно быть ограничено, чтобы обеспечить малое время пребывания нагретого гудрона.

С этой целью одновр. уменьшают диаметр куба колонн.

В процессах ВП мазута по топливному варианту преим.

используют схему однократного испарения, применяя одну сложную РК с выводом дистил. фр-й через отпарные колонны или без них. При использовании отпарных колонн по высоте осн. ВК организуют несколько ЦО.

Принципиальная схема блока ВП мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6 приведена на рис. 4.9.

Рис. 4.9. Принципиальная схема блока ВП мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6:

1 — ВК; 2 — вакуумная печь; 3 — пароэжекторный вакуумный насос; I — мазут из АТ;

II — легк. ВГ; III — ВГ; IV — затемненная фр-я; V — гудрон; VI — в. п.; VII — газы Мазут, отбираемый с низа атмосферной колонны блока AT, прокачивается параллельными потоками через печь 2 в ВК-1. Смесь нефт. и водяных паров, газы разложения (и воздух, засасываемый через неплотн.) с верха ВК поступают в вакуумсоздающую систему 3. Верхним боковым погоном ВК отбирают фр-ю легк. ВГ (соляр). Часть его после охлаждения в ТО возвращается на верх колонны в кач-ве верхнего ЦО.

Вторым боковым погоном отбирают широкую газойлевую (масляную) фр-ю. Часть ее после охлаждения используется как ср. ЦО ВК. Балансовое кол-во целевого продукта ВГ после ТО и холодильников выводится с установки и направляется на дальнейшую перераб.

С нижней тарелки концентрационной части колонны выводится затемненная фр-я, часть к-рой используется как нижнее ЦО, часть может выводиться с установки или использоваться как рецикл вместе с загрузкой вакуумной печи.

С низа ВК отбирается гудрон и после охлаждения направляется на дальнейшую перераб. Часть гудрона после охлаждения в ТО возвращается в низ колонны в кач-ве квенчинга. В низ ВК и змеевик печи подается в. п.

Технологический режим в вакуумной колонне t, °С:

Вывода:

противоточной насадочной колонны I — мазут; II — легк. вакуумный дис- — перекрестноточные.

тиллят; III — ГВГ; IV — гудрон; V — в. п.;

от традиционных малотоннажных насадочных колонн: только вместо насадок насыпного типа устанавливаются блоки или модули из регулярной насадки и устр-ва для обеспечения равномерного распределения жидкостного орошения по сечению колонны. В сложных колоннах число таких блоков (модулей) равно числу отбираемых фр-й мазута.

На рис. 4.10 представлена принципиальная конструкция насадочной ВК противоточного типа фирмы «Гримма»

(ФРГ). Она предназначена для ГВП и мазута с отбором ВГ с tк. к до 550 °С.

Отмечаются след. достоинства этого процесса:

— высокая произв-сть — до 4 млн т/год по мазуту;

— возможность получения ГВГ с tк. к более 550 °С с низкими коксуемостью (< 0,3 % мас. по Конрадсону) и содерж-ем металлов (V + 10Ni + Na) менее 2,5 ррm;

— пониженная (на 10…15 °С) t нагрева мазута после печи;

— более чем в 2 раза снижение потери давл. в колонне;

— существенное снижение расхода в. п. на отпарку.

На Шведском НХК (ФРГ) эксплуатируются две установки этой фирмы произв-тью по 2 млн т/г по мазуту. ВК оборудована регулярной насадкой типа «Перформ-Грид». Давл.

в верху и зоне питания колонны поддерживается соотв. и 36 гПа (5,2 и 27 мм рт. ст.).

На ряде НПЗ развитых капстран эксплуатируются аналогичные высокопроизводительные установки ВП и ГВП мазута, оборудованные колоннами с регулярными насадками типа «Глитч-Грид».

На нек-рых отеч. НПЗ внедрена и успешно функционирует принципиально новая высокоэффективная технология ВП мазута в перекрестноточных насадочных колоннах *.

Гидродинамические условия контакта паровой и жидкой фаз в перекрестноточных насадочных колоннах (ПНК) существенно отличаются от таковых при противотоке. в противоточных насадочных колоннах насадка занимает все поперечное сечение колонны, а пар и жид-сть движутся навстречу друг другу. В ПНК насадка (в виде разл. геометрических фигур: кольцо, треугольник, четырехугольник, многоугольник и т. д.) занимает только часть поперечного сечения колонны.

Она изготавливается из традиционных для противоточных насадок мат-лов: плетеной или вязаной металлической сетки Разработчик — проф. УГНТУ К. Ф. Богатых с сотрудниками.

(т. н. рукавные насадки), просечно-вытяжных листов, пластин и т. д. Она проницаема для пара в горизонтальном направлении и для жид-сти в вертикальном направлении. По высоте ПНК разделена распределительной плитой на несколько секций (модулей), представляющих собой единую совокупность элемента регулярной насадки с распределителем жидкостного орошения. В пределах каждого модуля организуется перекрестноточное (поперечное) контактирование фаз, т. е. движение жид-сти по насадке сверху вниз, организуемое распределителем жидкости, а пара — в горизонтальном направлении. Следовательно, в ПНК жид-сть и пары проходят разл. независимые сечения, площади к-рых можно регулировать (что дает проектировщику дополнительную степ. свободы), а при противотоке — одно и то же сечение.

Поэтому перекрестноточный контакт фаз позволяет регулировать в оптимальных пределах плотн. жидкого и парового орошений изменением толщины и площади поперечного сечения насадочного слоя и тем самым обеспечить почти на порядок превышающую при противотоке скорость паров (в расчете на горизонтальное сечение) без повышения гидравлического сопротивления и знач. более широкий диапазон устойчивой работы колонны при сохранении в целом по аппарату принципа и достоинств противотока фаз, а также устранить такие дефекты, как захлебывание, обр-е байпасных потоков, брызгоунос и др., характерные для противоточных насадочных или тарельчатых колонн.

Экспериментально установлено, что перекрестноточный насадочный блок конструкции Уфимского гос. нефт.

университета (УГНТУ), выполненный из метал. сетчатовязаного рукава, высотой 0,5 м, эквивалентен одной теор.

тарелке и имеет гидравлическое сопротивление в пределах всего 1 мм рт. ст. (133,3 Па), т. е. в 3…5 раз ниже по ср. с клапанными тарелками. Это особенно важно тем, что позволяет обеспечить в зоне питания вакуумной ПНК при ее оборуд.

насадочным слоем, эквивалентным 10…15 тарелкам, остаточное давл. менее 20…30 мм рт. ст. (27…40 гПа) и, как следствие, знач. углубить отбор ВГ и тем самым существенно расширить ресурсы сырья для КК или ГК. Так, расчеты показывают, что при ГВП нефтей типа зап.-сибирских выход утяжеленного ВГ 350…690 °С составит 34,1 % (на нефть), что в 1,5 раза больше по ср. с отбором традиционного ВГ 350…500 °С (выход к-рого составляет 24,2 %).

С др. стороны, процесс в насадочных колоннах можно осуществить в режиме обычной ВП, но с высокой четкостью погоноразделения, напр., масляных дистиллятов. Низкое гидравлическое сопротивление регулярных насадок позволяет «вместить» в ВК стандартных типоразмеров в 3…5 раза большее число теор. тарелок.

Возможен и такой вариант экспл. глубоковакуумной насадочной колонны, когда перегонка мазута осуществляется с пониженной t нагрева или без подачи в. п.

Отмеченное выше др. преимущество ПНК — возможность организации высокоплотного жидкостного орошения — исключительно важно для экспл. высокопроизводительных установок ВП или ГВП мазута, оборудованных колонной большого диаметра.

Для сравнения сопоставим требующееся кол-во жидкостного орошения применительно к ВК противоточного и перекрестноточного типов диаметром 8 м (площадью сечения 50 м2). При противотоке для обеспечения даже пониженной плотн. орошения 20 м3/м2ч на орошение колонны требуется 50 20 = 1000 м3/ч жидкости, что техн. не просто осуществить. При этом весьма сложной проблемой становится организация равномерного распределения такого кол-ва орошения по сечению колонны.

В ПНК, в отличие от противоточных колонн, насадочный слой занимает только часть ее горизонтального сечения площадью меньшей на порядок и более. В этом случае для организации жидкостного орошения в вакуумной ПНК аналогичного сечения потребуется 250 м3/ч жидкости, даже при плотн. орошения 50 м3/м2ч, что энергетически выгоднее и технически проще.

На рис. 4.11 представлена принципиальная конструкция вакуумной ПНК, внедренной на АВТ-4 ПО «Салаватнефтеоргсинтез». Она предназначена для ВП мазута арланской нефти с отбором широкого ВГ — сырья КК. Она представляет собой цилиндрический вертикальный аппарат (ранее бездействующая ВК) с расположением насадочных модулей Рис. 4.11. Принципиальная конструкция ПО «Салаватнефтеоргсинтез»:

1 — телескопическая трансферная линия;

2 — горизонтальный отбойник; 3 — блок пеи проскока брызгоуноса рекрестноточной регулярной насадки квадратного сечения; I — мазут; II — ВГ; в ВГ.

III — гудрон; IV — затемненный газойль;

20…30 мм рт. ст., или 27…40 гПа, а t верха — 50…70 °С; конденсация ВГ была почти полной: суточное кол-во конд-та легк. фр-и (180…290 °С) в емкости — отделителе воды — составило менее 1 т. В зависимости от требуемой глубины перераб. мазута ПНК может работать как с нагревом его в вакуумной печи, так и без нагрева за счет самоиспарения сырья в глубоком вакууме, а также в режиме сухой перегонки.

Отбор ВГ ограничивался из-за высокой вязкости арланского гудрона и составлял 10…18 % на нефть.

Особенности технологий фракционирования В последние годы в перераб. стали широко вовлекать г. конд-ты. Осн. его запасы находятся в районах Зап. Сибири, Европейского Севера и Прикаспийской низменности.

В районах добычи выделенный газовый конд-т подвергается стабилизации, при этом из него удаляются фр-и С1–C и частично С5. Образующийся стабильный г. конд-т содержит в осн. (85 %) бензиновые и дизельные фр-и (до 360 °С).

Себестоимость добычи г. конд-та в 2…4 раза ниже себестоимости добычи нефти, а при квалифицированном ведении процесса продукты его перераб. оказываются примерно в 1, раза экономичнее нефтепр-тов. По ср. с традиционными нефтями они имеют еще то преимущество, что их перераб.

позволяет без знач. кап. затрат существенно повысить ГПН и выход моторных топливных фр-й от исходного сырья. Осн.

способ получения топлив заключается в прямой перегонке г.

конд-та на отдельные бензиновые и дизельные фр-и.

В бол-ве случаев бензиновые фр-и обладают низкими ОЧ и подвергаются доп. облагораживанию. Керосиновые и дизельные фр-и г. конд-та Зап. Сибири в осн. соответствуют требованиям ГОСТа на товарную продукцию, а в случае получения зимних и арктических сортов топлива их подвергают процессу ДП.

В нек-рых случаях из г. конд-тов Сибири и Дальнего Востока по простейшей технологии получают непосредственно на промыслах ДТ, что крайне важно для обеспечения потребности в нем в труднодоступных отдаленных районах страны.

Сложные проблемы возникают при переработке г. конд-тов и легк. нефтей Прикаспийской низменности (Оренбургская, Уральская, Гурьевская и Астраханская обл.). Характерная особенность ХС г. конд-тов — это наличие в них аномально высоких концентраций меркаптановой серы — в пределах 0,1…0,7 % мас., при содерж-и общей серы до 1,5 %. Этот показатель позволяет выделить сернистые г. конд-ты и сопутствующие им легк. нефти в особый класс меркаптансодерж.

нефт. сырья, к-рое недопустимо, однако, смешивать с традиционными нефтями. Меркаптансодержашие виды нефт.

сырья требуют более тщательной подготовки на установках ЭЛОУ и разработки спец. комплекса мероприятий для защиты оборуд. технол. установок от коррозии. Вследствие высокого содерж-я в бензинах, керосинах и дизельных фр-ях как меркаптановой, так и общей серы они должны подвергаться ГО или демеркаптанизации в процессах типа «Мерокс», основанных на экстракции меркаптанов щелочью и послед.

регенерации меркаптидосодерж. щелочных растворов.

Поскольку г. конд-ты почти полностью состоят из светлых фр-й, во мн. случаях выгоднее их перераб. по упрощенной относительно НПЗ технол. схеме без ВП. По такой схеме производится перераб. г. конд-та на Астраханском газоперераб. заводе, Ново-Уренгойском заводе переработки г. кондтов и Сургутском заводе стабилизации конд-та, где имеются установки по произ-ву МТ (бензина и дизтоплива) и безвдного КР «Петрофакс».

На перечисленных выше заводах по их перераб. осуществляется вначале частичное испарение стабильного г. кон-та в испарителе с послед. фракционированием остатка испарителя в осн. РК с боковой отгонной секцией, а паровой фазы — в отбензинивающей колонне. Исключение составляет технология переработки Карачаганакского г. конд-та на ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», где фракционирование конд-та производят на установке ЭЛОУ-АВТ-4 с нек-рыми отличительными от нефтеперегонки особенностями технологии.

АП в отбензинивающей колонне К-1. В верхнюю часть К-1 подают 10…14 % обессоленного г. конд-та непосредственно с блока ЭЛОУ с t 70…80 °С, что способствует снижению расхода ОО. Остальное кол-во обессоленного г. конд-та после подогрева в ТО до 160…170 °С направляют в испаритель И-1, из к-рого газовую среду (8..10 %) подают в ср. часть К-1, а остаток И-1 после доп. резерва в ТО до 210..230 °С вводят в нижнюю часть К-1.

АП в сложной РК К-2. Нагрев остатка И-1 до t 385 °С осуществляют в печи П-1 с вертикальным расположением радиантных труб, тем самым обеспечивают равномерное распределение паровой и жидкой фаз по сечению трубы без обр-я эффекта «сухой стенки» с прогаром труб. В К- боковыми погонами отбирают: керосиновую фр-ю через отпарную колонну К-3/1; легк. дизельную фр-ю через К-3/2, а тяж. дизельную фр-и — без отпарки. С верха К-2 выводят тяж. бензиновую фр-ю, к-рую подвергают совместно с легк.

бензином К-1 стабилизации в К-4. Для более полной утилизации тепла выводимых потоков применяют ЦО под отбором каждого бокового потока и над отбором тяж. дизельной фр-и. В отгонную секцию К-2 для отпарки мазута подают перегретый в. п.

Вакуумную перегонку мазута в колонне К-5 осуществляют без применения в. п. при давл. вверху 2,7 кПа (20 мм рт. ст.) и испарительной зоне 4,7 кПа (35 мм рт. ст.).

К-5 запроектирована на перспективу как глубоковакуумная колонна с отбором ВГ с к.к. 540 °С (однако в наст. время эксплуатируется в режиме обычной ВП). К-5 снабжена 5 модулями из ситчатой перекрестноточной насадки. Из К- боковыми погонами без отпарки отбирают дизельную фр-ю н. к. — 360 °С и ВГ 360…500 (540) °С. В колонне применены 2 ЦО — 1-е на верху К-5, 2-е — в ср. части концентрационной зоны. Предусмотрены рециркуляция (либо отбор) затемненной фр-и над эвапорационной частью и квенчинг охлажденного в ТО мазута в низ колонны. В печи М-2 мазут нагревается при t 390…420 °С; t верха К-5 поддерживают на уровне ок. 30 °С, что существенно облегчает работу КВСС, состоящей из трех паровых эжекторов и емкости-сепаратора закрытого типа.

По рез-там 15-суточного опытного пробега установки в режиме ГВП Карачаганакского г. конд-та были получены показатели по отборам фр-й. Данные по ним приведены ниже.

Показатели по отборам фракций, % мас. на сырье:

Содержание металлов, % мас.:

По кач-ву ГВГ удовлетворяет требованиям, предъявляемым к сырью процессов КК и ГК.

Теоретические основы и технология термолитических процессов переработки нефтяного сырья Лекция 15. Теоретические основы Типы и назначение термол. процессов. Под термол.

процессами подразумевают процессы хим. превращений нефт. сырья — совокупности р-ций кр-га (распада) и уплотнения, осуществляемые термически, т. е. без применения кат-ров. Осн. параметры термол. процессов, влияющие на ассортимент, мат. баланс и кач-во получаемых продуктов, — кач-во сырья, давл., t и продолжительность терм-за.

В совр. нефтеперераб. применяются:

ТК высококипящего дистил. или остаточного сырья при повышенном давл. (2…4 МПа) и t 500…540 °С с получением газа и жидких продуктов. С начала возникновения и до середины XX в. осн. назначением этого процесса было получение из ТНО доп. кол-ва бензинов, обладающих, по ср. с прямогонными, повышенной ДС (60…65 пунктов по ОЧММ), но низкой хим. стабильностью. C внедрением и развитием таких более эффективных КП, как КК, КР, ал-е и др., процесс ТК остаточного сырья как бензинопроизводящий ныне утратил свое пром. значение. В наст. время ТК применяется преим. как процесс термоподготовки дистил. видов сырья для установок коксования и произв-ва термогазойля. Применительно к ТНО пром. значение в совр. нефтеперераб. имеет лишь ВБ, — процесс легк. кр-га с ограниченной глубиной терм-за, проводимый при пониженных давл. (1,5…3 МПа) и t с целевым назначением снижения вязкости КТ.

Коксование — длительный процесс терм-за тяж. остатков или ароматизированных высококипящих дистиллятов при невысоком давл. и t 470…540 °С. Основное целевое назначение коксования — произ-во нефт. коксов разл. марок в зависимости от кач-ва перерабатываемого сырья. Побочные продукты коксования — малоценный газ, бензины низкого кач-ва и газойли.

Пиролиз — высокотемпературный (750…800 °С) терм-з газообразного, легк. или ср.-дистил. углев-дного сырья, проводимый при низком давл. и исключительно малой продолжительности. Осн. целевым назначением пиролиза явл. произ-во алкенсодерж. газов. В кач-ве побочного продукта при пиролизе получают высокоароматизированную жид-сть широкого ФС с большим содерж-ем алкенов.

Процесс получения техн. углерода (сажи) — исключительно высокотемпературный (свыше 1200 °С) терм-з тяж.

высокоароматизированного дистил. сырья, проводимый при низком давл. и малой продолжительности. Этот процесс можно рассматривать как жесткий пиролиз, направленный не на получение алкенсодерж. газов, а на произ-во твердого высокодисперсного углерода — продукта глубокого термического разложения углев-дного сырья, по существу на составляющие элементы.

Процесс получения нефт. пеков (пекование) — новый внедряемый в отеч. нефтеперераб. процесс терм-за (карбонизации) тяж. дистил. или остаточного сырья, проводимый при пониженном давл., умеренной t (360…420 °С) и длительной продолжительности. Помимо целевого продукта — пека — в процессе получают газы и керосино-газойлевые фр-и.

Процесс получения нефт. битумов — ср.-температурный продолжительный процесс окислительной дегидроконденсации (карбонизации) ТНО (гудронов, асфальтитов ДА), проводимый при атмосферном давл. и t 250…300 °С.

Основы хим. термодинамики термолитических рций углев-дов. В термол. процессах и КП нефтеперераб.

одновр. и совместно протекают как эндотермические р-ции кр-га (распад, дегид-е, деал-е, деполимеризация, дегидроциклизация), так и экзотермические р-ции синтеза (гид-е, ал-е, полимеризация, конденсация) и частично р-ции ИЗ с малым тепловым эффектом. Об этом свидетельствует то обстоятельство, что в продуктах терм-за (и кат-за) нефт.

сырья всегда содержатся углев-ды от низко- до высокомолекулярных: от в-да и сухих газов до смолы пиролиза, КО и кокса или дисперсного углерода (сажи). В зависимости от температуры, давл. процесса, ХС и ММ сырья возможен терм-з с преобладанием или р-ций кр-га, как при газофазном пиролизе низкомолекулярных углев-дов, или р-ций синтеза, как в жидкофазном процессе коксования ТНО. Часто термол. процессы и КП в нефте- и газоперераб. проводят с подавлением нежелательных р-ций, осложняющих нормальное и длительное функционирование технол. процесса. Так, гидрогенизационные процессы проводят в среде избытка в-да с целью подавления р-ций коксообразования.

Из курса физ. химии известно, что термодинамическая вероятность протекания хим. р-ций, независимо от того, явл.

они или нет термическими или катал. (поскольку кат-р не влияет на равновесие р-ций), определяется знаком и величиной изменения свободной энергии Гиббса (Z) j-й р-ции.

Если ур-ние какой-либо (j-й) хим. р-ции написать в виде где i — номер хим. вещества А; j — номер р-ции; m — общее число участвующих в р-ции хим. в-в Аi, s — число независимых р-ций; ij — стехиометрический коэф.

при Аi в j-й р-ции (со знаком плюс для конечных и минус для исходных веществ), то изменение свободной энергии Гиббса для этой р-ции можно рассчитать как где Z A — свободная энергия обр-я Аi в-ва из элементов*.

Изменение энергии Гиббса связано с константой равновесия Кр этой р-ции след. зависимостью:

где R — газовая постоянная; Т — t, К.

В качестве примера можно привести р-цию дегидроциклизации н-гексана С6Н14 = С6Н6 + 3Н2, для к-рой Отрицательное значение Zj при t Т и давл. р означает, что при этих условиях данная (j-я) хим. р-ция может протекать самопроизвольно. При этом чем больше абс. значение отрицательной величины Zj, тем больше вероятность протекания р-ции и тем больше будут равновесные концентрации ее продуктов.

Значение ZАj для всех углев-дов зависит от молекулярной структуры и существенно возрастает с ростом их ММ и повышением t (кроме ацетилена). Из этих данных следует вывод о том, что высокомолекулярные углев-ды, обладающие, по ср. с низкомолекулярными, большим запасом энергии обр-я ZАj термически менее стабильны и более склонны к р-циям распада, особенно при высоких t терм-за.

Поскольку в р-циях кр-га из исходных высокомолекулярных углев-дов образуются низкомолекулярные, а при синтезе наоборот, то эти 2 группы р-ций терм-за должны антибатно различаться не только по тепловым эффектам (эндо- и экзотермические), но и по температурной зависимости энергии Гиббса Zj. Так, значения Zj с ростом t уменьшаются для эндотермических р-ций кр-га углев-дов и повышаются для экзотермических р-ций синтеза. Это означает, что термодинамическая вероятность протекания р-ций возрастает в эндотермических р-циях кр-га с повышением t, а в экзотермических р-циях синтеза — наоборот, при понижении t. По этому признаку р-ции кр-га явл. термодинамически высокотемпературными, а синтеза — термодинамически низкотемпературными.

Кач-венно аналогичный вывод вытекает и из принципа Ле-Шателье: повышение t способствует протеканию эндотермических р-ций слева направо, а экзотермических р-ций — в обратном направлении.

Для р-ций, идущих с изменением мольности, т. е. объема системы, на состояние равновесия оказывает влияние не только t, но и давл. Исходя из принципа Ле-Шателье следует, что повышение давл. способствует р-циям синтеза, идущим с уменьшением объема. Наоборот, для р-ций кр-га, идущих с увеличением объема, благоприятны низкие давл. Для р-ций, протекающих без изменения объема, таких как ИЗ или замещение, давл. не оказывает влияния на их равновесие.

Т. о., термодинамический анализ позволяет прогнозировать компонентный состав и подсчитать равновесные концентрации компонентов в продуктах р-ций в зависимости от условий проведения термол. просессов, а также КП. Но компонентный состав и концентрации продуктов хим. р-ций в реальных пром. процессах не всегда совпадают с рез-тами расчетов.

При проектировании, математическом моделировании, оптимизации, науч. иссл. и решении проблем интенсификации хим.-технол. процессов принято пользоваться кинетическими закономерностями хим. р-ций. Не следует противопоставлять хим. кинетику и хим. термодинамику. На основе термодинамических закономерностей устанавливается в целом наиб. благоприятная, с т. зр. выхода целевого продукта, обл. протекания хим. р-ций. Хим. же кинетика позволяет в термодинамически разрешенной области рассчитать концентрации (не равновесные, а кинетические) продуктов р-ций, мат. баланс, геометрические размеры реакционных аппаратов и оптимизировать технол. параметры процессов.

Осн. положения механизма термолитических р-ций нефт. сырья. В учебных дисциплинах «Химия нефти»

и «Теоретические основы химических процессов переработки нефти» подробно рассмотрены химизмы и механизмы р-ций, протекающих как в термол. процессах, так и в КП.

Ниже в тезисной форме отметим след. закономерности:

— в основе процессов терм-за нефт. сырья лежат р-ции крга (распада) и поликонденсации (синтеза), протекающие через промежуточные стадии по радикально-цепному механизму;

— в р-циях кр-га ведущими явл. короткоживущие радикалы алкильного типа, а поликонденсации — долгоживущие бензильные или фенильные радикалы.

Осн. выводы по химизму газофазного терм-за разл. классов углев-дов сводятся к след.:

1. Алканы подвергаются р-циям распада на предельные и алкены. ММ полученных углев-дов постоянно снижается за счет последовательного кр-га.

2. Алкены полимеризуются и вступают в р-цию деструктивной полимеризации. В меньшей степ. выражена р-ция деполимеризации. Возможна также р-ция циклизации.