Федеральное агентство по образованию
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….6 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР………………………………………………….8 1.1. СУЩНОСТЬ ПРОЦЕССА ПЕРЕГОНКИ…………………………8 1.2. МЕТОДЫ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ………………………………...10 1.2.1. Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением…………………………………...10 1.2.2. Перегонка нефти в присутствии испаряющегося агента….12 1.2.3. Перегонка нефти в вакууме…………………………………14 1.2.4. Азеотропная и экстрактивная ректификация………………14 1.3. РЕКТИФИКАЦИОННЫЕ КОЛОННЫ…………………………...17 1.3.1. Устройство и принцип действия ректификационных колонн………………………………………………………...17 1.3.2. Типы ректификационных колонн…………………………...19 1.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ……………………………………………...22 1.4.1. Атмосферные установки…………………………………….22 1.4.2. Вакуумные установки………………………………………..26 1.4.3. Атмосферно-вакуумная установка………………………….28 1.4.4. Комбинированная установка первичной переработки нефти………………………………………………………….31 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………...32 2.1. Технологическая схема установки…………………………………32 2.2. Материальный баланс установки…………………………………..32 2.3. Описание атмосферной колонны…………………………………..41 2.4. Физические характеристики по высоте колонны…………………42 2.4.1. Давление……………………………………………………...42 2.4.2. Плотность и молекулярный вес……………………………..43 2.4.3. Температура…………………………………………………..45 2.5. Доля отгона сырья на входе в колонну…………………………….51 2.6. Тепловой баланс колонны…………………………………………..53 2.7. Внутренние материальные потоки в колонне……………………..55 2.7.1. Верхнее сечение колонны…………………………………...55 2.7.2. Среднее сечение колонны…………………………………...60 2.7.3. Нижнее сечение колонны……………………………………63 2.8. Диаметр колонны……………………………………………………66 2.9. Уточнение температур вывода боковых фракций………………...69 2.9.1. Уточнение температуры вывода керосина…………………69 2.9.2. Уточнение температуры вывода дизтоплива………………72 2.10. Расчет стриппинг-секций………………………………………….75 2.10.1. Расчет стриппинг-секции керосина………………………..76 2.10.2. Расчет стриппинг-секции дизтоплива……………………..78 2.11. Высота колонны……………………………………………………81 2.12. Диаметры штуцеров………………………….……………………82 2.12.1. Ввод сырья в колонну………………………………………83 2.12.2. Вывод бензина………………………………………………83 2.12.3. Вывод мазута………………………………………………..84 2.12.4. Ввод водяного пара…………………………………………84 2.12.5. Вывод первого циркуляционного орошения……………...85 2.12.6. Ввод первого циркуляционного орошения……………….85 2.12.7. Вывод второго циркуляционного орошения……………...85 2.12.8. Ввод второго циркуляционного орошения………………..86 2.12.9. Вывод дизтоплива в стриппинг……………………………86 2.12.10. Ввод паров из стриппинга дизтоплива…………………..87 2.12.11. Вывод керосина в стриппинг……………………………..87 2.12.12. Ввод паров из стриппинга керосина……………………..87 2.12.13. Ввод водяного пара в стриппинг керосина……………...88 2.12.14. Вывод керосина из стриппинга ………………………….88 2.12.15. Вывод паров из стриппинга керосина……………………88 2.12.16. Ввод водяного пара в стриппинг дизтоплива……………89 2.12.17. Вывод дизтоплива из стриппинга …………………..89 2.12.18. Вывод паров из стриппинга дизтоплива……………90 ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Кривые ИТК и ОИ………………………………………91 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………….92
ВВЕДЕНИЕ
Нефтеперерабатывающая промышленность относится к числу стратегически важных отраслей хозяйства многих стран мира. В последние годы в мировой нефтеперерабатывающей промышленности происходили заметные концептуальные, территориальные, структурные сдвиги. Основными факторами развития нефтеперерабатывающей промышленности являются: рост экономики по регионам мира, требования экологического характера, объемы поставок и качественные характеристики исходного сырья – сырой нефти. Для современной нефтеперерабатывающей промышленности мира характерны рост суммарных мощностей и объемов переработки, снижение уровня показателей рентабельности, рост удельных капиталовложений, вызванный требованиями к охране окружающей среды и необходимостью перерабатывать сырье с худшими качественными показателями. Мировые мощности по переработке нефти с 1990 г. традиционно превышают мировые объемы добычи нефти. [1] Основным процессом нефтепереработки является процесс первичной перегонки нефти. Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [5]. Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья.[4] Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты: 1. Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана. Количество продукта зависит от того, насколько глубоко была стабилизирована нефть на промысловых установках. При переработке нефти с большим содержанием газа пропан-бутановая фракция выводится с перегонной установки не только в жидком, но и в газообразном виде. После очистки от сернистых соединений прямогонный сжиженный газ может использоваться как бытовое топливо. Углеводородный газ является также сырьем газофракционирующих установок. 2. Бензиновая фракция. Перегоняется в пределах 30—180 °С. Используется в качестве компонента товарного автобензина, как сырье установок каталитического риформинга. Узкие фракции прямогонного бензина, полученные на установках и блоках вторичной перегонки, являются сырьем для выработки индивидуальных ароматических углеводородов—бензола, толуола, ксилолов. 3. Керосиновая фракция. Перегоняется в пределах 120—315 °С, в зависимости от того, для какой цели применяется керосин: в качестве топлива реактивных авиационных двигателей, для освещения или как горючее для тракторных карбюраторных двигателей. Керосиновая фракция нуждается в очистке от сернистых соединений, которую проводят на специальных установках гидроочистки. 4. Дизельная фракция. Перегоняется в пределах 180—350 °С. Ранее дизельную фракцию называли атмосферным газойлем. Фракция используется как топливо для дизельных двигателей, установленных на автомобилях, тракторах, тепловозах, судах морского и речного флота. Дизельная фракция, полученная из сернистых нефтей, нуждается в очистке от серы, которая проводится с применением гидрогенизационного метода. 5. Мазут. Перегоняется при температуре выше 350 °С. Используется в качестве котельного топлива, является сырьем установок термического крекинга.[6]
1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР
1.1. СУЩНОСТЬ ПРОЦЕССА ПЕРЕГОНКИ
Дистилляцией или перегонкой называется процесс разделения смеси взаимно растворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения как друг от друга, так и от исходной смеси. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется. Получаемые пары отбираются и конденсируются. Перегонкой получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. Перегонка может быть осуществлена однократным, многократным или постепенным испарением При однократном испарении взаимно растворимых жидкостей и последующей конденсации паров получают две фракции: легкую, в которой содержится больше низкокипящих фракций, и тяжелую, в которой содержится меньше низкокнпящих фракций, чем в исходном сырье. Следовательно, при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой – высококипящими компонентами. Однако достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продукты, кипящие в заданных температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. Поэтому после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации. Ректификацией называется диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счет противоточного, многократного контактирования паров и жидкости, Контактирование паров и жидкости осуществляется в вертикальных цилиндрических аппаратах – ректификационных колоннах, снабженных специальными устройствами — ректификационными тарелками или насадкой, — позволяющими создать тесный контакт между паром, поднимающимся вверх по колонне, и жидкостью, стекающей вниз. В среднюю часть в виде пара, жидкости или парожидкостной смеси подается сырье, которое необходимо разделить на две части – высококипящую и низкокипящую. В простейшем случае исходное сырье состоит из двух компонентов (например, бензола и толуола, бутана и изобутана и др.). Однако чаще сырье представляет собой многокомпонентную смесь, которую с помощью ректификации надо разделить на два продукта, один из которых содержит в основном низкокипящие компоненты, а другой — высококипящие. Зона, в которую подается сырье, носит название эвапорационной, так как а ней происходит эвапорация — однократное испарение нагретой в печи или теплообменнике смеси на паровую и жидкую фазы. В некоторых случаях эвапорационная зона отделена от колонны, и эвапорация производится в самостоятельном аппарате. Однако у большинства колонн, в частности на установках первичной перегонки, однократное испарение и ректификация совмещаются. Принцип работы промышленной ректификационной колонны аналогичен лабораторной. В работающей ректификационной колонне через каждую тарелку проходят четыре потока: § жидкость—флегма, стекающая с вышележащей тарелки; § пары, поступающие с нижележащей тарелки; § жидкость-флегма, уходящая на нижележащую тарелку; § пары, поднимающиеся на вышележащую тарелку. Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равновесия, однако, вступая в соприкосновение, стремятся к этому состоянию. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и поэтому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадает в зону более низкой температуры и часть высококипящего продукта из этого потока конденсируется, переходя в жидкость. Концентрация высококипящего компонента в парах таким образом понижается, а низкокипящего – повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно изменяется. Часть ректификационной колонны, которая расположена выше ввода сырья, называется концентрационной, а расположенная ниже ввода — отгонной. В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс ректификации. С верха концентрационной части в паровой фазе выводится целевой продукт необходимой чистоты — ректификат, а с низа — жидкость, все еще в достаточной степени обогащенная низкокипящим компонентом. В отгонной части из этой жидкости окончательно отпаривается низкокипящий компонент. В виде жидкости с низа этой части колонны выводится второй целевой компонент — остаток. Для нормальной работы ректификационной колонны необходимо, чтобы с верха колонны на нижележащие тарелки непрерывно стекала жидкость (флегма). Поэтому часть готового продукта (ректификата) после конденсации возвращается на верхнюю тарелку колонны в виде так называемого орошения. С другой стороны, для нормальной работы колонны необходимо, чтобы с низа колонны вверх непрерывно поднимались пары. Чтобы создать в колонне паровой поток, часть уходящего из колонны остатка подогревается, испаряется и возвращается обратно в колонну.[6]
1.2. МЕТОДЫ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ
1.2.1. Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением
При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая. Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе. Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. О плохой четкости разделения при однократном испарении нефти можно судить по рис. 1.1, где изображены кривые разгонки фракций 40 — 285°С. На рисунке обозначены линиями 1 — исходная фракция (обобщенная); 2, 3 и 4 — легкие фракции паровой фазы; 5 и 6 — тяжелые фракции жидкой фазы. Из рисунка следует, что температурные пределы выкипания полученных продуктов мало отличаются друг от друга.
Кривые разгонки фракций 40 — 285°С
Рис. 1.1 Кривые разгонки с однократным и многократным испарением
Рис. 1.2
Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением (рис. 1.2), то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении (линия 2 на рисунке) выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении (линия 1). Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья.
Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рис. 1.3.
Рис. 1.3
Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается в состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.[2]
1.2.2. Перегонка нефти в присутствии испаряющегося агента
Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющий агент. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами. В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу — высококипящий остаток. Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего — водяной пар. В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10 — 20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350 — 450°С под давлением 2 — 3ат). Влияние водяного пара заключается в следующем: · интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов; · создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара. Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в парообразное состояние. В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство перегретого пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, т.к. сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогазовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого нефтепродукта от газового потока. Удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции — лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т.к. это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры, и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с инертным газом. Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-газойлевую фракцию.[2]
1.2.3. Перегонка нефти в вакууме
В результате перегонки нефти при атмосферном давлении и температуре 350 — 370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистилляторов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410 — 420°С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500°С (в пересчете на атмосферное давление). Нагрев мазута до 420°С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляторы затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистилляторов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и др. Существующие промышленные установки способны поддерживать рабочее давление в ректификационных колоннах 20 мм рт. ст. и ниже.
1.2.4. Азеотропная и экстрактивная ректификация
Рассмотренные методы перегонки нефти дают достаточно четкие разделения компонентов, однако оказываются непригодными, когда из нефтяных фракций требуется выделить индивидуальные углеводороды высокой чистоты (96 — 99%), которые служат сырьем для нефтехимической промышленности (бензол, толуол, ксилол и др.) Для выделения вышеназванных углеводородов требуются специальные методы перегонки: азеотропная или экстрактивная ректификация. Эти методы основаны на введении в систему постороннего вещества увеличивающего разницу в летучести разделяемых углеводородов, что позволяет при помощи ректификации выделить индивидуальный углеводород высокой чистоты. Показателем летучести чистых углеводородов является давление их насыщенных паров при данной температуре или температура кипения при атмосферном давлении. Таким образом, чем больше разница в температурах кипения углеводородов, тем легче разделить их обычной перегонкой. Однако если углеводороды отличаются по химическому строению, то можно использовать специальные виды перегонки, изменяющие летучесть этих углеводородов. Летучесть (u1) может быть определена как отношение мольных долей углеводородов в паровой и жидкой фазах:
u 1= y 1/ х 1
где y1 и х1 — мольные доли углеводорода соответственно в паровой и жидкой фазах. Легкость разделения углеводородов перегонки зависит от их относительной летучести. Относительная летучесть двух углеводородов (a) определяется соотношением их летучестей (u1 и u2), т. е.
a= u 1/ u 2= y 1 х 2/ y 2 х 1.
Согласно законам Рауля и Дальтона
y 1= P 1 x 1/ p и y 2= P 2 x 2/ p,
где P1 и P2 — давление насыщенных паров углеводородов, x1 и x2 — мольные доли углеводородов в жидкой фазе, p — общее давление в системе. Отсюда
a = P 1 x 1/ px 1: P 2 x 2/ px 2= P 1/ P 2.
Таким образом, относительная летучесть углеводородов в идеальном растворе равняется отношению давлений насыщенных паров чистых компонентов при температуре кипящей смеси, и чем ближе она к единице, тем сложнее разделить эти углеводороды перегонкой. Если вводимый для увеличения разницы в летучести разделяемых углеводородов третий компонент менее летуч, чем исходные углеводороды, то его называют растворителем и вводят сверху ректификационной колонны и выводят снизу вместе с остатком. Такая ректификация называется экстрактивной. Растворитель должен иметь достаточно высокую температуру кипения, чтобы компоненты, полученные с растворителем в виде одной фазы, можно было легко отделить от него при помощи перегонки. Он должен хорошо растворять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно большого отношения растворитель/смесь и не образовывалось двух жидких фаз (расслаивание) на тарелке. При экстрактивной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве растворителя применяют фенол, крезолы, фурфурол, анилин и алкилфталаты. Если добавляемое вещество более летуче, чем исходные компоненты, то его вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта. Такую ректификацию называют азеотропной. В этом случае вводимое вещество образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Это вещество называют уводителем. Последний должен обеспечивать образование постоянно кипящей смеси (азеотропа) с одним или несколькими компонентами разгоняемой смеси. Уводитель образует азеотропную смесь вследствие молекулярных различий между компонентами смеси. При азеотропной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве уводителей применяют метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества, образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси. Уводитель должен иметь температуру кипения близкую к температуре кипения отгоняемого вещества. Это позволяет получить заметную разницу между температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Уводитель должен также легко выделяться из азеотропной смеси. Весьма часто разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать на основании лишь температурной разницы. Это объясняется большим отклонением системы от идеальной. Парциональное и общее давления над идеальным раствором при данной температуре отличаются от величин, вычисленных по закону Рауля. Для оценки этого отклонения вводят поправочный коэффициент, который фактически является коэффициентом активности, т. е.
p 1= j 1 P 1 x 1.
Коэффициент активности j является функцией физико-химических свойств всех остальных компонентов смеси и их концентраций. Для некоторых смесей в присутствии разделяющего агента подлежащие ректификации компоненты из-за их различной растворимости по-разному отклоняются от законов идеальных растворов, поэтому их коэффициенты активности различны. Установлено также, что коэффициент активности каждого компонента увеличивается по мере увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для различных компонентов смеси в разной степени. Таким образом, для реальных смесей относительная летучесть равна отношению давления насыщенных паров и коэффициентов активности:
a = j 1 P 1/ j 2 P 2.
Важное значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций имеет подготовка сырья, которое должно выкипать в весьма узких пределах, т. е. установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка предварительного разделения смеси посредством обычной ректификации. [2]
1.3. РЕКТИФИКАЦИОННЫЕ КОЛОННЫ
1.3.1. Устройство и принцип действия ректификационных колонн
Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия. Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Классическая схема такой установки указана на рис. 1.4.
Схема установки для периодической ректификации
Рис. 1.4
Сырье поступает в перегонный куб 1 на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т.д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки. Далее на рисунке: 2 — ректификационная колонна, 3 — конденсатор-холодильник, 4 — аккумулятор, 5 — холодильник, 6 — насосы. Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема такой установки показана на рис. 1.5.
Схема установки для непрерывной ректификации двухкомпонентной смеси
Рис. 1.5
Сырье через теплообменник 1 поступает в подогреватель 2 и далее на разные уровни ректификационной колонны 3. Нижние фракции разогревают в кипятильнике 4 и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник 5, и далее из аккумулятора 6 частично назад в колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легких фракций. В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента. В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, называется тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификационной колоны обязательны подача орошения наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отгонную секцию.[2]
1.3.2. Типы ректификационных колонн
В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бензина, газофракционирования на установках крекинга и гидрогенизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов. Для равномерного распределения паров и жидкости в насадочных колоннах — 1 (рис. 1.6.) в качестве насадки — 2 применяют шары, призмы, пирамиды, цилиндры из различных материалов (обычно из прессованной угольной пыли) с наружным диаметром от 6 до 70 мм и отношением площади поверхности к объему от 500.
Схема насадочной колонны
Рис. 1.6
Насадку помещают насыпом на специальные тарелки — 4 с отверстиями для прохождения паров и стекания флегмы — 3. Целью применения насадки является повышение площади соприкосновения флегмы и паров для взаимного обогащения. Для правильной работы насадочной колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и паров по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров, равномерно распределенные слои насадки и строгая вертикальность колонны. На практике достигнутое вначале равномерное распределение паров и флегмы нарушается, т. к. пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи с этим насадка и разбивается на несколько слоев, а тарелки, на которых размещается насадка, имеют специальную конструкцию, позволяющую снова равномерно перераспределять потоки после каждого слоя насадки. Эффективность использования насадочных колонн очень высока но есть и неудобства: насадку периодически приходится изымать из колоны с целью очищения от смолистых частиц со временем покрывающих насадку и ухудшающих ее смачиваемость, к тому же применение насадочных колонн выдвигает очень жесткое требование выдержки определенного давления пара и количества поступающей флегмы. В случае падения давления пара в колонне происходит ускорение стекания флегмы и резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В случае превышения давления пара замедляется стекание флегмы, что приводит к ее скоплению в верхних слоях насадки и запиранию паров в нижней части колонны («захлебыванию» колонны). Это приводит к еще большему повышению давления пара в нижней части колонны, и, в критический момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колонны. Следствием «захлебывания» колонны также является резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В тарельчатых колоннах 1 (рис. 1.7) для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок специальной конструкции.
Схема тарельчатой колонны
Рис. 1.7 Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам 3, причем перегородки 4 поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока. Конструкции тарелок разнообразны. Применяют сетчатые, решетчатые, каскадные, клапанные, инжекционные и комбинированные тарелки. Конструкцию тарелок выбирают исходя из конкретных технологических требований (степень четкости разделения фракций, требование к интенсивности работы, необходимость изменения внутренней конструкции колонны, частота профилактических и ремонтных работ и др.) В некоторых процессах переработки нефти (например переработка с попутным отделением воды (паров), переработка с предварительным отделением тяжелейших фракций нефти) применяют роторные колонны 1 (рис. 1.8) с высокой производительностью.
Схема роторной колонны
Рис. 1.8
Тарелки такой колонны представляют собой конические щитки с углом наклона 40°, с чередованием тарелок закрепленных к стенкам колонны — 2 и тарелок закрепленных к центральному вращающемуся валу — 3. Таким образом вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Вращение тарелок происходит от привода — 4 со скоростью 240 об/мин. Флегма спускается сверху— 5 по неподвижной тарелке и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны и дальше — на низлежащую тарелку. Далее процесс повторяется. Пары движутся сквозь флегму противотоком. К тому же большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии, что приводит к высокой испаряемости самой флегмы. Расстояние между тарелками всего 8 – 10 мм, что позволяет строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%) КПД. В колонну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого поддерживается нагревателем — 6. Указанная конструкция очень удобна в использовании, практически не требует ремонта и профилактических работ, долговечна и не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов.[2]
1.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ
1.4.1. Атмосферные установки
Атмосферные и вакуумные трубчатые установки существуют независимо друг от друга или комбинируются в составе одной установки. Существующие атмосферные трубчатые установки подразделяются в зависимости от их технологической схемы на следующие группы [3]: § установки с однократным испарением нефти; § установки с двукратным испарением нефти; § установки с предварительным испарением легких фракций.
Принципиальная схема установки с однократным испарением приводится на рис. 1.9.
Схема установки с однократным испарением
I —нефть; II —газ; III —бензин; IV— керосин; V —дизельная фракция; VI— мазут; VII —вода.
Рис. 1.9
Нефть из промежуточного парка или непосредственно с установки ЭЛОУ забирается сырьевым насосом и пропускается через теплообменники и трубчатую печь в ректификационную колонну. В эвапорационном пространстве происходит однократное испарение нефти. Пары нефти затем разделяют ректификацией на целевые фракции, а из жидкости также с применением процесса ректификации удаляют легкокипящие фракции. Достоинством схемы с однократным испарением является то, что легкие и тяжелые фракции испаряются совместно. Это способствует более глубокому отделению тяжелых компонентов при относительно низких (300—325°С) температурах подогрева нефти. Установки однократного испарения компактны, имеют малую протяженность трубопроводов, требуют меньше, чем другие установки, топлива. Недостатки схемы с однократным испарением следующие: § при перегонке нефтей с повышенным (выше 15%) содержанием бензиновых фракций значительно увеличивается давление в теплообменниках и трубах печного змеевика, что приводит к необходимости применять более прочную и металлоемкую аппаратуру, увеличивать давление в линии нагнетания сырьевого насоса; § если на перегонку подается нефть, из которой плохо удалена вода, то это также приводит к повышению давления в печи и может вызвать повреждение фланцевых соединений печных труб; § если перегоняемая нефть недостаточно хорошо обессолена, то при ее нагреве в трубах печи будут отлагаться минеральные соли, из-за этого происходят местные перегревы в змеевиках печей, что в конечном итоге может приводить к аварии – прогару труб; § при переработке сернистых и плохо обессоленных нефтей необходимо защищать от коррозии мощную основную колонну, что приводит к повышению расхода высоколегированной стали и цветных металлов.
Схема установки с двукратным испарением приводится на рис. 1.10.
Схема установки с двукратным испарением
I —нефть; II —газ: III —бензин; IV— керосин; V —дизельная фракция; VI— мазут.
Рис. 1.10
Нагретая в теплообменниках нефть подается в так называемую отбензинивающую ректификационную колонну, где происходит испарение нефти. Количество образующихся паров невелико, поскольку нефть нагрета только до 200—220°С. В парах в основном содержатся легкие бензиновые фракции. На ректификационных тарелках отбензинивающей колонны бензин отделяется от более тяжелых фракций и в виде паров уходит из колонны. Вместе с парами бензина удаляются пары воды, поступившей на установку АТ с нефтью, и газы. Полуотбензиненную нефть забирают насосом и через трубчатую печь подают в основную, атмосферную колонну, где происходит повторное испарение нефти и ректификация паров с выделением тяжелого бензина (смешиваемого затем с бензином, получаемым в отбензинивающей колонне), керосиновой и дизельной фракции. Остатком является мазут. При двукратном испарении газ, вода и значительная часть бензина удаляются из нефти до ее поступления в печь. Это обстоятельство облегчает условия работы как печи, так и основной ректификационной колонны и является основным преимуществом схемы с двукратным испарением. Схема с двукратным испарением особенно удобна в тех случаях, когда часто происходит изменение типа перерабатываемой нефти. На установках двукратного испарения устранены недостатки, характерные для установок однократного испарения. Недостатки данной схемы: § Чтобы достичь такой же глубины отбора дистиллятов, как при однократном испарении, нефть на установках двукратного испарения приходится нагревать до более высокой температуры (360—370 °С). § На установке с двукратным испарением удваивается количество ректификационных колонн, загрузочных насосов, растут размеры конденсационной аппаратуры.
Промежуточное положение занимает схема с предварительным испарением (рис. 1.11).
Схема установки с предварительным испарением
I —нефть; II —газ; III —бензин; IV —керосин; V— дизельная фракция; VI —мазут; VII —вода.
Рис. 1.11
Нефть на установках этого типа после теплообменников поступает в предварительный испаритель (эвапораторатор – полый цилиндрический аппарат, где происходит однократное испарение и от нефти отделяются пары легких фракций. Жидкая часть подается через печь в ректификационную колонну. Сюда же поступают пары легких фракций из эвапоратора. Испарение при этой схеме происходит дважды, а ректификация проводится совместно для всех отгоняемых фракций, как и по схеме с однократным испарением. Преимуществом схемы с предварительным испарением является возможность снизить давление в печи, благодаря тому, что в эвапораторе отгоняются легкие фракции. Недостаток схемы – увеличение размеров основной колонны, поскольку все пары, отделенные в эвапораторе направляются в ту же колонну, что и пары, полученные в печи.
1.4.2. Вакуумные установки
На установках и блоках вакуумной перегонки также применяются схемы однократного и двукратного испарения. Наиболее распространены вакуумные блоки с однократным испарением мазута (рис. 1.12).
Схема установки вакуумной перегонки мазута с однократным испарением
I —мазут; II —водяной пар; III —несконденсировавшиеся газы и пары; IV, V, VI— масляные погоны; VII— гудрон.
Рис. 1.12
Они построены на большинстве отечественных нефтеперерабатывающих заводов. Но, как показал опыт эксплуатации, на таких блоках не удается получить хорошо отректифицированные вакуумные дистилляты с четкими пределами перегонки, необходимые для получения качественных масел. Добиться улучшения четкости вакуумных дистиллятов можно за счет увеличения числа ректификационных тарелок в вакуумной колонне. Однако такое решение неприемлемо, поскольку при увеличении числа тарелок снижается вакуум, повышается температура на нижних тарелках колонны, может понизиться глубина отбора и ухудшиться качество дистиллятов. Более рациональный путь улучшения качества вакуумных дистиллятов – перегонка по схеме двукратного испарения (рис. 1.13).
Схема установки вакуумной перегонки мазута с двукратным испарением
I —мазут; II —водяной пар; III —несконденсировавшиеся газы и пары; IV, V, VI— масляные погоны; VII— гудрон.
Рис. 1.13
Схема предусматривает отбор в первой колонне широкой масляной фракции, которая после повторного нагрева в печи разделяется во второй вакуумной колонне на фракции с более узкими пределами перегонки. При двухступенчатой вакуумной перегонке расходуются дополнительные количества топлива, пара, охлаждающей воды. Однако достигаемое улучшение качества масляных дистиллятов, а следовательно, и товарных масел компенсирует эти затраты.
1.4.3. Атмосферно-вакуумная установка
На нефтеперерабатывающих заводах применяются все описанные выше схемы перегонки нефти и мазута, строятся отдельно стоящие установки атмосферной и вакуумной перегонки, комбинированные атмосферно-вакуумные трубчатые установки. На рис. 1.14 приводится технологическая схема атмосферно-вакуумной установки производительностью 1 млн. т нефти в год, рассчитанной на переработку восточных сернистых нефтей и эксплуатирующейся на многих нефтеперерабатывающих заводах.
Схема атмосферно-вакуумной установки
I —нефть; II —газ; III— головка стабилизации; IV— фракция н. к.— 85 °С; V— фракция 85—180 °С; VI— фракция 180— 240 °С; VII - фракция 240-300 °С; VIII -фракция 300-350 °С; IX -первый погон вакуумной колонны (фракция < 350 °С); X -второй погон вакуумной колонны (фракция 350—400 °С); XI —третий погон вакуумной колонны (фракция 400—450 °С); XII — четвертый погон вакуумной колонны (фракция 450-490 °С); XIII -гудрон (фракция > 490 °С); XIV- водяной пар; XV-вола; XVI — щелочь; XV11— аммиачная вода.
Рис. 1.14
Нефть из резервуаров промежуточного парка забирают насосом Н-1 и пропускают двумя потоками через сырьевые теплообменники. Для предотвращения коррозии оборудования к нефти добавляют раствор щелочи. Первый поток нефти подогревается в Т-1— фракцией 180—240 °С, в Т-2— первым погоном вакуумной колонны, в Т-3 — фракцией 240—300 °С, в Т-4 — фракцией 300— 350 °С, в Т-7— третьим погоном вакуумной колонны, в Т-8— гудроном. Второй поток нефти проходит через теплообменники циркуляционного орошения атмосферной колонны Т-5, среднего циркуляционного орошения вакуумной колонны Т-6 и гудрона Т-9. После теплообменников нефть объединяется в один поток и поступает с температурой 220° С в первую, отбензинивающую колонну К-1. Верхний продукт колонны К.-1 — пары бензиновой фракции с концом кипения 120—150°С конденсируются в конденсаторе-холодильнике погружного типа ХК-1 и поступают в рефлюксную емкость Е-1, откуда часть верхнего продукта насосом Н-3 возвращается в К-1 в качестве орошения (флегмы), а балансовое количество насосом Н-5 подают на стабилизацию в стабилизатор бензина К-4 или выводят с установки. В рефлюксной емкости Е-1 происходит также выделение газа, который поступает на установки атмосферной перегонки вместе с нефтью. Вследствие наличия газа давление в рефлюксной емкости и отбензинивающей колонне повышенное, оно составляет 3—4 ат. Отбензиненную нефть — нижний продукт К.-1 — забирают насосом Н-2 и направляют в трубчатую печь П-1, полезная тепловая нагрузка которой составляет 16 млн. ккал/ч. Часть выходящего из печи потока возвращается в К.-1, внося дополнительное количество тепла, необходимое для ректификации. Остальная часть нагретой полуотбензиненной нефти поступает в основную атмосферную колонну К-2, где разделяется на несколько фракций. Температура нефти на входе в К-2 по проекту составляет 320°С, а на практике поддерживается более высокой – до 350°С. Для снижения температуры низа колонны и более полного извлечения из мазута светлых нефтепродуктов ректификацию в К.-2 проводят в присутствии водяного пара. Пар подается в нижнюю часть колонны в количестве 1,5—2% в расчете на остаток. С верха колонны К-2 уходят пары бензиновой фракции с концом кипения 180 °С, а также водяной пар. Пары поступают в конденсатор-холодильник ХК-2, после конденсации продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-2. Отстоявшийся от воды тяжелый бензин забирают насосом Н-6 и подают совместно с верхним погоном К-1 в К-4. Часть бензина из Е-2 возвращается в К-2 в качестве острого орошения. Из колонны К-2 выводятся также три боковых погона — фракции 180—240 °С, 240—300 °С и 300—350 °С. Эти погоны поступают первоначально в самостоятельные секции отпарной колонны К-3, где из боковых погонов в присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Освобожденные от легких фракций целевые продукты в жидком виде выводятся с установки, а пары легких фракций возвращаются в К.-2. Расход водяного пара составляет 1,5—2,0% в расчете на целевой продукт. Фракция 180—240°С выводится с установки через теплообменник Т-1 и холодильник Х-2. Фракции 240—300 и 300—350 °С также отдают в соответствующих теплообменниках избыточное тепло поступающей на установку нефти, охлаждаются в концевых холодильниках и выводятся с установки. Для улучшения условий работы колонны К-2 и съема избыточного тепла в колонне предусмотрен вывод циркулирующего орошения. Это орошение забирается с 20-й тарелки, проходит через теплообменник Т-5 и возвращается в К.-2 на 24-ю тарелку. Остаток из атмосферной колонны – мазут – забирают насосом Н-4 и подают в трубчатую печь /7-2, имеющую полезную тепловую мощность 8 млн. ккал/ч. Мазут, нагретый в печи до 420 °С, поступает в вакуумную колонну К-5. В колонне К-5 поддерживается остаточное давление 60 мм рт. ст., температура низа колонны – 385 °С. Для снижения температуры низа и облегчения условий испарения из гудрона легких компонентов в низ К-5 вводят водяной пар. С верха К-5 выводят водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов, которые поступают в барометрический конденсатор А-1, где охлаждаются водой и частично конденсируются. Несконденсированные газы отсасываются двухступенчатыми эжекторами. В вакуумной колонне предусмотрен отбор четырех боковых погонов: с 16, 12, 8 и 5-й тарелок. Эти погоны отбираются непосредственно с тарелок. Часть первых трех погонов после охлаждения возвращается в колонну в качестве циркулирующего орошения, предназначенного для съема избыточного тепла и улучшения условий ректификации. Остаток вакуумной колонны — гудрон откачивается насосом через теплообменники Т-8 и Т-9 и концевые холодильники с установки. На АСТ мощностью 1 млн. т в год имеются также колонна вторичной перегонки К-6, предназначенная для разделения бензина на узкие фракции, и стабилизатор К-4. Назначение стабилизатора – удалить из бензина легкие углеводороды (пропан и бутан). Колонна вторичной перегонки предназначена для разделения бензина на фракции н. к. – 85°С и 85 – 180°С. Близкую с описанной выше схему имеют и более крупные отечественные установки атмосферно-вакуумной перегонки.
1.4.4. Комбинированная установка первичной переработки нефти
На нескольких отечественных нефтеперерабатывающих заводах построены комбинированные установки обессоливания и атмосферной перегонки нефти, обессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки мощностью в 6 млн. т в год – ЭЛОУ-АТ-6 (рис. 1.15) и ЭЛОУ-АВТ-6.
Схема комбинированной установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6
Дата добавления: 2015-10-18; просмотров: 1107. Нарушение авторских прав; Мы поможем в написании вашей работы! Основные разделы работы участкового врача-педиатра Ведущей фигурой в организации внебольничной помощи детям является участковый врач-педиатр детской городской поликлиники...
Расчет концентрации титрованных растворов с помощью поправочного коэффициента При выполнении серийных анализов ГОСТ или ведомственная инструкция обычно предусматривают применение раствора заданной концентрации или заданного титра...
|
