Атмосферно-вакуумная перегонка нефти

Введение

Первые сведения о нефти появились почти пятнадцать веков назад, но до середины XIX века использование нефти промышленного значения не имело. Приблизительно в это же время в России начались интенсивные по­иски полезного применения нефти для нужд промышленности и сельского хозяйства.

В России в 1823 г. в Моздоке по проекту братьев Дубининых ив 1837 г. в селе Балаханы (Азербайджан) по проекту П. Воскобойникова были по­строены небольшие нефтеперегонные заводы, на которых в железных кубах осуществлялась перегонка нефти с целью получения осветительного керо­сина. В 60-х годах XIX века в районах Грозного и Баку были построены пер­вые нефтеперегонные заводы для промышленного производства керосина. В конце 70-х годов в Баку уже эксплуатировалось более 200 заводов, принад­лежащих отдельным лицам и фирмам. В XIX веке в России нефть была от­крыта только в районе Баку на Апшеронском полуострове и на Кавказе, и именно развитие этих двух районов положило начало российской нефтяной промышленности.

С открытием двигателя внутреннего сгорания Р. Дизелем началась но­вая эра применения светлых нефтепродуктов в промышленности. Широкое использование двигателей Р. Дизеля на нефтеналивных и военных судах резко увеличило потребность промышленности в нефтяном топливе. Л. Но­бель одним из первых поддержал Р. Дизеля в его изобретении и способст­вовал быстрому распространению дизельных двигателей. Кроме того, ком­пания Нобель нашла эффективное применение тяжелых фракций нефти в качестве дешевого топлива в паровых котлах после изобретения распыли­тельной форсунки для сжигания мазута. Это позволило резко увеличить прибыльность нефтяного бизнеса.

В 20-е и 30-е годы XX столетия в Баку были построены установки пер­вичной переработки нефти, причем некоторые установки вакуумной пере­гонки нефти работают до сих пор. По тем временам это позволило значи­тельно увеличить отборы фракций от нефти. Выбору оптимального варианта переработки способствует технологическая классификация нефтей. В ее ос­нову (табл. 1) положены:

- содержание серы в нефтях и светлых нефтепродуктах;

- выход фракций, выкипающих до 350°С;

- потенциальное содержание базовых масел;

- индекс вязкости базовых масел;

- суммарное содержание парафина.

Переработка нефти физическими и физико-химическими методами по­зволяет получить гамму продуктов топливного назначения и сырья для неф­техимического синтеза.

На первой стадии идет обезвоживание и обессоливание нефти, ее ректификация, т. е. разделение на фракции - бензиновую, светлые дистилляты, вакуумный газойль и гудрон (нефтяной остаток с началом кипения выше 538°С). Прямогонные бензиновые фракции поступают на риформинг, где происходит превращение парафиновых и циклических насыщенных углево­дородов в ароматические, и далее идут на смешение с другими бензиновыми фракциями для получения высокооктановых бензинов.

Таблица 1

Технологическая классификация нефтей

Етлых

По содержанию серы	По выходу светлых нефтепродуктов
Класс	Название	Содержание серы, мае. %
		в нефти	в бензине (н к-200°С)	в реактивном топливе (120-240° С)	В дизельном топливе (240-350°С)	Тип	Выход фракций до 350°С, мае. %
[	Малосернистые	<0,50	<0,15	<0,10	<0,20	Т,	>45
П	Сернистые	0,51-2,0	£0,15	<0,25	<1.0	Т2	30-44,9
ш	Высокосернистые	>2,0	>0,15	>0,25	>1,0	Т3	<30

Продолжение табл. 1

 

По содержанию базовых масел	По индексу вязкости базовых масел	По содержанию парафина
Группа			Вид	Название	Содержание парафина в нефти мае. %
Потенциальное содер-		Индекс вяз- кости
жание базовых ма, !
сел мае. % Подгруппа
на нефть	На мазут (выше 350°С)
М,	<25	<45	И1	>85	П1	Малопарафинистые	<1,50
М2	15-25 <45	И2	40-85	П2	Парафинистые	1,51-6,0
Мз	15-25	30-45			П3	Высокопарафинистые	>6,0
М4	<15	<30

Светлые дистилляты проходят стадию ректификации, где разделяются на керосиновую и дизельные фракции, затем поступают на установки гидроочистки для удаления сернистых и азотных соединений, после чего дистил­ляты готовы к использованию.

Вакуумный газойль поступает на установки каталитического крекинга и гидрокрекинга. Каталитический крекинг позволяет переработать вакуум­ный газойль в катализат с высоким содержанием светлых нефтепродуктов. Получают:

- тяжелый нефтяной газ с высоким содержанием пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций;

- бензин, имеющий высокое октановое число;

- легкий газойль, содержащий большое количество ароматических уг­леводородов.

Гидрокрекинг - это каталитический крекинг, идущий под высоким дав­лением и в присутствии водорода. В процессе гидрокрекинга получается большое количество светлых нефтепродуктов с низким содержанием серы.

На установке алкилирования сжиженные олефины, поступающие с ка­талитического крекинга, реагируют с изобутаном в присутствии кислотных катализаторов с получением высокооктанового компонента бензина.

Установки коксования при высокой температуре позволяют превратить тяжелое остаточное сырье в светлые нефтепродукты, такие как бензин и ди­зельные фракции. Кроме того, получается также твердый материал, называе­мый коксом.

Чтобы получить высококачественную серу, необходимо на заводе иметь несколько различных установок по удалению и получению серы. Та­кие установки наиболее эффективно работают, когда перерабатывается вы­сокосернистая нефть. Производство масел и парафинов имеется не на каж­дом заводе, что обусловлено качеством перерабатываемой нефти. Чтобы по­лучить высококачественные масла, необходимо вакуумные фракции нефти направить на установки экстракции и депарафинизации для получения базо­вых масел, которые затем смешивают с присадками, чтобы получить товар­ные смазочные масла.

В 50-е годы начали получать мазут с температурой начала кипения бо­лее 350°С, что было обусловлено большим спросом на керосино-газойлевые фракции, используемые как дизельное топливо, а также развитием процессов каталитического крекинга и риформинга, на которых бензин получался луч­шего качества. Целевым продуктом становится крекинг-остаток, который ис­пользуется как печное или котельное топливо. Большое значение приобрета­ет процесс легкого термического крекинга тяжелых нефтяных остатков (вис-брекинг) с целью снижения вязкости котельных топлив. Значение процесса термического крекинга под давлением для получения бензина резко умень­шается. Термический крекинг начинают использовать также с целью получе­ния высокоароматизированного сажевого сырья и а-олефинов.

В настоящее время процесс термического крекинга не является пер­спективным (за исключением, пожалуй, висбрекинга) и новые установки неся.

Процесс коксования применяют в нефтеперерабатывающей промыш­ленности начиная с 20-х годов, но в те годы целевым продуктом был кокс.

В 40-е годы начали осуществлять изомеризацию легких бензиновых фракций и увеличивать ресурсы изобутана путем изомеризации н-бутана. В настоящее время используют установки изомеризации в основном по перво­му варианту.

В 60-е годы повышение требований к качеству продуктов переработки нефти привело к широкому внедрению гидрогенизационных процессов, осо­бенно гидроочистки и гидрокрекинга.

В России широкое развитие получили процессы гидроочистки светлых нефтепродуктов, а не процессы гидрокрекинга и гидрообессеривания тяже­лых нефтяных фракций и остатков.

В результате на сегодняшний день в целом ряде регионов страны мы имеем тяжелую экологическую обстановку, вызванную использованием ме­стными тепловыми электростанциями сернистых мазутов.

Подготовка нефти

2. 1.1. Подготовка нефти на промыслах и ее транспортировка

Нефть, добываемая из земных недр, содержит растворенные газы, воду и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4 мас. %. Эти колебания зави­сят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, атмосферных условий и ряда других факторов.

Подготовка нефти на промыслах заключается в ее сепарации (сниже­нии давления с отделением попутных газов), обезвоживании с разрушением эмульсий и отстое от механических примесей.

На месторождениях нефть, как правило, подвергается двух- или трех­ступенчатой сепарации. Газы I ступени сепарации под давлением 0,6-0,7 МПа направляют на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ); газы II и III ступе­ней сепарации после компримирования также направляют на ГПЗ.

В зависимости от физических свойств нефти данного месторождения для более полного удаления попутного газа, а также лучшего разрушения эмульсии «вода-нефть» нефть перед последней ступенью сепарации подог­ревают. В этом случае, с одной стороны, улучшаются свойства нефти для дальнейшего транспорта, с другой - увеличивается объем выделяющихся га­зов, которые необходимо переработать на ГПЗ.

Попутные газы нефтедобычи являются ценным сырьем для нефтехи­мии, так как в них содержится значительное количество углеводородов С₂-С₅. Однако и сепарация нефти на промыслах не всегда достаточно полно обеспечивает выделение легких углеводородов из нефти, т. е. в нефти оста­ются углеводороды C₁-C₄, которые частично выделяются из нефти при ее

хранении и транспорте. В целях уменьшения потерь нефти, а также в целях получения дополнительного количества углеводородов Сз-C₅ используют процесс стабилизации нефти. В этом случае после отбора 2,2-3,2 мае. % уг­леводородов Сз-C₅ удается сохранить в нефти достаточное количество угле­водородов С₄-Сз, чтобы обеспечить в последующем необходимое качество бензинов.

На практике используют разные схемы подготовки нефти к транспорту и выделения легких углеводородов. Вариант схемы выбирают в зависимости от:

- конкретного географического расположения промыслов;

- содержания газов в нефти;

- условий и дальности транспорта нефти и газа;

- возможного строительства установок по подготовке нефти и газопе­рерабатывающих заводов.

На рис. 1.1 представлена наиболее распространенная схема первичной подготовки нефти, осуществляемой в целях организации ее транспорта на нефтеперерабатывающие заводы и получения легкого углеводородного сы­рья.

Рис. 1.1. Подготовка нефти на промыслах: 1-сепараторы; 2-компрессор; 3-отстойник; 4-насосы; 5-газоперераба-тывающий завод; 6-нефтестаби-лизационная установка; I-пластовая нефть; II, Ill-газы первой и второй сепарации; IV-нестабильная нефть; V-вода для закачивания в пласт; VI-метан; VII-этан; VIII-нестабильный бензин; IX-метан и этан; Х-стаби-лизованная нефть; XI-фракция легких углеводородов

Процесс стабилизации нефтей, предназначенный для удаления легких углеводородов, может быть осуществлен разными методами. Для стабилиза­ции только нефтей на промыслах применяют одноколонные установки, а двух колонные установки используют для стабилизации нефти в одной ко­лонне и стабилизации газового бензина в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов - более 1,5 мае. %.

На рис. 1.2 представлена одна из схем стабилизации нефти на действу­ющих установках.

 

-

 

•

Рис. 1.2. Стабилизация нефти на промыслах: 1-теплообменник; 2-печь; 3- насос; 4- ректификационная колонна; 5-конденсатор-холодильник; 6-емкость; I-нефть; П-несконденсировавшийся газ; Ill-широкая фракция легких углеводородов; IV-стабилизованная нефть

Нестабильная (сырая) нефть подогревается вначале в теплообмен­нике 1 потоком отходящей стабильной нефти, затем в печи 2 и поступает в ректификационную колонну 4 (стабилизатор). Легкие углеводороды, выхо­дящие с верха колонны, конденсируются в конденсаторе-холодильнике 5 и собираются в емкости 6, откуда они передаются потребителям как широкая фракция легких углеводородов. Стабильная нефть из куба колонны 4 прохо­дит теплообменник 1, где отдает тепло поступающей на установку сырой нефти, и направляется потребителям.

Ниже дан типичный состав широкой фракции легких углеводородов стабилизации нефти на установках такого типа в мас. %:

 

С₂ С₃ 2,0-3,2 17 -20
иизо-С₄

6-7

н-С₄

19-23

изо-С₅ 10-12

н-С₅ 12-14

С₆ и выше 20-32

В среднем отбор широкой фракции легких углеводородов составляет 2,5 мас. % на нестабильную нефть. С одной стороны, он ограничивается воз­можностью подогрева нефти в печи 2 до температуры ниже температуры, при которой разлагаются органические соединения серы, и образуется серо­водород; с другой - температурой конденсации паров легких углеводородов в конденсаторе-холодильнике 5. На ряде установок для увеличения отбора ши­рокой фракции используют схему с циркуляцией горячего кубового потока нефти через трубчатую печь.

В целях увеличения выхода углеводородов С4-С₅ при стабилизации нефти, но при одновременном уменьшении содержания в широкой фракции более тяжелых компонентов, используют схемы с двумя стабилизационными колоннами или устанавливают дополнительный сепаратор для кубового про­дукта стабилизационной колонны.

В России, как и в других странах, установки стабилизации нефти часто компонуют в едином технологическом комплексе, где перерабатывается по­путный нефтяной газ, а стабильная нефть используется в качестве абсорбента для извлечения из попутного газа газового бензина.

Нефть подвергается обезвоживанию: при неизменной концентрации солей в воде (без разбавления пресной водой) содержание воды уменьшается с 5-50 до 0,5-10 мае. %. В ряде случаев нефть вторично промывают чистой водой для удаления хлоридов и отстаивают в резервуарах. Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводят на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) на специальных электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

Нефть, поступающая с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы, должна соответствовать нормативам, приведенным в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Характеристика нефтей, поступающих с промыслов на НПЗ

Состав нефти	Класс нефти
Примеси	I	II	III
Хлориды, мг/л, не более
Вода, мае. %, не более	0,5	1,0	1,0
Механические примеси, мае. %, не более	0,05	0,05 | 0.05

 

В Росси нефть на нефтеперерабатывающие заводы доставляется в ос­новном трубопроводным транспортом. Только некоторые заводы могут при­нять нефть по железной дороге, причем, как правило, по ней доставляют в основном газоконденсат. Водным транспортом нефть на нефтеперерабаты­вающие заводы практически не доставляется.

Иначе обстоит дело при доставке нефтепродуктов покупателю. Нефтепродуктопроводов на территории России недостаточно, поэтому завод по трубам откачивает светлые нефтепродукты - бензин, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей - до ближайшей нефтебазы, которая нахо­дится в том же городе, что и завод. С нефтебаз все нефтепродукты отгружа­ются, как правило, железнодорожным транспортом. Темные нефтепродукты и часть светлых могут отгружаться железнодорожным транспортом прямо с завода. На некоторых заводах имеются продуктопроводы. Например, ПО «Нижний-Новгород нефтеоргсинтез» имеет трубопровод, по которому можно перекачивать светлые нефтепродукты из Нижнего Новгорода до западной границы России; из Рязани идет продуктопровод до Украины и т. д. Но надо отметить, что таких продуктопроводов мало.

Во время навигации в России нефтепродукты могут, перевозится по реке танкерами.

1.2. Подготовка нефти к переработке на нефтеперерабатывающих заво­дах

 

Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, увеличение межремонтных пробегов установок (особенно атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ), висбрекинга, термического крекинга и коксования), улучшение качества сырья для катали­тических процессов, а также товарных продуктов - топлив, битума и элек­тродного кокса.

Вода с растворенными в ней солями находится в извлеченной из пла­ста нефти в виде мелких капель размером от 1,6 до 250 мкм. Капли соленой воды сорбируют на поверхности естественные эмульгаторы, содержащиеся в нефти, нефтяные кислоты, асфальтено-смолистые вещества, микрокристаллы парафинов, механические примеси. Это затрудняет слияние и укрупнение капель. В настоящее время подготовка нефтей к переработке проводится в два этапа: на промысле и непосредственно на нефтеперерабатывающем предприятии.

На нефтеперерабатывающих заводах в результате подготовки нефти содержание в ней воды снижается до 0,1 мас. % и содержание солей до 3-5 мг/л. При содержании воды 0,1 мас. % и ниже в нефти остаются только мель­чайшие капли воды размером менее 4,3 мкм. Время осаждения таких капель велико, скорость осаждения их составляет 1*10^-7 м/с. Из-за низкой концен­трации капель частота их столкновения и вероятность укрупнения весьма не­велики. Указанное обстоятельство заставляет ограничиваться остаточным содержанием воды около 0,1 мас. %.

В случае если на завод поступает нефть с содержанием солей 100 мг/л, воды 0,5 мас. %, - только обезвоживание до 0,1 мас. % позволит снизить со­держание солей лишь в пять раз - до 20 мг/л. Таким образом, для достижения концентрации солей в нефти менее 5 мг/л необходимо уменьшить также со­леность воды примерно в пять раз за счет разбавления ее пресной водой.

После электрообессоливающей установки в нефти снижается также содержание никеля и ванадия в 1,5-3 раза. Однако не отмечается про­порциональность между степенью удаления хлоридов и тяжелых металлов. Типовая схема ЭЛОУ, используемой на НПЗ, представлена на рис. 1.3.

Рис. 1.3. Принципиальная схема электрообессоливающей установки: 1, 7, 8, 9, 14-насосы: 2-теплообменники; 3- инжекторный смеситель 4-электроды: 5, 12-клапаны автоматического сброса соленой воды; 6,11-электродегитраторы; 10-диафрагмовый смеситель; 13-отстойник; I-сырая нефть; П-деэмульгатор; Ill-раствор щелочи; IV-вода; V-обессоленная нефть; А, Б, В, Г-зоны обессоливания

Сырая нефть прокачивается через теплообменники 2 и с температурой 80-120°С поступает в электродегидратор первой ступени 6. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после теплообменников - раствор щелочи, чтобы довести рН воды до 7,0-7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кис­лот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочи для повышения рН воды на единицу составляет Юг/т. Насо­сом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания.

В инжекторном смесителе 3 нефть перемешивается с раствором щело­чи и водой, и смесь подается в нижнюю часть электродегидратора 6 через трубчатый распределитель с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор, конструкция которого аналогична распределителю. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномер­ность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы в канализацию или отстойник 13 (из отстойника вода возвращается в процесс). Из электродегидратора 6 сверху нефть, не полно­стью обезвоженная, поступает под давлением в электродегидратор второй ступени. Перед этим электродегидратором нефть смешивается со свежей во­дой в диафрагмовом смесителе 10. Вода для промывки предварительно по­догревается до 65-70°С. Обессоленная и обезвоженная нефть из верхней час­ти электродегидратора 11 отводится с установки.

В блоке электрообессоливания необходимо выделить четыре зоны обессоливания. В зоне А нефть смешивается со свежей промывной водой и деэмульгатором. Интенсивность смешения должна быть таковой, чтобы промывная вода диспергировалась до такого же распределения капель, как и пластовая. При недостаточном диспергировании промывная вода будет оса­ждаться в первую очередь, и эффект разбавления пластовой воды не будет достигнут. Обычно при расчетах принимают, что в этой зоне происходит полное смешение пластовой и промывной вод и концентрация хлоридов в каплях вновь образовавшейся эмульсии выравнивается. Наибольшее распро­странение на установках ЭЛОУ получили смесители двух типов¹, инжектор и смесительный клапан. В качестве промывной воды используется речная вода или технологические конденсаты; содержание солей в промывной воде не должно быть более 300 мг/л.

В зоне Б происходит отстой наиболее крупных капель вновь образо­вавшейся эмульсии, а в зоне В под действием электрического поля интенси­фицируется столкновение и слияние мелких капель. Укрупненные капли опускаются в зону Б. В зоне Г происходит дополнительный отстой капель, выведенных из зоны В поднимающимся потоком нефти. Следует отметить, что в зонах Б и Г крупные капли, опускающиеся вниз, сталкиваются с мел­кими каплями, которые поднимаются с потоком нефти, и сливаются с ними.

Деэмульгаторы (преимущественно неионогенные, например блоксополимеры пропилен- и этиленоксидов с пропиленгликолем, оксиэтилированные алкиламины и фенолы, оксиэтилированные жирные кислоты), обла­дают большой поверхностной активностью и вытесняют эмульгаторы из по­верхностного слоя капель воды, образуя гидрофильный адсорбционный слой без структурно-механической прочности. На установках электрообессолива­ния применяют деэмульгаторы как водорастворимые, так и нефтерастворимые. Последние предпочтительнее, так как они в меньшей степени вымыва­ются водой и не загрязняют сточные воды. Кроме того, нефтерастворимые деэмульгаторы легче попадают на поверхность раздела фаз разрушаемой эмульсии и в силу этого являются более эффективными.

Обычно деэмульгаторы подают в нефть только на первую ступень, на вход сырьевого насоса.

 

При применении водорастворимых деэмульгаторов такая схема подачи не является оптимальной, так как деэмульгатор на каж­дой ступени частично растворяется в дренажной воде и его содержание в нефти может оказаться недостаточным для разрушения эмульсии. В связи с этим для обеспечения нормальной работы всех ступеней деэмульгатор пода­ют с большим избытком, что увеличивает затраты на обессоливание.

Водорастворимые деэмульгаторы применяют в виде 1-2%-х водных растворов. Нерастворимые в воде деэмульгаторы применяют в товарном виде и подают в нефть без разбавления.

Основными параметрами, расчет и оптимизация которых требуется при проектировании ЭЛОУ, являются следующие:

- температура;

- давление;

- тип и расход деэмульгатора;

- число ступеней;

- расход промывной воды и ее распределение между ступенями;

- конструкция и размер электродегидратора.

Параметры электрообессоливания должны быть выбраны такими, что­бы максимально интенсифицировать три основные стадии процесса - столк­новение, слияние (укрупнение) и осаждение капель воды. Рассмотрим основ­ные параметры и их влияние на процесс электрообессоливания более под­робно.

Температура. С повышением температуры уменьшается вязкость неф­ти, что ускоряет как столкновение и слияние, так и осаждение капель воды. Стабильность пленки, защищающей каплю, также снижается при повышении температуры, во-первых, за счет увеличения растворения и скорости диффу­зии естественных эмульгаторов в нефти и, во-вторых, за счет снижения вяз­кости и когезии, т. е. сцепления пленки. С увеличением температуры снижа­ется и расход деэмульгатора.

Обычно температуру повышают до достижения вязкости 2-4 мм/с. В справочниках приведены вязкости нефтей при двух температурах, как прави­ло, при 20 и 50°С.

Давление. В процессе обессоливания давление в электродегидраторах определяется давлением насыщенных паров нефти, перепадом давлений на каждой ступени ЭЛОУ и гидравлическим сопротивлением участков техноло­гической схемы после блока ЭЛОУ. Оно не должно превышать давления, на которое рассчитаны электродегидраторы.

Расход и схема подачи промывной воды. При двухступенчатом элек-трообессоливании применяют две схемы подачи промывной воды - парал­лельную и последовательную.

По первой схеме часть воды подается перед первой ступенью электро­обессоливания, а остальное количество - перед второй ступенью. По второй схеме промывная вода подается только перед второй ступенью, а вода второй ступени подается в первую ступень.

Обычно при проектировании задаются следующими параметрами:

- производительность ЭЛОУ по нефти G т/ч;

- качество сырья перед ЭЛОУ - содержание воды в нефти мае. % и со­держание солей в нефти, г/м³;

- качество сырья после ЭЛОУ - содержание воды в нефти <0.20 масс.% и содержание солей в нефти, г/м³;

- содержание солей в промывной воде рекомендуется принимать неболее 300 г/м³;

- содержание воды в нефти после первой ступени электрообессоливания <0,25 мас. %.

Основным аппаратом ЭЛОУ является элекродегидратор. В настоящее время наибольшее применение на установках электрообессоливания полу­чили горизонтальные электродегидраторы. Преимущества их по сравнению с использовавшимися ранее вертикальными и шаровыми электродегидраторами следующие:

- высокая удельная производительность;

- более благоприятные условия осаждения, которые можно оценить от­ношением S/V (где S - средняя площадь горизонтального сечения, м²; V- объем электродегидратора, м³); чем больше S/V, тем лучше условия осаждения, так как снижается линейная скорость вертикального движения нефти и водя­ным каплям легче осаждаться;

- меньшая стоимость за счет сравнительно небольшого диаметра электродегидраторов, способных работать при повышенных давлениях и температурах;

- меньшее количество электрооборудования и более простая электрическая схема.

Характеристика отечественных электродегидраторов, применяемых на ЭЛОУ нефтеперерабатывающих предприятий, приведена в табл. 1.2.

Таблица 1.2 Характеристика отечественных электродегидраторов

 

Тип электродегидрата	V, м3	D, м	L (H)* м	Ррасч. МПа	t раб, °С	Число электродов	G, м3/ч	G/V м3/(м3ч)	S/V
Вертикальный		3,0	5,0	0,4 или 0,6			15-30	0,5-1,0	0,23
Шаровой		10,5	-	0,6 или 0,7			300-600	0,5-1,0	0,13
Горизонтальные 2ЭГ160		3,4	18,6	1,8			240-480	5-3,0	0,4
1ЭГ160		3,4	18,6	1,0			240-480	5-3,0	0,4
2ЭГ160/3		3,4	18,6	1,8			240-480	5-3,0	0,4
2ЭГ160-2		3,4	18,6 | 1,8			240-480	5-3,0	0.4
2ЭГ160-2Р		3,4	23,4	1,8			240-480	5-3,0	0,4

*L(Н)-длина (высота) аппарата

Поперечный разрез горизонтального электродегидратора 1ЭГ160 изо­бражен на рис. 1.4. Напряжение к электродам электродегидраторов подво­дится с помощью проходных изоляторов. Электроды внутри аппарата под­держиваются на подвесных изоляторах.

 

Рис. 1.4. Поперечный разрез горизонтального электродегидратора 1ЭГ160: 1-штуцер для ввода сырья; 2-нижний маточник; 3,4-электроды; 5-верхний маточник; 6-вывод обессоленной нефти; 7-проходной изоля­тор; 8-подвесной изолятор; 9-вывод отстоявшейся водыРис. 1.4. Поперечный разрез горизонтального электродегидратора 1ЭГ160: 1-штуцер для ввода сырья; 2-нижний маточник; 3,4-электроды; 5-верхний маточник; 6-вывод обессоленной нефти; 7-проходной изоля­тор; 8-подвесной изолятор; 9-вывод отстоявшейся воды

Для изготовления проходных изоляторов используют эбонитовые втулки или фторопласт. Подвеска электродов осуществляется либо на эбо­нитовых тягах, либо на гирляндах из фарфоровых изоляторов или стек­лянных гирляндах. Питание электродов дегидраторов на отечественных ус­тановках производительностью 6 млн. т в год осуществляется от двух транс­форматоров. Мощность трансформатора в зависимости от напряжения (22-44 кВ) составляет 40-50 кВт. Расход электроэнергии на таких установках со­ставляет 2,5-5,0 кВт на 1000 м³ переработанной нефти.

Атмосферно-вакуумная перегонка нефти

Обезвоженная и обессоленная нефть подвергается ректификации на атмосферно-вакуумных трубчатках (АВТ). Согласно перспективным схемам, рекомендуемым научно-исследовательскими и проектными организациями, на типовом НПЗ должна быть одна или две установки АВТ мощностью 6-12 млн т в год по перерабатываемой нефти. Число и ассортимент получаемых фракций должны обеспечить сырьем все остальные установки завода.

Направление переработки нефти обычно выбирают с учетом потребно­стей района, прилегающего к НПЗ, что позволяет уменьшить затраты на транспортирование полученной продукции. Наименьшее число фракций от­бирается при чисто топливном варианте переработки. Это - бензин, керосин, дизельное топливо, вакуумный газойль - сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга и остаток, добавляемый в котельное топливо либо ис­пользуемый как сырье для установок коксования, гидрокрекинга, получения битума. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке стремятся получить максимальный выход суммы светлых нефтепродуктов, при неглубокой - котельных топлив. В последнем варианте установка первичной перегонки состоит только из ат­мосферной части.

По топливно-масляному варианту переработки нефти в вакуумной ко­лонне отбирают три-четыре масляные фракции. Как при топливном, так и при нефтехимическом вариантах переработки нефти в схему АВТ включают вторичную перегонку бензина с получением сырья для каталитического риформинга или для выделения бензольной, толуольной и ксилольной фрак­ций.

В последнее время ставится задача углубления переработки нефти и повышения качества нефтепродуктов. Эта задача на установках АВТ решает­ся путем организации мероприятий, направленных на увеличение отбора дистиллятных фракций, как в атмосферной, так и в вакуумной колоннах, и обеспечение их четкого выделения.

При выборе ассортимента продукции необходимо учитывать качество сырья. Например, получать узкие фракции для установки ароматизации осо­бенно целесообразно при высоком содержании нафтенов в бензиновых фрак­циях, масляные фракции - при высоком потенциальном содержании и боль­шом индексе вязкости этих фракций. Однако учитывать специфику сырья можно только для относительно малотоннажных производств. При произ­водстве же наиболее массовых продуктов - бензинов, реактивных, дизельных и котельных топлив - задача ставится так: из любого сырья получать высо­кокачественную товарную продукцию, используя вторичные процессы.

К большинству фракций, получаемых на АВТ, даже по фракционному составу нельзя предъявлять требований ГОСТ на товарные продукты. В этих случаях качество отбираемых фракций определяется межцеховыми нормами.

Последние должны быть составлены таким образом, чтобы качество товар­ных продуктов, получаемых из фракций на АВТ после вторичного процесса, соответствовало требованиям ГОСТ, а выход их был максимальным. Напри­мер, дизельное топливо получается на заводе после гидроочистки соответст­вующей фракции, получаемой на АВТ. При гидроочистке температуры вы­кипания 50 и 90 об. % продукта уменьшаются на 5-15°С (в зависимости от свойств катализатора и режима процесса). Следовательно, при отборе ди­зельной фракции на АВТ температуры кипения 50 и 90 об. % фракции долж­ны быть на 5-15°С выше, чем нормируется по ГОСТ. В результате увеличи­вается отбор дизельной фракции на АВТ и после гидроочистки получается товарный продукт.

Такое однозначное решение возможно только в простейшем случае. Поскольку вторичные процессы можно проводить с разной глубиной и сме­шивать продукты разных процессов, вопрос о качестве отбираемых на АВТ фракций становится многовариантным и решается методом подбора.

При переработке высококачественных нефтей товарные продукты можно получать непосредственно на АВТ. В этом случае необходимо доби­ваться полного соответствия фракционного состава и других нормируемых свойств требованиям ГОСТ, изменяя пределы отбора фракций. Подобным способом удается привести в соответствие с требованиями ГОСТ фра­кционный состав, содер­жание серы, вязкость, пло­тность, температуры за­стывания и вспышки.

Фракционный состав нефтяных фракций норми­руется разгонкой по Энглеру. Для пересчета кри­вых истинных температур кипения (НТК) в выбран­ных пределах отбора фрак­ций в кривые стандартной разгонки пользуются гра­фиком Скобло (рис. 2.1).

Суммарный отбор светлых дистиллятов зави­сит не только от качества нефти, но и от ассортимен­та получаемых продуктов. Максимальный отбор ди­зельной фракции приводит к максимальному отбору светлых дистиллятов.С увеличением отбора керосиновой фракции уменьшаются температуры выки­пания 50 и 90 об. % дизельной фракции (если ее отбирают в соответствии с требованиями ГОСТ) и общий отбор светлых дистиллятов.

В России распространены установки мощностью 6-8 млн т/год. Произ­водительность отдельных установок после реконструкции достигла 9-9,5 млн т нефти в год.

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получе­ние выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее эко­номичным способом. Ввиду большого разнообразия используемых нефтей и их качества, а также возможного ассортимента продуктов не всегда следует применять одну типовую схему. При выборе схемы АВТ необходимо опре­делять:

- мощность установки;

- возможность и целесообразность комбинирования АВТ с другими установками;

- схему отдельных блоков установки;

- схему размещения оборудования на территории установки.

Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, чет­кость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технико-экономические показатели. При составлении схемы сле­дует учитывать и применять самые прогрессивные решения.Для новых НПЗ характерно применение крупных технологических ус­тановок с минимальным числом их повторения. При повышении мощности технико-экономические показатели установок первичной перегонки нефти улучшаются (табл. 2.1).

 

Таблица 2.1

Технико-экономические показатели установок АВТ различной производительности (в расчете на I т нефти)

 

Показатели	Производительность, млн т в год
1,0	2,0	3,0
Топливо жидкое, кг	38,50	30,70	27,70
Электроэнергия, МДж

12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: