Теоретические основы обессоливания, обезвоживания нефтей и борьбы с коррозией. Блок обессоливания нефти


Теоретические основы обессоливания, обезвоживания нефтей и борьбы с коррозией.

 

Добытая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду.

Наличие солей и механических примесей вызывает эрозию и засорение труб печей и теплообменников, понижает коэффициент теплопередачи и повышает зольность мазутов и гудронов. Наличие воды приводит к резкому снижению производительности установки, повышенным расходам топлива и воды вначале для ее испарения и в дальнейшем для ее конденсации. При этом ухудшается четкость ректификации. Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почти не подвергается гидролизу. Хлористый магний подвергается гидролизу с образованием соляной кислоты (HCl), причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Коррозия аппаратуры, в первую очередь бензиновых конденсаторов и холодильников, усиливается при переработке сернистых нефти. Вначале в присутствии влаги образуется сернистое железо в виде защитной пленки:

 

Fe + h3S = FeS + h3.

 

При наличии соляной кислоты пленка превращается в хлорное железо, которое растворяется в воде (FeS + 2HCl = FeCl2 + h3S), оголяя свежий слой железа, вступающего в реакцию с сероводородом и т.д.

Как видим, переработка таких нефти совершенно недопустима. Необходимо нефти подготавливать к переработке не только на нефтепромыслах или головных станциях нефтепроводов, но и на нефтеперерабатывающих заводах. Нефть, поступающая на первичную переработку, не должна содержать солей более 2-5 мг/л, воды более 0,1-0,2 % при отсутствии механических примесей.

Вода и нефть часто образуют трудноразделимую нефтяную эмульсию. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефти. Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капельки, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-120 оС), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т.е. улучшаются условия для слияния и оседания капель.

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капли претерпевают столь часто, сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение в электродегидраторе. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электродегидраторы - аппараты, в которых производится электрическое обезвоживание и обессоливание нефти - работают при повышенном давлении.

В целях предотвращения соляно-кислой коррозии в нефть подается водный раствор каустической (NaOH), в результате чего растворенные в нефти хлориды кальция и магния - переходят в термически устойчивые хлориды натрия, что способствует уменьшению коррозии аппаратуры и трубопроводов

 

MgCl2 + 2NaOH = Mg(OH)2 + 2NaCl

CaCl2 + 2Na2CO3 = CaCO3 + 2NaCl

 

Для удаления сероводорода из фракции нк.-62 оС, её защелачивают. Удаление сероводорода из фракций осуществляется по следующим реакциям:

 

2NaOH + h3S = Na2S + 2h3O

NaOH + h3S = NaHS + h3O

Na2S + h3S = 2NaHS

 

В присутствии избытка щелочи образуется сульфид натрия (Na2S), при недостатке гидросульфид натрия (NaHS). При выщелачивании бензинов каустической содой (Na2OH) содержащиеся в них меркаптаны частично реагируют по схеме:

 

RSH + NaOH = RSNa + h3O

 

Высокомолекулярные меркаптаны извлекаются при выщелачивании бензиновых фракций значительно труднее, чем низкомолекулярные. Для защиты конденсационно-холодильной аппаратуры от сероводородной коррозии в шлемовую линию атмосферной колонны подается раствор аммиачной воды

 

Nh5OH + HCl = Nh5Cl + h3O

2Nh5OH + h3S = (Nh5)2S + 2h3O

 

вместо раствора аммиачной воды в шлем К-1 подается ингибитор коррозии

Додиген и нейтрализатор коррозии Додикор.

(С целью повышения эффективности противокоррозионной защиты, обеспечения надежной эксплуатации и увеличения срока службы технологического оборудования схемой предусмотрена подача ингибитора коррозии Додиген 481 и нейтрализующего амина Додикора 1830 (вместо аммиака).)

 

 

Описание установки.

Установка АВТ-11 состоит из следующих блоков и узлов:

- блок ЭЛОУ,

- блок атмосферной перегонки,

- блок вторичной перегонки бензина,

- блок вакуумной перегонки,

- блок приготовления щелочного раствора,

- блок приготовления депрессорной присадки,

- узел подачи газообразного топлива,

- блок утилизации тепла.

 

Ниже мы подробно рассмотрим некоторые из блоков этой установки.

 

 

Блок ЭЛОУ.

 

 

 

Нефть из резервуаров товарно-сырьевой базы (ТСБ) поступает на прием сырьевых насосов и двумя параллельными потоками прокачивается через теплообменники, где нагревается до температуры не более 120 оС за счет регенерации тепла отходящих фракций и циркуляционных орошений.

Первый поток нефти проходит трубное пространство теплообменника, где нагревается за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны К-2, затем межтрубное пространство теплообменника, в котором нагревается за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны, и поступает в общий коллектор перед первой ступенью ЭЛОУ.

Второй поток нефти проходит трубное пространство другого теплообменника, где нагрев идёт за счет тепла верхнего циркуляционного орошения колонны К-10, затем трубное пространство теплообменника Т2/2, в котором нагревается за счет тепла гудрона, и поступает в общий коллектор перед первой ступенью ЭЛОУ.

Расход нефти по потокам регулируется приборами с коррекцией по уровню эвапоратора К-1, клапаны которых установлены на каждой линии потока нефти перед теплообменниками. Температура нефти каждого потока перед теплообменниками также регистрируется приборами. При работе установки без вакуумного блока во всех трёх теплообменниках предусмотрен нагрев нефти мазутом.

Деэмульгатор из бочки пневматическим химическим насосом подается на прием сырьевых насосов.

Оба потока нефти для выравнивания температуры перед электродегидраторами объединяются в общем коллекторе, в который насосом из спец. емкости вводится вода от электродегидраторов второй ступени. Далее нефть поступает параллельно на все четыре электродегидратора первой ступени. На линии подачи нефти на первую ступень обессоливания после подачи воды имеются смесительные клапаны для перемешивания нефти с водой. Интенсивность перемешивания регулируется перепадом давления на клапанах. Для равномерного распределения нефти в электродегидраторах первой ступени установлена специальная арматура на каждом потоке.

Эмульсионная нефть поступает в электродегидраторы через коллектор, расположенный в нижней части аппарата, по всей его длине. Конструкция коллектора обеспечивает равномерный восходящий поток смеси по всему электродегидратору. Нефть проходит поле высокого напряжения, в результате чего отделяется от содержащейся в ней воды. Затем через зону между верхним электродом и расположенным вверху аппарата по всей его длине коллектором сбора обессоленная нефть выводится из аппарата.

Отделившаяся из нефти вода оседает вниз электродегидраторов. Дренажная вода из электродегидраторов первой ступени поступает в спец. емкость.

Собирающаяся с верха этой емкости нефть направляется на прием насосов. С низа этой емкости дренажная вода после захолаживания в аппарате воздушного охлаждения выводится с установки.

Уровень нефти в емкости регулируется прибором (уровень раздела фаз), клапан которого установлен на линии вывода нефти из этой емкости на прием насосов. Давление в емкости в ней регулируется прибором, клапан которого установлен на линии дренажной воды из емкости.

Частично обессоленная и обезвоженная нефть из верхней части каждого электродегидратора первой ступени обессоливания Э-1/1, Э-2/1, Э-3/1, Э-4/1 поступает в соответствующий электродегидратор второй ступени Э-1/2, Э-2/2, Э-3/2, Э-4/2.

Для промывки нефти во второй ступени используется вода, дренируемая с емкостей Е-1, Е-3, Е-6 и оборотная вода из заводской линии, которые направляется в промежуточную емкость, сюда же подается насосом конденсат из барометрического ящика.

Для нейтрализации органических кислот, находящихся в нефти, используется раствор щелочи, который из емкости Е-9 насосом подается на прием насоса. Предусмотрена также подача раствора щелочи на прием сырьевого насоса.

Промывная вода из емкости Е-20 насосом подается на вторую ступень обессоливания раздельно в каждый из четырех электродегидраторов.

На каждом потоке нефти после подачи воды, как и в первой ступени, имеются смесительные клапаны для перемешивания нефти с водой. Интенсивность перемешивания регулируется перепадом давления на клапанах.

Постоянство уровня в электродегидраторах второй ступени обессоливания поддерживается регуляторами раздела фаз, клапаны которых установлены на линии вывода дренажной воды из каждого электродегидратора второй ступени. Давление в емкости регистрируется спец. прибором.

После электродегидраторов второй ступени обессоливания нефть собирается в общем коллекторе и поступает на блок атмосферной перегонки.

Для предотвращения коррозии оборудования и аппаратуры в схеме предусмотрена подача щелочи (NаОН) взамен соды (Nа2СО3) в линию нефти, поступающей на блок атмосферной перегонки.

В электродегидраторах имеется сигнализация и блокировка верхнего уровня нефти, связанная с подачей напряжения на электроды. При образовании в верхней части электродегидраторов газовых пробок автоматически снимается напряжение на электроды.

На каждом электродегидраторе установлены предохранительные клапаны, которые при превышении давления в аппарате сбрасывают нефть в эвапоратор К-1.

 

Блок атмосферной перегонки.

 

 

 

Обессоленная и обезвоженная нефть после блока ЭЛОУ прокачивается двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 210 оС за счет регенерации тепла отходящих фракций и циркуляционных орошений.

Первый поток обессоленной нефти проходит последовательно трубное пространство трёх теплообменников и далее в межтрубное пространство др. теплообменников. Нагрев нефти в одном теплообменнике осуществляется за счет тепла II погона, в др. 2–Х. теплообменниках за счет тепла нижнего циркуляционного орошения колонны К-2 и в третьих теплообменниках за счет тепла гудрона.

Второй поток обессоленной нефти проходит последовательно трубное пространство теплообменников Т-4/1,Т-4/2 и далее в межтрубное пространство теплообменников Т-6, Т-10/1, Т-10/2. Нагрев нефти осуществляется в теплообменниках Т-4/1,Т-4/2 за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны К-2, в теплообменниках Т-6,Т-10/1 за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны К-10 и в теплообменнике Т-10/2 за счет тепла III погона.

Расход второго потока обессоленной нефти с коррекцией по давлению на блоке ЭЛОУ регулируется прибором, клапан которого установлен на линии второго потока нефти перед теплообменником.

При работе установки без вакуумного блока в теплообменниках предусмотрен нагрев нефти мазутом.

Обессоленная и обезвоженная нефть после теплообменников поступает двумя потоками на 19 тарелку эвапоратора К-1 по двум тангенциальным вводам.

В низ эвапоратора К-1 подается перегретый водяной пар. Расход перегретого водяного пара в эвапоратор К-1 регулируется прибором, клапан которого установлен на линии подачи пара в эвапоратор К-1.

Перегрев водяного пара после блока утилизации тепла осуществляется в пароперегревателях печей. Перегретый водяной пар после пароперегревателей печей поступает в общий коллектор, из которого направляется в колонны К-1, К-2, К-3 и в стриппинги К-6, К-7, К-9, а из пароперегревателя печи - в колонну К-10 и в стриппинги К-11, К-12, К-13. Предусмотрен подвод водяного пара из заводской сети к пароперегревателям печей.

Давление острого пара на установку регулируется прибором, клапан которого установлен на линии подачи острого пара на установку.

С верха эвапоратора К-1 газы, пары бензина и воды проходят через включенные параллельно аппараты воздушного охлаждения и конденсат стекает в емкость, в которой происходит отделение бензина эвапоратора от воды. Отстоявшаяся вода из емкости сбрасывается.

Часть бензина из этой емкости подается насосом в эвапоратор К-1 в качестве орошения, а балансовый избыток перетекает с верха емкости и направляется совместно с бензином колонны К-2 через водяной холодильник в емкость, в которой происходит отделение бензина от газа и воды.

В схеме предусмотрено орошение эвапоратора К-1 нефтью, которая после электродегидраторов второй ступени обессоливания подается на 5 тарелку эвапоратора К-1.

Давление верха эвапоратора К-1 регистрируется прибором. Тепловой режим низа эвапоратора К-1 поддерживается "горячей струей", для чего часть отбензиненной нефти с низа эвапоратора К-1 насосом прокачивается четырьмя параллельными потоками через змеевики печи.

Жидкое топливо на установку поступает из заводской сети. Давление в линии жидкого топлива в печи из заводской сети регулируется прибором, клапан которого установлен на линии возврата жидкого топлива в заводскую сеть.

Давление жидкого топлива в печь с коррекцией по температуре низа эвапоратора К-1 и давление пара в эту печь с коррекцией по соотношению пар: жидкое топливо регулируются спец. приборами (клапанами этих приборов).

Все потоки объединяются на выходе из печи и поступают в низ эвапоратора К-1.

С низа эвапоратора К-1 отбензиненная нефть забирается насосами и восемью параллельными потоками прокачивается через змеевики печей, где нагревается не более 370 оС и подается двумя потоками на 46 тарелку колонны К-2 по двум тангенциальным вводам.

Общий расход, давление отбензиненной нефти и количество отбензиненной нефти на входе в змеевики печей регулируются приборами.

В целях наиболее полного извлечения светлых нефтепродуктов из мазута в нижнюю часть колонны К-2 подается перегретый водяной пар.

С верха колонны К-2 пары бензина и водяные пары проходят через включенные параллельно аппараты воздушного охлаждения и конденсат стекает в емкость.

С целью повышения эффективности противокоррозионной защиты, обеспечения надежной эксплуатации и увеличения срока службы технологического оборудования схемой предусмотрена подача ингибитора коррозии Додиген 481 и нейтрализующего амина Додикора 1830 (вместо аммиака).

Из бочек насосом НД-70 ингибитор коррозии Додиген 481 нейтрализующий амин Додикор 1830 закачиваются в промежуточные емкости.

Ингибитор коррозии Додиген 481 подается из промежуточной емкости пневматическими, дозирующими насосами в шлемовые линии колонн К-1, К-2. Нейтрализующий амин Додикор 1830 подается из промежуточной емкости пневматическим, дозирующим насосом в шлемовую линию колонны К-2 по линии подачи аммиачной воды. Ингибитор коррозии Додиген 481 и нейтрализующий амин Додикор 1830 подаются в систему в виде 1%-ого раствора в бензине. В качестве растворителя используется бензин колонны К-2, который насосом подается в линии подачи реагентов.

В спец. емкости происходит отделение бензина от воды.

Бензин из этой емкости забирается насосом и часть его подается через аппараты воздушного охлаждения наверх колонны К-2 в качестве острого орошения, а балансовый избыток совместно с бензином эвапоратора К-1 через водяной холодильник выводится.

Предусмотрено получение фракций нк. - 180 оС с верха колонны К-2, балансовый избыток которой из емкости насосом через аппарат воздушного охлаждения и водяной холодильник выводится с установки.

С низа колонны К-8 при избыточном давлении до 12 кгс/см2 стабильный бензин направляется на блок вторичной перегонки или через аппарат воздушного охлаждения, водяной холодильник выводится с установки.

Избыточное тепло колонны К-2 снимается тремя циркуляционными орошениями.

Флегма первого (верхнего) циркуляционного орошения, забирается с 15 тарелки колонны К-2 насосом и подается в аппараты воздушного охлаждения. На выходе из аппаратов воздушного охлаждения потоки флегмы объединяются и с температурой 65-70 оС возвращаются на 14-ю тарелку колонны К-2.

Флегма второго (среднего), циркуляционного орошения, забирается с 25 тарелки колонны К-2 насосом, прокачивается через теплообменники, где отдает свое тепло обессоленной нефти. Затем поступает в теплообменник, где отдает свое тепло сырой нефти, и возвращается на 24 тарелку колонны К-2.

Флегма третьего (нижнего) циркуляционного орошения, забирается с 35 тарелки колонны К-2 насосом, прокачивается через теплообменники, где отдает свое тепло обессоленной нефти. Затем поступает в теплообменник, где отдает свое тепло теплофикационной воде и возвращается под 34 тарелку колонны К-2.

Из колонны К-2 в виде бокового погона фракция 120-180 оС с 10 и 12 тарелок отводится на верхнюю тарелку отпарной колонны К-6.

В низ отпарной колонны (стриппинг) К-6 подается перегретый водяной пар.

Фракция 120-180 оС с низа стриппинга К-6 забирается насосом, прокачивается через аппарат воздушного охлаждения, доохлаждается водой в холодильнике и выводится с установки.

С 20,22 тарелок колонны К-2 выводится фракция керосиновая на верхнюю тарелку отпарной колонны (стриппинга) К-7.

В низ стриппинга К-7 подается перегретый водяной пар.

Отпаренные фракции из стриппинга К-7 возвращаются на 20 тарелку колонны К-2.

Фракция керосиновая с низа стриппинга К-7 забирается насосом, прокачивается аппарат воздушного охлаждения Т-33, доохлаждается водой в холодильнике Т-29 и направляется в электроразделители, которые работают как отстойники.

С 30,32 тарелок колонны К-2 выводится фракция 240-290оС на верхнюю тарелку отпарной колонны (стриппинга) К-9.

В низ стриппинга К-9 подается перегретый водяной пар. Отпаренная фракция из стриппинга К-9 возвращаются на 29 тарелку колонны К-2.

Фракция 240-290 оС с низа стриппинга К-9 забирается насосом, прокачивается через теплообменники, для нагрева бензиновой фракции (нк.-140 оС) перед стабилизационной колонной К-8, аппарат воздушного охлаждения и направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

С 41 тарелки колонны К-2 насосом откачивается фракция 290-350 оС, которая как теплоноситель проходит через рибойлер, затем направляется в включенные параллельно теплообменники и далее через аппарат воздушного охлаждения и теплообменник для нагрева теплофикационной воды направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

 

Предусмотрена подача депрессорной присадки в поток прямогонного дизельного топлива, направляемого с установки в ПТП. Подача раствора присадки в поток может осуществляться насосом или самотеком по линии выкида в линию прямогонного дизельного топлива с установки АВТ-11 в ПТП.

 

Предусмотрена также работа колонн К-2 с выводом погонов по схеме:

- фракция керосиновая с 10, 12 тарелок колонны К-2 перетекает на верхнюю тарелку стриппинга К-6. Отпаренные фракции из стриппинга К-6 возвращаются на 10 тарелку колонны К-2. Фракция керосиновая с низа стриппинга К-6 насосом прокачивается через аппарат воздушного охлаждения, холодильник, электроразделители и далее выводится с установки;

- фракция 240-290 оС с 20, 22 тарелок колонны К-2 перетекает на верхнюю тарелку стриппинга К-7. Отпаренные фракции из стриппинга К-7 возвращаются на 20 тарелку колонны К-2.

С низа стриппинга К-7 насосом фракция 240-290 оС прокачиваются через теплообменники, аппарат воздушного охлаждения и далее направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

- фракция 290-350 оС с 30, 32 тарелок колонны К-2 откачивается насосом через рибойлер, включенные параллельно теплообменники, затем через аппарат воздушного охлаждения и теплообменник для нагрева теплофикационной воды направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

Мазут с низа колонны К-2 забирается насосом и откачивается на вакуумный блок установки.

 

Блок вакуумной перегонки.

 

 

Мазут с низа колонны К-2 забирается насосом и шестью потоками подается в змеевики печи, после нагревания не более 405 оС поступает в вакуумную колонну К-10.

Для снижения разложения мазута при нагревании до высокой температуры, уменьшения коксования печных труб и увеличения доли отгона на входе в колонну К-10 в змеевики каждого потока через печь подается перегретый водяной пар.

В нижнюю часть вакуумной колонны К-10 подается перегретый водяной пар.

На верху колонны К-10 поддерживается остаточное давление не более 60 мм. рт. ст.

Смесь нефтяных и водяных паров, газы разложения вакуумной колонны К-10 поступают в поверхностные конденсаторы, где пары конденсируются, а газы отсасываются трехступенчатым пароэжекторным вакуумным насосом.

Пары и газы после каждого эжектора поступают в промежуточные конденсаторы водяного пара. Образующийся конденсат стекает в барометрический ящик. Несконденсировавшиеся газы разложения с третьей ступени эжекторов отводится в отделитель под уровень воды и нефтепродукта, для создания гидравлического затвора с целью предотвращения засасывания воздуха в вакуумную систему. Газ из отделителя направляется к форсункам печей, где используется как топливо или в атмосферу.

Конденсат из поверхностных конденсаторов стекает в емкость, а из нее в барометрический ящик. Концы труб с поверхностных и промежуточных конденсаторов, емкости и отделителя должны быть выведены в барометрический ящик под уровень воды и нефтепродукта.

С 4 тарелки колонны К-10 насосом забирается флегма первого (верхнего) циркуляционного орошения, прокачивается через теплообменник сырой нефти, аппарат воздушного охлаждения и с температурой 50 оС направляется на 1 тарелку колонны К-10.

Балансовый избыток первого (верхнего) циркуляционного орошения после аппарата воздушного охлаждения направляется в колонну К-2 или совместно с фракцией 290-350 оС направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

С 7 тарелки колонны К-10 насосоми забирается флегма второго (среднего) циркуляционного орошения, прокачивается через теплообменники, где отдает свое тепло обессоленной нефти. Затем теплообменник, где отдает свое тепло сырой, аппарат воздушного охлаждения и с температурой 170 оС направляется на 5 тарелку колонны К-10.

С 8 тарелки колонны К-10 выводится в отпарную колонну К-12 (стриппинг) I погон.

В низ отпарной колонны К-12 подается перегретый водяной пар.

Отпаренные фракции из стриппинга К-12 возвращаются на 7 тарелку колонны К-10.

I погон с низа стриппинга К-12 забирается насосом, прокачивается через теплообменник, холодильник, аппарат воздушного охлаждения и выводится с установки. С 10, 12 тарелок колонны К-10 выводится в отпарную колонну (стриппинг) К-11 II погон. В низ отпарной колонны К-11 подается перегретый водяной пар. Отпаренные фракции из стриппинга К-11 возвращаются на 9 тарелку колонны К-10.

II погон с низа стриппинга К-11 забирается насосом, прокачивается через теплообменник обессоленной нефти, аппарат воздушного охлаждения и выводится с установки.

С 14, 16 тарелок колонны К-10 выводится в отпарную колонну (стриппинг) К-13 III погон. В низ отпарной колонны К-13 подается перегретый водяной пар.

Отпаренные фракции из стриппинга К-13 возвращаются на 13 тарелку колонны К-10.

III погон с низа стриппинга К-13 забирается насосом, прокачивается через теплообменник обессоленной нефти, теплообменник теплофикационной воды, аппарат воздушного охлаждения и выводится с установки.

Предусмотрена возможность возврата III погона после теплообменника в колонну К-10 в качестве третьего (нижнего) циркуляционного орошения колонны К-10. С 19 аккумуляторной тарелки колонны К-10 затемненный продукт насосом откачивается с установки или в жидкое топливо или в колонну К-2.

С низа колонны К-10 гудрон забирается насосом, прокачивается через теплообменники обессоленной нефти и теплообменник сырой нефти, параллельно включенные аппараты воздушного охлаждения и далее выводится с установки. Часть гудрона после теплообменников возвращается в низ колонны К-10 для поддержания требуемой температуры низа колонны.

 

 

cyberpedia.su

Технологические схемы обессоливания нефти на ЭЛОУ

Рис. 27. Технологическая схема обессоливания нефти иа ЭЛОУ Рис. 27. Технологическая схема обессоливания нефти иа ЭЛОУ
    ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ НА ЭЛОУ [c.94]

    На нефтеперерабатывающих заводах для обессоливания нефти применяют в основном три типа электродегидраторов вертикальные, шаровые и горизонтальные. Следует внедрить наиболее эффективные горизонтальные электродегидраторы, позволяющие значительно повысить производительность электрообессоливающих установок. На рис. 4 показана технологическая схема ЭЛОУ после установки горизонтальных электродегидраторов, а на рис. 5 — общий вид такого электродегидратора. Для уменьшения перепадов давления между электродегидраторами ЭЛОУ увеличены диаметры приемных и выкидных трубопроводов нефти. Внедрение всего этого мероприятия позволило увеличить производительность ЭЛОУ на 50% по сравнению с проектной. [c.41]

    За период развития нефтеперерабатывающей промышленности нашей страны непрерывно производилось совершенствование установок. В последнее время на современных нефтеперерабатывающих заводах России в основном эксплуатируются установки по первичной переработке нефти комбинированного типа, в которых процессы обессоливания и обезвоживания нефти, атмосферная перегонка нефти и вакуумная перегонка мазутов, процессы стабилизации бензиновых фракций, вторичной перегонки бензинов, защелачивание бензиновых и керосиновых фракций объединены в единую технологическую схему Это обеспечивает улучшение ряда технико-экономических показателей как при строительстве их, так и при эксплуатации. Мощности этих установок колеблются в зависимости от времени начала эксплуатации заводов. Наболее старых заводах, введенных в эксплуатацию в конце 40-х - начале 50-х годов, еше имеются установки первичной переработки нефти с проектной мощностью 0,5-1,5 млн.т/год. На заводах, введенных в эксплуатацию в 60-х и 70-х годах, получили более широкое распространение установки комбинированного типа мощностью 2, 3 и 6 млн.т/год, например, ЭЛОУ-АТ-6 и ЭЛОУ-АВТ-6. Эти установки в указанные годы пущены в эксплуатацию на Киришском Н ПЗ и ряде других заводов. [c.101]

    Давление. В процессе обессоливания давление в электроде-гидраторах 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. [c.15]

    Ниже приведены основные параметры атмосферно-вакуумной установки и выходы продуктов, получающиеся на российских заводах. Необходимо отметить, что для удобства рассмотрения технологическая схема разбита на 3 части-обессоливание и обезвоживание нефти атмосферная перегонка нефти и вакуумная перегонка нефти. Обычно все 3 секции находятся вместе. Кроме того, как правило, в состав установки входит дебутанизатор и секция вторичной перегонки бензина. Такая установка называется комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ трехкратного испарения нефти . [c.226]

    Пример У1-2. Рассмотрим применение декомпозиционно-топологического метода для определения оптимальной технологической схемы тепловой системы в установке первичной переработки нефти ЭЛОУ—АТ-6 (электрообессоливающая установка — атмосферная трубчатка). Операторная схема первоначального проектного варианта тепловой системы ЭЛОУ—АТ-6 показана на рис. VI-16, а. В этой подсистеме осуществляется нагрев двух потоков нефти (до и после обессоливания) за счет рекуперации тепла четырех технологических потоков. Параметры состояния потоков приведены в табл. У1-12. Другие проектные переменные, необходимые для решения данной ИПЗ, представлены в табл. УЫЗ. [c.265]

    Обессоливание и обезвоживание нефти производится на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Эти. установки могут быть как отдельно стоящими, так и входить в виде отдельного блока в комплекс технологической установки. Принципиальная схема ЭЛОУ приведена на рис. 1.1, Нефть насосом прокачивается через теплообменник, пароподогреватель и направляется в электродегидраторы первой ступени. Во всасывающий трубопровод сырьевого насоса подаются деэмульгатор, щелочь и свежая или очищенная и подготовленная оборотная вода (3—7% на каждую ступень). Нефть в смеси с реагентами и водой поступает в теплообменник, а затем в подогреватель, где ее температура доводится до 80—100 °С, при которой обычно производится обессоливание нефти [1]. На более современных ЭЛОУ обессоливание нефти ведут при более высокой температуре— порядка 120—150 °С. Нагретая смесь эмульсии воды в нефти и реагентов в электродегидраторах первой ступени под действием электрического поля разрушается при этом основная масса солей удаляется с водой. После первой ступени электродегидраторов нефть с добавлением свежей воды и щелочи 50 г/т поступает в электродегидраторы второй ступени. Обессоленная нефть направляется на переработку, а выделив-щаяся соленая вода — в водоотделитель (отстойник). Вода, отстоявшаяся в отстойниках первой и второй ступеней, сбрасывается во вторую систему канализации, а уловленная нефть вновь направляется на обессоливание. При производительности ЭЛОУ [c.7]

    По мере улучшения подготовки нефти на промыслах и оптимизации режима ее обессоливания на НПЗ расход деэмульгатора уменьшается и продолжаются поиски возможности его дальнейшего снижения, В связи с этим выбор точки (или точек) его подачи в технологическую схему ЭЛОУ приобретает особое значение. Следует учитывать, что оптимальное место ввода деэмульгатора в нефть, обеспечивающее максимальную эффективность его воздействия на эмульсию при минимальном расходе, тоже зависит от ряда свойств нефти и деэмульгатора, а также от места подачи промывной воды в нефть. [c.78]

    В книге описаны вредные примеси нефти, вызывающие коррозию нефтезаводского оборудования и загрязняющие получаемые нефтепродукты. Дана характеристика водонефтяных эмульсий. Изложены теоретические основы образования и стабильности эмульсий и рациональные методы их разрушения. Приведены технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти на современных ЭЛОУ, методы расчета параметров с целью оптимизации процесса. Даны характеристика и анализ эффективности применяемых деэмульгаторов. [c.288]

    Установки ЭЛОУ — АВТ. Технологическая схема комбинированной установки ЭЛОУ — АВТ приведена на рис. 191. Подогретая в теплообменниках 8 нефть I с температурой 120—140 С в дегидра-торах 1 подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть дополнительно подогревается в других теплообменниках и с температурой 220° С поступает в колонну 2. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина XV. Остаток III снизу колонны 2 подается в печь 7, где нагревается до 330° С, и поступает в колонну 3. Часть нефти ие печи 7 возвращается в колонну 2 в качестве горячей струи. Сверху колонны 3 отбирается тяжелый бензин XVII, а сбоку через отпарные колонны [c.309]

    Технологическая схема установки электрообессоливания нефти приводится на рис. 10. Нефть, в которую введены промывная вода, деэмульгатор и щелочь, насосом Н-1 прокачивается через теплообменник Т-1 и пароподогреватель Т-2 в электродегид-ратор первой ступени Э-1. Здесь удаляется основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8—10 раз.) На некоторых установках ЭЛОУ перед Э-1 находится термохимическая ступень. Из Э-1 нефть поступает в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. Общий расход воды на обессоливание составляет 10% от обрабатываемой нефти. На некоторых установках свежая вода подается только на вторую ступень обессолирания, а перед первой ступенью [c.119]

    Давление в электродегицраторах в процессе обессоливания обусловливается упругостью паров нефти, необходимыми перепадами давления на каждой ступени ЭЛОУ, гидравлическим сопротивлением участков технологической схемы после блоков ЭЛОУ и, разумеется, не должно превышать давления, на которое рассчитаны электрод егицраторы (табл. 19), [c.101]

    Модернизирование технологической схемы ЭЛОУ применительно к работе на неионогенных деэмульгаторах (ОП-7, ОП-10, Кау-фе-14) позволило увеличить производительность установок на 50% против проектной и снизить потери нефти. Замена вертикальных электродегидраторов горизонтальными способствовала повышению производительности (по нефти) в 6 раз. Два таких электродегидратора служили I ступенью обессоливания. На II ступени использовали 12 электродегидраторов типа НЗП. При работе I ступени двухступенчатой ЭЛОУ, оборудованной горизонтальными электродегидраторами, производительность в два с половиной раза превысила проектную. Расход электроэнергии снизился на 25—30%. Для [c.127]

    Существующие технологические схемы электрообессоливающих установок различаются числом ступеней и электродегидраторов в каждой ступени, местами ввода в нефть воды и деэмульгатора, способами сбора и повторного использования дренажной воды, а также тем, как они связаны с нефтеперерабатывающими установками. Так, в сороковые и пятидесятые годы строили отдельно стоящие ЭЛОУ, оборудованные вертикальными, а с конца пятидесятых годов и шаровыми пектродегид-раторами. На этих установках сырая нефть нагревалась в теплообменниках водяным паром, после обессоливания охлаждалась в холодильниках водой, затем направлялась в резервуары обессоленной нефти, которые после заполнения подключались к сырьевым насосам нефтеперерабатывающих установок. В первой половине шестидесятых годов строили совмещенные ЭЛОУ, оборудованные шаровыми электродегидраторами. Эти установки непосредственно связаны с сьфьевым насосом нефтеперерабатывающей установки (минуя резервуар), подогрев сырой нефти на них осуществляется теплом ее дистиллятов и мазута. Начиная со второй половины шестидесятых годов, на НПЗ стали строить блоки ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами, жестко встроенные в систему нефтеперерабатывающей установки и работающие под давлением ее сырьевого насоса. [c.94]

    Технологическая схема процесса (рис. 47). Кристаллический карбамид из емкости 2, поступает в реактор активами i, где смешивается с активатором 4, подающимся через расхо омер 6. Нефть после обезвоживания, обессоливания на установке ЭЛОУ А и стабили-зиции на типовой установке стабилизации нефти Б поступает в реактор комплексообразования 9, через подогреватель 1. Сюда же, в реактор комплексообразования, поступает растворитель 7, (в случае его использования) и активированный карбамид из реактора активащш 3. [c.162]

    До сих пор и руководящие работники, и технологический персонал установок некоторых предприятий большие потери пытались обосновать их неизбежностью, невозможностью сокращения, так как они заложены в технологию и нет еще способа и технических решений, способствующих сокращению атих потерь. Насколько сложившееся мнение несостоятельно, можно доказать хотя бы на двух-трех примерах из практики предприятий отрасли. За исключением нескольких предприятий Баку и Грозного все нефтеперерабатывающие заводы страны в своем составе имеют ЭЛОУ. Хотя разнотипные ЭЛОУ отличаются друг от друга производительностью и конструкцией основного технологического аппарата - электродегидратора (они бывают цилиндрические вертикальные или горизонтальные и сферические) технологический процесс на всех типах ЭЛОУ протекает по одной схеме смешение подогретой нефти с деэмульгатором, водой и осаждение хлористых солей, механических примесей и воды в эпектродегидраторах под действием электрического поля высокого напряжения. Поэтому планиру -юшими органами для всех ЭЛОУ независимо от их конструк — ций и производительности устанавливается одинаковая норма потерь нефти при обессоливании, В настоящее время установлена норма 0,45% от объема сырой нефти, поступающей на ЭЛОУ. [c.47]

chem21.info

Автоматизация процессов обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ

Автоматизация процессов первичной переработки нефти

В этой и следующих главах приведено описание схем автоматизации некоторых основных технологических процессов без учета систем противоаварийной защиты процессов, защиты отдельных видов оборудования и оснащения технологических процессов в соответствии с требованиями действующих технических регламентов, норм и правил. В описании приведены основные типовые контуры регулирования, которые для лицензионных процессов могут быть дополнены контурами, требуемыми Лицензиарами.

 

Автоматизация процессов обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ

Поступающая с промыслов нефть в зависимости от группы содержит хлористые соли (в количестве 100-900 мг/дм3), включая до 10 мг/дм3 хлоридов во фракции, выкипающей до 204 °С, пластовые воды (до 1 %масс.) и механические примеси (до 0,05 %масс.). Данные параметры регламентируется ГОСТ Р 51858- 2002 «Нефть. Общие технические условия».

При этом нефть и вода образуют трудноразделимые эмульсии (в основном эмульсию воды в нефти). Для дальнейшей переработки нефти требуется снизить содержание солей до 0,1 %масс. и менее, а воды — до 3...5 мг/л.

Требования к ограничению содержания солей и воды в нефти обусловлены необходимостью увеличения межремонтного пробега атмосферных и атмосферно-вакуумных установок, уменьшения коррозии оборудования и аппаратуры, а также улучшения качества котельных топлив, коксов и битумов. Кроме того, на установках переработки нефтяных фракций повышенное содержание воды и солей приводит к повышенному расходу топлива и катализаторов.

Большая часть воды в нефти находится в виде эмульсий. На поверхности капелек воды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, водорастворимые органические кислоты и высокодисперсные частицы твердых парафинов. Для разрушения поверхностной адсорбционной пленки, а также для улучшения условий коагуляции в нефть добавляют деэмульгаторы. Для ускорения данный процесс обычно проводят при повышенных температурах (100-120 °С). Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются под действием электрического поля. Таким образом, процессу электрообезвоживания способствуют как деэмульгаторы, так и повышенная температура. Для снижения испарения нефти процесс электрообессоливания проводят при повышенном давлении.

Процесс глубокого обезвоживания и обессоливания осуществляется на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ), которые входят в состав ЭЛОУ-АТ (атмосферно-трубчатой установки) или ЭЛОУ-АВТ (атмосферновакуумной трубчатой установки перегонки нефти).

На практике зачастую применяют двухступенчатые схемы электро-обессоливания с использованием переменного электрического тока с напряжением 22-44 кВ. При этом на I ступени в электродегидраторах удаляется 75-80 %масс. воды и 95-98 %масс. солей, а на II ступени удаляется 60-65 %масс. оставшейся эмульсионной воды и 89-93 %масс. оставшихся солей.

Процесс обессоливания нефти связан с промывкой ее свежей водой, при этом для снижения расхода воды в качестве свежей воды используют обратную (рециркуляционную) воду, конденсат, очищенную воду технологических процессов и дренажную воду. Процессы обезвоживания нефти осуществляются в электродегидраторах I и II ступеней. Для разрушения эмульсии (деэмульгации) в сырую нефть вводят деэмульгатор (20...25 г/т), а для снижения кислотности воды до значений, близких к нейтральным, после теплообменников вводят щелочь.

Электродегидратор представляет собой горизонтальный аппарат для обезвоживания и обессоливания нефти в электрическом поле высокого напряжения (20...44 кВ). Расстояние между двумя горизонтальными электродами, расположенными в средней части по всей длине аппарата, составляет 200...400 мм. Обезвоженная нефть выводится через верхнийколлектор, а выделившаяся из нефти вода — с низа аппарата. Нефть в электродегидраторе движется вверх, проходя через слой воды со скоростью 5...7 м/ч, и далее через зону слабого электрического поля, расположенную между уровнем воды и нижним электродом. Затем нефть поступает в зону сильного электрического поля между двумя электродами, в которой происходит процесс интенсивного обезвоживания, и далее через верхний коллектор отводится в электродегидратор II ступени. Устройство оризонтального электродегидратора представлено на рис. 8.1. Перед электродегидратором второй ступени нефть смешивается с подогретой до 60...70 °С водой и с выхода электродегидратора после дополнительного подогрева поступает в ректификационную колонну атмосферного блока АТ или АВТ.

 

Схема автоматизации вухступенчатой установки ЭЛОУ, выполненная в стандарте ISA 55.1-84 (92), приведена на рис. 8.2. В некоторых контурах в схемах автоматизации технологических процессов (см. последующие главы) обозначения преобразователей опущены.

 

Автоматизация процесса обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ, а также автоматизация других технологических процессов, описываемых в данном пособии, предполагает определение показателей эффективности процесса (ПЭ), цели и критериев управления процессом (ЦУ и КУ соответственно). Ограничения переменных состояния (температуры, давления, уровня и т. п.) обусловлены требованиями пожаровзрывобезопасности процессов, а также требованиями к показателям качества целевого продукта. К ограничениям относят также содержание примесей в сырье и целевом продукте.

Под эффективностью технологического процесса понимают технологическую и экономическую эффективность. Технологическая эффективность подразумевает зависимость между затраченными ресурсами и полученной продукцией и оценивается критериями min затрат на единицу продукции и max полученной продукции при минимуме затраченных ресурсов на ее производство.

Экономическая эффективность процесса означает стоимостную зависимость между расходами на производство и доходами от реализации продукции. Критерием экономической эффективности является получение максимальной (max) прибыли на единицу затрат на производство. Интегральным критерием экономической эффективности может служить себестоимость продукции, учитывающая затраты на единицу продукции.

Для большинства процессов показатель эффективности может быть представлен как состав целевого продукта (например, дистиллята или кубового остатка при ректификации) или содержание выходного компонента (например, выход ацетилена в процессе пиролиза или концентрация извлекаемого компонента в процессе абсорбции), полученные при минимизации затрат на единицу продукции.

Целью управления процессом при этом является поддержание заданного состава или выходного компонента на определенном значении — например, поддержание заданного состава целевого продукта в процессе ректификации или поддержание выхода ацетилена на заданном значении в процессе пиролиза. Для многих процессов целью управления является стабилизация основных регулируемых параметров — температуры, давления, уровня, расхода, концентрации, pH раствора и т. д. Критерии оптимизации процесса имеют минимаксные значения и определяются технологическими или экономическими требованиями. К технологическим критериям управления (КУ) относят min CKO (среднеквадратичного отклонения) или дисперсии регулируемых параметров, максимум быстродействия переходных процессов и т. д. Экономические критерии оптимизации предполагают min себестоимости, min приведенных затрат на единицу продукции, min содержания примесей, max прибыли от реализации продукции и т. п.

Основными технологическими параметрами, подлежащими контролю, регулированию и оптимизации, являются температура, давление, расход промывной воды и ее распределение между различным числом ступеней электрообессоливания, расход деэмульгатора, уровень воды и другие параметры.

Сырая нефть смешивается с циркулирующим солевым раствором и свежей водой и с добавлением деэмульгатора подается насосом Н-1 двумя параллельными потоками через систему теплообменников Т-1 + Т-6, в которых нагревается до температуры 100... 120 °С за счет тепла нефтепродуктов блока АТ. Далее сырая нефть поступает к инжекторному смесителю, где смешивается с раствором щелочи и солевым раствором со II ступени обессоливания. Далее смесь подается в коллектор нижней части горизонтальных электродегидраторов I ступени ЭД-1-нЭД-З, работающих параллельно.

Количество электродегидраторов определяется общим солесодержанием перерабатываемой нефти, производительностью установки и выбранным типоразмером электродегидраторов.

Для определения качества сырой нефти на вводе в установку проводится контроль качества нефти на содержание в ней воды и солей и определение плотности (контуры 1-3).

Распределение на два потока обеспечивается двумя контурами регулирования расхода с коррекцией по уровню в отбензинивающей колонне К-1 (контуры 4 и 5) блока АТ. Осуществляется также контроль температуры нефти после теплообменников на входе и выходе из электродегидраторов ЭД-1-ЭД-3 (контуры 6 и 7).

Для нагрева сырой нефти в теплообменниках Т- 1...Т-4 используется циркуляционное орошение (ЦО) от блока АТ, которое через теплообменники возвращается в колонну АТ. Регулирование температуры на выходе из теплообменников осуществляется изменением расхода клапанами на линиях байпаса (контуры 8 и 9).

Частично обессоленная и обезвоженная нефть из электродегидраторов I ступени поступает в общий коллектор и затем в электродегидраторы II ступени ЭД-4-ЭД-6, работающие параллельно.

Для подавления хлористоводородной коррозии в коллекторы перед электродегидраторами ЭД-1...ЭД-3 и ЭД-4...ЭД-6 подается 1ч-2%-ный раствор щелочи. Расход раствора щелочи, подаваемой на входы электродегидраторов, стабилизируется (контуры 10 и 11).

На прием насосов подачи нефти Н-1 и в смесительные клапаны перед электродегидраторами ЭД-4-ЭД-6 подается свежая вода, расход которой стабилизируется (контуры 12 и 13).

Нефть в электродегидраторы поступает снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти снизу вверх в электрическом поле переменного тока и высокого напряжения по всему сечению аппарата. Обезвоженная и обессоленная нефть выводится из электродегидраторов ЭД-4...ЭД-6 и направляется в блок АТ.

Солевой раствор с низа электродегидраторов автоматически сбрасывается: из ЭД-1-ЭД-3 — в емкость-отстойник Е-1, а из ЭД-4-ЭД-6 — в емкость-отстойник Е-2. Уровень раздела фаз в электродегидраторах ЭД-1-ЭД-3 и ЭД-4-ЭД-6 поддерживается изменением расхода выводимого из электродегидраторов солевого раствора (контуры 14 и 15).

Солевой раствор из емкости-отстойника Е-1 охлаждается в воздушном холодильнике Хв-1 и направляется на очистные сооружения завода. Уровень в емкости Е-1 поддерживается изменением расхода солевого раствора, поступающего на очистные сооружения (контур 16). Часть солевого раствора из емкости-отстойника Е-1 возвращается в сырую нефть. Расход солевого раствора поддерживается постоянным (контур 17). Расход солевого раствора, выводимого из отстойника Е-1 в очистные сооружения, контролируется (контур 24).

Температура солевого раствора на выходе из холодильника Хв-1 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушных холодильников с помощью преобразователя частоты (контур 18).

Солевой раствор из емкости-отстойника Е-2 насосами Н-2 подается на промывку нефти на входе в каждый электродегидратор I и II ступени. Расход солевого раствора, подаваемого в каждый электродегидратор, стабилизируется (контуры 19 и 20). Вместе с солевым раствором в емкости-отстойники может частично увлекаться эмульсия нефти. По мере накопления отстоявшаяся нефть выводится из емкостей-отстойников через холодильник Х-1 на прием сырьевых насосов Н-1.

Для определения эффективности работы блока обессоливания на выходе с блока ЭЛОУ (контуры 21 и 23) проводится контроль обессоленной и обезвоженной нефти на содержание воды и солей с учетом температуры нефти, выводимой из электродегидратора (контур 22).

В последнее время при строительстве новых и реконструкции действующих производств находят применение и инновационные технологии, позволяющие обрабатывать большие объемы сырья в аппаратах с высокой удельной производительностью и совмещать две ступени обессоливания в одном аппарате. Такая технология разработана компанией Natco Group (США) и называется технологией EDD®(«Технология двойной полярности»®).

Термин «Двойная полярность»® относится к эксклюзивной электростатической системе, разработанной компанией Natco Group, которая вместо традиционной электрической системы с использованием переменного тока использует для более эффективного извлечения воды как поле переменного, так и поле постоянного тока.

Применение электродинамических обессоливателей EDD® позволяет довести удельную производительность электродегидраторов до 3 м3/ч на 1 м-электродегидратора и добиваться требуемого качества обессоленной нефти (не более 2 мг солей/л в одном аппарате).

Совмещение двух ступеней электрообессоливания в одном аппарате позволяет также исключить из схемы насосы рециркуляции промывной воды.

Схема автоматизации блока электрообессоливания с использованием технологии двойной полярности, выполненная упрощенным способом по ГОСТ 21.404-85 и ГОСТ 21.408-93, приведена на рис. 8.3. Средства автоматизации для данной технологической схемы аналогичны средствам автоматизации по рис. 8.2.

Сырая нефть насосами Н-1 подается через теплообменники Т-1 и Т-2, нагреваясь за счет тепла конденсации верхних потоков отбензинивающей колонны К-1 и фракционирующей колонны К-2. Распределение по потокам

осуществляется регулированием расхода с коррекцией по уровню в отбензинивающей колонне К-1 блока АТ (контуры 1 и 2).

Сырая нефть после теплообменников Т-1 и Т-2 нагревается в теплообменнике Т-3 верхним циркуляционным орошением колонны К-1. Температура нагрева нефти поддерживается изменением расхода потока циркуляционного орошения колонны К-1 через соответствующий теплообменник Т-3 с помощью клапана, установленного на байпасе охлаждающего потока (контур 8).

В приемный трубопровод сырьевых насосов Н-1 подается нефтерастворимый деэмульгатор.

На входе в установку производится контроль качества сырой нефти на содержание в ней воды и солей, а также контроль плотности (контуры 5, 6 и 7).

После теплообменника Т-3 нагретая до 115-125 °С нефть разделяется на два параллельных потока и поступает в электродегидраторы ЭД-1 и ЭД-2. Распределение по потокам осуществляется регулированием давления в каждом потоке с помощью регуляторов перепада давления (контуры 9 и 10).

Перед электродегидраторами в каждый поток нефти вводится промывная вода (контуры 11 и 12), а другая часть промывной воды подается непосредственно внутрь электродегидраторов через специально разработанные распределители, расположенные над электродами в верхней части электродегидраторов (контуры 13 и 14).

Нефть в электродегидраторы поступает снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти сниз> вверх в низкоградиентном поле переменного тока, где коалесцируется большая часть воды. Эмульсия с мелкими каплями воды поднимается вверх в высокоградиентное поле постоянного тока, которое способствует коалес- цированию и отделению мельчайших капель воды.

Солевой раствор с содержанием нефтепродукта до 500 мг/л выводится из нижней части электродегидраторов ЭД-1 и ЭД-2, охлаждается в воздушных холодильниках Хв-1 и выводится с установки.

Поддержание уровня солевого раствора в электродегидраторах ЭД-1 и ЭД-2 осуществляется изменением расхода выводимого солевого раствора (контуры 15 и 16).

Температура солевого потока на выходе из воздушного холодильника регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентилятора с помощью преобразователя частоты (контур 17).

Для определения эффективности процесса обессоливания и обезвоживания производится контроль качества обессоленной и обезвоженной нефти на выходе электродегидраторов по содержанию в ней воды и солей и определению плотности (контуры 18, 19 и 20).

Таким образом, показателем эффективности процесса является степень обезвоживания и обессоливания сырой нефти. Цель управления установкой ЭЛОУ — поддержание заданного значения содержания в нефти водь и соли. Критерий управления — min среднего квадратичного отклонения (СКО) этих параметров от заданны> значений.

Целью управления установкой ЭЛОУ является поддержание заданного значения содержания в нефти водь и соли, а критерием управления или целевой функцией — минимизация этих параметров.

В качестве примера рассмотрим средства автоматизации двухступенчатой установки ЭЛОУ (рис. 8.2) с ис пользованием применяемых на нефтеперерабатывающих заводах приборов и регуляторов компаний Emerson Siemens и др.

В схеме автоматизации использованы следующие средства автоматизации:

• на полевом уровне — преобразователи расхода 3051 SFC и диафрагмы камерные стандартные ДКС 10—20С компании Emerson; преобразователи избыточного давления 30515 с мембранным разделителем 1199 компаниг Emerson; измерители уровня раздела фаз KSR компании KSR KUEBLER или ID 201 компании AGAR Согр.; термо пары ТХКУ 205 Ехіа НПП компании «Элемер»; анализатор плотности проточного типа MicroMotion 7835 ком пании Emerson; анализатор содержания соли типа 44561 группы компаний РАС; поточный анализатор содержа ния воды типа ВТН-1; пневматические регулирующие клапаны easy-e в комплекте с электроiuiевматически\ позиционером серии DVC6000 компании Emerson; станция распределенного ввода-вывода и управления Simatu ЕТ 200М или Simatic ЕТ2005 компании Siemens;

• на контроллерном уровне — модульный программируемый логический контроллер Simatic 57-300 или Si matic 57-400;

• на диспетчерском уровне — промышленные 19-дюймовые ПК стоечного исполнения Simatic Rack PC (ин терфейсы Ethernet, Profibus DP, PROFINET) c ZCD-монитором серии SCD и SCAD А-система Simatic WinCC V7.0.

В примере автоматизации двухступенчатого блока ЭЛОУ выбраны преобразователи с выходным сигналоь 4...20 мА и исполнительные устройства (регулирующие клапаны с позиционером) с входным сигналом 4...20 мА Сигналы от первичных преобразователей и сигналы на исполнительные устройства обрабатываются станцией распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ 200М, связанной по локальной сети PROFINET с модульным ПЛК Si matic 57-300.

Станция ЕТ-200М включает до 8-12 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей ПЛБ 57-300. Интерфейсный модуль IM 153-4 PN10 предназначен для подключения станции ЕТ-200М к сети PROFI NET и имеет встроенный двухканальный коммутатор Industrial Ethernet РВ и два гнезда /(/45 для расширения то пологий сети.

 

 

stydopedia.ru