Энциклопедия по машиностроению XXL. Колонна по переработке нефти


Колонны при вторичной переработке нефти

    Высокотемпературная сероводородная коррозия вызывает катастрофически быстрое (до 5 мм/год) разрушение печных змеевиков, колонн, теплообменников, трубопроводов установок вторичной переработки нефти [1], закупоривание рабочих трактов отслаивающимися продуктами коррозии, утерю работоспособности установок вследствие загрязнения и понижения активности катализаторов, увеличения их гидравлического сопротивления из-за недопустимых перепадов давления в реакторах и т. д. Особенности технологии [c.131]     Современные ректификационные аппараты классифицируются в зависимости от их технологического назначения, давления, способа осуществления контакта между паром и жидкостью и внутреннего устройства, обеспечивающего этот контакт. По технологическому назначению на современных комбинированных установках АВТ ректификационные аппараты делятся на колонны атмосферной перегонки нефти, вакуумной перегонки мазута, стабилизации легких фракций, абсорбции жирных газов переработки нефти, вторичной перегонки широкой бензиновой фракции и др. По проводимому процессу различают следующие ректификационные колонны атмосферные, вакуумные, стабилизаторы и др. В зависимости от давления колонны делятся на вакуумные, атмосферные и работающие под давлением. В качестве контактного устройства в колоннах применяют тарелки. Часто эти колонны именуются тарельчатыми. По способу контакта между паром (газом) и жидкостью все ректификационные аппараты на установках первичной перегонки нефти характеризуются непрерывной подачей обеих фаз. [c.50]

    По топливно-масляному варианту переработки 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. [c.27]

    Эжекционные клапанные тарелки в настоящее время успешно работают в 20 колоннах установок первичной переработки нефти, газоразделения, алкилирования и других процессов на Ново-Уфимском, Одесском, Орском НПЗ и Шкаповском ГПЗ. Что касается перекрестно-прямоточных клапанных тарелок пластинчатого типа, то ими в настоящее время оснащены более 70 ректификационных колонн атмосферной и вакуумной перегонки нефти, газофракционирующих установок и некоторых вторичных процессов на Ново-Уфимском и других НПЗ страны. [c.38]

    На современных комбинированных установках АВТ имеются блоки стабилизации, абсорбции-десорбции и вторичной перегонки широкой бензиновой фракции. Во всех этих блоках процесс ректификации, или фракционирования, осуществляется в ректификационных колоннах. Эти технологические блоки на установках АВТ добавляются в зависимости от углеводородного состава перерабатываемой нефти и от назначения их в схеме переработки по заводу в целом. На рис. 26 приводится типовая схема технологической связи между стабилизатором и фракционирующим абсорбером на установках АВТ. [c.53]

    Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке стремятся получить максимальный выход суммы светлых, при неглубокой — котельных топлив в последнем случае установка первичной перегонки состоит только из атмосферной части. По топливно-масляному варианту переработки 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, толуольпой и кси-лольной фракций. [c.10]

    В процессе подготовки и переработки нефти и газа, в последующих вторичных процессах обработки дистиллятов широкое распространение получили колонные аппараты. Они являются основными при первичной перегонке нефти, гидроочистке, термическом и каталитическом процессах, газофракционировании (коксовании) и т.д. [c.80]

    Сложные колонны с прямыми многопоточными связями секций разработаны л исследованы для процессов фракционирования тяжелых углеводородов [1 4 , стабилизации нефти [15], получения нефтяных фракций [29,32,47,1 03,256,401 , фракционирования мазута [35,1 56 , переработки нефти [41,1 17,118,1 22,156,201,283 , разделения смеси газообразных и жидких углеводородов деструктивной переработки нефтепродуктов [50,106], производства жидких парафинов [203], вторичной перегонки бензина [253,259], разделения других смесей [409,410,414,415,416,429], но практически не использовались в промышленности, несмотря на то, что онн лишь немного превосходят по сложности колонны с боковыми отборами. Такие схемы автором были разработаны, исследованы и внедрены для различных установок и процессов переработки нефти. [c.46]

    Технологическая схема блока вторичной перегонки бензина крупнотоннажной установки переработки нефти АТ-6 приведена на рис. 20. Значительное число тарелок в ректификационных колоннах установки вторичной перегонки бензина и оптимальный технологический режим позволяют обеспечить четкое разделение ректификата и остатка. Вместе с тем на промышленных установках не всегда удается получить узкие фракции прямогонного бензина постоянного качества даже при благоприятной четкости их разделения. Так, на при- [c.146]

    Из отобранных фракций (дистиллятов) после их охлаждения, очистки и добавки различных присадок получают товарные сорта бензинов, керосинов и дизельных топлив. Мазут может использоваться как сырье для получения смазочных масел, как исходный продукт для вторичных методов переработки нефти и, при необходимости как жидкое топливо. Смазочные масла выделяются из мазута в вакуумных ректификационных колоннах при давлении 8—18 кПа. Применение вакуума позволяет снизить температуру нагрева мазута от 400-500 до 300—400 °С, при которой не происходит разложение масляных фракций, так как под вакуумом жидкости кипят при более низкой температуре. [c.87]

    Установка рассчитана на переработку нестабильной нефти Ромашкинского месторождения и отбор фракций и. к.—62, 62—140, 140—180, 180—220 (240), 220 (240)—280, 280—350, 350—500°С (остаток — гудрон). Исходное сырье, поступающее на установку, содержит до 5000 мг/л солей и до 2 вес. % воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в нефти достигает 2,5 вес. % на нефть. На установке принята двухступенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержание солей до 30 мг/л и воды до 0,2 вес. %. Технологическая схема установки предусматривает двухкратное испарение нефти. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректификационной колонны вследствие близкого фракционного состава получаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к.— 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку с целью выделения фракций н. к. — 62, 62—140 и 140—180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к.—62 (компонент автобензина) и 140—220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140— 220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях. [c.114]

    В результате атмосферной перегонки нефти при 350—370° С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистиллятов. 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). Конечно, нагрев мазута до 420"" С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляты затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистиллятов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и т. д. Существующими методами удается поддерживать остаточное давление в ректификационных колоннах 20—60 мм рт. ст. Наиболее резкое снижение температуры кипения углеводородов наблюдается при остаточном давлении ниже 50 мм рт. ст. Следовательно, целесообразно применять самый высокий вакуум, какой только можно создать существующими в настоящее время методами. [c.205]

    Ректификационные колонны — аппараты для разделения путем ректификации жидких смесей взаимно растворимых компонентов. Ректификационные колонны широко применяются в различных отраслях промышленности, в частности в нефтегазопереработке для разделения нефти и мазута на установках первичной перегонки нефти (АВТ), бензина на установках вторичной перегонки, углеводородных газов на газофракционирующих установках (ГФУ), продуктов реакций на установках химической переработки углеводородного сырья (каталитический крекинг, термический крекинг, гидрокрекинг, коксование и др.). [c.83]

    При всем многообразии конструкций реакторов они представляют собой аппараты со свободно кипящими или секционированными с помощью провальных решеток слоями, к-рые снабжены теплообменньаш элементами последние имеют газораспределители в виде перфорир. плргг либо сопла, а также барботеры (рис. 4, г в данном случае через решетку и барботер вводятся разл. газовые потоки). Нередко газ поступает в реактор через боковые штуцера (рис. 4, д и е). Функционируют аппараты, в к-рые одновременно вводятся газообразные и жидкие реагенты. Способы улучшения контактирования фаз, а также воздействия на перемешивание в реакторах принципиально те же, что и для систем газ-жидкость в колонных аппаратах. Благодаря текучести псевдоожиженного слоя такие каталитич. процессы вторичной переработки нефти, как крекинг и риформинг, проводят в совмещенных блоках реактор регенератор (рис. 4, ж), что позволило перейти от полупериодич. произ-ва к непрерывному. Подобные комбинации быстро распространились и на иные реакционные и массообменные процессы (напр., системы реактор-адсорбер). [c.137]

    Получившие широкое распространение вторичные методы переработки нефти повысили требования к четкости погоноразделения, к более глубокому отбору средних и тяжелых фракций нефтей. В связи с этими требованиями на нефтезаводах стали совершенствовать конструкции ректификационных колонн, увеличивая в них число тарелок и повышая их эффективность, применять вторичную перегонку, глубокий вакуум, брызгоотбойные средства, противо-пенные присадки и т. д. [c.296]

    Подобные исследования могут быть проведены не только для оптимизации технологических параметров работь ректификационной колонны К-201 промышленной установки Г-43-107, но и для оптимизации сеищй ректификации других вторичных процессов переработки нефти (термический крекинг, коксование пиролиз и т.д.). [c.87]

    На рис. 94 изображен план установки. Установка занимает площадь 11 050 м , или 1,12 га. Аппаратура расположена по принципу поточности процесса. Трубчатые печи размещены на краю площадки, что уменьшает пожарную опасность. В первом ряду от печей расположены все ректификационные колонны — первая, вторая и вакуумная, за колоннами расположены конденсаторы и холодильники. При таком расположении горячие трубопроводы от нечей к колоннам и шлемовые лпнии большого сечения от колонн к конденсаторам имеют наивозможно меньшую длину. Аппараты, связанные с переработкой сернистых нефтей (стабилизатор, колонна вторичной перегонки и др.), вынесены на край установки, что позволило получить фактически единый план [c.166]

    Колонна вторичной перегонки, имеющая 40 ректификационных тарелок, диаметром 2,4 м оборудуется двухсекционной отпарной колонной К-3 и включается параллельно с атмосферной колонной К-2 по аналогии с реконструкцией, проведенной на установках Ново-Уфимского завода. Эта колонна при использовании свободных конденсаторов, насосов и системы защелачивания сможет обеспечить переработку 2000—2200 т1сутки отбензиненной нефти. [c.73]

    Наиболее распространенную в нашей стране комбинированную установку неглубокой переработки нефти ЛК-бу представляет схема К-2 на рис. 10.3. В этой установке объединены пс жесткой схеме 6 технологических процессов - атмосферная перегонка нефти с отбором светлых дистиллятов в колонне 8, вторичная перегонка бензина в колонне 9, каталитический риформинг бензиновой фракции 85-180 °С из колонны 9, гидродеароматизация керосина (ГДА), гидроочистка дизельного топливг (ГО) и фракционирование смеси предельных угле вод ородны> газов от трех предыдущих процессов с получением сухого газ (С1-С2) и концентратов углеводородов С3, С4 и С5. При этом получаемый на блоке каталитического риформинга водородсодержащий газ частично используется как реагент на блоках ГС и ГДА. [c.466]

    На ранее построенных установках АВТ не было очистки компонентов светлых нефтепродуктов выщелачиванием, стабилизащЕИ и вторичной перегонки бензиновых фракций, абсорбции газов и др. Для этих процессов сооружались самостоятельные установки на отдельной площадке. В результате усовершенствования технологии первичной переработки нефти и соответствующей аппаратуры начали сооружать на АВТ дополнительные блоки - электрообессоливания, стабилизации и вторичной перегонки бензиновых фракций, выщелачивания компонентов светлых нефтепродуктов. Совершенствование установок АВТ проходило путем замены и сооружения дополнительных ректтфа-кационных колонн, увеличения числа ректифгскационных тарелок, оборудования дополнительными отпарными колоннами, увеличения тепловой мощности тепловых печей и т.д. В результате реконструк- [c.4]

    Установка (А-12/6) запроектирована для работы по топливной схеме. Вакуумная часть состоит из одной колонны и предназначена для получения широкой вакуумной фракции — сырья каталитического крекинга. Технологические узлы и схема перегонки нефти аналогичны принятым на установке АВТ со вторичной перегонкой бензина производительностью 2,0 млн. т/год нефти, описанной выше. Но на этой установке более эффективно используются вторичные знергоисточники—горячие нефтепродукты, отходящие дымовые газы, горячая вода и пар. За счет отбросного тепла можно производить некоторое количество водяного пара для собственных нужд установки. При переработке обессоленной ромашкинской нефти обеспечиваются следующие выходы продуктов (в вес. % на нефть)  [c.100]

    С низа ректификационной колонны 12 мазут насосом 1 прокачивается через теплообменники для нагреза нефти (на рис. не показаны) и выводится с установки. Пары с верха предварительного испарителя 5 и ректификационной колонны 12 самостоятельными потоками проходят последовательно конденсаторы воздушного охлаждения 6, холодильники 7 и поступают в газосепараторы 8. С верха обоих газосепараторов сухой газ выводят в газовую сеть завода. Часть газоконденсата, отбираемую с низа газосепаратора, используют для острого орошения (иногда применяют только циркуляционное орошение), а основная его часть из обоих газосепараторов стекает в емкость 9 для широкой бензиновой фракции (п.к. — 180°С). Оттуда эта фракция насосом /, пройдя теплообменник 16, подается в стабилизационную колонну 14. Пары с верха стабилизационной колонны 14 проходят холодильник 7, и образующийся конденсат (сжиженные газы Сз—С4) накапливается в газосепараторах 8, откуда часть его поступает на орошение, а большую часть выводят с установки. Стабилизированная широкая фракция поступает в блок вторичной ее переработки. [c.45]

    Пары с верха стабилизационной колонны 14 проходят холодильник 7, и образующийся конденсат — сжиженные газы (Сз — С4) — накапливается в газосепараторах 8, откуда часть его поступает на орошение (иногда применяется циркуляционное орошение), а большую часть по линии XII выводят с установки. Стабильная широкая фракция по лилии XIX поступает в блок 15 вторичной ее переработки, из которого отдельные узкие фракции выводят с установки по линиям XIII—XVII. Суммарный отбор прямогонных дистиллятных фракций зависит в основном от потенциального содержания их в перерабатываемой нефти. [c.99]

chem21.info

Колонны при первичной переработке нефти

К технологическим аппаратам относятся реакторы и регенераторы установок крекинга и гидроочистки, работающие под давлением ректификационные колонны, вакуумные и атмосферные колонны установок первичной переработки нефти, испарители, газогенераторы, абсорберы, адсорберы и десорберы, колонны стабилизационные, экстракционные, промывные, башни очистные и т. д.  [c.210]

Первичная переработка нефти производится с целью разделения ее на отдельные группы углеводородов или фракции. Разделение нефти на фракции основано на различии температур кипения и испарения различных углеводородов или групп углеводородов и осуществляется путем перегонки (испарения) из смеси компонента с более низкой температурой кипения. Полученные пары после их сбора и охлаждения конденсируются, образуя так называемый дистиллят. Для более полного разделения на фракции с довольно узкими интервалами температур кипения осуществляют многократное испарение и конденсацию - этот процесс называют ректификацией, осуществляют его в ректификационных колоннах - основной части установок по первичной переработке нефти (рисунок 6). В этих установках сначала нефть подогревается до температуры 350-360 °С в трубчатой печи 1. Испарившиеся при этом углеводороды в виде пара и тяжелый остаток в виде жидкости поступают в ректификационную колонну 2. Температура в нижней части колонны поддерживается на уровне 350 С, а выше она постепенно уменьшается до 100-180 °С. Жидкая часть нефти в нижней части колонны с температурой кипения выше 350 °С составляет фракцию мазута. Пары нефти поднимаются вверх по колонне и по мере понижения температуры конденсируются в самой верхней части колонны - бензиновая фракция, ниже - керосиновая, еще ниже - фракция дизельного топлива. Благодаря специальному (тарельчатому) устройству внутренности колонны и орошению сверху частью бензиновой фракции достигается многократная конденсация и испарение углеводородов и улучшается процесс ректификации. Для подогрева колонны в нижнюю ее часть подается водяной пар. Высота ректификационных колонн может достигать нескольких десятков метров, диаметр - до 2-4 м, а число тарелок - от 30-50 до 70-100, в зави-  [c.28]

Впервые титановый теплообменник в схеме очистки нефти был введен в эксплуатацию в 1969 г. С того времени использование титана в процессах нефтепереработки из года в год возрастает. В настоящее время наиболее продолжительный опыт в эксплуатации титановых головных конденсаторов обессеривающих ректификационных колонн первичной переработки нефти имеет компания Getty Oil в Делавэре (США). Уже с 1979 г. компания имела около 300 км титановых труб в этих теплообменниках. По сообщениям фирмы, никогда не было выхода из строя титановых теплообменников вследствие коррозии [602].  [c.258]

В литературе [23] систематизирован и обобщен опыт эксплуатации 74 титановых головных конденсаторов ректификационных колонн первичной переработки нефти в США. Примерю в половине конденсаторов установлены трубы диаметром 19 мм с толщиной стенки 0,89 мм, в другой половине - диаметр труб составляет 25,4 нм и толщина стенки 1,24 мм. Следует подчеркнуть,чтов этих ковденсаторах, работающих при температурах до 205°С и давлениях до 52 ат, установлены сменные трубные пучки,поэтому необходимо считаться с опасностью механических повреждений, когда блок извлекается или монтируется. Тем не менее и для этих случаев обсухщается возможность использования труб с толщиной стенки 0,71 мм, когда гарантируется тщательное техническое обслуживание.  [c.12]

Применение монель-металла НМЖМц 28-2,5-1,5 сопровождается значительным увеличением срока службы аппаратуры первичной переработки нефти [14, 16], В насыщенном НгЗ 0,05 н. растворе НС1 при 70 °С скорость равномерной коррозии монель-металла не превышает 0,2 мм/год. Этот сплав применяется для изготовления трубных пучков головных конденсаторов, верхних тарелок (выше точки росы) ректификационных колонн и в качестве плакирующего покрытия верхней части эвапорационной и атмосферной колонн на установках первичной переработки нефти высокой (более 5 млн. т/год) производительности. Монель-металл неприменим при введении аммиака в нефть или ее погоны — при так называемом аминировании сырья (см. ниже).  [c.72]

При переработке нефтей с высоким (0,3—3,0%) содержанием нефтяных (нафтеновых) кислот наблюдается интенсивное разъедание оборудования из углеродистой стали, работающего при 200—400 °С. Коррозия поражает на установках первичной переработки нефти трубы и печные двойники на выходе радиантных секций печей, трубопроводы от печей до ректификационных колонн, корпуса колонн в зоне ввода горячей струи, ректификационные тарелки эвапорационного пространства над питательным вводом, трубопроводы и арматуру на линиях транспортировки горячих среднедистиллатных нефтепродуктов [69. Отмечаются случаи коррозии теплообменного оборудования. Обследования предприятий в СССР и за рубежом 70, 71] показали коррозионные разрушения также оборудования вакуумного блока (для получения масел), охватывавшие среднюю часть корпуса и тарелки колонны над вводом мазута, трансферные линии с температурой 150—300°С и последние трубы потолочного экрана печей. В меньшей степени поражается оборудование установок крекинга и переработки продуктов крекинга [70]. Коррозия перечисленного оборудования отмечается при переработке черноморских нефтей (Кубанского месторождения) [69], ряда нефтей Азербайджана, а также Румынии, Венесуэлы, Калифорнии [70].  [c.101]

Краткая характеристика ингибиторов приведена в табл. 4.23. Ниже приводятся данные лабораторных исследований ингибиторов применительно к условиям охлаждения продукта, уходящего с верха атмосферной колонны и содержащего водную фазу с растворенными в ней хлористым водородом и сероводородом. Ингибирующее действие проверялось на образцах стали Ст.З, монель-металла НМЖМц 28-2,5-1,5 и латуни ЛО 70-1 —основных материалов для изготовления трубчатых пучков конденсаторов и холодильников при первичной переработке нефти.  [c.113]

Сероводородная высокотемпературная коррозия колонн, равно как и трубопроводов, арматуры и насосов на установках первичной переработки нефти, не носит очень разрушительного характера. Разъедания углеродистой стали имеют специфический характер мелких широких язв, переходящих одна в другую. Такое разрушение с достаточной точностью может быть охарактеризовано средними потерями веса (массы). Это, в частности, доказывается тем, что результаты оценки коррозии внутри аппаратов при помощи датчиков с элементом электрического сопротивления (резистометрические зонды) имеют хорошую корреляцию с результатами весовых определений [100]. Надо иметь в виду, что в обоих случаях правильно регистрируется только равномерная или близкая к равномерной форма коррозии.  [c.121]

Данные наблюдения относятся к средам типа дренажных вод нефтеперерабатывающих установок, с рН 5. В п. 4 данной главы будет более подробно рассмотрена стойкость аустенитных хромоникелевых сталей к водородному хрупкому разрушению в более жестких условиях воздействия верхних потоков эвапора-ционной и атмосферной колонн установок первичной переработки нефти.  [c.86]

При переработке коррозионного сернистого нефтяного сырья корпус ректификационных колонн установок первичной перегонки нефти изготовляют из биметалла с защитным слоем из стали 08X13 внутренние устройства также вьшолняют из этой же стали. Если сырье не обладает коррозионной активностью, то колонны целиком изготовляют из углеродистых сталей.  [c.131]

mash-xxl.info

Способ переработки нефти

 

Изобретение относится к области нефтепереработки. Нефть перегоняют в присутствии водяного пара и при этом отбирают азеотропные смеси паров воды и одной или нескольких фракций (бензина, лигроина, керосина и др.). Нефть обессоливают и обезвоживают после стадии ректификации с отбором одной или более фракций углеводородов. Перегонку ведут при температуре кипения азеотропов воды и углеводородов. В результате исключается разложение углеводородов и упрощается технологическая схема процесса. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области нефтепереработки. Известны различные промышленные установки по первичной переработке нефтей /Гуревич И. Л. "Технология переработки нефти и газа", ч. 1, М., Химия, 1972/. Переработку осуществляют путем обессоливания, обезвоживания и испарения нефти с последующей перегонкой. В качестве продуктов получают фракции бензина, керосина, дизельного топлива и т.п. Обязательным условием перегонки является предварительный нагрев нефти или высококипящего ее остатка до температуры 330 - 420oC.

Общими недостатками для известных установок переработки нефти являются сложность технологической схемы и высокая температура нагрева нефти, при которой идет интенсивное разложение углеводородов, особенно имеющих в молекулах серу, азот, металлы и т.п. Второй недостаток частично устраняют перегонкой нефти в присутствии испаряющего агента. Например, подача перегретого водяного пара в куб ректификационной колонны понижает температуру в ней на 10-20oC /Гуревич И.Л. см. выше, с. 203/. За прототип принята комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ /Гуревич И.Л. см. выше, с. 309-311/. В состав этой установки входят дегидраторы, отбензинивающая колонна, основная атмосферная колонна, отпарные колонны/стриппинги/, колонна стабилизации бензина и абсорбер для извлечения легких углеводородов из газа. Исходную нефть, нагретую до 120-140oC, обессоливают и обезвоживают в дегедраторах, затем нагревают до 220oC и направляют в колонну отбензинивания для выделения углеводородных газов и легкого бензина посредством ректификации. Дополнительное тепло вводят в колонну нагревом кубового продукта до 330oC. Основную массу отбензиненной нефти, нагретой также до 330oC, подвергают ректификации в атмосферной колонне. В куб атмосферной колонны подают перегретый водяной пар. Сверху колонны отбирают фракцию тяжелого бензина, снизу уходит мазут на дальнейшую переработку, а сбоку через отпарные колонны отбирают фракции керосина и дизельного топлива. В отпарные колонны подают перегретый водяной пар, который после отпарки легких углеводородов направляют в атмосферную колонну. Бензин, полученный в колоннах отбензинивания и атмосферной, частично возвращают на орошение этих колонн, а избыток направляют в колонну стабилизации. Несконденсировавшийся в этих колоннах углеводородный газ подвергают абсорбции стабильным бензином в абсорбере. Прототипу присущи оба вышеназванных недостатка. Техническим результатом заявляемого изобретения является устранение этих недостатков. Технический результат достигается тем, что в процессе переработки одну и более фракции перегонки нефти отбирают в виде азеотропной смеси паров углеводородов и воды, а нефть обессоливают и обезвоживают после отбора этих фракций. Известно, что все индивидуальные углеводороды нефти образуют гетероазеотропные смеси с водой, метанолом, этиловым спиртом и некоторыми др. веществами /Огородников С. К. и др. "Азеотропные смеси" Справочник, Л., Химия, 1971/, кипящие при температуре, меньшей температур кипения каждого компонента смеси. Например, смесь 91 мас.% бензола ли циклогексана с 9 мас.% воды кипит при температуре 69oC, т. е. ниже, чем температура кипения бензола /80,1oC/ или циклогексана /81oC/, а смесь 80 мас.% толуола и 20 мас.% воды кипит при температуре 84oC, тогда как температура кипения толуола 111oC. Чем выше температура кипения углеводорода, тем выше температура кипения его азеотропной смеси с водой и тем выше содержание паров воды в азеотропе. Углеводороды высококипящего солярового масла, например, образуют с водой азеотропные смеси с температурой кипения 87 - 97oC при концентрации воды в азеотропе от 40 до 80 мас.% /Огородников С.К. и др. см. выше, с. 102/. В атмосферной колонне прототипа по всей ее высоте не может образоваться азеотропная смесь паров углеводородов и воды, т.к. содержание водяного пара недостаточно для образования ее даже в головной части колонны, где концентрируются легкие углеводороды, требующие для образования азеотропов наименьшего количества водяного пара. Азеотропная смесь паров бензина и воды может образоваться в том случае, если будет убрано орошение колонны бензином. По заявляемому изобретению обработку нефти водяным паром осуществляют в атмосферной колонне, разделенной глухими для паров тарелками на секции по числу отбираемых фракций. Водяной пар подают под нижнюю тарелку каждой секции в количестве, достаточном как минимум для образования азеотропных смесей с углеводородами. Нефть сверху атмосферной колонны последовательно проходит вниз через все секции. Сверху отбирают углеводородный газ и азеотропную смесь паров бензина с парами воды. Из куба колонны выводят мазут, а из каждой промежуточной секции выходит азеотропная смесь паров воды и углеводородов. Пары после конденсации образуют две жидкие фазы: воду и одну из нефтяных фракций. Бензиновую фракцию направляют в колонну стабилизации бензина, углеводородный газ - в абсорбер, а керосиновые и дизельные фракции выводят с установки в качестве продуктов. Мазут направляют на дальнейшую переработку, предусмотренную схемой установки. Воду непрерывно пропускают через испаритель и полученный водяной пар возвращают в секции атмосферной колонны. Отгонка в виде заданных азеотропных смесей паров нефтяных фракций и воды позволяет практически полностью удалить из нефти углеводородные компоненты, составляющие данную фракцию. Становятся ненужными отпарные колонны и колонна отбензинивания. Поскольку отгонку нефтяных фракций в каждой секции атмосферной колонны ведут при температуре кипения ниже 100oC, значительно сокращается количество теплообменных аппаратов. Кроме того, в атмосферной колонне можно перерабатывать нефть без предварительного обессоливания и обезвоживания, т. к. содержание воды в нефти, проходящей через колонну, выше, чем в исходном сырье, за счет частичной конденсации в секциях водяного пара, отдающего тепло на испарение нефтяных фракций. В связи с этим на обессоливание и обезвоживание можно направлять мазут из куба атмосферной колонны, что практически в 2 раза снижает поток сырья через дегидраторы. Вышеперечисленное упрощает технологическую схему переработки нефти, а низкая температура отгонки нефтяных фракций исключает разложение углеводородов. За счет снижения температуры отгонки нефтяных фракций и сокращения теплообменной аппаратуры достигается также дополнительный технический результат - снижение расхода топлива на перегонку и электроэнергии на прокачку сырья через теплообменную аппаратуру. Существенные признаки прототипа: - нефть обессоливают и обезвоживают перед перегонкой, - нефть нагревают в процессе перегонки до температуры, обеспечивающей испарение наиболее высококипящих углеводородов, - на верхние тарелки колонн отбензинивания и атмосферной подают на орошение головной продукт - бензин, - боковые фракции атмосферной колонны отбирают в виде жидкостей и обрабатывают перегретым водяным паром в отпарных колоннах, - в куб атмосферной колонны подают перегретый водяной пар. Существенные признаки заявляемого изобретения: - нефть обессоливают и обезвоживают после отбора одной и более фракций перегонки, - нефть нагревают до температуры, обеспечивающей отбор азеотропных смесей паров углеводородов и воды. - на верхнюю тарелку атмосферной колонны подают нефть, - одну и более фракции перегонки отбирают в виде азеотропной смеси паров углеводородов и воды, - водяной пар подают в секции атмосферной колонны в количестве, обеспечивающем образование азеотропных смесей паров углеводородов и воды. Главный отличительный признак заявляемого изобретения, обеспечивающий достижение технического результата во всех случаях: одну и более фракции перегонки отбирают в виде азеотропной смеси паров углеводородов и воды. Дополнительный отличительный признак: нефть обессоливают и обезвоживают после отбора одной и более фракций перегонки. На фиг. 1 и 2 чертежей представлены варианты схем переработки нефти по заявляемому изобретению, на которых: 1 - колонна ректификации; 2 - конденсатор; 3 - сепараторы; 4 - испаритель. А - нефть на переработку; Б - водяной пар; В - углеводородный газ; Г - нестабильный бензин; Д - вода; Е, Ж, И - боковые фракции колонны ректификации; К - мазут; Л - отбензиненная нефть на дальнейшую переработку; М - верхнее циркуляционное орошение. Нижеприведенные примеры базируются на условиях работы прототипа /Гуревич И. Л. см. выше. с. 309-311/, перерабатывающего 2 млн.т ромашкинской нефти в год /250 т/ч/, содержащей, кроме того, 6,25 т/ч воды и солей. В качестве продуктов получают 33 т/ч бензина, 41 т/ч дизельного топлива и 130 т/ч мазута. В атмосферную колонну суммарно поступает 8 т/ч перегретого водяного пара. Пример /фиг. 1/. На верхнюю тарелку атмосферной ректификационной колонны 1, разделенной глухими тарелками на секции по числу отбираемых фракций, подают 256,25 т/ч необессоленной нефти A с температурой 108 - 110oC.

Формула изобретения

1. Способ переработки нефти, включающий обессоливание, обезвоживание и разделение на фракции посредством перегонки в присутствии водяного пара, отличающийся тем, что одну и более фракций перегонки отбирают в виде азеотропной смеси паров углеводородов и воды. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефть обессоливают и обезвоживают после отбора одной и более фракций перегонки.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru

Расчет вакуумной колонны установки АВТ по переработке русской нефти мощностью 10 млн. т/год

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА

Кафедра технологии переработки нефти

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине «Технология первичной переработки нефти»  на тему: «Расчет вакуумной колонны установки АВТ по переработке русской нефти мощностью 10 млн. т/год»

 

 

 

 

Выполнил: студент группы ХТ-11-01

Сердюков Г.Ю.

                                                                                                                                           Проверил:

проф. Глаголева О.Ф.

                                          

 

Москва 2014

 

Содержание:

 

  1. Введение

 

Нефть, поступающая на установку АВТ, подвергается разделению в три ступени – на первой ступени отгоняют легкую бензиновую фракцию в отбензинивающей колонне, на второй – выделяют светлые компоненты в атмосферной колонне, а остаток, мазут, поступающий на вакуумную перегонку, перерабатывают по топливному или масляному варианту. Основные физико-химические свойства заданной нефти представлены ниже:

 

Показатели

Русская нефть

 

1. плотность при 200С, кг/м3

2. выход фракций, % масс.

                до 2000

                до 3000

                     до 3500

3. массовая доля серы, %

4. массовая доля парафина, %

5. температура застывания, ОС

 

923

 

2,6

18,6

30,6

0,35

0,5

-22

 

Также приведем данные разгонки нефти в аппарате АРН-2:

 

 

Анализируя состав нефти, можно сказать, что целесообразно вести переработку мазута по топливному варианту. Для этого отбирают широкую фракцию вакуумного газойля (350-470 0С) и остаток > 4700С (гудрон),

Технологическая схема установки вакуумной перегонки мазута приведена ниже. С низа атмосферной колонны откачивается мазут, который нагревается в змеевике вакуум – печи  и по двум тангенциальным вводам подаётся в вакуумную колонну. В сечении питания этой колонны над вводом сырья установлены отбойные тарелки для предотвращения «заноса» капель жидкого остатка.

Для орошения верха колонны используется верхнее циркуляционное орошение. Не конденсирующиеся вверху вакуумной колонны компоненты, представляющие смесь лёгких фракций, газов разложения, паров воды и воздуха выводятся из колонны и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, затем в водяной холодильник поверхностного типа, после которого газожидкостная смесь поступает в систему создания вакуума. Вакуум в вакуумной колонне создаётся с помощью системы паровых эжекторов. Пары и газы после каждого эжектора поступают в конденсатор водяного пара. Образующийся конденсат стекает в отстойник, где компонент дизельного топлива отделяется от воды и далее насосом откачивается с установки. Водяной конденсат чаще всего используется для промывки нефти в блоке ЭЛОУ.

Кроме острого орошения вакуумная колонна имеет два циркуляционных орошения, которыми отводится теплота ниже тарелок отбора фракций компонента дизельного топлива и вакуумного газойля. Циркуляционные орошения осуществляются с помощью насосов, которыми флегма возвращается через теплообменники в колонну на вышележащую тарелку.

Компонент дизельного топлива насосом последовательно прокачивается через теплообменник и аппарат воздушного охлаждения, после чего выводится с установки. Вакуумный газойль и после теплообменника и аппарата воздушного охлаждения откачивается с установки. С низа вакуумной колонны отбирают гудрон, тепло которого используется на нагрев нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. Материальный баланс колонны.

 

Материальный баланс вакуумной колонны составим на основе кривой ИТК мазута и заданной чёткости погоноразделения.

По кривой ИТК нефти выход фракций, кипящих выше 350˚С, составляет 69,4 %масс. Выход мазута на нефть с учётом 4,0%масс. фракции до 350˚С, увлечённой в мазут в атмосферной колонне, составляет:

%

Плотность мазута по справочнику Нефти СССР составляет =0,949

Выход отдельных фракций в пересчёте на мазут:

 до 350˚С: %масс.

350 – 470˚С:

%масс.

  выше 470˚С:

%масс

где 33,2; 36,2 – выход соответствующих фракций на нефть по ИТК нефти, %масс. Принимаем  температуру начала кипения фракции до 350˚С равной 315˚С.

 

Исходя из процентного выхода отдельных фракций, строим кривую ИТК мазута, на которую накладываем кривую изменения плотности.

Чёткость разделения дистиллятов ректификационной колонны определяется степенью налегания фракционного состава смежных дистиллятов и оценивается разностью температур начала и конца кипения 10 и 90% отгонов высококипящего и низкокипящего смежных дистиллятов.

Так для вакуумного газойля целевыми фракциями является отгон, выкипающий от 350 до 470˚С. Содержание смежных фракций оценивается отгоном, выкипающим до 350˚С и выше  470˚С. Зададимся концентрацией отдельных фракций в дистиллятах и составим материальный баланс по фракциям.

Расчёт произведём на 100 кг сырья.

 

Продукт

Усл. обозн.

Концентрация фракций в продуктах

Выход на мазут, %масс

до 350

350-470

>470

Компонент ДТ

D3

0.95

0.05

-

2.24

Вакуумный Газойль

D2

0.05

0.90

0.05

47.53

Гудрон

W1

-

0.05

0.95

50.23

         

100

 

 

Тогда материальный баланс  по фракциям:

до 350:  D3 • 0,95 + D2 • 0,05 = 4,5

350-470:  D3 • 0,05 + D2 • 0,90+W1 •0.05 = 45,9

>470: D2 •0,05 + W1 • 0,95=50.1

По всему сырью:

 D3 + D2 + W1 = 100.              

Решая совместно данные уравнения, определяем выход отдельных дистиллятов на 100 кг, что соответствует процентам на мазут при заданной чёткости разделения.

D3 = 2.24 %; D2 = 47.53% и W1 = 50.23%.

В процессе нагрева сырья в трубчатой печи и длительного пребывания продуктов в колонне происходит разложение тяжёлых продуктов. Принимая во внимание опыт эксплуатации вакуумных колонн, принимаем выход газов разложения равным 0,23%масс на мазут с молекулярной массой 44. Поскольку наибольшему разложению подвержены тяжёлые углеводороды, то выход газов разложения отнесём за счёт уменьшения выхода гудрона, т.е. W1= 50.0 %масс.

Производительность установки АВТ по нефти F=10 млн. тонн/год. Следовательно, производительность вакуумной колонны по мазуту:

FM= млн. тонн/год

Учитывая, что мощности наиболее производительных колонн на сегодняшний день составляют порядка 3 млн. тонн/год, целесообразно разбить весь объем мазута с АТ на два потока и установить две идентичные вакуумные колонны производительностью 7,23/2=3,615 млн. тонн/год

 

Время работы установки принимаем 340 дней, тогда:

LM =

кг/ч

 

Материальный баланс вакуумной колонны

Потоки

Выход, %

Количество, кг/ч

на нефть

на поступивший мазут

Приход:

Мазут

 

36,15

 

100,0

 

443014,5

ИТОГО:

36,15

100,0

443014,5

Расход:

Газы разложения

Компонент дизтоплива

Вакуумный газойль

Гудрон

 

0,085

0,81

17,18

18,075

 

0,23

2,24

47,53

50,00

 

1018,9

9923,5

210564,8

221507,3

ИТОГО:

72,30

100,00

443014,5

 

Материальный баланс вакуумного блока (2 колонны)

Потоки

Выход, %

Количество, кг/ч

на нефть

на мазут

Приход:

Мазут

 

72,30

 

100,0

 

886029,0

ИТОГО:

72,30

100,0

886029,0

Расход:

Газы разложения

Компонент дизтоплива

Вакуумный газойль

Гудрон

 

0,17

1,62

34,36

36,15

 

0,23

2,24

47,53

50,00

 

2037,9

19847,0

421129,6

443014,5

ИТОГО:

72,30

100,00

886029,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. Описание устройства вакуумной колонны.

 

Тепло, необходимое для создания горячего жидкого орошения в колонне, отводится в секции верхних конденсационных тарелок, первым и вторым циркуляционными прошениями.

 

В качестве контактных устройств используют клапанные балластные тарелки, обладающие низким гидравлическим сопротивлением, высоким диапазоном работы и малой металлоёмкостью. Над сечениями ввода сырья и верхней тарелкой устанавливаются отбойники из гофрированной сетки.

На основе опыта эксплуатации аналогичных колонн в концентрационной части колонны по отдельным секциям принимаем следующее число ректификационных тарелок:

    • на компонент дизтоплива                 – 5,
    • на вакуумный газойль                       – 3.

В верхней конденсационной секции устанавливаем 4 тарелки, для 1-го и 2-го циркуляционных орошений – по 2 тарелки. Общее число тарелок в концентрационной части – 16. В отгонной части колонны устанавливаем 4 тарелки.

 

  1. Давление и температурный режим колонны.

 

Абсолютное давление на верху колонны принимаем 5330 Па (40мм.рт.ст.). Для клапанных балластных тарелок перепад давления на одну тарелку принимаем 400 Па. Гидравлическое сопротивление отбойника 200Па.

Абсолютное давление в различных сечениях колонны (Па).

Номер тарелки

18

17

15

11

8

5

Рабс

6730

7130

7930

9530

10330

11530

Давление в эвапорационном пространстве 0,01173 МПа.

Для составления теплового баланса колонны и оценки тепла, отводимого из колонны для создания горячего орошения, необходимо задаться температурным режимом колонны. Последующим расчётом при выбранной схеме отвода тепла некоторые температуры будут уточнены.

В вакуумной колонне для переработки мазута всё тепло, необходимое для процесса ректификации, вносится только с сырьём. Увеличение температуры сырья на входе в колонну приведёт к повышению доли отгона сырья  и соответственно повысит количество вводимого тепла в колонну, что в свою очередь приведёт к возрастанию флегмового числа и повышению чёткости погоноразделения.

student.zoomru.ru