Первичная переработка нефти. Прямая перегонка. Установка перегонки нефти


Первичная переработка нефти. Прямая перегонка.

 

Перегонка нефти. Сначала перегонку нефти в промышленности производили по тому же принципу, что и в лабо­раторном опыте. Нефть нагревали в особых резервуарах — «ку­бах», выделяющиеся пары отбирали в определённых интервалах температур и конденсировали, получая таким образом бензин, керосин и другие нефтепродукты. Но когда сильно возросла по­требность в жидком топливе, такой способ оказался невыгодным, так как он требовал много времени и большого расхода топлива на на­гревание нефти, не обеспечивал высокой производительности и до­статочно хорошего разделения нефти на отдельные нефтепродукты.

В настоящее время перегонку нефти в промышленности произ­водят на непрерывно действующих так называемых трубчатых установках (рис. 1), отвечающих требованиям современного про­изводства. Установка состоит из двух сооружений — трубчатой печи для нагрева нефти и ректификационной колонны для разде­ления нефти на отдельные продукты.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен много­кратно изогнутый стальной трубопровод. Печь обогревается горя­щим мазутом, подаваемым в неё при помощи форсунок. По трубо­проводу непрерывно, с помощью насоса, подаётся нефть. В нём она быстро нагревается до 300—325° и в виде смеси жидкости и пара поступает далее в ректификационную колонну.

Ректификационная колонна имеет внутри ряд горизонтальных перегородок с отверстиями — так называемых тарелок. Пары нефти, поступая в колонну, поднимаются вверх и проходят через отверстия в тарелках. Постепенно охлаждаясь, они сжижаются на тех или иных тарелках в зависимости от температур кипения. Углеводороды, менее летучие, сжижаются уже на первых тарелках, образуя соляровое масло; более летучие углеводороды собираются выше и образуют керосин; ещё выше собирается лигроин; наиболее летучие углеводороды выходят в виде паров из колонны и образуют бензин. Часть бензина подаётся в колонну в виде орошения для охлаждения и конденсации поднимающихся паров. Жидкая часть нефти, поступающей в колонну, стекает по тарелкам вниз, обра­зуя мазут. Чтобы облегчить испарение летучих углеводородов, задерживающихся в мазуте, снизу навстречу стекающему мазуту подают перегретый пар.

 

Рисунок 1. Схема трубчатой установки для непрерывной перегонки нефти.

Устройство тарелок .

Отверстия в тарелках, через которые проходят поднимающиеся кверху пары, имеют небольшие патрубки, покрытые сверху кол­пачками с зубчатыми краями. Через зазоры, образующиеся в месте соприкосновения колпачка с тарелкой, и проходят вверх пары углеводородов. Пробулькивая через жидкость на тарелке, пары охлаждаются, вследствие чего наименее летучие составные части их сжижаются, а более летучие увлекаются на следующие тарелки. Жидкость, находящаяся на тарелке, нагревается проходящими парами, вследствие чего летучие углеводороды из неё испаряются и поднимаются кверху. Избыток жидкости, собирающейся на та­релке, стекает по переточной трубке на нижерасположенную тарелку, где проходят аналогичные явления. Процессы испарения и конденсации, многократно повторяясь на ряде тарелок, приво­дят к разделению нефти на нужные продукты.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Пожарная безопасность установки первичной перегонки нефти

Министерство Российской Федерации по делам

гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий

Уральский институт Государственной противопожарной службы

Кафедра: Пожарной профилактики

Предмет: Пожарная безопасность технологических процессов.

Курсовой проект

Тема: «Пожарная безопасность установки первичной перегонки нефти (помещение насосной станции сырьевых насосов)»

Вариант № 044

Выполнил: слушатель 5-го курса

Екатеринбург

2007

Содержание:

Введение.

1. Краткое описание технологического процесса

2. Анализ пожаровзрывоопасных свойств веществ обращающихся в производстве

3. Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппарата при их нормальной работе

4. Пожаровзрывоопасность аппаратов, при эксплуатации которых возможен выход горючих веществ наружу без повреждения их конструкций

5. Анализ причин повреждения аппаратов и трубопроводов, разработка необходимых средств защиты

6. Анализ возможности появления характерных технологических источников зажигания

7. Возможные пути распространения пожара

8. Расчет категории производственного помещения по взрывоопасной и пожарной опасности

9. Пожарно-профилактические мероприятия. Вопросы экологии.

10. Выводы.

11. Литература

Огромное влияние на экономику нашей страны оказывает нефтяная индустрия. Роль нефти и продуктов ее переработки для народного хозяйства чрезвычайно велика. Из нефти получают бензин, керосин, реактивные дизельные и котельные топлива, сжиженные газы и сырье для химических производств. Без продуктов переработки нефти немыслимы работа энергетики, транспорта, строительство зданий и дорог, производство резины и многих химических продуктов. Поэтому важнейшие полезные ископаемые – нефть и газ требуют к себе самого бережного отношения.

За последние годы произошли крупные изменения в технологии переработки нефти. Появилось новое, более совершенное и высоко производительное обору­дование. Все более широко вводятся в технологию каталитические процессы с глубокими химическими превращениями сырья. Возрастают мощности единичных производственных агрегатов. Широко используется комбинирование техно­логических процессов в одной установке, что значительно увеличивает пожаров­зрывоопасность технологических процессов.

Оценка пожаровзрывоопасности производственных объектов необходима для решения вопросов их безопасности и приведения в соответствие с фактическим и требуемым уровнями взрывопожарной безопасности с целью снижения пожаров и приносимого ими ущерба. Для профилактики аварийных ситуаций необходимо прогнозирование, позволяющее выявить места возможных аварий на объекте и разработать мероприятия по снижению негативных последствий.

Верный выбор категории взрывоопасности позволяет установить оптимальные соотношения между безопасностью производства и размером капитальных затрат на его проектирование и дальнейшую эксплуатацию.

Таким образом, в соответствии с категорией взрывоопасности, определяются нормативные противопожарные и технологические требования к аппаратурному снабжению, системам контроля, управления и автоматической противоаварийной защиты и т.д.

Поэтому правильность выбора категории взрывоопасности технологических объектов является одним из основных вопросов решаемых государственными надзорными органами и администрацией объекта и влияет на качество предлагае­мых мероприятий по всем направлениям профилактической работы на предприятии.

Тем самым, целью данного курсового проекта является анализ пожарной опасности веществ и материалов, применяемых в технологическом процессе первичной перегонки нефти, выполнение категорирования взрывоопасности уста­новки с целью разработки мероприятий по повышению пожарной безопасности технологического процесса.

1. Краткое описание технологического процесса

Установка первичной перегонки нефти (АТ)

Установка АТ (атмосферная трубчатка) предназначена для перегонки нефти домазута. Сырьё, поступающее на установку, т.е. сырая нефть, представляет сложныйраствор взаиморастворимых углеводородов различного молекулярного веса(жидких, твердых и газообразных) с примесями различных солей и воды. Отизбыточного содержания солей и воды нефть очищается перед началом процессаперегонки.

Разнообразие углеводородов, входящих в состав нефти, и их различныетемпературы кипения дают возможность получать из нефти фракции с различнымиинтервалами температур кипения - от наиболее легких фракций до тяжелых. Наустановках АТ, осуществляя совокупность ряда физических процессов (нагревание,испарение, конденсация), из сырой нефти получают бензины, керосины, дизельноетопливо и в остатке- мазут.

Принципиальная технологическая схема установки первичной перегонки нефти(АТ)

Рис. 1. Процесс первичной перегонки нефти:б - план установки

Сырая нефть, очищенная от солей и воды, хранится на сырьевом складе в резервуарах. Из сырьевых резервуаров нефть забирается насосом и подается на установку для ее перегонки. Поступая на установку, нефть прежде всего подогревается до температуры 100-120 °С в теплообменниках-подогревателях. Подогрев нефти ведется за счет использования теплоты конечного продукта перегонки мазута, который при выходе из низа ректификационной колонны имеет температуру до 350 "С.

От подогретой до 100-120 "С сырой нефти уже можно отделить наиболее легкие пары - пары бензина и растворенные в нефти газы. Для этого нефть из теплообменников подают в предварительный испаритель. Предварительный испаритель - это вертикальная колонна с тарелками. При движении нефти по тарелкам колонны сверху вниз из нее отделяются пары легкого бензина и по трубопроводу подаются в основную ректификационную колонну. В нижней части колонны скапливается отбензиненная нефть, которая забирается горячим песком и под давлением до 1,6 МПа подается для основного подогрева в змеевик-трубчатых печей.

За счет тепла сжигаемого топлива нефть в трубчатой печи нагревается до температуры кипения мазута и поступает по линии на ректификацию (разделение) в основную ректификационную колонну. "Гак как давление вколонне небольшое (немного выше атмосферного), то на линии имеется редуктор для снижения давления нефти, выходящей из трубчатой печи, до требуемой величины.

Ректификационная колонна представляет собой высокий вертикальныйцилиндрический аппарат с тарелками. Нижняя часть колонны подогреваетсяострым перегретым водяным паром, подаваемым по линии. Верхняя частьколонны питается орошением бензином, подаваемым по линии.

Поступающая в колонну нефть за счет взаимодействия жидкой фазы, движущейся по тарелкам сверху вниз, с паровой фазой, движущейся по колонне.

Фракция тракторного керосина отводится из колонны в холодильник и в охлажденном виде насосом по линии подается в товарный парк.

Фракция дизельного топлива отводится из колонны в холодильник и, охлажденная, по линии подается в резервуар товарного парка.

Остаток от перегонки нефти горячий мазут из нижней части ректификационной колонны прокачивается через подогреватели теплообменники для подогрева сырой нефти. Затем мазут для окончательного охлаждения проходит холодильник и насосом по линии подается в резервуары с мазутом.

Все аппараты, кроме насосов, расположены на открытых площадках. Насосы размещены в насосной станции. План и продольный разрез установки показаны на рис. 1.

2.Анализ пожаровзрывоопасных свойств веществ обращающихся в производстве

В технологическом процессе принимают участие разнообразные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, газы в холодном и нагретом состоянии при давлении до 1,8 МПа. Рассмотрим ниже пожароопасные свойства основных веществ, обращающихся в процессе.

- Нефть – легковоспламеняющаяся жидкость темно-бурого цвета, представляющая собой смесь углеводородов. Плотность 840-880 кг/м3 ,температура вспышки tвсп =-350 С, температура самовоспламенения tс =3200 С, температурные пределы воспламенения нижний – 210 С, верхний - 80 С, скорость выгорания 9-12 см/ч, скорость прогрева слоя и его нарастания 24-36 см/ч, температура пламени 11000 С, температура прогретого слоя 130-1600 С.

- Бензин – бесцветная легковоспламеняющаяся жидкость представляющая собой смесь легких углеводородов. Плотность 730 кг/м3 температура вспышки t всп =-360 С, tc =3000 C, область воспламенения 0,9-7,5 объемных, температурные пределы воспламенения нижний -360 С, верхний -70 С, скорость нарастания прогретого слоя 70см/ч, температура прогретого слоя 80-1000 С, скорость выгорания 20-30 см/ч, температура пламени 12000 С.

- Топливо ТС-1 – легковоспламеняющаяся жидкость, используемая для реактивных двигателей. Плотность 775 кг/м3 , t всп =280 С , t с =2200 С, область воспламенения паров 1,4-7,5% объемных, температурные пределы воспламенения паров нижний 200 С, верхний 570 С, скорость выгорания 1,7 мм/мин.

- Дизельное топливо (зимнее) – горючая жидкость. Плотность 836 кг/м3, t всп =680 С, t с =2400 С, температурные пределы воспламенения нижний 690°С, верхний 1190 С.

mirznanii.com

Установки для прямой перегонки нефти

    К термическим процессам деструктивной переработки нефтяного сырья относятся термический крекинг и коксование,—Невысокие эксплуатационные свойства как получаемых котельных топлив, так и бензинов термического крекинга и интенсивное развитие каталитических процессов способствовали тому, что новые установки термического крекинга почти не сооружаются, а многие из существующих реконструируются в установки прямой перегонки нефти. Термический крекинг как процесс получения бензина уже в 40-х годах начал интенсивно вытесняться каталитическим крекингом и риформингом. Основным видом термического крекинга остался так называемый висбрекинг, направленный на получение из тяжелых/ нефтяных остатков (гудронов, полугудронов) котельного топлива При этом образуются также углеводородный газ и бензин. Более [c.70]
Рис. 4.19. Схема ввода ингибитора и аммиака на установке прямой перегонки нефти [96]. Рис. 4.19. Схема ввода ингибитора и аммиака на установке прямой перегонки нефти [96].
Рис. 46. Схема установки прямой перегонки нефти Рис. 46. Схема установки прямой перегонки нефти
    Циркуляционное орошение иногда комбинируют с холодным испаряющимся. Количество последнего в таких случаях ограничивают и используют его главным образом для более точной регулировки температуры наверху колонны. На установках прямой перегонки нефти с использованием сложных колонн циркуляционное орошение организуют в двух—трех промежуточных сечениях. Промежуточное циркуляционное орошение позволяет разгрузить ректификационную колонну в вышерасположенных сечениях, а также усилить предварительный подогрев сырья и снизить тепловую нагрузку печей. [c.225]

    Установки прямой перегонки нефти (атмосферные) 100 [c.122]

    Полезная тепловая нагрузка печи ( пол, Вт пли кДж/ч), или тепловая мощность установки прямой перегонки нефти складывается из тепла, затраченного на нагрев и испарение нефти и на перегрев водяного пара (при наличии в печи пароперегревателя) [c.85]

    Количество и физико-химические свойства отложений в печных трубах разнообразны, поэтому рациональный способ их очистки выбирают в соответствии с конкретными условиями. Когда на установках прямой перегонки нефти отложения в печных трубах содержат большое количество солей и смолистых веществ, их удаляют промывкой горячей водой и продувкой водяным паром. Кокс из змеевиков печей на установках термического крекинга, пиролиза и других процессов удаляют механическим способом и паровоздушным выжигом. [c.187]

    Для всех вариантов получения дизельного топлива УФС количество тяжелых дистиллятов с установки прямой перегонки нефти будет зависеть от содержания серы в гидроочи-щенном компоненте и 50%-ной точки его выкипания. Вовлечение фракции 300-360°С с блоков подготовки сырья процесса Парекс определяется 50%-ной точкой перегонки базового топлива, которая повышается на 1°С при вовлечении 1% фракции ЗОО-ЗбО С [3, 19]. [c.13]

    Типичная схема комбинированной установки прямой перегонки нефти и крекинга при переработке сернистых восточных нефтей изображена на рис. 112. [c.251]

    В 1128 г. нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленности бывшего СССР завершили восстановительный период, вызванный последствиями гражданской войны. Началось интенсивное строительство новых нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Большое народнохозяйственное значение имело открытие месторождений нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной области. С целью приближения НПЗ к центрам потребления нефтепродуктов были построены заводы в Ишимбае, Уфе, Саратове, Краснодаре, Орске, Одессе, Херсоне и Хабаровске. Взамен устаревших кубовых батарей на НПЗ внедрялись высокопроизводительные трубчатые установки прямой перегонки нефти (производительностью 500-600 тыс. [c.43]

    В последние годы появился достаточно устойчивый интерес со стороны многочисленных фирм к малогабаритным установкам различного назначения. Наибольшей популярностью пользуются установки прямой перегонки нефти в моторные топлива и мазут. Некоторые заказчики просят разработать комплекс, включающий ректификацию нефти, гидрооблагораживание дизельного топлива, каталитическое реформирование бензина в сочетании с производством битума, моторных масел и связующих материалов для цветной металлургии, топливной промышленности. Безусловно, эти направления выбираются исходя из региональных нужд, там, где эти установки располагаются, они требуют взвешенных оценок целесообразности такого производства и возможности сбыта продукции, что в условиях нарастающей конкурентной борьбы крупных российских нефтяных компаний связано с определенным риском для потенциального производителя нефтепродуктов. [c.4]

    Плановый фонд времени работы оборудования зависит от частоты и длительности ремонта. Существенное влияние на частоту и длительность ремонтов технологических установок оказывает качество сырья, главным образом содержание в нем серы. Например установки прямой перегонки нефти на заводах Азербайджана подвергаются капитальному ремонту в среднем один раз в четыре года, а на заводах Башкирии ежегодно, значительно реже ремонтируются в Азербайджане и установки термического и каталитического крекинга. В результате плановый фонд времени работы оборудования на азербайджанских нефтеперерабатывающих заводах значительно ближе к календарному фонду, чем на башкирских. [c.54]

    Состав газа нефтеперерабатывающего завода зависит от того, какие процессы осуществляются на данном заводе. Основным источником газа являются процессы деструктивной переработки нефти (термический и каталитический крекинг, коксование, каталитический риформинг) на установках прямой перегонки нефти выделяется лишь небольшое количество газа (газ, растворенный в нефти). В газах крекинга и коксования наряду с насыщенными углеводородами содержится довольно много олефинов и некоторое количество водорода. Газ каталитического риформинга богат водородом (до 60 объемн. %) и содержит только предельные углеводороды. Такое различие состава газов, выделяющихся при разных процессах нефтепереработки, обусловливает неодинаковый состав газов разных заводов и колебания состава газа даже в пределах одного завода. Нестабильность состава нефтезаводских газов несколько усложняет их переработку. [c.20]

    Бригады на установках прямой перегонки нефти и мазута. Вахтенная бригада на атмосферной двухпечной трубчатой установке (показанной на фиг. 46) состоит из оператора, двух помощников оператора и масленщика, на атмосферно-вакуумных установках — из старшего оператора, оператора, одного или двух помощников оператора, машиниста или масленщика и де- [c.126]

    Чистку внутренней поверхности змеевиков от отложений соли, смол и кокса выполняют механическим или физико-хи-мическими способами (промывка и пропарка, паровоздушный выжиг кокса). Выбор способа чистки определяется видом отложений. Так, на установках прямой перегонки нефти отложения солей и смол удаляют промывкой змеевика горячей водой и продувкой водяным паром. Для удаления отложений кокса из змеевиков печей установок крекинга, пиролиза и других высокотемпературных процессов прибегают к механическому способу или паровоздушному способу выжига кокса. [c.82]

    В 1828 г. нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленности бывшего СССР завершили восстановительный период, вызванный последствиями гражданской войны. Началось интенсивное строительство новых нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Большое народнохозяйственное значение имело открытие месторождений нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной области. С целью приближения НПЗ к центрам потребления нефтепродуктов были построены заводы в Ишимбае, Уфе, Саратове, Краснодаре, Орске, Одессе, Херсоне и Хабаровске. Взамен устаревших кубовых батарей на НПЗ внедрялись высокопроизводительные трубчатые установки прямой перегонки нефти (производительностью 500-600 тыс. т в год), термического крекинга мазутов, производства авиационных и автотракторных масел. В годы Великой Отечественной войны (1941-1945 гг.) нефтеперерабатывающая промышленность обеспечивала фронт и тыл горючими и смазочными материалами. [c.28]

    Наличие на установках термического крекинга значительного количества отходящего тепла позволяет комбинировать установку термического крекинга с установкой прямой перегонки нефти. За счет отходящего тепла нагревают нефть и в специально устанавливаемой атмосферной колонне отбирают бензин, а остаток (полумазут) далее перерабатывается по обычной схеме установок термического крекинга. Иногда при комбинировании установки первичной перегонки нефти с установкой термического крекинга кроме атмосферной колонны предусматривают монтаж отдельной печи для нагрева нефти, и в этом случае кроме бензина прямой перегонки отбирают также дизельное топливо, а мазут подвергают крекированию по обычной схеме. [c.141]

    Отработанный пар от насосов, имеющий давление 2—3 ат, поступает в сеть пара низкого давления и расходуется для подогрева воды на обессоливающих установках, а также нефти и нефтепродуктов (до 80—90° С) в резервуарах сырьевых, промежуточных и товарных парков. Пар низкого давления используют на установках прямой перегонки нефти, каталитического крекинга, очистки и др., где требуется насыщенный или перегретый пар под давлением 1,5—2,5 ат. На некоторых установках насыщенный пар среднего давления (10 ат) получают непосредственно в котлах-утилизаторах (используется тепло отходящих горячих газов и нефтепродуктов). [c.389]

    Схема установки прямой перегонки, нефти показана на рис. 46 [36]. Процесс разделения на фракции происходит в ректификационной колонне, которая представляет собой стальной цилиндр с горизонтальными перегородками, называемыми тарелками. В последних имеются отверстия. [c.247]

    Технико-экономические показатели ЭЛОУ значительно улучшаются при применении более высокопроизводительных электродегидраторов за счет уменьшения количества теплообменников, сырьевых насосов, резервуаров, приборов КИПиА и т.д. (экономический эффект от укрупнения) и при комбинировании с установками прямой перегонки нефти за счет снижения капитальных и энергозатрат, увеличения производительности труда и т. д. (эффект от комбинирования). Так, комбинированный с установкой первичной перегонки нефти (АВТ) ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами типа 2ЭГ-160, по сравнению с отдельно стоящей ЭЛОУ с шаровыми, при одинаковой производительности (6 млн т/г) имеет примерно в 1,5 раза меньшие капитальные затраты, эксплуатационные расходы и себестоимость обессоливания. В последние годы за рубежом и в нашей стране новые АВТ или комбинированные установки (типа Л К-бу) строятся только с встроенными горизонтальными электродегидраторами высокой единичной мощности. [c.389]

    На полное восстановление нефтяных промыслов, разрушенных гражданской войной, а также на их техническое перевооружение ушло 10 лет, и только в годы первой пятилетки (1928—1932 гг.) была создана технически передовая нефтеперерабатывающая промышленность. В действие были введены высокопроизводительные трубчатые установки прямой перегонки нефти, были построены и выведены на полную мощность установки термического крекинга мазута, заводы по производству масел. [c.16]

    Из данных табл. 5 видно, например, что простои на одну установку прямой перегонки нефти по заводам Башкирии за 1956—1959 гг. были на 40% выше, чем на заводах Азербайджана, а простои установок термического и каталитического крекингов выше соответственно на 39 и 100%. [c.17]

    Мощная южнокорейская переработка также увеличилась в период 1998—2000 гг. На НПЗ фирмы Hyundai в Иочхоне завершено строительство установки прямой перегонки нефти мощностью 11 млн. т/год и гидроочистки мощностью 3,5 млн. т/год. Суммарные капиталовложения на сооружение этих установок составили 1 млрд. долл. [c.123]

    Чтобы представить трудность разрешения этих проблем, нужно вспомнить, что при каталитическом крекинге образуется 4—6% кокса, а это в 3—4 раза больше количества топлива, которое сжигается в трубчатой печи установки прямой перегонки нефти той же произво дител ьно сти. [c.232]

    Технико-экономические показатели ЭЛОУ значительно улучшаются при применении более высокопроизводительных электродегидраторов за счет уменьшения количества теплообменников, сырьевых насосов, резервуаров, приборов КИП и А и т.д. (экономический эффект от укрупнения) и при комбинировании с установками прямой перегонки нефти за счет снижения капитальных и энергозатрат, увеличения производительности труда и т.д. (эффект от комбинирования). Так, комбинированный с установкой первичной перегонки нефти (АВТ) ЭЛОУ с горизонтальными электродегидратора-ми типа 2ЭГ-160, по сравнению с отдельно стоящей ЭЛОУ с шаровыми, при одинаковой производительности (6 млн т/г) имеет примерно в 1,5 раза меньшие капитальные затраты, эксплуатационные расходы и себестоимость обессоливания. В последние годы за рубежом и в нашей стране новые АВТ или комбинированные установки (типа ЛК-бу) строятся только с встроенными горизонтальными элек-тродегидраторами высокой единичной мощности. В настоящее время разработан и внедряется горизонтальный электродегидратор объемом 200 м типа 2ЭГ-200 производительностью = 560 м ч (D = 3,4 м и L=23,5 м) и разрабатывается перспективная его модель с объемом 450 м с улучшенной конструкцией электродов. Одновременно с укрупнением единичных мощностей происходило непрерывное совершенствование конструкции электродегидраторов и их отдельных узлов, заключающееся в улучшении интенсивности перемешивания нефти с деэмульгатором и водой, снижении гидравлического сопротивления, оптимизации места ввода нефти и гидродинамической обстановки, организации двойного или тройного ввода нефти и т.д. [c.187]

    Это . положение подтверждают расчеты, проведенные аучно-ис- лeдшaтeлh lким и институтами. В ча(Стности, повышение мощности установки прямой перегонки нефти от 3 до 6 млн. т/гоо снижает катиталовложения на 24%, расход металла на 47% и увеличивает производительность труда в 2,4 раза. Повышение мощности установки каталитического риформинга с 300 до 600 тыс. т год снижает капиталовложения на 31%, расход металла на 37% и увеличивает производительность труда в 2 раза. Повышение мощности установки каталитического крекинга с 750 до 1200 тыс. т год снижает капиталовложения на 32%, расход металла на 43% и увеличивает произ[водительнасть труда в 1,7, раза. [c.10]

    Как видно из материалов, предсгавленных в обзоре, разработанный процесс демеркаптанизации тошшва ТС-1 осуществляется на окисно-цинковом катализаторе непосредственно в процессе получения топлива на установках прямой перегонки нефти. [c.27]

    При переработке высокосмолистых сернистых нефтей для получения высоких выходов качественных моторных топлив необходимо широкое применение каталитических процессов, вследствие чего сильно осложняется технологическая схема современного нефтеперерабатывающего завода, включающая большой набор процессов устаповки по обессоливанию и обезвоживанию, установки прямой перегонки нефти, каталитического риформинга, каталитического крекинга, процессов коксования, каталитической очистки, гидрогеии-зационного облагораживания, термического крекинга, цеха по переработке газов, производству катализаторов и различные подсобные процессы — стабилизации, защелачивания, вторичной перегонки и пр. [c.152]

    Для повседневного контроля за работой промышленной установки прямой перегонки нефти т метод экспериментального компаувдиро-вания, ни расчетный метод (при эксперичентальном определении фракционного состава) непригодны из-ча длите ьности проведения разгонок на аппарате АРН-2. [c.38]

    Схема установки прямой перегонки нефти изо бражена на рис. 1. Из емкости нефть насосом перекачивают через змеевик печи в нижнюю часть колонны 2, где она, испаряясь и конденсируясь, разделяется на отдельные фракции. [c.7]

    Разделение нефти путем ступенчатого испарения и конденсации получающихся фракций называют фракционной перегонкой. Одним из простейших способов фракционной перегонки является прямая перегонка нефти. Схематически установка прямой перегонки нефти изображена на рис. 2. Из емкости иефть иасосом перекачивают через змеевик печи в пижнюю часть колонны 2, где она испаряясь и конденсируясь разделяется на отдельные фракции. [c.5]

    Определить площадь поверхности теплообмена в теплообменниках на установке прямой перегонки нефти, в которых 60 000 кг нефти с =1,885 кДж/(кг-К)] в час нагреваются от 125 до 200 °С коэффициент теплопередачи /(=110 Вт/(м2-К) средний температурный напор 89 К. Определить число стандартных теплообменников, если площадь поверхности теплообмена одного стандартного теплообмённика составляет 100 м . [c.39]

    Комбинированная установка прямой перегонки нефти и каталитического крекинга остаточного сырья на микросфе-рическом природном катализаторе. [c.96]

chem21.info

Промышленная установка перегонки нефти

Изобретение относится к установке перегонки нефти, включающей в себя, по меньшей мере, подогреватель нефти, печь, атмосферную колонну, выполненную с возможностью разделения нефти, нагретой в подогревателе и печи, на нефтепродукты и мазут, конденсатор и сепаратор, выполненные с обеспечением возможности охлаждения и сепарации парогазовой смеси, выводимой с верха атмосферной колонны. Установка характеризуется тем, что снабжена струйным аппаратом, выполненным с обеспечением возможности компримирования газовой смеси из сепаратора циркулирующей рабочей жидкостью и включенным в контур циркуляции рабочей жидкости, содержащий, по меньшей мере, сепаратор, теплообменный аппарат и насос, между насосом и сепаратором. Предлагаемая установка требует меньшего количества оборудования. 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использована для перегонки нефти.

Предшествующий уровень техники

Известна схема перегонки нефтей на установках AT с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями (Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. стр. 218).

Известен блок атмосферной перегонки нефти высокопроизводительной установки ЭЛОУ - АВТ - 6, функционирующей по схеме двукратной ректификации. Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть дополнительно подогревается в теплообменниках и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания. Уходящие с верха этой колонны углеводородный газ и легкий бензин конденсируются и охлаждаются в аппаратах воздушного охлаждения и поступают в емкость орошения. Часть конденсата возвращается на верх колонны в качестве острого орошения. Отбензиненная нефть с низа колонны подается в трубчатую печь, где нагревается до требуемой температуры и поступает в атмосферную колонну. Часть отбензиненной нефти из печи возвращается в низ колонны в качестве горячей струи. С верха колонны отбирается тяжелый бензин, а сбоку через отпарные колонны выводятся топливные фракции 180-220(230), 220(230)-280 и 280-350°С. Атмосферная колонна, кроме острого орошения, имеет 2 циркуляционных орошения, которыми отводится тепло ниже тарелок отбора фракций 180-220 и 220-280°С. В нижние части атмосферной и отпарных колонн подается перегретый водяной пар для отпарки легкокипящих фракций. С низа атмосферной колонны выводится мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки (Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. - стр. 219-220).

Также известна одноколонная установка первичной перегонки нефти, включающая блок атмосферной перегонки нефти, снабженный атмосферной колонной со вспомогательными устройствами и трубопроводной обвязкой с обеспечением возможности рекуперативного и печного нагрева нефти и ввода ее в колонну, вывода мазута с низа, топливных фракций боковыми погонами, парогазовой смеси с верха колонны, выделения охлаждением и сепарацией из этой смеси углеводородных газов низкого давления и бензина с частичным возвратом его в колонну в качестве верхнего (острого) орошения и выводом балансового избытка (Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. - М.: Химия, 1981. С. 149).

Основными недостатками известных двухколонных установок являются необходимость установки дополнительной отбензинивающей колонны перед основной атмосферной и подачи испаряющего агента (водяного пара) в куб атмосферной колонны для удаления светлых компонентов из мазута, т.к. легкие компоненты нефти (газ и легкий бензин) удаляются в отбензинивающей колонне. При дальнейшей конденсации водяного пара и нефтепродуктов из атмосферной колонны образуются коррозионно-агрессивная кислая вода. Эти недостатки приводят к увеличению количества оборудования, необходимости использования дорогостоящих нержавеющих материалов и строительства установки отпарки кислой воды, а также к увеличению энергозатрат на конденсацию парогазовой смеси с верха атмосферной колонны.

Недостатком одноколонной установки является то, что газовая смесь, состоящая в основном из сухого и жирного углеводородных газов, выделяется в сепараторе атмосферной колонны с низким давлением ~1.5 кгс/см2 (абс). Для дальнейшего использования газовой смеси в качестве топлива или разделения на сухой и жирный газы смесь необходимо компримировать за счет компрессорной станции. Компрессор является дорогостоящим и сложным агрегатом, снижающим надежность установки и повышающим капитальные затраты на процесс первичной перегонки нефти.

Таким образом, известные способы и устройства атмосферной перегонки нефти имеют ряд недостатков, которые приводят к значительному увеличению капитальных и эксплуатационных затрат, усложнению конструкции установки.

Сущность изобретения

Изобретение направлено на повышение эффективности установок перегонки нефти и снижение капитальных и эксплуатационных затрат, заключающиеся, в первую очередь, в снижении количества оборудования и использовании физико-химических свойств нефтепродуктов.

Указанная задача решается за счет того, что используют установку перегонки нефти, включающую в себя, по меньшей мере, подогреватель нефти, печь, атмосферную колонну, выполненную с возможностью разделения нефти, нагретой в подогревателе и печи, на нефтепродукты и мазут, конденсатор и сепаратор, выполненные с обеспечением возможности охлаждения и сепарации парогазовой смеси, выводимой с верха атмосферной колонны, характеризующуюся тем, что снабжена струйным аппаратом, выполненным с обеспечением возможности компримирования газовой смеси из сепаратора циркулирующей рабочей жидкостью и включенным в контур циркуляции рабочей жидкости, содержащий, по меньшей мере, сепаратор, теплообменный аппарат и насос, между насосом и сепаратором.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения контур циркуляции рабочей жидкости может быть снабжен линиями обновления циркулирующей рабочей жидкости, а струйный аппарат выполнен с обеспечением возможности использования бензина в качестве циркулирующей рабочей жидкости.

Установка может быть снабжена колонной стабилизации бензина и теплообменными аппаратами, выполненными с обеспечением возможности подогрева куба и сырья колонны. Теплообменный аппарат подогрева куба может быть выполнен печного типа.

Установка может быть снабжена секционной отпарной колонной, выполненной с обеспечением возможности подачи водяного пара в секции.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения установка может быть снабжена блоком электрообессоливания и обезвоживания нефти, а также блоком вакуумной перегонки мазута.

В частном случае осуществления изобретения установка может быть снабжена линиями подачи стабильного бензина в верх атмосферной колонны и/или в шлемовую линию атмосферной колонны перед конденсатором.

На фиг. 1 приведен общий вид описываемой промышленной установки перегонки нефти.

Пунктирные линии на схеме относятся к некоторым возможным вариантам реализации решения.

Раскрытие варианта осуществления изобретения

Промышленная установка первичной перегонки нефти согласно изобретению, как показано на фиг. 1, включает в себя печь 4, атмосферную колонну 6, секционную стриппинг-колонну 14, подогреватель нефти 2, теплообменные аппараты 29, 34 и 45, конденсатор 8 и 38, сепараторы 10 и 40, струйный аппарат 23.

Промышленная установка первичной перегонки нефти согласно изобретению работает следующим образом.

Нефть после установки ЭЛОУ по линии 1 подается в подогреватель нефти 2, где она проходит предварительный нагрев. Далее по линии 3 подогретая нефть подается в печь 4, где нагревается до требуемой температуры перегонки. Предварительный нагрев в теплообменном аппарате 2 осуществляется для снижения тепловой нагрузки на змеевик печи и продления межремонтного пробега. После печи 4 газожидкостная смесь нефтепродуктов по линии 5 поступает в основную атмосферную колонну 6, где за счет ректификации разделяется на отдельные нефтепродукты. Парогазовая смесь (углеводородные газы, бензин и водяной пар) с верха атмосферной колонны по линии 7 поступает в конденсатор 8, откуда после охлаждения по линии 9 поступает в сепаратор 10. Отделившаяся в сепараторе 10 водная фаза по линии 11 выводится с установки. Для регулирования температуры верха атмосферной колонны 6 по линии 12 подается часть нестабильного бензина из сепаратора 10. Балансовый избыток нестабильного бензина выводится по линии 13 на стабилизацию. Лигроиновая, керосиновая и дизельная фракции из атмосферной колонны поступают в секционную стриппинг-колонну 14, где осуществляется отпарка фракций водяным паром, подаваемым по линиям 15. Вывод лигроиновой, керосиновой и дизельной фракций осуществляется соответственно по линиям 16, 17, 18. Из куба атмосферной колонны по линии 19 выводится мазут и при необходимости подается на вакуумный блок 20. При необходимости в куб атмосферной колонны по линии 21 подается испаряющий агент, имеющий слабую коррозионную активность. Газовая смесь из сепаратора 10 по линии 22 выводится в струйный аппарат 23, где компримируется и абсорбируется струями активной жидкости (бензин), и далее по линии 24 газожидкостная смесь поступает в сепаратор 25. В зависимости от режима работы, газовая фаза из сепаратора 25 может выводиться с установки по линии 26. Часть циркулирующего бензина с абсорбированными газами (распитка) выводится из сепаратора 25 по линии 27. Остальная циркулирующая часть бензина из сепаратора 25 по линии 28 подается в теплообменный аппарат 29. Температура на выходе из теплообменного аппарата 29 регулируется в зависимости от режима работы, состава нефти и нефтепродуктов. Далее циркулирующий бензин из теплообменного аппарата 29 по линии 30 подается на прием насоса 31, откуда по линии 32 подается в струйный аппарат 23. Для снижения доли абсорбированных газов в циркулирующем бензине и, соответственно, увеличения эффективности струйного аппарата по линии 13' подается часть бензина атмосферной колонны (бензин AT). Остальная часть бензина AT смешивается с распиткой и по линии 33 поступает в теплообменный аппарат 34. Нагретая в теплообменном аппарате газобензиновая смесь по линии 35 поступает в колонну стабилизации (стабилизатор) 36, где за счет ректификации разделяется на стабильный бензин, а также сухой и жирный газы. Последние с верха стабилизатора по линии 37 подаются на охлаждение в конденсатор 38. Далее по линии 39 газожидкостная смесь поступает в сепаратор 40, где разделяется на газовую (сухой газ) и жидкую (жирный газ) фазы. Сухой газ по линии 41 выводится с установки, часть жирного газа по линии 42 в виде орошения подается наверх стабилизатора для регулирования температуры, а балансовый избыток выводится с установки по линии 43. Стабильный бензин выводится с куба колонны по линии 44, часть которого через теплообменный аппарат 45 возвращается в куб стабилизатора по линии 46 в виде теплоносителя, а балансовый избыток выводится с установки по линии 47. Теплообменный аппарат 45 может быть выполнен печного типа. При необходимости стабильный бензин по линии 48 может подаваться в контур циркуляции качестве подпитки, а также по линиям 49 и/или 50 в качестве орошения атмосферной колонны. В подогревателе нефти 2 и теплообменном аппарате 34 может использоваться тепло нефтепродуктов (фракций), выводимых с установки (на схеме не показано).

Циркуляцию рабочей жидкости осуществляют по контуру сепаратор 25 - теплообменный аппарат 29 - насос 31 - струйный аппарат 23.

Одноколонная перегонка нефти с использованием струйного аппарата позволяет снизить количество оборудования (отсутствует отбензинивающая колонна, компрессорная станция) и использовать более дешевые материалы за счет снижения вплоть до нуля количества пара, подаваемого в куб атмосферной колонны, и, соответственно, значительного снижения количества образующихся коррозионно-активных компонентов.

Использование бензина в качестве циркулирующей рабочей жидкости струйного аппарата и возможность ее обновления обеспечивает абсорбцию углеводородных газов, повышение эффективности струйного аппарата и снижение затрат на компримирование газов.

Эти существенные отличительные признаки предлагаемого решения вносят основной вклад в повышение эффективности работы установки перегонки нефти: позволяют снизить капитальные и эксплуатационные затраты за счет меньшего количества оборудования и использования более дешевых материалов, повысить надежность работы установки.

Колонна стабилизации бензина обеспечивает разделение газобензиновой смеси на стабильный бензин, сухой и жирный газы.

Секционная отпарная колонна обеспечивает требуемые показатели по вспышке лигроиновой, керосиновой и дизельной фракций.

Использование в теплообменных аппаратах тепла нефтепродуктов, выводимых с установки, обеспечивает высокую энергетическую эффективность установки и снижает эксплуатационные затраты.

Вовлечение блока вакуумной перегонки мазута обеспечивает большую глубину переработки нефти и отбор нефтепродуктов: вакуумного газойля - сырья для производства высокооктанового бензина, вакуумный соляр - компонент дизельного топлива и гудрон - сырье для производства котельного топлива.

1. Установка перегонки нефти, включающая в себя, по меньшей мере, подогреватель нефти, печь, атмосферную колонну, выполненную с возможностью разделения нефти, нагретой в подогревателе и печи, на нефтепродукты и мазут, конденсатор и сепаратор, выполненные с обеспечением возможности охлаждения и сепарации парогазовой смеси, выводимой с верха атмосферной колонны, характеризующаяся тем, что снабжена струйным аппаратом, выполненным с обеспечением возможности компримирования газовой смеси из сепаратора циркулирующей рабочей жидкостью и включенным в контур циркуляции рабочей жидкости, содержащий, по меньшей мере, сепаратор, теплообменный аппарат и насос, между насосом и сепаратором.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что контур циркуляции рабочей жидкости снабжен линиями обновления циркулирующей рабочей жидкости, а струйный аппарат выполнен с обеспечением возможности использования бензина в качестве циркулирующей рабочей жидкости.

3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что снабжена колонной стабилизации бензина.

4. Установка по п. 3, отличающаяся тем, что колонна стабилизации бензина снабжена теплообменными аппаратами, выполненными с обеспечением возможности подогрева куба и сырья колонны.

5. Установка по п. 4, отличающаяся тем, что теплообменный аппарат подогрева куба колонны стабилизации выполнен печного типа.

6. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что снабжена секционной отпарной колонной, выполненной с обеспечением возможности подачи водяного пара в секции.

7. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что подогреватель нефти и теплообменные аппараты выполнены с обеспечением возможности использования тепла нефтепродуктов, выводимых с установки.

8. Установка по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что снабжена блоком электрообессоливания и обезвоживания нефти, установленным перед подогревателем нефти.

9. Установка по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что снабжена блоком вакуумной перегонки мазута.

10. Установка по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что снабжена линией подачи стабильного бензина из колонны стабилизации на верх атмосферной колонны.

11. Установка по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что снабжена линией подачи стабильного бензина из колонны стабилизации в шлемовую линию атмосферной колонны перед конденсатором.

www.findpatent.ru

Установка атмосферной перегонки нефти

 

Область применения: нефтепереработка, в частности, к установке первичной перегонки нефти для получения дистиллятных фракций, таких как бензин, керосин, мазут. Задача: повышение эффективности процесса разделения нефти на фракции, достижение энергосбережения. Установка атмосферной перегонки нефти содержит последовательно соединенные первый и второй кожухотрубчатые теплообменники, первую ректификационную колонну, печь, вторую ректификационную колонну, третий, четвертый, пятый кожухотрубчатые теплообменники, первый, второй, третий блоки термосифонных теплообменников, а также установленный на выходе паров второй ректификационной колонны пятый термосифонный теплообменник, выход которого соединен со вторым газосепаратором, причем каждый термосифонный теплообменник выполнен в виде закрепленного в корпусе в его разделительной перегородке пакета термосифонных труб с зонами испарения и конденсации. 1 ил.

Изобретение относится к нефтепереработке, в частности, к установкам первичной перегонки нефти для получения дистиллятных фракций, таких как бензин, керосин, мазут.

Известна установка атмосферной перегонки нефти, включающая последовательно соединенные первый и второй теплообменники-нагреватели, первую ректификационную колонну с внешними отпарными колоннами, третий, четвертый, пятый теплообменники, первый, второй, третий блоки охлаждения, а также установленный на выходе паров первой ректификационной колонны четвертый блок охлаждения, выход которого соединен с первым газосепаратором, и установленный на выходе паров второй ректификационный колонны пятый блок охлаждения, выход которого соединен со вторым газосепаратором, причем каждый блок охлаждения содержит аппарат воздушного охлаждения и погружной водяной холодильник (Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. /Под. ред. Б.И. Бондаренко. Москва, "Химия", 1983 г., с.12, 13). Известная установка требует больших расходов топливно-энергетических ресурсов, не утилизирует низкопотенциальное тепло, неблагоприятно отражается на экологии окружной среды. Изобретение направлено на повышение эффективности установки, на достижение энергосбережения и улучшение экологии за счет снижения выбросов легких углеводородов в атмосферу. Поставленная задача достигается установкой атмосферной перегонки нефти, содержащей последовательно соединенные первый и второй теплообменники, первую ректификационную колонну, печь, вторую ректификационную колонну с внешними отпарными колоннами, третий, четвертый, пятый теплообменники, первый, второй, третий блоки охлаждения, а также установленный на выходе паров первой ректификационной колонны четвертый блок охлаждения, выход которого соединен с первым газосепаратором, и установленный на выходе паров второй ректификационной колонны пятый блок охлаждения, выход которого соединен со вторым газосепаратором, в котором в отличие от прототипа блоки охлаждения выполнены в виде двухфазных термосифонных теплообменников, каждый из которых содержит закрепленный в корпусе в его разделительной перегородке пакет термосифонных труб с зонами испарения и конденсации, имеющих отношение длины термосифонной трубы к ее диаметру 8-900, причем вход холодного теплоносителя первого теплообменника соединен с выходами холодного теплоносителя четвертого и пятого блоков охлаждения, а вход холодного теплоносителя третьего теплообменника соединен с выходами холодного теплоносителя первого второго и третьего блоков охлаждения, а входы холодного теплоносителя всех блоков охлаждения соединены с поступающей на вход установки нефтью. Предложенная система охлаждения продуктов нефтеперегонки позволяет утилизировать тепло и использовать его в технологическом процессе. В результате уменьшения температуры охлаждения прямогонных бензинов в предложенной установке появилась возможность сконденсировать изопентан, что значительно повышает эффективность процесса разделения нефти на ценные фракции. На чертеже изображена технологическая схема установки для получения продуктов нефтеперегонки. Установка содержит последовательно соединенные первый 1 и второй 2 кожухотрубчатые теплообменники, первую ректификационную колонну 3, печь 4, вторую ректификационную колонну 5 с внешними отпарными колоннами 6 и 7, третий, четвертый и пятый кожухотрубчатые теплообменники соответственно 8, 9, 10, первый, второй, третий термосифонные теплообменники 11, 12, 13. Кроме того, установка содержит установленный на выходе паров первой ректификационной колонны 3 четвертый термосифонный теплообменник 14, выход которого соединен с первым газосепаратором 15, и установленный на выходе паров второй ректификационной колонны 5 пятый термосифонный теплообменник 16, выход которого соединен со вторым газосепаратором 17. Каждый термосифонный теплообменник содержит установленный в корпусе в его разделительной перегородке 18 пакет термосифонных труб 19 с зонами испарения и конденсации. Через входной патрубок 20 в зону конденсации поступает холодный теплоноситель и выходит через выходной патрубок 21. Через входной патрубок 22 в зону испарения поступает горячий теплоноситель и выходит через выходной патрубок 23. Входы 20 всех термосифонных теплообменников соединены с поступающей на вход установки нефтью, являющейся для них холодным теплоносителем. Выходы 21 холодного теплоносителя четвертого 14 и пятого 16 термосифонного теплообменника соединены со входом холодного теплоносителя первого кожухотрубчатого теплообменника 1, а выходы 21 холодного теплоносителя первого, второго и третьего термосифонных теплообменников 11, 12, 13 соединены со входом холодного теплоносителя третьего кожухотрубчатого теплообменника 8. Установка работает следующим образом. Нагнетаемая насосом нефть проходит двумя потоками: первый - через зоны конденсации четвертого 14 и пятого 16 термосифонных теплообменников, нагреваясь от горячего теплоносителя через термосифонные трубки 19, поступает последовательно в первый и второй кожухотрубчатые теплообменники 1 и 2, второй - через зоны конденсации первого 11, второго 12 и третьего 13 термосифонных теплообменников, нагреваясь поступает последовательно в третий, четвертый и пятый 8, 9, 10 кожухотрубчатые теплообменники. Нагретая до температуры 200-220oС нефть поступает в среднюю часть первой ректификационной колонны 3. Пары легкого бензина по выходе из колонны поступают в зону испарения в качестве горячего теплоносителя термосифонного теплообменника 14, где они конденсируются и охлаждаются до температуры +35oС. Далее конденсат и сопутствующие газы разделяются в первом газосепараторе 15, отсюда легкий бензин направляется в секцию стабилизации и вторичной перегонки. Часть легкого бензина возвращается на орошение в первую колонну 3. Из колонны 3 частично отбензиненная нефть подается в змеевик трубной печи 4 и, нагретая до парожидкостного состояния, поступает во вторую ректификационную колонну 5. Верхним продуктом второй ректификационной колонны 5 является более тяжелая бензиновая фракция, которая поступает в зону испарения в качестве горячего теплоносителя пятого термосифонного теплообменника 16. Здесь пары бензина конденсируются и охлаждаются до температуры +35oC и далее разделяются во втором газосепараторе 17. Отсюда жидкая бензиновая фракция подается в секцию вторичной перегонки, а часть ее возвращается в колонну как орошение. Фракции 140-240oС и 240-350oС выводятся из отпарных колонн 6 и 7 и с помощью насосов прокачиваются и охлажадаются в последовательно соединенных теплообменниках: первая - керосиновая фракция - в третьем кожухотрубчатом теплообменнике 8 и в первом термосифонном теплообменнике 11, вторая - фракция дизельного топлива - в четвертом кожухотрубчатом теплообменнике 9 и втором термосифонном теплообменнике 12. Под нижние тарелки отпарных колонн вводится перегретый водяной пар. Тяжелый неиспаренный остаток нефти в смеси с жидкостью, стекающей с последней тарелки концентрационной секции второй ректификационной колонны 5, проходя нижние шесть тарелок этой колонны, продувается перегретым водяным паром. Мазут, освобожденный в значительной мере от низкокипящих фракций, с низа колонны 5 направляется насосом через кожухотрубчатый теплообменник 10 и термосифонный теплообменник 13 в накопительный резервуар. В колонне 5 имеются два циркуляционных орошения, тепло которых отдается нефти в первом и втором кожухотрубчатом теплообменниках 1 и 2. Коэффициент теплопередачи термосифонных теплообменников выше по сравнению с используемыми в прототипе аппаратами воздушного охлаждения и охладителями погружного типа. В результате использования изобретения процесс разделения нефти на фракции идет в более благоприятных условиях в результате уменьшения давления в колоннах. Уменьшаются отложения, снижаются потери давления в технологической нитке, осуществляется утилизация низкопотенциального тепла. Кроме того, снижается металлоемкость используемой теплообменной аппаратуры. Таким образом, решается задача повышения эффективности процесса разделения нефти на фракции энергосбережения.

Формула изобретения

Установка атмосферной перегонки нефти, содержащая последовательно соединенные первый и второй теплообменники, первую ректификационную колонну, печь, вторую ректификационную колонну с внешними отпарными колоннами, третий, четвертый, пятый теплообменники, первый, второй, третий блоки охлаждения, а также установленный на выходе паров первой ректификационной колонны четвертый блок охлаждения, выход которого соединен с первым газосепаратором, и установленный на выходе паров второй ректификационной колонны пятый блок охлаждения, выход которого соединен с вторым газосепаратором, отличающийся тем, что блоки охлаждения выполнены в виде двухфазных термосифонных теплообменников, каждый из которых содержит закрепленный в корпусе в его разделительной перегородке пакет термосифонных труб с зонами испарения и конденсации, причем вход холодного теплоносителя первого теплообменника соединен с выходами холодного теплоносителя четвертого и пятого блоков охлаждения, а вход холодного теплоносителя третьего теплообменника соединен с выходами холодного теплоносителя первого, второго и третьего блоков охлаждения, а входы холодного теплоносителя всех блоков охлаждения соединены с поступающей на вход установки нефтью.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Установка - перегонка - нефть

Установка - перегонка - нефть

Cтраница 1

Установки перегонки нефти являются наиболее многотоннажными и соответственно потребляют значительное количество энергии нефтеперерабатывающих заводов. Схемы с подачей остатка колонны частичного отбензинивания в сложную атмосферную колонну [258] реализованы на двух установках ЛК-бу Мажейкского НПЗ. Схемы с подачей промежуточных продуктов колонны частичного отбензинивания в сложную атмосферную [6.207,209,210], а из последней в отпарные [18] исследованы и другими авторами.  [1]

Вода на установках перегонки нефти используется для охлаждения нефтепродуктов. На установках ВТ и АВТ конденсация паров нефтепродуктов и газов осуществляется путем прямого смешения паров с холодной водой в барометрических конденсаторах. Охлаждающая вода, загрязненная нефтепродуктами и сероводородом ( при переработке сернистой нефти), сбрасывается в канализацию.  [2]

Основными загрязнителями являются установки перегонки нефти, крекинга, гидро-генизационной очистки, риформинга. Состав парафиновых и нафтеновых углеводородов очень разнообразен и зависит от месторождения перерабатываемой нефти. Столь же разнообразен состав биологических окислителей, заселяющих активные илы. В составе биоценозов преобладают бактерии и псевдомонады, коринебактерии, микобактерии, актиномицеты и бациллы. Бактерии и микрококки чаще всего заселяют биоценозы активных илов аэротенков, псевдомонады - биопленку биофильтров, коринебактерии - активный спой почвы земледельческих полей орошения, бациллы - септический ил метан-тенков.  [3]

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.  [4]

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топлив-но-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.  [6]

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно - масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.  [7]

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.  [8]

Современные схемы неглубокой переработки нефти иногда не включают установок ни термического, ни каталитического крекинга. Кроме установки перегонки нефти на несколько узких фракций предусмотрена гидроочистка отдельных компонентов и в некоторых случаях более широких фракций, которые затем разделяют на более узкие путем вторичной перегонки. Котельное топливо компаундируют из остатков перегонки и тяжелых дистиллятных компонентов, не подвергающихся гидроочистке. Автомобильный бензин с достаточно высоким октановым числом получают в процессе каталитического риформинга тяжелого бензина прямой перегонки. Однако заводы, сооруженные по такой схеме, как правило, имеют чисто топливный профиль. При необходимости поставлять сырье для нефтехимического синтеза в состав завода включают крекинг-установки или направляют часть малоценных сернистых дистиллятов на установки пиролиза, принадлежащие нефтехимическим заводам.  [9]

Важным элементом технологии установок ЭЛОУ является промывная вода. Конденсат с установки перегонки нефти используют обычно без специальной обработки, конденсаты с других установок часто содержат сульфиды и гидросульфиды аммония, которые при нагревании распадаются на сероводород и аммиак.  [11]

В зависимости от технологического назначения трубчатые печи делятся на нагревательные и реакционно-нагревательные. К нагревательным печам относятся печи установок перегонки нефти и мазута, стабилизации нефти, каталитического крекинга, риформинга, коксования, каталитического дегидрирования и полимеризации ( при выносных реакционных камерах) и другие; здесь единственным назначением печи являются нагрев и испарение сырья или других потоков. К реакционно-нагревательным относятся ночи установок термического крекинга, пиролиза, трубчатые реакторы дегидрирования.  [12]

В зависимости от химического состава различают предельные и непредельные газы. Предельные углеводородные газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработки ( каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья. В состав непредельных газов, получающихся при термодеструктивной и термокаталитической переработке нефтяного сырья ( в процессах каталитического крекинга, пиролиза, коксования и др.), входят низкомолекулярные моно -, иногда диолефины как нормального, так и изостроения.  [13]

В зависимости от химического состава различают предельные и непредельные газы. Предельные углеводородные газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработ - ки ( каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья. В состав непредельных газов, получающихся при термодеструктивной и термокаталитической переработке нефтяного сырья ( в процессах каталитического крекинга, пиролиза, кок - сования и др.) входят низкомолекулярные моно -, иногда диолефины как нормального, так и изостроения.  [14]

В зависимости от химического состава различают предельные и непредельные газы. Предельные углеводородные газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработки ( каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья. В состав непредельных газов, получающихся при термодеструктивной и термокаталитической переработке нефтяного сырья ( в процессах каталитического крекинга, пиролиза, коксования и др.) входят низкомолекулярные моно -, иногда диолефины как нормального, так и изостроения.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Установка первичной перегонки нефти - Справочник химика 21

    На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки—одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения. [c.49]     При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии па заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологической схемы установки первичной перегонки нефти, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливными фракциями широкой и узких масляных фракций [1]. [c.147]     Установки первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов имеют наиболее развитые системы теплообмена, которые предназначены для максимального использования тепла уходящих потоков и повышения термодинамической эффективности процесса. Для теплообмена используют следующие потоки пародистиллятные фракции, боковые погоны и остатки атмосферной и вакуум/ной колонн, промежуточные циркуляционные орошения, дымовые газы и промежуточные фракции и потоки с других технологических узлов комбинированных установок. Благодаря эффективному, использованию тепла го рячих потоков сырую нефть удается предварительно нагреть до 220—230 °С, уменьшая тем самым тепловую мощность печей на 20—25%- В результате утилиза-ции тепла горячих нефтепродуктов значительно уменьшается расход охлаждающей воды. [c.313]

    Нефть, как уже было указано, представляет собой чрезвычайно сложную смесь взаимно растворимых органических веществ. Разделить ее нацело на составляющие компоненты практически невозможно, но этого для промышленного применения нефтепродуктов и не требуется. На практике нефть делят на фракции, отличающиеся по пределам выкипания. Это разделение проводится на установках первичной перегонки нефти с применением процессов дистилляции и ректификации. [c.120]

    Использование тепловой энергии горячих нефтепродуктов. На современных установках первичной перегонки нефти тепловая энергия горячих нефтепродуктов используется для предварительного подогрева нефти, промышленной теплофикационной и химически очищенной воды, для поддержания температуры быстрозасты-вающих продуктов, обогрева емкостей, трубопроводов, трубных лотков и др. На рис. 76 показана наиболее рациональная схема использования тепла горячих потоков для предварительного подогрева нефти на установке АВТ производительностью 2 млн. т/год. Такие установки имеются на многих отечественных нефтезаводах. Как видно из схемы, на установке в результате рационального использования вторичных энергоресурсов нефть предварительно подогревается с 10 до 234 °С. На более старых аналогичных установках нагрев нефти за счет тепла регенерируемых источников не превышает 160—170 °С. В результате теплообмена гудрон охлаждается до сравнительно низкой температуры, и для его доохлаждения до температуры хранения требуется значительно меньше воды, чем на ранее построенных установках АВТ. [c.213]

    Мероприятия, которые намечается провести на установках первичной перегонки нефти, делятся на технологические (основные),, конструктивные и организационные. К технологическим мероприятиям относятся следующие. [c.229]

    Неуклонное развитие тяжелой промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других отраслей народного хозяйства, намечаемое на ближайшие годы, вызовет потребность в значительном увеличении производства топлив и смазочных масел, а следовательно, в увеличении ресурсов углеводородного сырья — газообразных и жидких нефтепродуктов. Для удовлетворения возрастающей потребности в нефтепродуктах необходимо будет ежегодно вводить в действие новые установки первичной перегонки нефти большой мощности. Кроме того, мощность действующих установок должна возрасти за счет интенсификации процессов путем усовершенствования их технологии, внедрения новейшего высокоэффективного оборудования и автоматизации. [c.7]

    Схема энерго-технологнческого комплекса установки первичной перегонки нефти  [c.346]

    Ранее построенные установки первичной перегонки нефти рассчитывали для получения ограниченного количества нефтяных углеводородных фракций. В секции атмосферной перегонки нефти получали не более 3—4 светлых компонентов (бензин, лигроин, керосин и дизельные топлива), а в секции вакуумной перегонки мазута насчитывалось всего 2—3 масляных фракции и гудрон. Современные установки обеспечивают производство большого ассортимента нефтепродуктов. Так, при переработке наиболее распространенных нефтей (обессоленных) Ромашкинского и Туймазинского месторождений на установках АВТ можно получить до 12 различных компонентов (табл. 4). [c.26]

    Принципиальная схема АВТ установки первичной перегонки нефти показана на рис. 6.2. Ниже приведен состав (в мае. %) продуктов перегонки западно-сибирской нефти на установке АВТ-6 (мощность по перерабатываемому сырью - 6 млн. т/год)  [c.343]

    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]

    Результаты проведенных испытаний, а также наблюдение за состоянием аппаратуры установок, на которых используют ИКБ-1, свидетельствуют об эффективности этого ингибитора. Применение ИКБ-1 на установках первичной перегонки нефти дало возможность увеличить срок службы аппаратуры конденсационно-холодильного узла и на /з сократить расходы на ремонтные работы. [c.202]

    Как видно из формулы, количество циркулирующей горячей струи зависит от температуры на выходе из печи чем выше и больше количество образовавшихся паров, тем меньше требуется горячей струи. Этот метод широко применяется на типовых трубчатых установках первичной перегонки нефти. [c.226]

    На установках первичной перегонки нефти отбирается вся гамма дистиллятов моторных топлив (светлых нефтепродуктов), включая соляровый дистиллят. [c.119]

    Как уже отмечалось, сложившаяся в течение многих десятилетий нефтеперерабатывающая база непрерывно подвергалась модернизации, в силу чего установки первичной перегонки нефти и переработки мазута на масла не требуют реконструктивных работ, за исключением осуществления обессоливания нефти почти на всех установках, а также мероприятий, связанных с ликвидацией процесса вторичной перегонки широких фракций бензина и с усовершенствованием масляного производства. [c.183]

    В зависимости от направления использования фракций установки первичной перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому — варианты переработки нефти. [c.64]

    Сжиженные газы нефтепереработки неоднородны по составу. В зависимости от применяемого процесса их выход колеблется в широких пределах от 1—2% на установках первичной перегонки нефти до 20—35% в процессе каталитического крекинга. [c.44]

    На установках первичной перегонки нефти, термического крекинга, коксовых установках применяются насосы поршневые паровые и центробежные. Приводом для центробежных насосов является электромотор или паровая турбина. [c.113]

    Обобщение опыта работы таких массовых установок, как установки первичной перегонки нефтей и термического крекинга, позволит с меньшими капитальными затратами осуществить их модернизацию и найти пути дальнейшего повышения их производительности и экономичности, увеличения отборов, расширения ассортимента, улучшения качества выпускаемых нефтепродуктов, снижения безвозвратных технологических потерь. Анализ работы-этих установок позволит также запроектировать на высоком техническом уровне новые мощные АВТ и термические крекинги для вновь проектируемых нефтеперерабатывающих заводов. [c.9]

    На высокопроизводительных установках первичной перегонки нефти АТ-6 и АВТ-6 для организации горячей струи предусмотрена отдельная печь, а нагрев основного потока отбензиненной нефти осуществляют в трех печах вертикально-факельного типа. [c.592]

    Остановимся более подробно а последнем решении. На рисунке приведена энерго-технологическая схейа установки первичной перегонки нефти [3], Схемой предусматривается генерация перегретого водяного пара давлением 16 МПа каскадное расширение перегретого пара в турбине с противодавлением 4,6 и. 0,4 МПа, что соотзетстзует темлературам конденсации 250, 200 и 150 °С использование водяного пара для предварительного подогрева нефти и на различных стадиях фракционирования. Окончательный нагрев нефти до 350—370 °С производится высокопотенциальным паром. Конденсат возвращается в цикл для повторного использования. Экономия энергии от применения знерготехнологических схем со-ставит около 30%, что даст снижение расхода топлива с 5 до 3,5% на нефть. Экономия достигается за счет высокого к.п.д. котлов по сравнению с печами, использования энергии при практически полной утилизации тепла и возможности лучшей оптимизации расхода энергии. [c.346]

    Поскольку на установках первичной перегонки нефть требуется разделить на большое число фракций, на них широко применяются [c.147]

    ВНИИ НП разработано математическое описание Потенциал светлых (МО пев ), позволяющее максимизировать выход целевых продуктов при переработке на одном НПЗ нескольких различных нефтей на отдельных АТ и моделировать возможные колебания в качестве нефтей. В частности, сравнение фактических балансов переработки товарных нефтей на Орском НПЗ в расчете за один квартал с оптимальными, рассчитанными по МО ПСВ (табл. 29), показывает, что рекомендуемые выходы отдельных продуктов могут в 2-5 раз отличаться от фактических. В результате более полного учета качества нефтей потенциал светлых по всем установкам первичной перегонки нефти возрос на 0,8% на нефть, выход дизельного топлива летнего — на 3,1% [93,95]. [c.64]

    Установки первичной перегонки нефти играют на нефтеперерабатывающих заводах большую роль. От показателей их работы зависит эффективность последующих процессов — очистки, газораз-деления, каталитического крекинга, коксования и др. Поэтому работники нефтеперерабатывающей промышленности, сотрудники научных, научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций должны стремиться к усовершенствованию технологии отдельных узлов установки, повышению ее производительности, улучшению качества получаемых товарных продуктов. Весьма существенным является также улучшение технико-экономических показателей установок, что достигается повышением производительности труда, снижением себестоимости товарной продукции, сокращением энергетических затрат, удельного расхода металла, капиталовложений и эксплуатационных расходов. [c.7]

    ПРОМЫШЛЕННЫЕ УСТАНОВКИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТЕЙ И МАЗУТОВ [c.347]

    На ряде отечественных заводов успешно эксплуатируются установки первичной перегонки нефти проектной мощностью 6 млн. т в год (фактически до 9 млн. т в год). Разработаны проекты перспективных установок первичной перегонки мощностью [c.305]

    Теплообменники с плавающей головкой (рис. 21) — основной вид теплообмепного аппарата современного НПЗ, На установках первичной перегонки нефти они используются для подогрева нефти за счет теплоты отходящих продуктов, в качестве водяных конденсаторов-холодильников, подогревателей сырья стабилизации и т, д. Наличие подвижной решетки позволяет трубному пучку свободно перемещаться внутри корпуса, пучок легко удаляется для чистки и замены. Для улучшения условий теплопередачи аппараты изготавливаются многоходовыми (имеют 2, 4, 6 ходов по трубкам). [c.137]

    Наиболее значительно последствия коррозии ощущаются на установках первичной перегонки нефти (АТ и АВТ), где интенсивно разрушается конденсационно-холодильное оборудование. [c.139]

    Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов, и колонны, у которых дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн, именуемых сгриппингами. Последний тип колонн нашел широкое применение па установках первичной перегонки нефти. [c.162]

    При переработке сернистых и высокосернистых нефтей наиболее интенсивная коррозия наблюдается на установках первичной перегонки нефти (АТ и АВТ). При этом основными коррозионными агентами являются сероводород, хлористый водород и низкомолекулярные летучие кислоты. При термической обработке нефти эти компоненты образуются, соответственно, из термически нестабильных сернистых соединений, хлоридов щелочноземельных металлов, хлороргани-ческих соединений ц нафтеновых кислот. Наиболее интенсивная коррозия оборудования наблюдается в низкотемпературных зонах (при температурах ниже точки росы). В зоне конденсации влаги (верхняя часть атмосферных и вакуумных колонн, зона ввода острого орошения и конденсаторы-холодильники) за счет растворения хлористого водорода, сероводорода и низкомолекулярных летучих кислот образуются кис- [c.14]

    Указанные фракции получают на современных установках первичной перегонки нефти следующим образом. После предварительного нагрева и обессоливания нефть поступает в предварительный испаритель, где отбираются газ и часть бензиновой фракции. От-бензиненная нефть после дополнительного нагрева и в печах направляется в основную ректификационную колонну. Сверху последней отбирают бензин с к. к. 180 °С, который в смеси с бензином из испарителя направляют в стабилизационную колонну. Стабильный бензин поступает в блок вторичной перегонки широкой [c.21]

    Меры борьбы с коррозией. Для уменьшения коррозии на установках первичной перегонки нефти применяются следующие методы I) глубокое обезвоживание и обессоливание нефти 2) использование корроэионностойких материалов 3) введение нейтрализующих веществ и ингибиторов коррозии. [c.153]

    Добытую сырую нефть noflBqsraroT перветным Хфоцессам переработки отделение сопутствующего газа (алканы - ) - стабилизация нефти электрообессолиеание - удаление воды и солей из сырой нефти до О, I % воды и 5...20 мг/л солей на установках. ЭЛОУ перегонка при атмосферном давлении (установки АТ) и под вакуумом (установки ВТ) на установках первичной перегонки нефти АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка). [c.11]

    В работе /Л/ показано, что на установках первичной перегонки нефти определяющими параметрами качества дизельных топлив является температура вспышки и температури начала и конца кипения, име-вцие тесную связь с другими неконтролируемыми параметрами топлив, что позволяет использовать системы промышленного аналитического контроля на основе агрегатных комплексов. [c.60]

    На атмосферно-ва1гуумной установке первичной перегонкой нефти получают головную фракцию авиабеняина, лигроиновую, керосиновую и газойле-соляровую фракции (фракции дизельного топлива), дестиллатные мзсляные фракции и гудрон. Лигроиновая [c.192]

    Работы велись в сложных условиях не хватало техники, материалов, специалистов. Тем не менее уже год спустя построенная трехкубовая установка первичной перегонки нефти положила начало Ухтинскому нефтеперегонному заводу. [c.83]

chem21.info


Смотрите также