3.1.2. Первичная перегонка нефтей. Ассортимент получаемых на авт продуктов

Нефть - сложная смесь углеводородов различного состава и строения. Для производства продуктов различного назначения со специальными свойствами нефть разделяют на фракции и группы углеводородов, а также подвергают изменению ее химический состав.

Различают первичные и вторичные методы переработки нефти.

Первичные - процессы разделения нефти на фракции. При этом используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов.

Вторичные - процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов. Они предназначены для термического и каталитического изменения состава нефти. С их помощью удается получить нефтепродукты заданного качества и увеличить их выход.

Основным первичным процессом служит перегонка - разделение нефти на фракции. Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением.

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до заданной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. При, например, трехкратном испарении, нефть нагревают сначала до температуры, позволяющей отобрать легкий бензин, затем нагревают отбензиненную нефть, отгоняя фракции, выкипающие до 350^оС, полученный в остатке мазут снова нагревают (уже под вакуумом), отгоняя фракции смазочных масел и получая в остатке гудрон. В двух словах нефть три раза нагревают, каждый раз отделяя пары от жидкости, подвергая последующей переработке жидкую фазу. Образующиеся фазы подвергают ректификации в ректификационных колоннах

1. Перегонка с однократным испарением и однократной ректификацией.

Рис. 3.5.

Схема установки первичной перегонки нефти с однократным испарением и однократной ректификацией

Подготовленная нефть подогревается в теплообменниках за счет продуктов установки и в печи и с температурой 330-340^оС поступает в ректификационную колонну, где разделяется на светлые (бензин, керосин, дизельное топлива) и мазут, который отводится снизу.

Часть бензина из рефлюксной емкости идет в колонну как острое орошение.

Боковые погоны идут в отпарные колонки на верхние тарелки, под нижние тарелки подают водяной пар. В отпарных колонках регулируют температуру вспышки. Низкокипящие компоненты и водяной пар поступают назад в ректификационную колонну, а боковые погоны из отпарных колонок насосами прокачивают через теплообменники, холодильники и выводят с установки.

Преимущества данной схемы:

• Компактность.

• Простота.

• Однократное испарение позволяет поддерживать низкую температуру на входе в колонну.

Недостатки:

• Негибкость по сырью.

• Повышение содержания низкокипящих компонентов сопровождается увеличением давления на выходе сырьевого насоса.

• Для охлаждения (конденсации) дистиллятов дешевыми хладагентами необходимо поддерживать высокое давление, что отрицательно сказывается на четкости ректификации.

Допуск нефтей:

Содержание газа не более 1 %.

Содержание бензина не более 15 %.

Содержание светлых не более 45 %.

Примеры нефтей: Мангышлакская, Устьбалыкская, Арланская...

2. Схема с двукратным испарением и двукратной ректификацией.

Рис. 3.6.

Схема установки первичной перегонки нефти с двукратным испарением и двукратной ректификацией

Подготовленная нефть нагревается в теплообменниках до 180-240^оС и поступает в колонну К-1, где от нефти отгоняется 50-60% бензина.

Отбензиненная нефть насосом прокачивается через печь и с температурой 330-380^оС поступает в К-2. Часть ее используется как "горячая струя" в К-1. В К-2 получают тяжелый бензин, керосин, дизельное топливо и мазут.

Достоинства схемы.

• Гибкость по сырью: отечественные типовые установки делались для переработки Ромашкинской нефти. Сейчас некоторые переведены на более легкие нефти.

• Можно регулировать температуру.

• Давление на выкиде сырьевого насоса и перепад далвления в трубах печи меньше.

Давление в К-1 0.35-0.5 МПа;

Давление в К-2 0.14-0.16 МПа.

Недостатки:

Установка некомпактна. В К-1 температура входа низка (180-240^оС), отсюда велика доля жидкой фазы.

Количество дистиллята 5-15% на загрузку, трудно выделить четко дистиллят.

Для К-2. Температура входа выше, чем в предыдущей схеме (так как отведены легкие), расход топлива выше на 30%.

Допуск нефтей:

Содержание газа не более 2.2 %.

Содержание бензина не более 25 %.

Содержание светлых не более 60 %.

Примеры нефтей: Шаимская, Самотлорская (Зап. Сибирь), Туймазинская (Волго-Уральский бассейн).

3. Двукратное испарение и однократная ректификация.

Рис. 3.7.

Схема установки первичной перегонки нефти с двукратным испарением и однократной ректификацией

Достоинства:

• Низкая температура подогрева сырья в печи.

• Небольшой перепад давления.

• Меньше металлоемкость.

Недостатки.

- Наличие сероводорода и HCl приводит к интенсивной коррозии верха К-2 и конденсационных аппаратов (коррозия не К-1, а К-2; К-2 более дорогая).

Допуск нефтей:

Содержание газа не более 1 %.

Содержание бензина не более 20 %.

Технологическая схема перегонки мазута до гудрона

Содержание асфальто-смолистых веществ в нефти достигает 20%. Все они концентрируются в мазуте. При t> 300^оС начинается их деструкция, в результате чего ухудшается качество продуктов, получаемых из мазута.

Максимальная температура нагрева нефти 380^оС, мазута - 425^оС. Время пребывания мазута в зоне высоких температур не более 5 мин., гудрона - 2-5 мин.

Чтобы иметь необходимую долю отгона перегонку мазута ведут под вакуумом. Вакуумсоздающая аппаратура: барометрический конденсатор смешения, поверхностный конденсатор.

Чем больше число тарелок в колонне, тем больше давление в секции питания.

Тарелки: ситчатые, клапанные; ромбовидная регулярная насадка. В случае применения насадки давление в зоне питания ниже, можно не использовать водяной пар. Водяной пар подают в вакуумную колонну для снижения парциального давления углеводородов и снижения температуры кипения (2-3% на мазут). Недостатки подачи пара: удельный объем пара в 20 раз выше удельного объема паров углеводородов, то есть 40-50% объема паровой фазы в вакуумной колонне приходится на долю пара.

Материальный баланс установки

Материальный баланс установки составляется с учетом потенциального содержания фракций в нефти, с учетом отбора от потенциала, среднего пробега установки, потерь. Пример материального баланса установки ЭЛОУ-АВТ представлен в табл. 3.1.

Таблица 3.1.

Материальный баланс установки ЭЛОУ-АВТ

Продукт	На нефть, % масс.	Тысяч тонн в год	Тонн в сутки (с учетом рабочих дней в году)	кг/час
Взято
Нефть	100.0	6000	6000000/330	6000000/(33024)
Вода	0.5	30
Всего:	100.5	6030
Получено:
Газ	1	60
нк-62оС	8
62-105оС	10
105-140оС	6
140-180оС	8*
180-350оС	27
350-420оС	10
420-500оС	8
>500оС	21.4
Вода	0,5
Потери	0,6
Итого:	100,5

Отбор от потенциала:

бензин-0.99;

керосин - 0.98;

дизельное топливо - 0.9.

Масляные погоны

верхний - 0.8

нижний 0.7

Чем больше число продуктов, получаемых на блоке АТ, тем ниже отбор суммы светлых.

В "Нормах технологического проектирования предприятий (1985 г.) [ВНТП 81-85] для установок ЭЛОУ-АВТ показано 330 рабочих дней в году. Потери на установке составляют 0.6%.

Примечание: потенциальное содержание фракции 180-350^оС в нефти =30%, фактический выход с учетом отбора от потенциала (0.9) составляет 300.9=27%.

Особенности размещения оборудования на установке ЭЛОУ-АВТ

Длина трубопроводов должна быть минимальна, чтобы свести к минимуму потери вещества, тепловые потери и расход железа.

Насосы размещаются на открытых площадках под постаментами конденсаторов и холодильников, что приводит к снижению взрывоопасности и снижает капитальные затраты.

ЭЛОУ

Атмосферный блок

Вакуумный блок

Блок Стабилизации

Блок вторичной перегонки

Рис. 3.8.

Схема установки ЭЛОУ - АВТ

Почнем же братие многотрудное повествование о путях неисповедимых, приводящих нефть к богопротивному превращению в нефтепродукты.

Сырьевым насосом нефть прокачиваетс через теплообменники и с t=130-140^оС поступает в электродегидраторы 1 и 2 ступеней. Нефть с содержанием воды не более 0.1 %, солей 5-10 мг/л, после Э2 нагревается в Т/О до 200-220^оС и поступает в К-1 (Р=0.5 МПа, t_верха=120^оС, t_низа=240^оС,  5м, h=35 м, 24 клапанные тарелки). Сверху К-1 получают бензин Н.К.-85^оС, который идет на стабилизацию в К-3. Снизу отбензиненная нефть насосом прокачивается через печи, где нагревается до 350-380^оС. Часть возвращается в К-1 (горячая струя). Отбензиненная нефть поступает в К-2 (Р=0.15 МПа, t_в=126^оС, t_н=340-360^оС,  57м, h=52.5 м, 49 тарелок). Сверху К-2 получают фракцию 85-180^оС, которую при необходимости подвергают стабилизации. Боковые погоны поступаеют на верхние тарелки отпарныхколонок (стриппинги), под нижние тарелки которых поступает водяной пар. В отпарных колоннах регулируется температура вспышки. В низ К-2 подают водяной пар. Мазут прокачивают через печь, после чего с t 400-420^оС он поступает в вакуумную колонну К-8 (Р_остат=8Кпа, t_в=120-140^оС, t_н=370-390^оС,  96.4 м, h=34 м, 23 тарелки). Боковым погоном выводят широкую фракцию 350-500^оС. В случае топливного варианта это сырье каталитического крекинга. При топливно-масляном варианте получают несколько дистиллятов, например, 2 вакуумных погона. Широкая фракция после подогрева в печи поступает в во вторую вакуумную колонну, где боковыми погонами получают фракции 350-400^оС, 420-500^оС и >500^оС (гудрон). Нестабильный бензин после подогрева идет в К-3 (Р=1.2МПа, t_в=60^оС, t_н=180^оС,  2.83.6 м, h=35 м, 40 тарелок). Сверху К-3 получают газы (С₃, С₄) снизу стабильный бензин , часть которого циркулирует через печь. Стабильный бензин можно подвергать вторичной перегонке.

Таблица 3.2.