Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

Казанский национальный исследовательский

технологический университет

Расчет ректификационных колонн

установок перегонки нефти

Учебное пособие

Казань

КНИТУ

2013

УДК

ББК

Алевтина Анатольевна Гречухина, Антон Александрович Елпидинский, Рифат Радисович Мингазов

Расчет ректификационных колонн установок перегонки нефти / А.А. Гречухина, А.А. Елпидинский, Р.Р. Мингазов – Казань: Изд-во Казан. гос. технол. ун-та, 2013. –105 с.

ISBN

Представлены некоторые особенности работы колонн перегонки нефти, ассортимент возможных клапанных и насадочных тарелок, используемых в колоннах. Даны примеры расчетов материальных балансов, основных параметров процесса в зависимости от технологической схемы перегонки.

Предназначено для студентов специальности 2404 при подготовке теоретического курса и проектировании установок перегонки нефти.

Подготовлено на кафедре химической технологии переработки нефти и газа.

Табл. 36. Ил. 15. Библиогр. назв. 11.

Печатается по решению методической комиссии

института нефти и нефтехимии

Рецензенты:

ISBN  Гречухина А.А., Елпидинский А.А., Мингазов Р.Р. 2013

 Казанский национальный исследовательский технологический университет, 2013

Содержание

1 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ 5

2 ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ 10

2.1 Колонна отбензинивания нефти К-1 10

2.2 Основная атмосферная колонна К-2 11

2.3 Колонна стабилизации бензина 14

2.4 Вакуумная перегонка мазута 14

2.5 Тарелки, применяемые при перегонке нефти и нефтепродуктов 18

3 РАСЧЕТ КОЛОНН ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ 30

3.1 Расчет колонны К-1 по схеме 1 31

3.2 Расчет колонны К-1 по схеме 2 50

3.3 Расчет колонны К-1 по схеме 3 54

3.4 Расчет колонны К-2 58

3.5 Расчет вакуумной колонны 77

Приложение 1 95

Библиографический список 100

1 Общие понятия перегонки нефти

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярной массе и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются её потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов. К вторичным методам относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов. Процессы деструктивной переработки нефти предназначены для изменения её химического состава путём термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямой перегонке нефти.

На нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом служит разделение нефти на фракции, т.е. её перегонка. Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением.

В основе промышленных процессов, осуществляемых на установках непрерывного действия, находится перегонка нефти с однократным и многократным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определённой температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением, заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из неё фракцию лёгкого бензина. Затем отбензиненную смесь нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции, выкипающие примерно до 350°С (т.е. фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлив). В остатке от перегонки получается мазут, из которого в дальнейшем под вакуумом отгоняют фракции смазочных масел, в остатке получается гудрон. Другими словами, нефть последовательно нагревают три раза, каждый раз отделяя паровую фазу от жидкостей. Образующиеся паровую и жидкую фазы подвергают ректификации в колоннах. Таким образом, промышленные процессы перегонки нефти основаны на сочетании перегонки с одно- и многократным испарением и последующей ректификацией паровой и жидкой фаз.

Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья, жидкая фаза – в нижней части.

В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создаётся в результате того, что часть верхнего продукта возвращается в жидком состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющий агент. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создаётся паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами. В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу – высококипящий остаток.

Одним из методов повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти является ввод в нижнюю часть ректификационной колонны испаряющего агента. В качестве такого можно применять водяной пар, инертный газ (азот, двуокись углерода, нефтяной газ), пары бензина, лигроина или керосина.

Наиболее широко в качестве испаряющего агента при перегонке нефти применяют водяной пар. В его присутствии в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно, их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в нем на 10-20°С. Рекомендуется применять перегретый водяной пар и вводить его в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сырья или несколько выше. Обычно отработанный после паровых насосов и турбин водяной пар под давлением 2-3 ат. перегревают в змеевиках трубчатой печи и вводят в колонну с температурой 350-450°С.

Не практикуется применение насыщенного пара, так как его температура и давление взаимосвязаны, например, при температуре ввода в колонну 350°С его давление равно 170 ат. Кроме того, с повышением давления стоимость насыщенного водяного пар резко возрастает, поэтому применять его не экономично. Если вводить в колонну насыщенный водяной пар низкого давления, например 10 ат. и соответственно с температурой 180°С, то часть тепла идёт на его нагрев. Влияние водяного пара заключается в следующем:

- интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

- создаётся большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.

Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% её переходило в парообразное состояние.

Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче испаряющий агент – нефтепродукт, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроина- керосина- газойлевую фракцию. В промышленности применяют различные испаряющие агенты, но чаще всего водяной пар, который подают вниз ректификационных колонн, работающих при атмосферном давлении и в вакууме.

Как уже отмечалось, перегонку нефти на промышленных установках непрерывного действия осуществляют при температуре не выше 370 °С, так как при более высокой температуре начинается разложение углеводородов – крекинг. В данном случае крекинг нежелателен, так как при этом образуется непредельные углеводороды, которые резко снижают качество нефтепродуктом.

В результате атмосферной перегонки нефти при 350-370°С остаётся мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимально количества дистиллятов. Самым распространённым 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 углеводород, 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. Существующими методами удаётся поддерживать остаточное давление в ректификационных колоннах 20-60 мм рт. ст. Наиболее резкое снижение температуры кипения углеводород наблюдается при остаточном давлении ниже 50 мм рт. ст. Следовательно, целесообразно применять самый глубокий вакуум, какой только можно создать существующими в настоящее время методами.

Чтобы увеличить отбор дистиллятов из мазутов, в вакуумную колонну подают перегретый водяной пар или перегоняют полученный остаток (гудрон) с испаряющим агентом – лигроина-керосиновой фракцией.

При фракционировании нефти и нефтяных остатков (мазутов) получают большое число дистиллятов. Такое разделение в одной простой колонне невозможно. Для разделения нефти и мазута обычно применяют одну сложную колонну. Фактически такие колонны состоят из нескольких простых колонн, поставленных одна над другой, причем каждая из них даёт два продукта- ректификат и остаток. Преимуществами таких колонн является компактность и возможность осуществлять орошение для всех секций с одной верхней точки. Однако в современных колоннах подачу и отвод циркулирующего орошения ведут в нескольких сечениях по высоте колонны.

В отпарных колоннах происходит отпарка легких фракций водяным паром. Подобным образом достигают получения дистиллятов, отвечающих требованиям ГОСТ или ТУ по температурам вспышки, начала кипения, вязкости и другим свойствам. Конструктивно отпарные колонны могут быть размещены внутри ректификационных колонн (внутренние), либо в виде самостоятельных колонок (выносные).

Расчет колонны для сложной смеси сводят к расчету колонны для некоторой условной бинарной смеси.

Кривая ИТК разбивается на условные компоненты. Сырьё можно делить на 50 условных компонентов. Нефть в расчете представляется в виде уменьшенного числа компонентов против фактического числа их.

Трудность разделения сырья определяется в основном относительной летучестью ключевых компонентов или разностью температур кипения ключевых компонентов. Чем ближе относительная летучесть к единице, тем больше требуется тарелок и больше кратность орошения, чтобы получить одну и ту же чистоту дистиллята и остатка.

За ключевые компоненты берут два соседних компонента, один из которых относится к дистилляту, другой – к остаточному продукту. Их относительная летучесть и их доля в сырье служит основным критерием, определяющим трудность достаточно четкого разделения сырья.

Компоненты, примыкающие к тяжёлому ключевому и особенно ключевой, имеют упругости, близкие к упругости легкого ключевого компонента и поэтому эти остаточные компоненты в значительной большей степени проникают в дистиллят.

Чем больше тангенс угла наклона ИТК, тем легче условия разделения.

Тангенс угла наклона косвенно выражает разность температур кипения условных ключевых компонентов, которые получаются при разбивке ИТК сырья на отдельные узкие фракции, отожествляемые с индивидуальными веществами. Чем шире температурные пределы выкипания сырья, тем чище получаются дистиллят и остаток.

Большое влияние доли отбора продукта на его чистоту: чем меньше доля дистиллята, тем меньше чистота его и тем выше чистота остатка.

Четкость погоноразделения должна оцениваться по двум показателям одновременно - по чистоте и их отбора от потенциала.