книги из ГПНТБ / Багиров, И. Т. Современные установки первичной переработки нефти

резкое отступление от проектного технологического режима уз­ ла стабилизации легких бензинов нецелесообразно, так как в ре­ зультате с газами уходит значительное количество легких компо­ нентов.

работа вакуумной части старых действующих установок не обеспечивает современных требований, предъявляемых к качеству масляных дистиллятов. Тем не менее ни одна из вакуумных частей действующих установок АВТ практически основательно не рекон­ струировалась (за исключением установки АВТ Уфимского завода им. XXII съезда КПСС, на которой вакуумная колонна дооборудо­ вана трехсекционной отпариой-колонной).

На основе данных эксплуатации и мероприятий по реконструк­ ции установок Гипроазнефтыо была разработана схема увеличе­ ния проектных мощностей установок типа А-12/1, А-12/1М и А-12/2. Разработанные схемы позволили успешно реконструировать уста­ новки АВТ на нефтеперерабатывающих заводах в Омске, Красноводске, Гурьеве, Рязани, Полоцком, Ново-Ярославле и др. Схема реконструкции действующих установок типа А-12/1 и А-12/1М с целью доведения их мощности до 1,7—1,8 млн. т/год нефти, при одновременном улучшении качеств светлых нефтепродуктов и мас­ ляных дистиллятов, включает следующие основные мероприятия:

повышение температуры предварительного подогрева нефтяно­ го сырья путем более широкого использования тепла вторичных источников с учетом перехода на трехпоточное движение нефти;

нефть с нестабильным содержанием газа нужно подвергать двухкратному испарению на двух последовательно включенных первой и основной ректификационных колоннах;

стабильную нефть с меньшим содержанием газа наиболее эф­ фективно перерабатывать по схеме однократного испарения с пред­ варительным испарителем (эвапоратором) или с одной колонной; каждая промежуточная колонна основной ректификационной колонны должна орошаться промежуточным циркуляционным оро­ шением; число циркуляционных орошений должно быть равно чис­

лу отводимых боковых погонов; стабилизации следует подвергать легкие фракции, выходящие

из колонны предварительного испарения, стабилизация широкой бензиновой фракции, выходящей из основной ректификационной колонны, не требуется;

схему блока вторичной перегонки реконструируемых установок целесообразно принимать аналогичной схеме типового проекта ин­ дивидуальной установки вторичной перегонки бензинов с учетом требований завода к конкретным узким фракциям;

для улучшения качества дистиллятов и остатка вакуумная ко­ лонна переоборудуется следующим • образом: фракционирующие тарелки и малоэффективные отбойники заменяют тарелками и от­ бойниками более совершенной конструкции, увеличивают число та-- релок для выделения отдельных погонов, устанавливают дополни­ тельные выносные отпарные колонны из двух и трех секций и при

ли, сырьевыми насосами 1 подается тремя параллельными потока­ ми через теплообменники 2 в электродегидраторы 3. Схема блока ЭЛОУ аналогична схеме, показанной на рис. 45. Нефть обессоли­ вают в три ступени. Режим работы трех ступеней: ПО, 105 и 130 °С,

ректификационную колонну 6.

Пары с верха колонны (фракция и. к. — 120 °С и газ) поступают

лизатора.

Отбензиненная нефть с низа первой ректификационной колон­ ны прокачивается через печь 7 в основную ректификационную ко­ лонну 8. С верха колонны 8 выходят пары бензина, в качестве боковых потопов отводятся три фракции. Остаток колонны — ма­ зут—прокачивается через печь 11 в вакуумную колонну 9. Навер­ ху вакуумной колонны с помощью трехступенчатых вакуум-насо­ сов поддерживается остаточное давление 60 мм рт. ст. Избыточное тепло в основной ректификационной колонне снимается двумя цир­ кулирующими орошениями. Из вакуумной колонны 9 через отпарные колонны отбирают две масляные фракции. Блок щелочной очистки работает по типовой схеме, принятой на типовых устаноь ках АВТ. Капитальные вложения окупаются примерно через

1,5 года.

133

Анализ работы основных аппаратов действующих установок АВТ

Первая ректификационная колонна. В проектах температура предварительного подогрева нефти в теплообменниках принята равной 200 °С, а температура полуотбензиненной нефти (внизу ко­ лонны) 225 °С. Фактически температура подогрева нефти была 160—180 °С, а на входе в печь атмосферной части не превышала 170—200°С. Более низкая температура подогрева нефти в тепло­ обменниках, чем предусмотрено проектом, обусловлена увеличени­ ем в 1,3—1,4 раза пропускной способности установок при сохране­ нии поверхности сырьевых теплообменников на проектном уровне. С целью снижения сопротивления движение нефти в теплообменни­ ках осуществляется тремя и четырьмя потоками вместо двух, пред­ усмотренных проектом. Это позволило снизить давление на сырь­ евом насосе. Снижение температуры предварительного подогрева нефти вызвало необходимость повысить тепловую нагрузку печей, что связано с дополнительным расходом топлива. Согласно проек­ там, на установках АВТ производительностью 1,0 и 2,0 млн. т/год сернистой нефти избыточное давление в первой ректификационной колонне должно быть не ниже 2,0 кгс/см2. На действующих заводах давление сохраняется на уровне 2—2,5 кгс/см2.

В результате отклонения режима первой ректификационной колонны от проектного ее фракционирующая способность ухуд­ шается и отводить с верха колонны легкую бензиновую фракцию н. к .—85 °С не представляется возможным. С верха колонны по­ лучается бензин широкого фракционного состава (н. к. 22—48 °С

и к. к. 130—180 °С).

Основная ректификационная колонна. Колонна работает в ос­ новном по проектной схеме. Абсолютное давление в колонне —■2— 2,2 кгс/см2 — несколько превышает проектное (1,8—2,0 кгс/см2), а температурный режим колонны почти на всех действующих уста­ новках отличается от проектного. Так, в типовых проектах реко­ мендована температура ввода сырья 330°С, верха 100°С и низа 310 °С. Фактически на установках температура сырья при вводе в колонну составляет 350—360 °С, верха от 115 до 130 °С и низа от 320 до 340 °С. Это в основном объясняется большим подогревом нефти в печи. Повышение температуры нагрева нефти в печи спо­ собствует увеличению температуры низа колонны против проекта на 40—50°С, что в свою очередь обеспечивает углубление отбора светлых нефтепродуктов, выкипающих до 350 °С, и снижение со-< держания в мазуте фракций дизельного топлива. Фракционирую­ щая способность основной ректификационной колонны пока не обеспечивает получения четко отректифицированных фракций. На­ блюдается налегание фракций по температурам кипения на уста­ новках АВТ мощностью 1 и 2 млн. т/год.

Трубчатые подогреватели {печи). Проектами типовых установок,

АВТ производительностью 1,0 и 2,0 млн. т/год сернистой нефти

134

Г л а в а VII

КОМБИНИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НА УСТАНОВКАХ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

В последнее время появилась тенденция сочетать технологиче­ ски связанные процессы и создавать комбинированные установки. Благодаря этому более эффективно используется контроль и ав­ томатика, кроме того, значительно уменьшается расход металла, площадь установки, сокращается штат обслуживающего персонала, более эффективно используются вторичные ресурсы.

В результате резко снижаются капитальные затраты, увеличи­ вается производительность труда и удешевляется себестоимость продукции.

Комбинирование первичной перегонки и вторичных процессов широко применяется в отечественной и зарубежной нефтеперера­ батывающей промышленности. Рекомендуется комбинировать на одной установке следующие процессы: первичной перегонки с под­ готовкой нефти к переработке; атмосферной перегонки нефти с ва­ куумной перегонкой мазута; атмосферно-вакуумной перегонки неф­ ти с выщелачиванием компонентов светлых нефтепродуктов; атмо­ сферно-вакуумной перегонки и выщелачивания компонентов свет­ лых нефтепродуктов со вторичной перегонкой широкой бензиновой фракции; первичной перегонки нефти с термическим крекингом тяжелых фракций; атмосферно-вакуумной перегонки с каталитиче­ ским крекингом вакуумного дистиллята и деструктивной перера­ боткой гудрона; атмосферной перегонки с процессом коксования. Возможны и другие виды комбинирования. На многих комбиниро­ ванных установках предусматриваются также процессы стабилиза­ ции бензина и абсорбции жирных газов.

Ранее первичная перегонка нефти до гудрона ограничивалась атмосферной перегонкой сырых нефтей и вакуумной перегонкой остатка атмосферной установки — мазута. Даже сейчас на ряде нефтезаводов эксплуатируются самостоятельные атмосферные

ивакуумные трубчатки. Для подготовки нефти к переработке, ста­ билизации легких бензиновых компонентов, выщелачивания ком­ понентов светлых нефтепродуктов, выделения и переработки газа

идругих процессов, дополняющих первичную переработку, соору­ жались самостоятельные установки. Согласно санитарно-гигиени­ ческим и противопожарным нормам, эти установки должны от­ стоять друг от друга на расстоянии 25—30 м.

136

На рис. 49 приводится схема технологической взаимосвязи меж­ ду индивидуальными установками процесса первичной переработ­ ки нефти. Из рис. 49 видно, что при наличии индивидуальных уста­ новок требуется большой объем вспомогательного хозяйства.

Рис. 49. Схема технологической взаимосвязи между индивидуальными уста­

соответственно на атмосферной трубчатке (АТ) и на вакуумной трубчатке (ВТ).

На рис. 50 приводится схема комбинирования процессов пере­ гонки нефти и мазута (АТ и ВТ). Обессоленная на ЭЛОУ 1 нефть поступает на установку АТ 2. Оттуда товарные и промежуточные

Рис. 50. Схема комбинирования процессов перегонки нефти и мазута:

137

продукты по соответствующим коммуникациям направляются че­ рез холодильники 7 в промежуточный мерник 8. Затем они пода­ ются на последующие процессы для переработки или в товарные резервуары. Мазут прямой перегонки из установки АТ через хо­ лодильник 7 поступает в обогреваемый мерник 6 и оттуда прока­ чивается насосом 5 через теплообменник 4 на установку ВТ 3. При таком комбинировании АТ и ВТ отпадает необходимость в со­ оружении холодильников, промежуточного мерника, насоса и ком­ муникации, а также теплообменников для подогрева мазута.

Ниже дается пример, показывающий экономию средств, кото­ рая достигается при комбинировании процессов.

Пример 1. На установке атмосферной трубчатки перерабатывается 2,0 млн. т/год стабильной нефти. Выход мазута 52% (1,04 млн. т/год, или 135 т/ч). Темпе­ ратура мазута после теплообменников установил АТ 175 °С, плотность его 0,986 г/см3. Для нормального хранения мазута в металлическом резервуаре его необходимо охладить до 90 °С. При этом в холодильнике снимается тепло (в ккал/ч):

Qm= Ом (<&! — <?/,)

QM= 135 000 (84,3 — 40,5) = 5 920 000 ккал/ч

где qt и qu — энтальпия мазута при 175 и 90 °С, ккал/кг.

Принимая коэффициент теплопередачи в мазутном холодильнике К =

=100 ккал)м2 -°С-ч, находим поверхность холодильника (в м2):

Р_________ Qm

138

лентно расходу жидкого топлива примерно 3000 т/год. Для перекачки мазута из мерника на установку расход электроэнергии составит около 500 тыс. квтХ X ч/год.

Принимаем по действующим отпускным ценам следующую стоимость энер­ гий (в руб.):

Приобретение, монтаж и установка холодильника площадью 660 м2. Уста­ навливается 3 кожухотрубных аппарата площадью по 265 м2; стоимость одного аппарата по ценнику равна примерно 10,0 тыс. руб. Сооружение фундамента и

водами оцениваются примерно в 40% от стоимости насоса. Тогда установка и сто­

ей и внутренним обогревом. По укрупненным показателям, стоимость 1 м3 ре­

зервуара с обвязкой, теплоизоляцией, внутренним обогревом на песчаном на­ стиле принимается равной 4,6 руб. Тогда стоимость установки промежуточных

паром от существующих источников завода. Учитывают лишь ориентировочные

2Д = 370,8 тыс. руб.

С учетом 10% от общей суммы на непредвиденные работы сумма капитальных затрат будет равна:

Д п = 2Д -1,1 = 3 7 0 ,8 -1 ,1 = 4 0 7 ,8 8 тыс. руб.

При комбинировании атмосферной перегонки нефти (АТ) с вакуумной пере­ гонкой мазута (ВТ) горячий мазут с низа колонны АТ непосредственно направ­ ляется в вакуумную часть и тепло горячего гудрона используется для подогре­ ва нефти. Это позволяет сэкономить (ориентировочно) около 408 тыс. руб. капи­ тальных затрат и 106 тыс. руб/год эксплуатационных расходов.

Комбинирование процессов электрообезвоживания и электрообессоливания с АВТ

На нефтеперерабатывающие установки, как правило, должна подаваться предварительно подготовленная нефть, поэтому на за­ водах строились электрообессоливающие и электрообезвоживаю­ щие установки. Подогретая водяным паром (до 100—110°С) нефть

139