Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Совершенствование работы установок подготовки нефти
.pdf
«светлых» с мазутом; но данный вариант связан с большими энергозатратами);
4) эффективностью работы тарелок в концентрационной секции
колонны. Если КПД низкий, то возрастают потери легких с мазутом
до 1,3 % масс от сырья.
Качество отбираемых дистиллятов определяется налеганием
фракций, то есть разностью между температурой конца кипения легкой фракции и температурой начала кипения следующей. Эти показатели регламентируются цеховыми нормами. Как правило, налегание
фракций не должно превышать 10–25 оС.
Качество отбираемых фракций регулируют:
1) холодным орошением (для верхнего продукта);
2) выходом боковых фракций через отпарные секции;
3) циркуляционным орошением.
На четкость разделения фракций влияют:
• число и тип тарелок в ректификационной колонне;
• правильный подбор технологического режима колонны
(температурный режим, давление, число отбираемых фракций, температура нагрева сырья).
2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ УСТАНОВОК ПЕРЕГОНКИ
НЕФТИ
Что касается атмосферной перегонки нефти, то здесь предлагают
различные технологические схемы, а также замену водяного пара как
испаряющего агента.
С 1995 года прослеживаются разработки в области насадочных
контактных устройств. Все они направлены на повышение отбора дистиллятных фракций, а также улучшения их качества. При работе с научно-технической литературой было отобрано 16 монографий и 29
статей из следующих журналов:
- «Нефтехимия и нефтепереработка» за период с 1978 по 2006
года (28 лет);
- «
Химия и технология топлив и масел» за период с 1984 по
2006 года (22 года);
41
- «Нефтегазовые технологии» за период с 2001 по 2006 года (6
лет).
Наиболее интересные решения по совершенствованию установок первичной перегонки нефти также представлены в данной работе.
2.1. Подогрев сырой нефти в процессе первичной перегонки
Для более полного отбора легкого бензина (НК–85 оС) в колонне
К-1 необходимо повышение температуры нагрева до 230–240 оС (в
настоящее время эта температура составляет 200–220 оС). Повышение
отбора бензина в К-1 позволяет проводить дальнейшую перегонку
нефти в основной атмосферной колонне К-2 при более низком давлении и с меньшими энергозатратами.
Обычно подогрев сырья осуществляется последовательно: сначала в теплообменных аппаратах, а затем – в трубчатых печах. Повышение температуры нагрева нефти можно осуществлять следующими способами:
1. рациональная и эффективная обвязка теплообменников;
2. применение теплообменников нового поколения (с «неза-
грязняющейся» поверхностью теплообмена);
3. прямая рекуперация тепла на установках с когенерацией.
Каждый способ будет рассмотрен ниже [22].
2.1.1 Рациональная и эффективная обвязка теплообменни-
ков
Исследования показали, что на установках АВТ и АТ имеются
большие резервы по использованию вторичных ресурсов и увеличении температуры подогрева нефти в теплообменниках.
Однако увеличивать температуру подогрева перед К-1 возможно лишь до определенного предела, так как:
1. увеличивается доля испарения светлых, и в результате уве-
личивается давление в системе, а это приводит к частой замене трубопроводов и арматуры;
2. повышение температуры нефти на входе в печь приведет к
увеличению температуры уходящих дымовых газов, и КПД печи бу-
42
дет уменьшаться.
На Уфимском НПЗ внедрена схема обвязки теплообменников,
которая без добавления дополнительной поверхности позволяет подогревать нефть до 240–250оС. Данная схема приведена на рис. 2.1.
Рис. 2.1. Комбинированная схема подогрева нефти на АВТ:
1 – насос; 2 – теплообменник; 3 – электродегидратор; 4 –
ректификационная колонна К-1; 5 – трубчатая печь; I – сырая нефть; II – обессоленная нефть; III – отбензиненная
нефть; IV – обессоленная нефть в нижнюю часть конвекции; V – обессоленная нефть из печи; VI – газ и пары бензина; VII – дренажная вода из электродегидраторов; VIII –
мазут в теплообменники; IX – легкая дизельная фракция;
X – циркуляционное орошение К-2
Сырая нефть, нагретая до 90–100 оС двумя равными параллельными потоками за счет тепла дренажных вод из электродегидраторов
и повторного использования тепла мазута и верхнего циркуляционного орошения колонны К-2, поступает на блок ЭЛОУ. После электродегидраторов нефть нагревается также двумя потоками: первый поток
за счет тепла легкой дизельной фракции и верхнего циркуляционного
орошения колоны К-2, второй – за счет тепла тяжелого дизельного
топлива и мазута. Затем нефть одним потоком нагревается до 250 оС
за счет тепла тяжелого дизельного топлива, промежуточного орошения К-2 и мазута.
43
После электродегидраторов и первой пары теплообменников
часть потока нефти с температурой 110 оС направляется в нижние
трубы конвекции, где нагревается за счет тепла уходящих дымовых
газов до 250оС. Потоки нефти после теплообменников и печи объединяются и поступают с температурой 250 оС в колонну К-1. Это позволило исключить горячую струю, уменьшить энергозатраты, увеличить
отбор бензина. Как упоминалось раннее, в горячей струе отбензиненной нефти меньше легких фракций, которые являются отпаривающим
агентом, поэтому использование такой струи менее эффективно по
сравнению с увеличением температуры нефти на входе в К-1 [14].
2.1.2. Применение теплообменников нового поколения
Подогреватели сырой нефти должны взаимодействовать с двумя
сильно загрязняющими технологическими потоками:
• сырой нефтью в трубах;
• кубовым остатком или циркулирующим орошением в меж-
трубной зоне теплообменника.
Главной экономической проблемой является загрязнение линии
для подогрева сырой нефти. Если бы она была оборудована теплообменниками, не допускающими загрязнения, то ежегодная экономия
могла бы достичь 9,5 млрд долларов [23].
Такие теплообменники были разработаны в Швеции и в США
(шт. Техас).
Спиральные теплообменники (Швеция) привлекают большое
внимание в качестве хорошей альтернативы кожухотрубным теплообменникам при работе в «грязных» средах.
Спиральный теплообменник состоит из двух длинных металлических листов, навитых спиралью вокруг общей оси. Между витками
приваривают шпильки для сохранения расстояния, после чего два соседних витка сваривают, создавая каналы для двух потоков. Спираль
устанавливают в цилиндрическом корпусе, выдерживающем избыточное давление (рис. 2.2). Корпус с торцов закрывают крышками, которые уплотняются прокладками. Уплотнение закрывает открытый спиральный канал и заставляет поток проходить весь путь по длине спирали.
44
Рис. 2.2. Спиральный теплообменник
При работе в системе жидкость-жидкость один поток подается в
центр спирального теплообменника, идет по спирали к периферии и
выходит из штуцера на обечайке. Второй поток, наоборот, идет по
другому спиральному каналу от периферии к центру. Таким образом,
в спиральном теплообменнике осуществляется 100%-ный противоток [23]. Движение потоков в спиральных теплообменниках происходит по криволинейным каналам, близким по форме к концентрическим окружностям. Направления векторов скоростей движения потоков постоянно претерпевают изменения. Шпильки в каналах и их кривизна создают сильную турбулентность, что интенсифицирует теплопередачу, уменьшают загрязнение [24].
Положительные стороны спиральных теплообменников:
• коэффициент теплопередачи вдвое выше, чем у кожухотруб-
45
ных;
• большая поверхность теплообмена в расчете на единицу объ-
ема при небольшой занимаемой площади, благодаря чему уменьшается их масса;
• такие теплообменники могут самоочищаться. В отличие от
кожухотрубных, где загрязнение какой-либо трубки приводит к
уменьшению потока через нее, и загрязнение начинает расти как
снежный ком, в спиральных теплообменниках, если в каком-либо месте появляются отложения, то поперечное сечение уменьшается, а скорость потока возрастает, что способствует удалению отложения;
• обладают малым гидравлическим сопротивлением (ширина
канала обычно превышает 10 мм; более узкие каналы трудно чистить);
• удлиняется срок безостановочной работы (такие теплооб-
менники чаще всего промывают водой высокого давления) [23].
Отрицательные стороны спиральных теплообменников:
• аппараты сложны в изготовлении;
• работают при ограниченных давлениях (не более 10 атм), так
как намотка спиралей затрудняется с увеличением толщины листов;
• могут возникнуть трудности при создании плотного соеди-
нения между спиралями и крышками [25];
• спиральные теплообменники обычно дороже кожухотруб-
ных, но затраты на установку окупаются за один год [23].
Теплообменники с псевдоожиженным слоем (США) позиционируются как «теплообменники с нулевым загрязнением». В настоящее
время еще не достигнуто нулевое загрязнение (если они в течение нескольких лет непрерывной работы не показывает сколько-нибудь уловимого понижения коэффициента теплоотдачи) в теплообменниках
для подогрева сырой нефти. В современных, уже действующих, теплообменных аппаратах можно уменьшить загрязнение путем применения химических реагентов, внутритрубных устройств, снижающих
степень загрязнения или других новейших разработок.
Технология нулевого загрязнения не предусматривает химических реагентов, снижения турбулентности, и, как следствие, понижения температуры стенок труб.
Все происходит на основе концепции «пусть загрязнение про-
исходит», но с удалением отложений по мере их образования. Внут-
46
ренняя поверхность трубы очищается в результате мягкого и непрерывного действия псевдоожиженных твердых частиц, которые не
только поддерживают поверхность чистой, но также разрушают приповерхностный слой и способствуют тем самым повышению коэффициента теплоотдачи даже при малых скоростях течения жидкости.
Принцип действия (рис. 2.3) основан на циркуляции псевдоожиженных твердых частиц по трубам.
Рис. 2.3. Теплообменник с псевдоожиженным слоем
Обычно твердыми частицами является металлическая проволока
диаметром от 2 до 3 мм, порезанная на кусочки длиной, равной диаметру проволоки. Эти частицы оказывают мягкое отшелушивающее
47
воздействие на внутреннюю стенку трубы, удаляя на раннем этапе
всякий осевший на ней материал. Интенсивность изнашивания практически равна нулю, потому что скорость жидкости низка.
Конструкция с нулевым загрязнением требует всего лишь 33 %
той поверхности теплоотдачи, которая необходима для обычного подогревателя сырой нефти. А если будет использоваться более эффективный подогреватель, то снизятся затраты на топливо для печей.
Экономия прямых затрат на борьбу с загрязнением, при применении таких подогревателей, включает:
• затраты на обеспечение энергией и чистоты экологии;
• производственные убытки на период отключения аппаратов с
целью очистки их от загрязнений;
• капитальные затраты на увеличение поверхности теплообме-
на;
• затраты на техобслуживание [22].
2.1.2. Прямая рекуперация тепла на установках когенераци-
ей
Когенерация – выработка электроэнергии на технологической
установке параллельно с проведением технологического процесса. В
современных схемах когенерации электроэнергия вырабатывается в
агрегате с газотурбинным приводом, а горячие выхлопные газы турбины, содержащие значительное количество свободного кислорода,
направляются в парогенератор или технологическую печь, в которой,
в случае необходимости, можно сжигать дополнительное топливо.
Плюсы применения когенерации:
1) уменьшается загрязнение теплообменной поверхности, так
как теплообмен осуществляется не в радиантной, а конвекционной
части печи;
2) увеличивается поверхность теплообмена (экономия на строи-
тельстве новой печи);
3) выработка пара позволяет уменьшить его потребление из ко-
тельной;
4)
выработка электроэнергии на установке позволяет умень-
шить закупку электроэнергии;
48
5) уменьшаются выбросы CO2, SO2, NOx.
Как показано на рис. 2.4, аппарат, в котором рекуперируется теплота выхлопных газов газовой турбины, может быть включен в технологическую схему либо параллельно, либо последовательно с печью нагрева нефти [26].
Рис. 2.4. Рекуперация тепла на установках с когенерацией:
а – параллельное включение; б – последовательное включение; 1 – газовая турбина; 2 – теплообменники; 3 – электрогенератор; 4 – парогенератор; 5 – печь; 6 – колонна отбензинивания; I – нефть; II – воздух; III – природный газ
(топливо); IV – дополнительное сжигание; V – питательная
вода; VI – пар; VII – дымовые газы
2.2. Форсирование режима в колонне К-1
В промышленной практике эксплуатации установок первичной
переработки нефти производительность, отбор и качество целевых
нефтепродуктов зависят от эффективности работы каждой ректификационной колонны [13]. Например, от условий технологии и конструктивного оформления колонны К-1 зависит выбор режима работы перегонки нефти.
49
Режим работы колонн варьируют флегмовым числом и количеством отбираемого дистиллята. В результате проведенных экспериментов были получены следующие результаты:
1) при увеличении флегмового числа в колонне К-1:
• температура конца кипения бензина снизилась;
• отбор газобензиновой смеси также уменьшился, а доля отбора дис-
тиллята в К-2 возросла;
• суммарная нагрузка колонн на конденсатор и трубчатые печи уве-
личилась;
• в нижней части колонны К-2 четкость погоноразделения оказалась
хуже;
• выход газойлевой фракции уменьшился, что свидетельствует о
провале части светлых фракций в мазут [27];
2) при увеличении отбора бензиновых фракций в К-1 за счет измене-
ния температуры сырьевых потоков (температура верха колонны постоянная):
• качество этих фракций резко ухудшается по температуре конца
кипения (увеличивается до 193 оС вместо 180 оС);
• основная часть керосиновых фракций (120-180 оС) будет потеряна
в К-1 [28];
Таким образом, совместная переработка бензинов К-1 и К-2 с
пониженным флегмовым числом в К-1 является экономически целесообразной [27].
2.3. Основные технологические узлы колонн
К таким узлам относятся – узел ввода сырья в колонну, каплеуловители, узлы ввода и распределения орошения, узлы вывода жидких боковых потоков из колонны.
2.3.1. Узел ввода сырья
Узел ввода сырья предназначен для безударного ввода парожидкостного потока в колонну (в сепарирующий короб), отделения
паровой фазы от жидкой и направления их в укрепляющую и отгонную секцию колонны. На рис. 2.5 показаны три наиболее распростра-
50
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]