pdf.php@id=6125
.pdfВ кач-ве вакуум-насосов в наст, время применяют струй ные насосы — 1- и преим. 2- или 3-ступенчатые эжекторы на в. п. с промежуточной его конденсацией (ПЭН). ПЭК вакуум ные насосы обладают рядом принципиальных недостатков (низкий КПД, знач. расход в.п. и охлажденной воды для его конденсации, загрязнение охлаждающей воды и воздушного бассейна и т.д.).
По признаку связи с окружающей средой различают сборники конд-та открытого типа — баром, колодцы и за крытого типа — емкости-сепараторы. Вместо широко ис пользовавшихся ранее баром, колодцев на совр. установках АВТ применяют сборники преим. закрытого типа, обеспе чивающие более высокую экологическую безопасность для обслуживающего персонала.
КВСС установок АВТ обязательно включают БТ высотой не менее 10 м, к-рая выполняет роль гидрозатвора между окружающей средой и ВК.
В последние годы на ВК ряда НПЗ (Московском, Мозырском, Мажейкяйском, Комсомольском, «Уфанефтехиме» и др.) внедрена и успешно эксплуатируется новая высоко эффективная экологически чистая КВСС с использованием жидкостного струйного устр-ва — ВГЦ агрегата. В ВГЦ аг регате конденсация паров и охлаждение газов осуществля ется не водой, а охлаждающей рабочей жид-стью (примени тельно к АВТ — газойлевой фр-ей, отводимой из ВК). По ср. с традиционным способом создания вакуума с исполь зованием паровых эжекторов, КВСС на базе ВГЦ агрегатов обладает след, преимуществами:
—не требует для своей работы расхода пара;
—экологически безопасна, работает с низким уровнем шума, не образует загрязненных сточных вод;
—создает более глубокий вакуум (до 67 Па, или 0,5 мм рт. ст.);
—полностью исключает потери нефтепр-тов и газов, отхо дящих с верха ВК;
—знач. уменьшает потребление энергии и экспл. затраты на тонну сырья;
—позволяет дожимать газы разложения до давл., необходи мого для подачи их до установок сероочистки.
Принципиальная технол. схема КВСС для перспектив ных установок АВТ с использованием ВГЦ агрегатов при ведена на рис. 4.6.
Рис. 4.6 — Схема многоступенчатой системы создания вакуума с жидкостными эжекторами:
1 — колонна; 2 — жидкостный эжектор; 3 — промежуточные эжекторы; 4 — сто як; 5 — разделительная емкость; 6 — холодильник 7 — насосы; I — сырье-ма зут; II — гудрон; III — несконденсированные пары и газы; IV— циркулирующий нефтепр-т; V — газ; VI — избыток нефтепр-та; VII — дистилляты
Лекция 12. Технология атмосферной перегонки нефти
Типы пром. установок. Технол. установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фр-и и по след. перераб. или использования их как компонентов товар ных нефтепр-тов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практ. все компоненты МТ, СМ, сырье для вторичных процессов и для нефтехим. произ-в. От их работы зависят ассортимент и кач-во получаемых компонентов и тех- нико-экон. показатели послед, процессов переработки нефт. сырья. Процессы перегонки нефти осуществляют на т. н. атмосферных трубчатых (АТ) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.
В зависимости от направления использования фр-й ус тановки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соотв. этому — ва рианты переработки нефти.
На установках АТ осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фр-й и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фр-и и гудрон используют в кач-ве сырья процессов послед, (вторичной) переработки их с получением топлив, СМ, кок са, битумов и др. нефтепр-тов.
Совр. процессы перегонки нефти явл. комб. с процес сами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегон ки и стабилизации бензиновой фр-и: ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т.д.
Диапазон мощи. отеч. установок перегонки нефти — от 0,5 до 8 млн т/год. До 1950 г. max мощи. наиб, распростра ненных установок АТ и АВТ составляла 500.. .600 тыс. т/год. В 1950-1960 гг. проектировались и строились установки мощи. 1; 1,5; 2 и 3 млн т/год. В 1967 г. ввели в экспл. высо копроизводительную установку АВТ мощи. 6 млн т/год. Пре имущества установок большой единичной мощи, очевидны: высокая произв-ть груда и низкие кап. и экспл. затраты по ср. с установками малой произв-сти.
Еще более существенные экой, преимущества достига ются комбинированием АТ и АВТ (или ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-
АВТ) с другими технол. процессами, такими как газофракционирование, ГО топливных и газойлевых фр-й, КР, КК, очистка масляных фр-й и т. д.
Надо отметить, что старые установки малой мощи, под верглись модернизации с увеличением их мощи, в 2...2,5 раза и более по ср. с проектной.
Поскольку в экспл. находятся АТ и АВТ довоенного и послед, поколений, отеч. установки перегонки нефти ха- ракт-ся большим разнообразием схем перегонки, широким ассортиментом получаемых фр-й. Даже при одинаковой про- изв-ти РК имеют разные размеры, неодинаковое число и раз ные типы тарелок; по разному решены схемы теплообмена, холодного, горячего и циркуляционного орошения, а также вакуумсоздаюгцей системы. В этой связи ниже будут пред ставлены лишь принципиальные технол. схемы отдельных блоков (секций), входящих в состав высокопроизводитель ных совр. типовых установок перегонки нефти.
Блок АП нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6. При выборе технол. схемы и режима АП нефти руководствуются гл. обр. ее ФС, и пр.вс. содерж-ем в ней газов и бензиновых фр-й.
Перегонку стабилизированных нефтей постоянного со става с небольшим кол-вом растворенных газов (до 1,2% по С4 включительно), относительно невысоким содерж-ем бензина (12... 15 %) и выходом фр-й до 350 °С не более 45 % энергетически наиб, выгодно осуществлять на установках (блоках) АТ по схеме с однократным испарением, т. е. с од ной сложной РК с боковыми отпарными секциями. Установ ки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению сов местного испарения легк. и тяж. фр-й требуют min t нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характ-ся низ кими энергетическими затратами и металлоемкостью. Оси. их недостаток — меньшая технол. гибкость и пониженный (на 2,5...3,0%) отбор светлых нефтепр-тов, кроме того, по ср. с 2-колонной схемой, они требуют более качественной подготовки нефти.
Для перегонки легк. нефтей с высоким содерж-ем р-ри- мых газов (1,5... 2,2%) и бензиновых фр-й (до 20...30%) и фр-й до 350°С (50...60%) целесообразно применять АП
двухкратного испарения, т. е. установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной РК с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фр-и и мазут.
2-колонные установки АП нефти получили в отеч. нефтеперераб. наиб, распространение. Они обладают достаточ ной технол. гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти разл. ФС, т. к. первая колонна, в к- рой отбирается 50.. .60 % бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в ФС нефти
иобеспечивает стабильную работу оси. РК. Применение от бензинивающей колонны позволяет также снизить давл. на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легк. фр-й, тем самым не сколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность.
Недостатками 2-колонной АТ явл. более высокая t нагре ва отбензиненной нефти, необходимость поддержания t низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты доп. энергии. Кроме того, установка оборудована доп. аппа ратурой: колонной, насосами, конд-торами-холодильниками
ит . д .
Блок АП нефти высокопроизводительной, наиб, рас пространенной в нашей стране установки ЭЛОУ-АВТ-6 функционирует по схеме 2-кратного испарения и 2-кратной рект-и (рис. 4.7).
Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть дополни тельно подогревается в ТО и поступает на разделение в ко лонну частичного отбензинивания. Уходящие с верха этой колонны углев-дный газ и легк. бензин конденсируются и охлаждаются в аппаратах воздушного и водяного охлаж дения и поступают в емкость орошения. Часть конд-та воз вращается на верх К-1 в кач-ве 0 0 . Отбензиненная нефть с низа К-1 подается в трубчатую печь 4, где нагревается до требуемой t и поступает в атмосферную К-2. Часть отбензи ненной нефти из печи 4 возвращается в низ колонны 1 в качве горячей струи. С верха К-2 отбирается тяж. бензин, а сбо ку через отпарные колонны К-3 выводятся топливные фр-и 180...220 (230), 220(230)...280 и 280...350 °С. К-2 кроме ОО имеет 2 ЦО, к-рыми отводится тепло ниже тарелок отбора
Материальный баланс блока А Т
П о сту п и л о , % |
|
|
Н е ф т ь |
|
100 |
П о л у ч ен о , % н а н еф ть, |
|
|
Г аз и н естаб и л ь н ы й б ен зи н (н . к. — 180 °С ) |
|
19,1 |
Ф р -и: |
|
|
1 8 0 ...2 2 0 °С |
|
7 ,4 |
2 2 0 ...2 8 0 °С |
|
11,0 |
2 8 0 ...3 5 0 °С |
|
10,5 |
М азу т |
|
52,0 |
Технологический режим работы блока А Т |
|
|
К о л о н н а ч а сти ч н о го о тб ен зи н и ван и я н еф ти * |
|
|
/,° С |
|
|
п и тан и я |
|
205 |
вер х а |
|
155 |
н и за |
|
2 4 0 |
в ем к о сти о р о ш ен и я |
|
70 |
Д авл ., М П а |
|
0,5 |
К р атн о сть О О , кг/к г |
|
0,6 : 1 |
А т м о сф ер н ая кол о н н а |
|
|
t,° С |
|
|
п и тан и я |
|
365 |
верха |
|
146 |
вы во д а фр-й: |
|
|
1 8 0 ...2 2 0 °С |
|
196 |
2 2 0 ...2 8 0 ° С |
|
246 |
2 8 0 ...3 5 0 ° С |
|
312 |
н иза |
|
342 |
Д авл ., М П а |
|
0,25 |
К р атн о сть О О , кг/кг |
|
1 ,4 : 1 |
Характеристика РК |
|
|
|
ди а- |
чи сл о |
|
м етр, м |
та р е л о к ' |
К о л о н н а части ч н о го о тб ен зи н и ван и я н еф ти , в т.ч . |
5 |
24 |
к о н ц ен тр ац и о н н ая часть |
|
12 |
отго н н ая ч асть |
|
10 |
А т м о сф ер н ая колон н а |
|
|
вер х н яя ч асть |
5 |
15 |
ср. ч асть |
7 |
23 |
н и ж н яя ч асть |
7 |
5 |
О тго н н ы е колон н ы |
2 |
п о 10 |
* Тип тарелки — клапанная перекрестно-прямоточная.
Практикой экспл. пром. установок АТ и АВТ были выяв лены след, недостатки схемы, показанной на рис. 4.7:
—не обеспечиваются проектные показатели по t подогрева нефти на входе в К-1, тем самым и по отбору легк. бен зина в ней;
—способ регулирования t низа К-1 посредством горячей струи через печь требует повышенных энергозатрат на циркуляцию отбензиненной нефти.
Для интенсификации работы К-1 на ряде НПЗ были переобвязаны ТО по сырью и теплоносителю с целью повыше ния t подогрева нефти на входе в К-1. На одном НПЗ внед рена энергосберегающая технология отбензинивания нефти, к-рая отличается тем, что часть поступающей в К-1 исходной обессоленной нефти нагревается в конвекционной камере печи (атмосферной или вакуумной) до 180 °С (вместо 205 °С) и подается вторым потоком в секцию питания, а в низ К-1 в кач-ве испаряющего агента подается в. п. (=0,7% мае.).
Блок стабилизации и ВПБ установки ЭЛОУ-АВТ-6.
Прямогонные бензины должны сначала подвергаться стаби лизации с выделением сухого (С -С 2) и сжиженного (С2-С 4) газов и послед, их рациональным использованием.
Для послед, перераб. стабилизированные бензины подвер гаются вторичной перегонке на фр-и, направляемые как сы рье процессов КР с целью получения ВО компонента АБ или индивид, аренов — бензола, толуола и ксилолов. При произве ареновых углев-дов исходный бензин разделяют на след, фр-и с температурными пределами выкипания: 62... 85 °С (бензольную), 85...105 (120°С) (толуольную) и 105 (120)... 140°С (ксилольную). При топливном направлении переработки прямогонные бензины достаточно разделить на 2 фр-и: н.к. — 85 °С и 85... 180 °С.
Для стабилизации и вторичной перегонки прямогон ных бензинов с получением сырья КР топливного направ ления применяют в оси. 2-колонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну ВПБ на фр-и н. к. — 85 и 85... 180 °С. Наиб, экономически выгодной схемой разделе ния стабилизированного бензина на узкие аренообразующие фр-и признана последовательно-параллельная схема соед. колонн вторичной перегонки, как это принято в блоке ста
ров верха К-2 подают без конденсации в К-3. С верха К-3 отбирают фр-ю С5-62 °С. с куба — 62... 105 °С, к-рая может выводиться с установки как целевая либо направляться в К-4 для разделения на фр-и 62... 85 °С (бензольную) и85...105°С (толуольную).
Остаток К-2 — фр-ю 105... 180 °С — направляют на разделениев К-5 на фр-и 105...140 °С и 140...180 °С.
Тепло в низ К-4 подводится через кипятильник, а осталь ных колонн вторичной перегонки (2, 3 и 5) — с горячей стру ей подогретого в печи кубового остатка этих колонн.
Материальный баланс блока ВПБ
|
П о сту п и л о , % |
н а неф ть: |
н естаб и л ьн ы й б ен зи н |
19,1 |
|
|
П о л у ч ен о , % н а неф ть: |
|
сухой га з (C j-C 2) |
0,2 |
|
сж и ж ен н ы й га з (С ^-С ^) |
1,13 |
|
ф р -я С 5- 6 2 |
° С |
2,67 |
ф р -я 6 2 ...1 |
0 5 ° С |
6,28 |
ф р -я 1 0 5 ... 140 °С |
4,61 |
|
ф р -я 1 4 0 ...1 8 0 °С |
4,21 |
Технологический режим и характеристика РК блока стабилизации и ВП Б
|
|
|
№ ко л о н н ы |
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
|
|
|
|
t,° С |
|
|
|
|
|
п и тан и я |
145 |
154 |
117 |
111 |
150 |
верха |
75 |
134 |
82 |
96 |
132 |
н и за |
190 |
202 |
135 |
127 |
173 |
в ем к о сти о р о ш ен и я |
55 |
97 |
6 0 |
80 |
110 |
К р атн о сть о р о ш ен и я , к г/к г |
3,5 : 1 |
1,3 : 1 |
4 : 1 |
2 ,2 : 1 |
2 ,4 : 1 |
Д авл ., М П а |
1,1 |
0,45 |
0,35 |
0 ,2 0 |
0,13 |
Д и ам етр , м |
|
|
|
|
|
вер х н яя часть |
2,8 |
3,6 |
3,6 |
2,8 |
4 ,0 |
н и ж н яя часть |
3,6 |
— |
— |
— |
- |
Ч и сл о т ар ел о к |
4 0 |
6 0 |
6 0 |
6 0 |
6 0 |