Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения, обладающих специфическими свойствами, применяют различные методы разделения нефти на фракции, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов. К вторичным методам относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов [1].
В основу первичной переработки нефти входят два процесса: обессоливание нефти, протекающий на типовых установках ЭЛОУ (электрообессоливающая установка), и разделение нефти на фракции по интервалам температур кипения, протекающий на типовых установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка). Эти установки являются основополагающими, от которых зависят количество и качество получаемой продукции на процессах вторичной переработки [2].
Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно выбираются для определенного варианта переработки нефти – топливного или топливно-масляного. При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке – на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту на установках АВТ масляного варианта. Если установки АТ имеют один атмосферный блок, то установки АВТ имеют блоки атмосферной и вакуумной перегонки нефти и мазута.
В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций. В работе выполняется расчет вакуумной колонны АВТ с получением маловязкого, средневязкого и вязкого вакуумных дистиллятов.
Основными элементами технологической схемы являются сложные ректификационные колонны, характеризуемые наличием нескольких уровней ввода и вывода сырьевых, продуктовых и тепловых потоков. Само сырье в процессе разделения может претерпевать химическое превращение (термодеструкция), что естественно меняет состав разделяемой смеси.
Сам процесс разделения в блоке АТ проходит при небольшом избыточном давлении, а в вакуумном блоке под вакуумом (до 30 мм рт.) [3, 4].
1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР
1.1 Общая характеристика производственного объекта
Процесс переработки нефти можно разделить на три основных этапа:
разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);
переработка полученных фракций путем химических превращений, содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);
смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство) [5, 6].
Первичная переработка нефти в свою очередь подразделяется на два процесса:
обессоливание и обезвоживание нефти, протекающее на типовых электрообессоливающих установках (ЭЛОУ);
разделение нефти на фракции, по интервалам температур кипения, протекающее на типовых установках AT (атмосферная трубчатка) и АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка).
Переработка нефти на установках АВТ подразделяется на два этапа:
переработка с избыточным давлением, близким к атмосферному;
переработка под вакуумом.
Нефть преимущественно содержит жидкие углеводороды, которые имеют свою температуру кипения, т.е. температуру, выше которой они испаряются, переходят в паровую фазу.
Переработка нефти на установках АВТ осуществляется в ректификационной колонне, которая представляет собой высокий цилиндрический аппарат, перегороженный множеством ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары углеводородов могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках, и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают проходить через слой жидкости на каждой тарелке, и по мере прохождения по колонне вверх насыщаются более близкими по температурам кипения фракциями [7, 8].
Температура в ректификационной колонне снижается по её высоте до самой верхней тарелки. Для получения из нефти необходимой фракции, кипящей в заданных температурных пределах, достаточно сделать отводы из колонны на определённой высоте.
На практике перегонку проводят в нескольких колоннах. Обычно их пять. На первой колонне выделяется легкая бензиновая фракция, во второй - керосиновая и дизельная фракции. Легкая нестабильная бензиновая фракция конденсируется в специальном холодильнике-конденсаторе и уже в жидком виде отправляется в стабилизационную колонну, откуда стабильная широкая бензиновая фракция направляется в колонну для разделения на узкие фракции с последующим использованием их на вторичных процессах. Остатки атмосферной перегонки нефти направляют для извлечения более тяжелых масляных фракций в вакуумную колонну [9].
Типовые установки АВТ состоят из трех блоков, а именно:
блок атмосферной перегонки, который предназначен для разделения подготовленной нефти на отдельные фракции, а именно смесь углеводородов с температурой кипения в определенном интервале;
блок вакуумной перегонки, который предназначен для получения масляных дистиллятов из мазута;
блок абсорбции, который предназначен для растворения тяжелой части углеводородных газов нестабильным бензином [10].
1.2 Блок атмосферной перегонки
Блок атмосферной перегонки нефти (на примере установки АВТ-6) функционирует по схеме двукратного испарения и двукратной ректификации (рисунок 1).
Рисунок 1 – Принципиальная схема блока атмосферной перегонки нефти
1 - отбензинивающая колонна; 2 — атмосферная колонна; 3 — отпарные колонны; 4 - атмосферная печь;
I - нефть с ЭЛОУ; II — легкий бензин; III - тяжелый бензин; IV - фракция 180-220 С; V - фракция 220-280 С; VI - фракция 280-350 С; VII - мазут; VIII - газ; IX— водяной пар.
Обезвоженную и обессоленную на ЭЛОУ нефть дополнительно подогревают в теплообменниках и подают на разделение в колонну частичного отбензинивания 1. Уходящие с верха этой колонны углеводородный газ и легкий бензин конденсируют и охлаждают в аппаратах воздушного и водяного охлаждения, и направляют в емкость орошения. Часть конденсата возвращают на верх колонны 1 в качестве острого орошения. Отбензиненную нефть с низа колонны 1 подают в трубчатую печь 4, где нагревают до требуемой температуры и направляют в атмосферную колонну 2. Часть отбензиненной нефти из печи 4 возвращают в низ колонны 1 в качестве горячей струи. С верха колонны 2 отбирают тяжелый бензин, а сбоку через отпарные колонны 3 выводят топливные фракции 180-220, 220-280 и 280-350 °С. Атмосферная колонна, кроме острого орошения, имеет два циркуляционных орошения, которыми отводят тепло ниже тарелок отбора фракций 180-220 и 220-280 °С. В нижние части атмосферной и отпарных колонн подают перегретый водяной пар для отпарки легко кипящих фракций. С низа атмосферной колонны выводится мазут, который направляют на блок вакуумной перегонки [11, 12].
1.3 Блок вакуумной перегонки
Основное назначение блока вакуумной (рис. 2) перегонки мазута топливного профиля - получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350-500 °С), используемого как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях термического крекинга с получением дистиллятного крекинга-остатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов.
Рисунок 2 – Принципиальная схема вакуумной перегонки
1 - вакуумная колонна; 2 — вакуумная печь;
I — мазут из АТ; II — легкий вакуумный газойль; III - вакуумный газойль; IV - затемненная фракция; V - гудрон; VI — водяной пар; VII — газы разложения; VIII — конденсат (вода и нефтепродукт).
Мазут, отбираемый с низа атмосферной колонны блока атмосферной перегонки, прокачивают параллельными потоками через печь 2 в вакуумную колонну 1. Смесь нефтяных и водяных паров, газы разложения с верха вакуумной колонны подают в вакуум-создающую систему. После конденсации и охлаждения в конденсаторе-холодильнике ее разделяют в газосепараторе на газовую и жидкую фазы. Газы отсасывают трехступенчатым пароэжекторным вакуумным насосом, а конденсаты направляют в отстойник для отделения нефтепродукта от водного конденсата. Верхним боковым погоном вакуумной колонны отбирают фракцию легкого вакуумного газойля. Часть его после охлаждения в теплообменниках возвращают на верх колонны в качестве верхнего циркуляционного орошения.
Вторым боковым погоном отбирают широкую газойлевую (масляную) фракцию. Часть ее после охлаждения используют как среднее циркуляционное орошение вакуумной колонны. Балансовое количество целевого продукта вакуумного газойля после теплообменников и холодильников выводят с установки и направляют на дальнейшую переработку.
С нижней тарелки концентрационной части колонны выводят темненную фракцию, часть которой используют как нижнее циркуляционное орошение, часть — выводят с установки или используют как рецикл вместе с загрузкой вакуумной печи.
С нижней части вакуумной колонны отбирают гудрон и после охлаждения направляют на дальнейшую переработку. Часть гудрона после охлаждения в теплообменнике возвращают в низ колонны в качестве квенчинга. В низ вакуумной колонны и змеевик печи подают водяной пар [6, 12].
1.4 Теоретические основы процесса ректификации
Разделение смеси на отдельные фракции методом многократного испарения и многократной конденсации носит название ректификации.
Процесс ректификации проводят в колоннах, представляющих собой цилиндрический аппарат с внутренними поперечными перегородками – тарелками. Назначение тарелок в колонне состоит в том, чтобы обеспечить тесный контакт между поднимающимися вверх парами и стекающей вниз жидкой флегмой.
Для того, чтобы в колонне происходила ректификация смеси, необходимо, чтобы температура жидкой фазы и паровой фазы, взаимодействующих на тарелках колонны, была различна. Иначе организован процесс ректификации в отгонной части мазута атмосферной колонны или гудрона в вакуумной колонне, где подвод тепла к остатку для повышения температуры ограничен разложением (крекингом) нефтепродукта. Для создания парового орошения в этих частях колонны используют перегретый водяной пар. За счет понижения парциального давления нефтяных паров (ПДНП) происходит испарение жидкости, имеющей более высокую температуру, а, следовательно, и давление насыщенных паров (ДНП). В этом случае поток жидкости имеет выше температуру, чем встречный поток пара. За счет расходуемого тепла на испарение, температура жидкости непрерывно снижается и такой процесс прекращается, когда ДНП жидкости сравнивается с ПДНП.
Для проведения процесса ректификации смеси требуется в укрепляющей части колонны создать поток жидкого орошения, а в отгонной части – парового орошения. Для этого в укрепляющей части применяются острое и циркуляционные орошения для отвода тепла, а в нижнюю часть колонны для испарения остатка подводят тепло либо через выносной испаритель, либо циркулирующей через трубчатую печь горячей струей, либо подачей перегретого водяного пара.
Разложение при перегонке ухудшает эксплуатационные свойства нефтепродуктов: понижает их вязкость, температуру вспышки, стабильность к окислению. В целях уменьшения разложения ограничивают время пребывания нефтяных остатков при высоких температурах. Рекомендуемое время пребывания мазута в нижней части атмосферной колонны не более 5 минут, гудрона в низу вакуумной колонны – 2÷5 минут.
Когда температура кипения нефтяной смеси при атмосферном давлении превышает температуру ее термического разложения, при перегонке применяют вакуум и водяной пар. Вакуум понижает температуру кипения. Действие водяного пара аналогично действию вакуума: понижая парциальное давление компонентов смеси, он вызывает кипение ее при меньшей температуре, водяной пар используют как при атмосферной, так и при вакуумной перегонке. При ректификации его применяют для отпаривания низкокипящих фракций от мазута и гудрона, из топливных и масляных фракций. Сочетание вакуума с водяным паром при перегонке нефтяных остатков обеспечивает глубокий отбор вакуумного газойля или масляных фракций (до 530-580 ºС).
Температура водяного пара должна быть не ниже температуры перегоняемого нефтепродукта, чтобы избежать его обводнения. Обычно применяют пар с температурой 380÷420 ºС, давлением 0,2÷0,3 МПа.
1.4 Основные конструкции теплообменных аппаратов, применяемых на установках первичной переработки нефти
Поверхностные теплообменные аппараты классифицируются в зависимости от их конструкции.
На рисунке 3 приведен кожухотрубчатый теплообменник с неподвижными трубными решетками.
Рисунок 3 – Кожухотрубчатый теплообменник с неподвижными трубными решетками
1 – распределительная камера; 2 – кожух; 3 – теплообменная труба; 4 – поперечная перегородка; 5 – трубная решетка; 6 – крышка кожуха; 7 – опора.
Такие аппараты имеют цилиндрический кожух 2, в котором расположен пучок теплообменных труб 3. Трубные решетки 5 с развальцованными трубками крепятся к кожуху аппарата. С одного конца теплообменный аппарат закрыт распределительной камерой 1, с другого — крышкой 6. Аппарат оборудован штуцерами для теплообменивающихся сред; одна среда идет по трубкам, другая проходит через межтрубное пространство.
В зависимости от числа перегородок в распределительной камере кожухотрубчатые теплообменные аппараты делятся на одно-, двух- и многоходовые в трубном пространстве; аппараты многоходовые в межтрубном пространстве с продольными перегородками; аппараты с поперечными перегородками сегментными, секторными, кольцевыми и др.
Существенное различие между температурами трубок и кожуха в этих аппаратах приводит к большему удлинению трубок по сравнению с кожухом, что обусловливает возникновение напряжения в трубной решетке 5 и может привести к нарушению плотности вальцовки труб в решетке и попаданию одной теплообменивающейся среды в другую. Поэтому теплообменники этого типа применяют при разнице температур теплообменивающихся сред, проходящих через трубки и межтрубное пространство, не более 50° и при сравнительно небольшой длине аппарата.
Очистка межтрубного пространства подобных аппаратов сложна, поэтому теплообменники такого типа применяются в тех случаях, когда среда, проходящая через межтрубное пространство, является чистой, не агрессивной, т.е. когда нет необходимости в чистке.
Достоинством аппаратов этого типа является простота конструкции и, следовательно, меньшая стоимость.
В зависимости от расположения теплообменных труб различают теплообменные аппараты горизонтального и вертикального типа.
Кожухотрубчатые теплообменные аппараты с плавающей головкой (с подвижной трубной решеткой) являются наиболее распространенным типом поверхностных аппаратов (рисунок 4). Подвижная трубная решетка позволяет трубному пучку свободно перемещаться независимо от корпуса.
В аппаратах этой конструкции температурные напряжения могут возникать лишь при существенном различии температур трубок.
Рисунок 2 – Кожухотрубчатый теплообменный аппарат с плавающей головкой
1 – крышка распределительной камеры; 2 – распределительная камера; 3 – неподвижная трубная решетка; 4 – кожух; 5 – теплообменная труба; 6 – поперечная перегородка; 7 – подвижная трубная решетка; 8 – крышка кожуха; 9 –крышка плавающей головки; 10 – опора; 11 – катковая опора трубчатого пучка.
Трубчатый пучок может опираться на ближайшую к плавающей головке перегородку, имеющую большую толщину, чем у других перегородок, а при значительных размерах и массе пучок опирают на катковые опоры.
Для возможности свободного перемещения аппарата при нагреве корпус теплообменника крепят к одной из опор подвижно. Для этого отверстия под болты в опорах делают овальной формы. Обычно подвижное крепление корпуса предусматривают со стороны плавающей головки, где к корпусу присоединяют меньшее число трубопроводов.
По кожуху (межтрубному пространству) аппараты с плавающей головкой чаще всего выполняют одноходовыми. В аппаратах с двумя ходами по корпусу устанавливают продольную перегородку, что обеспечивает противоток потоков.
В кожухотрубчатых теплообменных аппаратах с плавающей головкой трубные пучки сравнительно легко могут быть удалены из корпуса, что облегчает их ремонт, чистку или замену. Однако следует отметить, что конструкция аппаратов с подвижной решеткой относительно сложна, для ее изготовления требуется больший расход металла на единицу поверхности теплообмена, при работе аппарата плавающая головка недоступна для ремонта.
Кожухотрубчатые теплообменники с U-образными трубками (рисунок 5) имеют одну трубную решетку, в которую ввальцованы оба конца U-образных трубок, что обеспечивает свободное удлинение трубок при изменении их температуры.
Преимущество теплообменников с U-образными трубками – отсутствие разъемного соединения внутри кожуха, что позволяет успешно применять их при повышенных давлениях. Недостатком таких аппаратов является трудность чистки внутренней и наружной поверхности труб, вследствие которой они используются преимущественно для чистых продуктов.
Рисунок 5 – Кожухотрубчатый теплообменник с U-образными трубками
1 – распределительная камера; 2 – трубная решетка; 3 – кожух; 4 – теплообменная труба; 5 – поперечная перегородка; 6 – крышка кожуха; 7 – опора; 8 – катковая опора трубчатого пучка
Эффективность кожухотрубчатых теплообменных аппаратов повышается с увеличением скорости движения теплообмениваюшихся потоков и степени их турбулентности.
При неизменной производительности аппарата увеличение скорости движения жидкости в трубках достигается размещением в крышках распределительной камеры перегородок, что изменяет число ходов потока жидкости, проходящей через трубки. В промышленной практике используют аппараты с различным числом ходов, исходя из технологической потребности установки.
Для повышения скорости движения потоков в межтрубном пространстве и обтекаемости поверхности теплообмена, создания большей турбулентности потоков и организации движения теплоносителя в направлении, перпендикулярном к оси труб, в кожухотрубчатых теплообменных аппаратах устанавливают специальные поперечные перегородки. Они выполняют также роль опор трубчатого пучка, фиксируют трубы на заданном расстоянии одна от другой и уменьшают вибрацию труб.
На рисунке 6 показаны поперечные перегородки разных типов. Наибольшее распространение получили сегментные перегородки (рисунок 6, а). Высота вырезаемого сегмента равна примерно 1/3 диаметра аппарата, а расстояние между перегородками — около 0,5 диаметра аппарата. Поперечные перегородки с секторным вырезом (рисунок 6, б) оснащены дополнительной продольной перегородкой, равной по высоте половине диаметра аппарата. Секторный вырез, по площади равный четверти сечения аппарата, располагают в соседних перегородках в шахматном порядке. При этом теплоноситель в межтрубном пространстве совершает вращательное движение то по часовой стрелке, то против нее. Аппараты со «сплошными» перегородками (рисунок 6, д) используют обычно для чистых жидкостей. В этом случае жидкость протекает по кольцевому зазору (около 1,5 мм) между трубой и перегородкой.
Важно, чтобы зазор между внутренней поверхностью кожуха и перегородкой был минимальным. Это позволяет сократить утечку жидкости, проходящей через межтрубное пространство и не участвующей в теплообмене. Вместе с тем тем размер зазора должен быть достаточным для извлечения пучка труб при его ремонте [15 – 17].
Рисунок 6 – Поперечные перегородки кожухотрубчатых аппаратов
а – с сегментным вырезом; б – с секторным вырезом; в – кольцевые; г – с щелевым вырезом; д – «сплошные»
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Салихов И.Ф. К проблемам комплексного использования углеводородного сырья в малых нефтяных копаниях / Салихов И.Ф. Вестник КГТУ № 3 – 2011 г. С. 131 – 135.
Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов [Текст] / Т. М. Бекиров. - М.: Химия, 1987. –256с.
Тронов А.В. Прогрессивные технологии добычи нефти и газа / А.В. Тронов. – М.: Недра, 2003. – 294 с.
Осипов Э.В., Теляков Э.Ш., Капитонова О.В., Тукманов Т.Г. Проектирование установок АТ и АВТ с использованием универсальных моделирующих программ (УМП) / Вестник технологического университета. Т.18, № 16. – 2015 г. С. 100 – 104.
Капустин В.М. Технология переработки нефти. 4.2. Деструктивные процессы: учеб. пособ. для вузов [Текст] / В. М. Капустин, А. А. Гуреев. - М.: Колосс, 2007. – 334с.
Коротков П.И. Первичная переработка нефти на высокопроизводительных атмосферно-вакуумных установках [Текст] / П. И. Коротков, Исаев Б.Н., Тетерук В.Г. – М.: Химия, 1975. - 120с.
Липатов Л.Н. Типовые процессы химической технологии как объекты управления [Текст] / Л. Н. Липатов. – М.: Химия, 1973. – 320с.
Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей: учеб. пособ. для вузов [Текст] / А. К. Мановян. - М.: Химия; Колосс, – 456с.
Технология переработки нефти. 4.1. Первичная переработка нефти: учеб. пособ. для вузов [Текст] / под ред. О.Ф. Глаголевой, В.М. Капустина. - М.: Химия; КолосС, 2006. - 400с.
Нефтепереработка и нефтехимия - 2003: В 2-х ч. 4.2: Материалы научно-практической конференции [Текст] /. - Уфа: ОАО "Башнефтехим", 2003. - 170с.
Технология переработки нефти. 4.1. Первичная переработка нефти: учеб. пособ. для вузов [Текст] / под ред. О.Ф.Глаголевой, В.М.Капустина. - М.: Химия; КолосС, 2006. - 400с.
Нефтепереработка и нефтехимия - 2003: В 2-х ч. 4.2: Материалы научно-практической конференции [Текст] /. - Уфа: ОАО "Башнефтехим", 2003. - 170с.
Норенков И. П. Введение в автоматизированное проектирование технических устройств и систем [Текст]. — М.: Высш. шк., 1986.
Технология переработки нефти и газа. Нефтехимия: вып. 20: сб. науч. трудов [Текст] / ГрозНИИ. - М.: Химия, 1966. - 272с.
Касаткин А. Г. Процессы и аппараты химической технологии: Учебник. – М.: Химия, 1973. 752 с.
Дытнерский Ю.И. и др. Процессы и аппараты химической технологии: Учебник. – М.: Химия, 1991. 496 с.
Скобло А.И., Трегубова И.А., Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности: Учебник. – М.: Недра, 2000. 677 с.
