книги / Технология глубокой переработки нефти и газа
..pdfжет быть меньше давления насыщенных паров воды при температу ре их конденсации:
Температура воды, °С |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
40 |
50 |
Давление насыщенных |
|
17,1 |
23,4 |
32,2 |
42,5 |
74 |
124 |
паров воды, гПа |
1,25 |
Поэтому обычно летом вакуум падает, а зимой повышается. Практически давление вверху колонны больше вышеуказанных цифр на величину гидравлического сопротивления потоков паров в трубопроводах и выносных конденсаторах-холодильниках.
В последние годы на вакуумных колоннах ряда НПЗ (Московс ком, Мозырском, Мажейкяйском, Комсомольс ком, «Уфанефтехиме» и др.) внедрена и успешно эксплуатируется новая высокоэффективная эко логически чистая КВС с использованием жидко стного струйного устрой ства - вакуумного гидро циркуляционного (ВГЦ)
агрегата. В ВГЦ агрега |
Р и с . 5 . 2 2 . Принципиальная схем а К ВС вакуум |
|
те конденсация паров и |
ной колонны с использованием вакуумного гидро |
|
охлаждение газов осуще |
циркуляционного агрегата (ВГЦ ): 1 - рабочая ж ид |
|
ствляется не водой, а ох |
кость (вакуумный газойль или тяжелая дизельная |
|
лаж даю щ ей |
рабочей |
фракция); 2 - избыток газойля; 3 - несканденсиро- |
ванный сжатый газ; 4 - водный конденсат |
||
жидкостью |
(прим ени |
|
тельно к АВТ -газойлевой фракцией, отводимой из вакуумной ко лонны). По сравнению с традиционным способом создания вакуума с использованием паровых эжекторов КВС на базе ВГЦ агрегатов обладает следующими преимуществами:
-не требует для своей работы расхода воды и пара;
-экологически безопасно, 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 нефтепродуктов и газов, отхо
дящих с верха вакуумной колонны;
241
-значительно уменьшает потребление энергии и эксплуатаци онные затраты на тонну сырья;
-позволяет дожимать газы разложения до давления, необходи
мого для подачи их до установок сероочистки.
Принципиальная технологическая схема КВС для перспектив ных установок АВТ с использованием ВГУ агрегатов приведена на рис. 5.22.
5.3.9. Ф ракционирование углеводородных газов нефтепереработки
Процессы газофракционирования предназначены для получения из нефтезаводских газов индивидуальных низкомолекулярных уг леводородов С,-С 6(как предельных, так и непредельных, нормаль ного или изостроения) или их фракций высокой чистоты, являющихся
Т аблица 5.4
Состав газов различных процессов переработки ромашкинской нефти, % масс.
|
|
Газы процессов переработки |
|
|
Сжиженные газы |
|
|||||
|
|
|
|
стабилизации |
|
||||||
|
|
|
ГО |
|
|
|
|
|
|||
Компонент |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
АВТ |
КР |
диз |
ЗК |
пиро* |
к к |
АВТ |
КР |
КК |
ЗК |
||
|
|||||||||||
|
топли |
ЛИЗ |
|||||||||
Водород |
|
5,50 |
ва |
0,40 |
16,00 |
2,50 |
|
|
|
|
|
- |
- |
- |
- |
|
- |
||||||
Метан |
2,65 |
12Д0 |
34,00 |
32.50 |
34,40 |
11,00 |
- |
- |
- |
' - |
|
Этилен |
- |
- |
- |
4,50 |
29,30 |
6,00 |
- |
- |
0,12 |
3,50 |
|
Этан |
13,32 |
24,50 |
24,50 |
21,50 |
5,00 |
8,00 |
0,80 |
1,60 |
0,84 |
5,00 |
|
Пропилен |
- |
- |
- |
4,00 |
10,50 |
22,00 |
- |
- |
23.00 |
7,50 |
|
Пропан |
41,29 |
32,00 |
20,50 |
15,00 |
0,20 |
12,50 |
21,70 |
46,90 |
7,89 |
6,60 |
|
Изобутилен |
|
|
- |
2,20 |
130 |
6,00 |
- |
- |
19,81 |
2,15 |
|
н-Бутилен |
- |
- |
- |
4,40 |
1,20 |
14,00 |
- |
- |
18,81 |
6,60 |
|
Изобутан |
8,02 |
11,00 |
21,00 |
7,00 |
- |
14,00 |
14,80 |
2630 |
17,47 |
12,90 |
|
н - Бутан |
24,50 |
14,50 |
|
8,50 |
о зо |
4,00 |
48Д0 |
21,10 |
4,14 |
15,50 |
|
Амилены |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
3,07 |
1335 |
|
Изопентан |
5,05 |
- |
- |
- |
- |
- |
8,10 |
230 |
4,43 |
2,10 |
|
н-Пентан |
3,27 |
- |
- |
- |
- |
- |
330 |
2,00 |
0,90 |
11,50 |
|
Гексаны я |
1,90 |
* |
* |
* |
г :'' |
* |
2,90 |
|
0,06 |
13,00 |
|
выше |
|
||||||||||
Примеси |
- |
- |
- |
- ■ |
1 * |
- |
- |
* |
0,09 |
0,75 |
242
компонентами высокооктановых автобензинов, ценным нефтехими ческим сырьем, а также сырьем для процессов алкилирования и про изводств метилтретбутилового эфира и т.д.
Источником углеводородных газов на НПЗ являются газы, вы деляющиеся из нефти на установках АТ, АВТ и образующиеся в термодеструктивных или каталитических процессах переработки нефтяного сырья, а также газы стабилизации нестабильных бензи нов (табл. 5.4).
В зависимости от химического состава различают предельные и непредельные газы. Предельные углеводородные газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработ ки (каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья. В состав непредельных газов, получающихся при термодеструктивной и термокаталитической переработке нефтяно го сырья (в процессах каталитического крекинга, пиролиза, коксо вания и др.),входят низкомолекулярные моно-, иногда диолефины как нормального, так и изостроения.
Как правило, предельные и непредельные углеводородные газы на НПЗ перерабатываются раздельно вследствие их различного на значения. При фракционировании предельных газов получают сле дующие узкие углеводородные фракции:
-метан-этановую (сухой газ), иногда этановую, которую исполь зуют как сырье пиролиза или в качестве хладоагента на установках глубокой депарафинизации масел и т.д.;
-пропановую, используемую как сырье пиролиза, бытовой сжи женный газ и хладоагент для производственных установок;
-изобутановую, являющуюся сырьем установок алкилирования, производств синтетического каучука;
-бутановую для получения бутадиена или используемую как бытовой сжиженный газ и как компонент автобензинов для регули рования их пусковых свойств;
-изопентановую, которая служит сырьем для производства изоп ренового каучука и высокооктановым компонентом автобензинов;
-пентановую фракцию - сырье для процессов пиролиза, изоме ризации и т.д. Иногда смесь пентанов и более тяжелых углеводоро дов не разделяют на фракции, а используют как газовый бензин.
На ГФУ непредельных газов из олефинсодержащих потоков выделяются следующие фракции:
2 4 3
-пропан-пропиленовая - сырье процессов полимеризации и ал килирования, нефтехимических производств;
-бутан-бутиленовая - сырье установок алкилирования для про изводств метилэтилкетона, полиизобутилена, синтетического кау чука и др.;
-этан-этиленовая и пентан-амиленовая фракции, используемые как нефтехимическое сырье.
Получаемые на ГФУ фракции углеводородных газов должны по качеству соответствовать техническим условиям на эти нефтепро дукты.
До фракционирования углеводородные газы направляются вна чале в блоки очистки от сероводорода и осушки.
На нефте- и газоперерабатывающих заводах наибольшее распро странение получили следующие физические процессы разделения углеводородных газов на индивидуальные или узкие технические фракции: конденсация, компрессия, ректификация и абсорбция. На ГФУ эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.
Компрессия и конденсация — процессы сжатия газа компрессо рами и охлаждения его в холодильниках с образованием двухфазной системы газа и жидкости. С повышением давления и понижением тем пературы выход жидкой фазы возрастает, причем сконденсировавши еся углеводороды облегчают переход легких компонентов в жидкое состояние, растворяя их. Обычно применяют многоступенчатые (2,3
иболее) системы компрессии и охлаждения, используя в качестве хладоагентов воду, воздух, испаряющиеся аммиак, пропан или этан. Раз деление сжатых и охлажденных газов осуществляют в газосепараторах, откуда конденсат и газ направляют на дальнейшее фракциони рование методами ректификации или абсорбции.
Абсорбция - процесс разделения газовых смесей, основанный на избирательном поглощении отдельных компонентов сырья жидким поглотителем - абсорбентом. Растворимость углеводородов в абсор бенте возрастает с повышением давления, ростом молекулярной мас сы и понижением температуры процесса ниже критической темпе ратуры абсорбируемого газа.
Абсорбция - обратимый процесс, и на этом основано выделение поглощенного газа из жидкости - десорбция. Сочетание абсорбции с десорбцией позволяет многократно применять поглотитель и выде лять из него поглощенный компонент. Для десорбции благоприятны
244
условия, противоположные тем, при которых проводят абсорбцию, то есть повышенная температура и низкое давление. Наилучшим абсорбентом для углеводородных газов являются близкие им по стро ению и молекулярной массе жидкие углеводороды, например, бен зиновая или керосиновая фракции.
Ректификация является завершающей стадией разделения уг леводородных газов. Особенность ректификации сжиженных газов, по сравнению с ректификацией нефтяных фракций, - необходимость разделения очень близких по температуре кипения компонентов или фракций сырья при высокой четкости фракционирования. Так, раз ница между температурами кипения этана и этилена составляет 15°С. Наиболее трудно разделить бутан-бутиленовую фракцию: темпе ратура кипения изобутана при нормальном давлении составляет 11,7 °С, изобутилена - 6,9, бутена - 1 - 6,29, а н-бутана - 0,5 °С.
Ректификацию сжиженных газов приходится проводить при по вышенных давлениях в колоннах, поскольку для создания жидко стного орошения необходимо сконденсировать верхние продукты колонн в обычных воздушных и водяных холодильниках, не прибе гая к искусственному холоду.
Конкретный выбор схемы (последовательности) разделения, тем пературы, давления и числа тарелок в колоннах определяется соста вом исходной газовой смеси, требуемой чистотой и заданным ассор тиментом получаемых продуктов.
На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются пре имущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификаци онный - сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный - АГФУ. На рис.5.23 и 5.24 приведены принципиальные схемы ГФУ для разделения предельных газов и АГФУ для фракционирования жирного газа и стабилизации бензина каталитического крекинга (на схемах не показаны блоки сероочистки, осушки, компрессии и кон денсации). В блоке ректификации ГФУ (см. рис.5.23) из углеводо родного газового сырья сначала в деэтанизаторе 1 извлекают сухой газ, состоящий из метана и этана. На верху колонны 1 поддержива ют низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в амми ачном конденсаторе-холодильнике. Кубовый остаток деэтанизато ра поступает в пропановую колонну 2, где разделяется на пропано вую фракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводо-
245
Р и с . 5 . 2 3 . П ринципиальная схем а газоф рак ционирую щ ей установки (Г Ф У ): 1 - деэтанизатор; 2 - пропановая колонна; 3 - бутановая колонна; 4 - изобутановая колонна; 5 - пентановая колонна; 6 - изопентановая колонна; I - сырье; II - сухой газ; III - пропановая фракция; IV - изобутановая фракция; V - бутановая фракция; VI -изопентановая фракция; VII - пентановая фракция; VIII - ф ракция С , и выше
родов С4и выше, направляемую в бутановую колонну 3. Ректифика том этой колонны является смесь бутанов, которая в изобутановой колонне 4 разделяется на изобутановую и бутановую фракции. Ку бовый продукт колонны 3 подается далее в пентановую колонну 5, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, кото рая в изопентановой колонне 5 разделяется на н-пентан и изопен тан. Нижний продукт колонны 5 - фракция С6и выше - выводится с установки.
Для деэтанизации газов каталитического крекинга на уста новках АГФУ (см. рис.5.24) используется фракционирующ ий аб сорбер 1. Он представляет собой комбинированную колонну аб- сорбер-десорбер. В верхней части фракционирующ его абсорбе ра происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых
246
т о
V
У1Ш
Р и с . 5 . 2 4 . Принципиальная схем а абсорбционно-газоф ракционирую щ ей уста
новки (А ГФ У ): |
I - фракционирующ ий абсорбер; 2 - |
стабилизационная колонна; |
||
3 - |
пропановая |
колонна; 4 - |
бутановая колонна; |
I - очищ енны й ж ирны й газ; |
II - |
нестабильный бензин; III - |
сухой газ; IV - пропан-пропиленовая фракция; V - |
бутан-бутиленовая фракция; V I - стабильный бензин
компонентов (С 3 и выше), а в нижней - частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного аб сорбента на АГФУ используется нестабильный бензин катали тического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующ его аб сорбера подается стабилизированный (в колонне 4) бензин. Аб сорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съе ма тепла абсорбции (на рис.5.24 не показана). Тепло в низ аб сорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракцио нирующего абсорбера 1 выводится сухой газ (С ,-С 2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С 3и выше. Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилиза ционную колонну 2, нижним продуктом которого является ста бильный бензин, а верхним - головка стабилизации. Из нее (иног да после сероочистки) в пропановой колонне 3 выделяют про- пан-пропиленовую фракцию . Кубовый продукт пропановой ко лонны разделяется в бутановой колонне 4 на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С 5 и выше), который объединяется со ста бильным бензином.
247
В табл. 5.5 и 5.6 приведен технологический режим ректификаци онных колонн установок ГФУ и АГФУ.
Известно, что затраты при ректификации определяются преиму щественно флегмовым числом и числом тарелок в колонне. Для близкокипящих компонентов с малой относительной летучестью эти па раметры особенно велики. Поэтому из общих капитальных и эксп луатационных затрат на газофракционирование существенная (око ло половины) часть приходится на разделение фракций iC 4- H C 4и iC5-HC5. В этой связи на НПЗ часто ограничиваются фракциониро ванием предельных газов без разделения фракций С4и выше.
|
|
|
|
Т аблица 5.5 |
||
Т ехнологический режим колонн ГФ У |
|
|
||||
Ректификационная колонна* Давление, МПа |
Температура, вС |
|
||||
верха |
низа |
|||||
Д еэтанизатор (1) |
2,6 |
- 2,8 |
||||
25 -30 |
П О - |
115 |
||||
Пропановая (2) |
1,2- 1,4 |
6 2 - 6 8 |
145 - |
155 |
||
Бутановая (3) |
2,0 |
- 2,2 |
58 -65 |
П О - 115 |
||
И зобутановая (4) |
1,0- 1.2 |
65 -70 |
8 0 - 85 |
|||
Пентановая (5) |
0,3 |
- 0,4 |
75 - 80 |
120 - |
125 |
|
И зопентановая (6) |
0,35 - 0,45 |
7 8 - 8 5 |
9 5 - |
100 |
||
* Общ ее число тарелок - |
от 390 до 720. |
|
|
|
||
Технологический режим колонн АГФУ |
Т аблица 5.6 |
|||||
|
|
|||||
Параметр |
1 |
Ректификационные колонны |
|
|||
2 |
3 |
|
4 |
|||
|
|
|||||
Давление, МПа |
1,35 |
0,93 |
1,73 |
0,59 |
||
Т ем пература, °С: |
|
|
|
|
|
|
верха |
35 |
78 |
44 |
|
48 |
|
питания |
40 |
150 |
86 |
|
61 |
|
низа |
130 |
218 |
107 |
|
106 |
|
Число тарелок |
60 |
60 |
60 |
|
60 |
|
Ф легмовое число |
- |
2 |
3 |
|
3 |
2 4 8
Вопросы
1.С какой целью осуществляют промысловую подготовку нефти?
2.В каких пределах нормируется содержание воды и хлористых солей в нефтях, поставляемых с промыслов на НПЗ?
3.Напишите реакции сероводородной и хлористоводородной кор розии нефтеаппаратуры.
4.Как осуществляют сбор и первичную подготовку промысло вой нефти?
5.Каково назначение стабилизации промысловой нефти? При ведите принципиальную технологическую схему установки.
6.Что такое нефтяная эмульсия? Укажите типы эмульсий.
7.Какие типы деэмульгаторов можете перечислить? Объясните механизм их действия.
8.Дайте краткую характеристику промышленным деэмульгаторам.
9.Какова физическая сущность тепловой и электрообработки нефтяных эмульсий?
10.Укажите достоинства и недостатки различных типов элект родегидраторов.
11.Приведите технологическую схему установки (секции) ЭЛОУ.
12.Сформулируйте основные требования к качеству горючих газов и приведите их классификацию.
13.Как осуществляют осушку горючих газов?
14.Как осуществляют очистку горючих газов от сероводорода и диоксида углерода? Приведите принципиальную технологическую схему установки аминной очистки газов.
15.Какова движущая сила в массообменных процессах? Дайте их классификацию.
16.Охарактеризуйте процесс перегонки с ректификацией. Дай те классификацию и принцип работы ректификационных колонн.
17.Дайте определение понятиям: четкость погоноразделения, флегмовое число, паровое число и число тарелок.
18.Укажите особенности нефти как сырья для ректификации.
19.Как регулируют температурный режим ректификационных колонн?
249
20.Каковы оптимальные значения давления и температуры в ректификационных колоннах?
21.По каким уравнениям проводят расчет температур нагрева сырья и выводимых из колонн погонов?
22.Укажите особенности перегонки нефтяного сырья с водяным
паром.
23.Дайте классификацию контактных устройств массообменных процессов и их краткую характеристику.
24.По каким показателям оценивают и выбирают контактные устройства.
25.Укажите типы насадочных контактных устройств, их недо статки и достоинства.
26.Приведите принципиальную технологическую схему блока атмосферной перегонки установки ЭЛОУ - АВТ - 6.
27.Каково назначение и особенности процесса вакуумной пере гонки мазута?
28.Какие требования предъявляются к качеству вакуумного га зойля и как они обеспечиваются?
29.Приведите принципиальную схему блока вакуумной пере гонки мазута установки ЭЛОУ - АВТ - 6.
30.Почему подвергают стабилизации и вторичной перегонке пря могонные бензины?
31.Почему применяется повышенное давление в стабилизаци онных колоннах?
32.Приведите принципиальную схему блока стабилизации и вторичной перегонки установки ЭЛОУ - АВТ - 6.
33.Приведите принципиальную схему одно- и двухколонной ва куумной перегонки по масляному варианту.
34.Объясните причины широкого применения вакуумных колонн
срегулярными насадками?
35.Укажите достоинства перекрестноточных насадочных ваку умных колонн.
36.Приведите принципиальную конструкцию вакуумной пере крестноточной насадочной колонны АВТ и объясните принцип ее работы.
250