Лекция 4.4 Перегонка в присутствии испаряющего агента


Лекция 4. Первичная перегонка нефти
4.4 Перегонка нефти в присутствии испаряющего агента

Одним из методов повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти является ввод в нижнюю часть ректификационной колонны испаряющего агента. В качестве него обычно используют водяной пар, но можно применять пары бензина, керосина, дизельной фракции. При вводе водяного пара создаются условия, при которых жидкость оказывается как бы перегретой, что вызывает ее испарение. Теплота, необходимая для отпаривания легких углеводородов, отнимается от самой жидкости, в связи с чем она охлаждается. Получается, что в присутствии испаряющего агента в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а, следовательно, их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10–20 °С. Кроме того, ректификация происходит под влиянием изменения, точнее возрастания снизу вверх давления углеводородных паров. Такое возрастание давления обусловливается вводом водяного пара, парциальное давление которого падает на пути движения снизу вверх, и этим он дает избыток давления внизу, который позволяет перемещать общую массу паров снизу вверх через встречающиеся на пути сопротивления. Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий в низу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25 % ее переходило в парообразное состояние. Наибольший эффект испаряющего влияния проявляется при его расходе при атмосферном давлении 1,2–3,5, а в вакуумной колонне – 5–8 % масс. на перегоняемое сырье.
Итак, водяной пар уменьшает парциальное давление паров углеводородов, облегчает их испарение и понижает в колонне температуру, но, кроме того, он создает необходимые для ректификации условия (градиент давлений углеводородных паров) и выполняет роль двигателя. Необходимо указать на следующие недостатки применения водяного пара в качестве испаряющего агента:
• увеличение затрат энергии (тепла и холода) на перегонку и конденсацию;• повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра колонны;
• увеличение сопротивления и повышение давления в колонне и других аппаратах;• обводнение нефтепродуктов и необходимость их последующей сушки;
• усиление коррозии аппаратуры в присутствии сероводорода и хлористого водорода и образование больших количеств сточных вод;
• тепло его конденсации не используется.
В этой связи в последние годы в мировой нефтепереработке проявляется тенденция к существенному ограничению применения водяного пара и к переводу установок на технологию сухой перегонки или в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции. Однако чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки; но чем он легче, тем больше он теряется в процессе перегонки, поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуют применять керосиногазойлевую фракцию.
Виды орошений ректификационных колонн.
Нормальная работа ректификационных колонн и требуемое качество продуктов перегонки обеспечиваются путем регулирования теплового режима, то есть отводом тепла в концентрационной и подводом тепла в отгонной секциях колонн, а также нагревом сырья до оптимальной температуры. В промышленных процессах перегонки нефти применяют следующие способы регулирования температурного режима по высоте колонны (см. рис. 1):
а) использование парциального конденсатора;
б) организация испаряющегося (холодного) орошения;
1645285177800

Рис. 1. Способы создания орошений в ректификационной колонне:
а – отвод тепла парциальным конденсатором;
б – отвод тепла холодным (острым) орошением;
в, г – отвод тепла неиспаряющимся циркуляционным орошением;
1 – ректификационная колонна; 2 – конденсатор-холодильник; 3 – емкость; 4 – отпарная колонна.
Парциальный конденсатор (горячее орошение) представляет собой кожухотрубчатый теплообменный аппарат (рис. 1, а), установленный сверху колонны. Охлаждающим агентом служит вода. Поступающие в межтрубное пространство пары частично конденсируются и возвращаются на верхнюю тарелку в виде орошения, а пары отводятся из конденсатора. Из-за трудности монтажа и обслуживания, а также изначительной коррозии конденсатора этот способ получил ограниченное применение (в малотоннажных установках).
Холодное (острое) орошение (рис. 1, б). Этот способ отвода тепла вверху колонны получил наибольшее распространение в практике нефтепереработки. Паровой поток, уходящий с верха колонны, полностью конденсируется в конденсаторе-холодильнике (водяном или воздушном) и поступает в емкость или сепаратор, откуда часть ректификата насосом подается обратно в ректификационную колонну в качестве холодного испаряющегося орошения, а балансовое его количество отводится как целевой продукт.
Циркуляционное неиспаряющееся орошение (рис. 1, в). Этот вариант отвода тепла используется широко не только для регулирования температуры наверху, но и в средних сечениях сложных колонн. Для создания циркуляционного орошения с некоторой тарелки колонны выводят часть флегмы (или бокового дистиллята), охлаждают в теплообменнике, в котором она отдает тепло исходному сырью, после чего насосом возвращают на вышележащую тарелку.
Циркуляционное орошение часто сочетают с острым орошением. Так, сложная колонна атмосферной перегонки нефти обычно имеет вверху острое орошение и по высоте несколько промежуточных циркуляционных орошений. Последние располагаются обычно под отбором бокового погона (отбирают на 3 – 4 тарелки ниже, чем вывод фракции в отпарную секцию) или используют отбор бокового погона для создания циркуляционного орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции (рис. 1, г). В концентрационной секции сложных колонн вакуумной перегонки мазута отвод тепла осуществляется посредством циркуляционного орошения.
Использование только одного острого орошения в колоннах неэкономично, так как тепло верхнего погона малопригодно для регенерации тепла. Кроме того, не обеспечивается оптимальное распределение флегмового числа по высоте колонны. Флегмовое число (R) характеризует соотношение жидкого и парового потоков в концентрационной части колонны: R=L/D, где L и D – количества флегмы и ректификата. Как правило, флегмовое число значительное на верхних и низкое на нижних тарелках колонны. Соответственно сверху вниз уменьшаются значения КПД тарелок, а также коэффициент относительной летучести (коэффициент относительной летучести (ά) – отношение летучестей компонентов при одинаковых температуре и давлении; ά = К1/К2, где К1 и К2 – константы фазового равновесия соответственно низко- и высококипящего компонентов) и, следовательно, ухудшаетсяразделительная способность нижних тарелок концентрационной секции колонны. При использовании циркуляционного орошения рационально используется тепло отбираемых дистиллятов для подогрева нефти, выравнивается нагрузка по высоте колонны и тем самым увеличивается производительность колонны и обеспечиваются оптимальные условия работы контактных устройств в концентрационнойсекции. Количество тепла, отводимого каждым циркуляционным орошением, определяется требованиями к качеству получаемых дистиллятов и регулируется по температуре паров под тарелкой отбора этих дистиллятов.
Для создания восходящего потока паров, а также максимального извлечения из жидкого остатка более легких фракций в нижнюю часть колонны подают тепло. Делается это путем ввода, в основном, острого пара или при помощи трубчатой печи. Суть последнего заключалась в том, что часть кубового продукта прокачивалась через печь, и подогретая парожидкостная смесь (горячая струя) вновь поступала в низ колонны. Этот способ использовался в колоннах отбензинивания нефти (К-1). Сейчас же от нее отказались по следующим причинам:
чтобы увеличить температуру низа колонны К-1 на 30–40 °С требуется большое количество циркуляционного орошения нефти;
усложняется схема установки, так как под такой поток желательно иметь отдельные змеевики в печах, иначе создается повышенное давление в змеевиках печей, увеличивается расход энергозатрат;
перегружаются тарелки отгонной части колонны по жидкости, что уменьшает эффективность их работы;
разложение сераорганики;
в «горячей струе» отбензиненной нефти меньше легких фракций, которые являются отпаривающим агентом.
Выбор давления и температурного режима в колонне
При принятых значениях флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические показатели процессов перегонки наибольшее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне. Оба параметра тесно взаимосвязаны.
Обычно давление поддерживается ниже или выше атмосферного, если необходимо соответственно понизить или повысить температуры отбираемых из колонны продуктов. Так, перегонку мазута осуществляют в колоннах при глубоком вакууме (остаточном давлении от 10–15 до 50–70 мм рт. ст.). Это позволяет проводить ректификацию при сравнительно невысоких температурах и избежать значительного термического разложения продуктов, которое было бы при атмосферном давлении и температурах выше 500 °С. С другой стороны, повышение давления позволяет осуществлять ректификацию низкомолекулярных углеводородов (пропана, бутана).
Необходимо иметь в виду, что повышение давления в колонне позволяет повысить удельную производительность колонны по парам. А некоторое повышение давления против расчетного в верхней части колонны необходимо для преодоления потерь напора при движении пара через трубопроводы и аппараты, расположенныепосле ректификационной колонны. В низу колонны давление увеличивается на величину, соответствующую гидравлическому сопротивлению тарелок (от их конструкции). При двухколонной схеме работы установки АТ давление в отбензинивающей (первой колонне), как правило, должно быть выше, чем в основной атмосферной колонне, но его следует принять минимально возможным, чтобы преодолеть сопротивление шлемовой трубы. Таким образом, выбирают такие значения давления и температуры, которые:
1) позволяют использовать дешевые и доступные хладагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) и теплоносителя, для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников;
2) обеспечивают большее значение коэффициента относительной летучести;
3) обеспечивают нормальную работу колонны, связанную с материальными и тепловыми потоками;
4) обеспечивают нормальный уровень по удельной производительности, капитальным и эксплуатационным затратам;
5) исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки.
В атмосферных колоннах перегонки нефти важнейшими точками регулирования являются температуры поступающего сырья и выводимые из колонны продукты ректификации. Перегонка при атмосферном давлении осуществляется при температуре в зоне питания колонны, а вакуумная – при температуре на выходе из печи. При подборе температуры ввода сырья в колонну учитывают фракционный состав сырья, требуемую глубину отбора дистиллятов, качество получаемых нефтепродуктов. Чем богаче сырье низкокипящими компонентами, тем ниже при прочих равных условиях температура нагрева.
Если легкокипящие фракции из остатка испаряются за счет тепла подводимой рециркулирующей флегмы, то температура в нижней части колонны должна соответствовать температуре начала однократного испарения остатка при давлении низа колонны. Если легкокипящие фракции отгоняются за счет ввода в низ колонны водяного пара или тепла нагретой жидкости, то температура в нижней части колонны обычно бывает на 10–30 °С ниже температуры входа сырья в колонну, а фракций, уходящих из отпарных колонн, на 10–15 °С ниже по сравнению с температурой, поступающей на отпаривание жидкости. Выбором температуры верха ректификационной колонны задают желаемый фракционный состав ректификата.
Способы создания вакуума
Вакуум в колоннах создается с помощью вакуум-насосов или пароструйных эжекторов. Вакуум-насосы по принципу действия аналогичны компрессорам. Существуют поршневые, ротационные и водокольцевые вакуум-насосы.
Принцип работы пароструйных эжекторов—использование кинетической энергии водяного пара. Струя пара с большой скоростью вытекает из сопла, захватывает отсасываемую газожидкостную смесь и вместе с ней выбрасывается в атмосферу.


Рис. 2. Схемы конденсации паров, уходящих из вакуумной колонны
А – с конденсатором смешения; Б – с поверхностным конденсатором; I—водяной пар; II—вода; III—уловленный нефтепродукт; IV—вода, загрязненная нефтепродуктами; V—несконденсировавшиеся газы (выхлоп эжектора); 1 – колонна; 2 – барометрический конденсатор; 3 – барометрическая труба; 4 – эжекторы; 5 – промежуточный конденсатор пароэжекторного агрегата; 6 – барометрический колодец, 7 – поверхностный конденсатор; 8 – газосепаратор; 9 – отстойник-сепаратор.
Чтобы создать небольшой вакуум (до 90 кПа), используют одноступенчатые эжекторы. Если требуется более глубокий вакуум, применяют многоступенчатые пароэжекторные агрегаты, снабженные промежуточными конденсаторами (см. рис. 2).
В конденсаторах рабочий пар и газы, выходящие из предыдущей ступени, охлаждаются и конденсируются.
Эжекторами и вакуум-насосами из вакуумных колонн отсасываются газы разложения, водяной пар, подаваемый в колонны для улучшения ректификации, а также воздух, попавший в аппаратуру вследствие ее недостаточной герметичности. Схемы конденсации паров, уходящих из вакуумных колонн, изображены на рис. 2.
В схеме на (рис. 2, а) основным аппаратом, применяемым для конденсации, является барометрический конденсатор смешения. Он представляет собой цилиндрический аппарат с каскадными ситчатыми тарелками, под нижнюю из которых поступают пары с верха вакуумной колонны. Охлаждающая вода подается на верхнюю тарелку. Сконденсировавшиеся нефтяные пары и вода сливаются по трубе 3 в барометрический колодец 6, а газ с верха барометрического конденсатора отсасывается паровыми эжекторами или вакуум-насосами 4. Существенный недостаток данной схемы состоит в том, что при непосредственном, смешении с нефтяными парами охлаждающая вода сильно загрязняется сероводородом и нефтепродуктами. Экспериментально установлено, что в воде конденсаторов содержится до 5% от получаемой на АВТ дизельной фракции. Вода, загрязненная нефтепродуктами, попадает затем в сточные воды завода, загрязняя почву и водоемы.
В схеме на рис. 2, б опасность загрязнения воды устранена. Пары с верха вакуумной колонны поступают в поверхностный конденсатор 7, где конденсируется основная часть водяных паров и унесенных нефтяных фракций. В качестве поверхностного конденсатора применяются кожухотрубчатые теплообменники с плавающей головкой или аппараты воздушного охлаждения. Затем конденсат и пары поступают в газосепаратор 8, из которого несконденсировавшиеся пары отсасываются эжекторами. Конденсат по барометрической трубе поступает в отстойник-сепаратор 9.
Сюда также подаются паровые конденсаты из межступенчатых конденсаторов эжектора. Вода из отстойника сбрасывается в канализацию, а нефтепродукт, отделенный от воды, возвращается в линию дизельной фракции. Выхлопные газы из эжектора сжигаются в трубчатой печи. На всех действующих АВТ система с использованием конденсаторов смешения заменяется системой с поверхностными конденсаторами. Современные схемы создания вакуума обеспечивают поддержание в колоннах установок АВТ остаточного давления 5—9 кПа.
Меры борьбы с коррозией
При переработке нефти происходит разрушение металла, из которого выполнена аппаратура, оборудование и трубопроводы, вызываемое коррозией. Коррозию на установках первичной перегонки могут вызывать:
1)минеральные соли, которые содержатся в нефтях, поступающих на переработку; при нагреве нефти соли — в основном хлориды — разлагаются и образуется хлористый водород, который в присутствии влаги обладает высокой коррозионной активностью;
2)сернистые соединения, которые присутствуют в большинстве перерабатываемых в настоящее время нефтей; при переработке сернистых нефтей выделяется большое количество коррозионноактивных веществ — сероводорода и меркаптанов;
3)нефтяные кислоты, содержание которых в ряде нефтей достигает 1,9%.
Скорость коррозии черных металлов в присутствии влажного хлористого водорода составляет 5—20 мм/год, а совместное присутствие сероводорода и хлористого водорода усиливает коррозию в 3—4 раза. Наиболее интенсивно процессы коррозии протекают в конденсаторах-холодильниках, верхней части ректификационных колонн, печных трубах, трубопроводах горячих остатков (мазута и гудрона). Показателем интенсивности коррозии конденсаторов-холодильников и ректификационных колонн служит содержание ионов железа в воде, удаляемой из рефлюксных емкостей, а также pH этой воды.
Для уменьшения коррозии на установках первичной перегонки нефти применяются следующие методы: 1) глубокое обезвоживание и обессоливание нефти; 2) использование коррозиоиностойких материалов; 3) введение нейтрализующих веществ и ингибиторов коррозии.
Чтобы увеличить срок службы оборудования, на наиболее опасных его участках применяются стойкие против коррозии материалы— легированные стали Х5М, 0X13, латунь, сплав никеля и меди, называющийся монель-металлом. Для снижения стоимости аппаратуры ее изготавливают из двухслойного металла: внутренняя поверхность, подверженная действию вредных соединений, делается из легированных металлов, наружная — из углеродистой стали.
Применение коррозиоиностойких материалов позволяет в несколько раз снизить скорость коррозии оборудования, однако наибольший эффект в борьбе с коррозией дает применение нейтрализующих веществ и ингибиторов коррозии. В качестве нейтрализующих веществ используются содо-щелочной раствор и аммиак. В результате скорость коррозии снижают до 0,1—0,2 мм/год. Более эффективное уменьшение коррозии достигается применением специальных веществ — ингибиторов коррозии. Ингибиторы (замедлители) коррозии представляют собой органические вещества, которые образуют на поверхности металла тонкую защитную пленку.
В РФ разработаны и внедряются на нефтезаводских установках ингибиторы коррозии — ИКБ-2, ИКБ-4, за рубежом широко применяются ингибиторы кронокс, налко и др.

Приложенные файлы

  • docx 7179261
    Размер файла: 61 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий