Развитие нефтеперерабатывающей промышленности в СССР. 16 страница

Основная аппаратура установок ЭЛОУ. Главным ап­паратом установки является электродегидратор — емкость, снаб­женная электродами, к которым подводится переменный ток высо­кого напряжения. В эксплуатации на промысловых и заводских установках ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных кон­струкций: вертикальные, шаровые и горизонтальные.

Вертикальный электродегидратор (рис. 10) представляет собой цилиндрический сосуд диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом

115

30 м³. Внутри находятся электроды — металлические пластины, подвешенные на фарфоровых изоляторах. Напряжение подается к электродам от двух повышающих трансформаторов мощностью по 5 кВ-А. Напряжение между электродами от 15 до 33 кВ.

Сырье вводится в электродегидратор через вертикальную, вмонтированную по оси аппарата трубу, которая на половине вы­соты дегидратора заканчивается распределительной головкой. Головка устроена так, что через ее узкую кольцевую щель эмуль­сия нефти и воды вводится в виде тонкой веерообразной горизон­тальной струи. Обработанная нефть выводится в центре верхнего

Рис. 12. Горизонтальный электродегидратор типа ЭГ.

днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода — через нижнее днище.

Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является низ­кая производительность, недостаточно высокая температура обес-соливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ приходилось соединять лараллельно 6—12 аппаратов. На мощных электрообессоливающих установках, построенных в 1955—1970 гг., применяются шаровые электродегидраторы вме­стимостью 600 м³ с диаметром 10,5 м. Производительность такого дегидратора (рис. 11) равна 300—500 м³/ч. Принцип его действия тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с распределительной головкой для ввода сырья и одной пары электродов в шаровом электродегидраторе их по три.

Строящиеся в настоящее время установки обессоливания осна­щаются горизонтальными электродегцдраторами. Конструкция этих аппаратов позволяет проводить обессоливание при давлении до 1,8 МПа и температуре до 160°С. Горизонтальные электроде­гидраторы (рис. 12) имеют диаметр 3—3,4 м и объем 80 и 160 м³. Повышение расчетного давления и температуры позволяет прово­дить глубокое обессоливание трудно обессоливаемых нефтей.

Электроды в горизонтальном электродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25—40 см.

116

Ввод сырья в горизонтальный электродегидратор осуществляет­ся через расположенный вдоль аппарата горизонтальный маточ­ник. Поступая в аппарат, нефть попадает в слой отстоявшейся воды, а затем — в зону под электродами, в межэлектродное про­странство, и, наконец, в зону над электродами. В верхней части дегидратора располагаются выкидные коллекторы обработанной нефти. Достоинством этой конструкции является большой путь движения нефти и время ее пребывания в аппарате, так как ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегид-раторах. При этом значительно улучшаются условия отстаивания воды.

Кроме того, в горизонтальном электродегидраторе крупные ча­стицы воды выпадают из нефти еще до попадания в зону силь­ного электрического поля, расположенную в межэлектродном про­странстве. Поэтому в нем можно обрабатывать нефть с большим содержанием воды, не опасаясь чрезмерного увеличения силы тока между электродами.

Режим обессоливания. Температура и давление процесса обес-соливания во многом обусловливаются конструкцией аппарата. Большое значение имеют свойства обессоливаемой нефти. Легкие нефти с низкой вязкостью, не образующие устойчивых эмульсий, обессоливаются при 80—100°С, но для большинства нефтей, та­ких, например, как ромашкинская, арланская, мангышлакская, оптимальной считается температура 120—130 °С. Следует иметь в виду, что повышение температуры обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия ра­боты изоляторов.

Важное значение имеет равномерная подача в нефть деэмуль-гатора. Расход деэмульгаторов на НПЗ колеблется от 10 до 30 г/т и зависит от устойчивости образующейся эмульсии воды и нефти. Промышленность выпускает деэмульгаторы в виде раство­ров в органических растворителях, из которых перед применением приготавливают 1—5% водные растворы.

Иногда в нефть также подается щелочь, которая необходима для подавления коррозии в случае содержания в нефти свобод­ного сероводорода, а также для нейтрализации неорганических кислот, попавших в нефть при кислотной обработке скважин. В ка­честве промывной воды применяется свежая речная вода, паровой конденсат и вода из систем оборотного водоснабжения. Перед подачей в нефть воду подогревают.

Техника безопасности. При обслуживании электрообессоливаю-щих установок персонал имеет дело с аппаратами, в которых под­держивается высокое напряжение электрического тока. Это об­стоятельство создает повышенную опасность установок ЭЛОУ. Верхняя площадка на электродегидраторах, где расположены трансформаторы и реактивные катушки, имеет сетчатое и решет­чатое ограждение. На лестнице, служащей для подъема на элек­тродегидратор, предусматривается блокировочное устройство, от­ключающее главную цепь электропитания при открытии дверцы

117

лестницы. Устройства для отключения напряжения при понижении уровня нефти в электродегидраторс имеет каждый из этих аппа­ратов.

Ремонт оборудования, установленного на верхней площадке и внутри электродегидратора, можно проводить только после снятия напряжения, тщательного вентилирования помещения дегидрато-ров (если они размещены в здании).

При возникновении пожара на электрооборудовании напряже­ние должно быть немедленно снято.

Экономические показатели обезвоживания и обессоливания нефти.Содержание воды в нефти при ее подготовке на промыслах снижается с 10—50% до 0,5—1,5%, степень обессоливания зависит от с емы подготовки нефти на промысле. В нефти, поступающей на ЭЛОУ, содержится от 40—60 до 3000 мг/л солей. При обес-соливании на заводских ЭЛОУ содержание солей снижается до 3—20 мг/л, а воды — до 0,1%.

Глубокое обессоливание нефти позволяет значительно продлить безостановочный пробег установок переработки нефти, снизить расход металла на замену оборудования, уменьшить энергетиче­ские расходы. Экономия от переработки нефти с содержанием 5 мг/л солей по сравнению с нефтью, содержащей 20 мг/л солей, составляет около 40 млн. руб. на каждые 100 млн. т. перерабаты­ваемой нефти. Необходимо стремиться к тому, чтобы содержание солей в обессоленной нефти перед подачей на первичную перегон­ку не превышало 2—3 мг/л. Однако добиться этого можно, если на заводы будет поступать нефть, содержащая не более 40— 60 мг/л солей, т. е. на промыслах будет проводиться не только обезвоживание, но и частичное обессоливание нефти.

На промысловых обессоливающих установках из нефти уда­ляются наиболее крупные и легкоразрушаемые глобулы эмуль­сий. При перекачках и хранении нефти водо-нефтяная эмуль­сия дополнительно стабилизируется и становится трудноразру-шаемой, что усложняет решение проблемы обессоливания нефти на НПЗ.

При обессоливании на промыслах гораздо проще, чем на НПЗ, решается задача очистки сточных вод обессоливания. Воду после несложной и недорогой подготовки можно направить обратно в скважины на самом промысле. На заводе же для очистки воды приходится сооружать специальные очистные сооружения, так как эта вода должна сбрасываться в водоем. Кроме того, следует учи­тывать, что при транспортировке необессоленной и необезвожен-ной нефти затрачиваются большие средства на перевозку балла­ста (воды и солей).

Значительным резервом снижения себестоимости подготовки нефти к переработке на НПЗ является объединение (комбиниро­вание) установок обессоливания с первичной перегонкой нефти. При комбинировании теплота отходящих продуктов перегонной установки используется для подогрева нефти перед обессолива-нием.

118

§ 23. СОРТИРОВКА И СМЕШЕНИЕ НЕФТЕИ

Нефти различных месторождений отличаются по своему хими­ческому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополнительной обработки высокооктановый бензин; другие, в частности, мангышлакские, содержат в большом количестве парафиновые углеводороды, являющиеся ценным неф­техимическим сырьем.

Схема переработки нефти на заводе, выбор тех или иных тех­нологических процессов зависят от качества нефти. Например, при переработке сернистых нефтей в состав завода включаются уста­новки по очистке продукции от серы, при переработке парафини-стых нефтей — установки депарафинизации.

Но вводить раздельную перекачку нефтей в зависимости от их сортов нерационально, так как это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к со­зданию сложной системы нефтепроводов. Поэтому на практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на пере­работку в виде смеси.

Смешивать нефти рекомендуется после проведения комплекса исследовательских работ. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и ма­лосернистую нефть, то не удастся получить малосернистый нефтя­ной кокс, являющийся особо ценным и дефицитным продуктом.

В ближайшее время на переработку начнут поступать искус­ственные сорта нефтей с заданным качеством, приготавливаемые в соответствии с определенной рецептурой. Смеси будут готовить таким образом, чтобы добавлением более высококачественных сортов компенсировать недостатки менее качественных нефтей. Например, смешением высокосернистых и сернистых нефтей Вол-го-Уральского района и Западной Сибири с бессернистой, но высо-копарафинистой нефтью Мангышлакского полуострова будут получать смесь, близкую по качеству к татарской нефти типа ромашкинскон. Благодаря такому приготовлению искусственной нефтесмеси, перерабатывающие предприятия будут получать ста­бильное сырье, заранее знать, какого выхода товарных продуктов следует ожидать.

Глава V ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ

§ 24. НАЗНАЧЕНИЕ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ

Нефть, как уже было указано, представляет собой чрезвычай­но сложную смесь взаимно растворимых органических веществ. Разделить ее нацело на составляющие компоненты практически невозможно, но этого для промышленного применения нефтепро­дуктов и не требуется. На практике нефть делят на фракции, от­личающиеся по пределам выкипания. Это разделение проводится на установках первичной перегонки нефти с применением процес­сов дистилляции и ректификации.

Полученные фракции служат сырьем для дальнейшей перера­ботки или используются как товарные продукты. Первичная пере­гонка — первый технологический процесс переработки нефти. Установки первичной перегонки имеются на каждом НПЗ.

Дистилляция. Дистилляцией или перегонкой называется про­цесс разделения смеси взаимно растворимых жидкостей на фрак­ции, которые отличаются по температурам кипения как друг от друга, так и от исходной смеси. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется. Получаемые пары отбираются и конденсируются. Перегонкой получают дистиллят и остаток, ко­торые по составу отличаются от исходной смеси.

Перегонка может быть осуществлена однократным, многократ­ным или постепенным испарением.

При однократном испарении в течение всего времени нагрева­ния смеси продуктов до определенной конечной температуры обра­зующиеся пары не выводятся из системы и остаются в контакте с жидкостью. После того как сообщение тепла заканчивается, вся парожидкостная смесь выводится в сепаратор. Здесь образовав­шиеся пары в один прием (однократно) отделяются от жидкости.

При многократном осуществлении процесса разделение фаз проводится в несколько приемов. Многократное испарение состоит из повторяющегося несколько раз процесса однократного испаре­ния. Первоначально происходит отделение паров от жидкости, а затем—на второй ступени — жидкая фаза, оставшаяся при отде­лении паров в первой ступени, вновь испаряется и т. д.

При постепенном испарении образующиеся пары по мере их образования непрерывно выводятся из перегонного аппарата. По­степенное испарение примеяяется при лабораторной перегонке

120

нефти из колбы, а в промышленной практике прежде использова­лось при перегонке на кубовых установках.

Процесс однократного испарения обладает преимуществами перед постепенным испарением. При однократном испарении низ-кокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате, сни­жают парциальное давление испаряющихся высококипящих фрак­ций, что дает возможность вести перегонку при более низких тем­пературах.

При постепенном испарении, наоборот, легкие фракции отго­няют сначала, а тяжелые — в конце. Поэтому легкие фракции, которые превратились в пары и были выведены из аппарата, не влияют на температуру кипения тяжелых фракций. Благодаря влиянию легких фракций, применяя однократное испарение, можно снизить конец кипения перегоняемого сырья на 50—100 °С по сравнению с постепенным испарением.

На современных установках перегонка нефти проводится с при­менением однократного испарения.

Как известно, в составе нефти имеются углеводороды, кипя­щие при атмосферном давлении в интервале температур 400— 500^СС и выше в то время как термическая стабильность углеводо­родов сохраняется только до 380—400 "С. При более высокой температуре начинается процесс разложения — крекинга углево­дородов, причем наиболее высококипящие углеводороды нефти обладают наименьшей термической стабильностью.

Для того чтобы избежать разложения углеводородов, надо по­низить температуру их кипения. Это достигается перегонкой нефти под вакуумом. Нефтяная фракция, выкипающая при атмосферном давлении в интервале температур 450—500°С, может быть пере­гнана под вакуумом (остаточное давление 3—5 кПа) при 200—250 °С.

Для понижения температуры кипения в практике нефтепере­работки применяют также перегонку с водяным паром, который снижает парциальное давление углеводородов.

Ректификация.При однократном испарении взаимно раствори­мых жидкостей и последующей конденсации паров получают две фракции: легкую, в которой содержится больше низкокипящих фракций, и тяжелую, в которой содержится меньше низкокипящих фракций, чем в исходном сырье. Следовательно, при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой — высококипящими компонентами. Однако достичь требуемого раз­деления компонентов нефти и получить конечные продукты, ки­пящие в заданных температурных интервалах, с помощью пере­гонки нельзя. Поэтому после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.

Ректификацией называется диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счет про-тивоточного многократного контактирования паровижидкости.

Контактирование паров и жидкости осуществляется в верти­кальных цилиндрических аппаратах—ректификационных колоннах,

121

снабженных специальными устройствами — ректификационными тарелками или насадкой, — позволяющими создать тесный контакт между паром, поднимающимся вверх по колонне, и жидкостью, стекающей вниз (рис. 13).

В среднюю часть в виде пара, жидкости или парожидкостной смеси подается сырье, которое необходимо разделить на две ча­сти — высококипящую и низкокипящую. Зона, в которую подается сырье, носит название эвапорационной, так как в ней происходит эвапорация — однократное испарение нагретой в печи или тепло­обменнике смеси на паровую и жидкую фазы. В некоторых случаях эвапораци-онная зона отделена от колонны, и эва­порация производится в самостоятель­ном аппарате. Однако у большинства колонн, в частности на установках пер­вичной перегонки, однократное испарение и ректификация совмещаются.

В работающей ректификационной ко­лонне через каждую тарелку проходят четыре потока: 1) жидкость — флегма, стекающая с вышележащей тарелки; 2) пары, поступающие с нижележащей тарелки; 3) жидкость — флегма, уходя­щая на нижележащую тарелку; 4) пары, поднимающиеся на вышележащую та­релку.

Рис. 13. Схема ректифика­ционной колонны: / — холодное орошение; II — рек­тификат; III — циркулирующая горячая струя; IV — остаток; V—сырье.

Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равно­весия, однако, вступая в соприкосновение, стремятся к этому состоянию. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и по­этому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидко­сти уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадает в зону более низкой темпера­туры и часть высококипящего продукта из этого потока конденси­руется, переходя в жидкость. Концентрация высококипящего ком­понента в парах таким образом понижается, а низкокипящего — повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно изменяется.

Часть ректификационной колонны, которая расположена выше ввода сырья, называется концентрационной, а ниже — отгонной. В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс рек­тификации. С верха концентрационной части в паровой фазе вы­водится целевой продукт необходимой чистоты — ректификат, а с низа — жидкость, еще в заметной степени обогащенная низкоки-пящим компонентом. В отгонной части из этой жидкости оконча­тельно отпаривается низкокипящий компонент. В виде жидкости

122

с низа этой части колонны выводится второй целевой компонент— остаток.

Для нормальной работы ректификационной колонны необхо­димо, чтобы с верха колонны на нижележащие тарелки непрерыв­но стекала жидкость (флегма). Поэтому часть готового продукта (ректификата) после конденсации возвращается на верхнюю та­релку колонны в виде так называемого орошения. С другой сто­роны, для нормальной работы колонны необходимо, чтобы с низа колонны вверх непрерывно подыма­лись пары. Чтобы создать в колон­не паровой поток, часть уходящего из колонны остатка подогревается, испаряется и возвращается обратно в колонну.

На рис. 13 изображена схема так называемой простой колонны, состоящей из концентрационной и отгонной частей и имеющей два вы­вода продуктов — с верха и низа. Существуют колонны, в которых имеется только концентрационная часть, когда сырье вводится под нижнюю тарелку колонны, или только отгонная, когда сырье по­дается на верхнюю тарелку.

*-vr

Рис. 14. Схема сложной ректи­фикационной колонны с вынос­ными отгонными секциями: / — сирье; // — ректификат: ///, IV, V — боковые  погоны;  VI— остат< к; VII — водяной пар.

' На современных установках по переработке нефти наряду с просты­ми колоннами широкое распростра­нение получили сложные колонны, в которых как бы совмещается не­сколько простых колонн (рис. 14). Сырье в таких колоннах поступает в среднюю часть одной из секций (см. рис. 14, секция /) и разде­ляется на жидкую и паровую фазы.

---

Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 406; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!