Нестабильная головка нефтепереработка что это
Теория процесса ректификация, материальный баланс, характеристика сырья и продуктов
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 03 Ноября 2012 в 07:59, курсовая работа
Описание
Работа состоит из 1 файл
КП по ХТНГ.docx
2.2 Физико-химическая характеристика исходных, вспомогательных материалов и веществ
Масла индустриальные представляют собой высококипящие, вязкие фракции нефтей, очищенные от нежелательных примесей. Они предназначены для уменьшения трения между двумя соприкасающимися поверхностями деталей работающего механизма. Индустриальные масла применяются для смазки машин и механизмов на фабриках, заводах, транспорте и в сельском хозяйстве.
Отдувочный газ (богатый газ), получаемый в результате сброса избыточного давления пропановых колонн К-1 ГФУ и емкостей Е-1-7 парка 11.
Газ топливный, получаемый в результате испарения пропан-бутановой фракции на испарительной станции ГФУ. Газ топливный взрыво-, пожароопасен, токсичен.
3.1 Обоснование реконструкции
ГФУ состоит из трех самостоятельных секций, предназначенных для переработки предельной и непредельной « головок» стабилизации бензинов.
1 секция – фракционирование предельной «головки» стабилизации;
3 секция – работает по схеме ГФУ-1 или ГФУ-2 во время их ремонта, а в случае поставок большого количества предельной или непредельной «головок» стабилизации может работать совместно с ГФУ-1 или ГФУ-2.
При ректификации предельной «головки» стабилизации бензинов получают фракции сжиженных углеводородов: пропановую, бутановую, пентановую.
В соответствии с ДК 05-21303-30-99 содержание углеводородов С3 в пропановой фракции должно быть не менее 93%, масс, примесями являются углеводороды С2 и С4, при этом отбор целевой фракции невысокий.
Деэтанизация пропановой фракции проводится путем сдувки легких компонентов с верха емкости Е-2 в виде углеводородного газа. Пропановая фракция используется в процессе деасфальтизации гудрона на установке 36-2М.
В бутановой фракции, которая отбирается с верха колонны К-2, по ДК 05-21303-29-99 содержание углеводородов С3 нормируется до 5%, масс, углеводородов С5 – до 10%, масс. Используется бутановая фракция как компонент:
— сжиженных бытовых газов в объекте 193 Х 3;
— сырья, поступающего на расщепление в объект 72 Х 3;
— отопительного газа после испарителей объектов 72а, 179 Х 3.
Пентановая фракция вырабатывается по ДК 05-21303-61-99, в которой углеводородный состав не нормируется, направляется в качестве сырья пиролиза на ЭП-300.
При существующей схеме разделения дистиллят колонны К-1 – пропановая фракция – фактически не соответствует требованиям ДК, по основному компоненту – углеводородов С3 – при норме не менее 93%,масс., в среднем получают 91,93%,масс. Бутановую и пентановую фракции получают без нарушений по качеству.
Для того чтобы пропановая фракция соответствовала стандартам необходимо удалять этан из разделяемых углеводородных газов. До настоящего времени удаление этана проводилось путем сдувки легких компонентов с верха емкости. На данное время назрела острая необходимость получения пропановой фракции более высокого качества.
В предлагаемой модели для деэтанизации предельной «головки» стабилизации бензинов, поступающей на фракционирование, используется новая дополнительная колонна – деэтанизатор, в которой установлены 16 колпачковых тарелок. Расчет новой модели показал удовлетворительные результаты: содержание углеводородов С3 в пропановой фракции увеличилось до 94,1%. При этом увеличился отбор пропановой фракции с 1 м3/ч до 1,44 м3/ч.
Таким образом, для улучшения разделения предельной «головки» стабилизации бензинов и достижения нормативов для получаемых фракций (в частности, пропановой фракции), необходимо установить колонну-деэтанизатор, которая будет служить для отделения легких углеводородов – этана.
Кубовый остаток поступает в ряд ректификационных колонн на газоразделение, где получают пропан-пропиленовую, бутан-бутиленовую и пентан- амиленовую фракции.
Непредельная «головка» стабилизации
Этан-этилен на факел
Сухая непредельная «головка» стаилизации
Оптимальными параметрами пропановой колонны К-1 являются:
температура верха 40-45оС
температура низа 100-110оС
Оптимальными параметрами бутановой колонны К-2 являются:
температура верха 45-50оС
температура низа 100-110оС
За счет процессов массо-, теплообмена пары пропан-пропиленовой фракции поднимаются вверх по колонне и пройдя через конденсаторы холодильники Т-4, Т-4/1поступают в рефлюксную емкость Е-2.
Часть пропан-пропиленовой фракции насосами Н-3(Н-3а) подается на орошение пропановой колонны, количество измеряется расходомером поз.FR-48 и регулируется клапаном регулятором поз.TRC-18 в зависимости от температуры верха К-1.
Смесь бутан-бутиленовой и пентан-амиленовой фракций, перетекая по тарелкам, поступает в кубовую часть пропановой колонны К-1 и далее по переливной линии в межтрубное пространство рибойлера Т-2.
В трубное пространство рибойлера Т-2 подается теплоноситель (водяной пар). Количество подаваемого теплоносителя регулируется клапаном регулятором поз.TRC-19 и зависит от температуры продукта в кубовой части К-1.
Пары бутан-бутиленовой фракции поднимаются вверх по колонне и, пройдя через конденсаторы- холодильники Т-5,Т-5/1,Т-5/2 поступают в рефлюксную емкость Е-3.
Часть бутан-бутиленовой фракции из емкости Е-3 насосами Н-4(Н-5) подается на орошение бутановой колонны К-2, количество измеряется расходомером поз.FR-52 и регулируется клапаном регулятором поз.TRC-24 в зависимости от температуры верха К-2.
Пентан-амиленовая фракция, перетекая по тарелкам, поступает в кубовую часть бутановой колонны К-2 и далее по переливной линии в межтрубное пространство рибойлера Т-3.
В трубное пространство рибойлера Т-3 подается теплоноситель (водяной пар). Количество подаваемого теплоносителя регулируется клапаном регулятором поз.TRC-25 и зависит от температуры пентана в кубовой части К-2.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Основные показатели качества продуктов разделения стабилизатора до и после внедрения приведены в таблице 2.5. Из таблицы следует, что после внедрения новой схемы работы стабилизатора содержание в головке стабилизации углеводородов С ( и выше-кнпящих снизилось с 12 6 до 1 % масс. Температура начала кипения стабильного бензина возрасла с 54 до 80 С. [46]
В составе установки предусмотрены4 также блок очистки газа от сероводорода, сжатие газа компрессором и блок абсорбции и стабилизации, где проводится стабилизация бензина, выделение из газа головки стабилизации и деэтанизация последней. [48]
В составе установки предусмотрены также блок очистки газг от сероводорода, сжатие газа компрессором и блок абсорбции и стабилизации, где производится стабилизация бензина, выделение из газа головки стабилизации и деэтанизация последней. [49]
Очищенная от меркаптанов головка стабилизации ( поток IV) со следами щелочи поступает в отстойник Е-10 и далее направляется на ректификацию. [58]
Количество нестабильного бензина, поступающего в контактор 27, измеряется расходомером и регулируется клапаном. Качество легкого бензина головки стабилизации зависит от температуры верха колонны; обычно ее поддерживают на уровне 90 С регулирующим потенциометром путем подачи орошения. Температура низа стабилизатора при этом не должна превышать 190 С. Ее регулируют так же, как температуру низа фракционирующего абсорбера. Постоянные уровни жидкостей внизу стабилизатора 32 и в газосепараторе 31 поддерживают регуляторами уровня и регулирующими клапанами, установленными на трубопроводах откачки продуктов в ре-зервуарный парк. [59]
Первичные процессы переработки нефти на НПЗ, ее фракционный состав и устройство ректификационных колонн
Нефть состоит из множества компонентов — фракций, — свойства, область применения и технологии переработки которых различны. Первичные процессы нефтеперерабатывающего производства позволяют выделить отдельные фракции, подготовив тем самым сырье для дальнейшего получения всем нам хорошо знакомых товарных продуктов — бензина, дизеля, керосина и многих других
Стабильность прежде всего
Прежде чем попасть на производство, нефть еще на промысле проходит первоначальную подготовку. При помощи газонефтяных сепараторов из нее удаляют наиболее легкие, газообразные составляющие. Это попутный нефтяной газ (ПНГ), состоящий преимущественно из метана, этана, пропана, бутана и изобутана, то есть из углеводородов, в молекулах которых содержится от одного до четырех атомов углерода (от CH4 до C4H10). Этот процесс называется стабилизацией нефти — подразумевается, что после него нефть будет сохранять свой углеводородный состав и основные физико-химические свойства при транспортировке и хранении.
Объективно говоря, разгазирование пластовой нефти начинается еще в скважине по мере продвижения ее наверх: из-за падения давления в жидкости газ из нее постепенно выделяется. Таким образом, наверху приходится иметь дело уже с двухфазным потоком — нефть / попутный газ. Их совместное хранение и транспортировка оказываются экономически невыгодными и затруднительными с технологической точки зрения. Чтобы переместить двухфазный поток по трубопроводу, необходимо создать в нем условия постоянного перемешивания, чтобы газ не отделялся от нефти и не создавал в трубе газовые пробки. Все это требует дополнительных затрат. Намного проще оказывается пропустить газонефтяной поток через сепаратор и максимально отделить от нефти ПНГ. Получить абсолютно стабильную нефть, составляющие которой совсем не будут испаряться в атмосферу, практически невозможно. Некоторое количество газа все равно останется и будет извлечено в процессе нефтепереработки.
Кстати, сам попутный нефтяной газ — это ценное сырье, которое может использоваться для получения электроэнергии и тепла, а также в качестве сырья для нефтехимических производств. На газоперерабатывающих заводах из ПНГ получают технически чистые отдельные углеводороды и их смеси, сжиженные газы, серу.
Из истории дистилляции
Дистилляция, или перегонка, — процесс разделения жидкостей путем их испарения и последующей конденсации. Считается, что впервые этот процесс освоили в Древнем Египте, где он применялся при получении из кедровой смолы масла для бальзамирования тел умерших. Позднее смолокурением для получения кедрового масла занимались и римляне. Для этого горшок со смолой ставили на огонь и накрывали шерстяной материей, на которой собиралось масло.
Аристотель описал процесс дистилляции в своей работе «Метеорология», а также упоминал вино, пары которого могу вспыхнуть — косвенно подтверждение того, что его предварительно могли подвергнуть перегонке, чтобы повысить крепость. Из других источников известно, что вино перегоняли в III веке до н. э. в Древнем Риме, правда, не для получения бренди, а для изготовления краски.
Следующие упоминания дистилляции относятся к I веку н. э. и связаны с работами александрийских алхимиков. Позднее этот метод у греков переняли арабы, которые активно использовали его в своих опытах. Также достоверно известно, что дистилляцией алкоголя в XII веке занимались в Салернской врачебной школе. В те времена, впрочем, дистилляты спирта употреблялись не как напиток, а в качестве лекарства. В XIII веке флорентийский медик Тадео Альдеротти впервые осуществил фракционирование (разделение) смеси жидкостей. Первая книга, целиком и полностью посвященная вопросам дистилляции, была опубликована в 1500 году немецким врачом Иеронимом Бруншвигом.
Долгое время для перегонки применялись достаточно простые устройства — аламбик (медный сосуд с трубкой для отвода пара) и реторта (стеклянная кол-ба с узким и длинным наклонным носиком). Техника стала совершенствоваться в XV веке. Однако предшественники современных ректификационных колонн для перегонки нефти, в которых происходит теплообмен между противонаправленными потоками жидкости и пара, появились лишь в середине XIX века. Они позволили получать спирт крепостью 96% с высокой степенью очистки.
Также на месторождении от нефти отделяют воду и механические примеси. После этого она поступает в магистральный нефтепровод и отправляется на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Прежде чем приступить к переработке, нефть необходимо очистить от содержащихся в ней солей (хлоридов и сульфатов натрия, кальция и магния), которые вызывают коррозию оборудования, оседают на стенках труб, загрязняют насосы и клапаны. Для этого используются электрообессоливающие установки (ЭЛОУ). Нефть смешивают с водой, в результате чего возникает эмульсия — микроскопические капельки воды в нефти, в которых растворяется соль. Получившуюся смесь подвергают воздействию электрического поля, из-за чего капли соленой воды сливаются друг с другом и затем отделяются от нефти.
Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений. С помощью первичной перегонки ее можно разделить только на части — дистилляты, содержащие менее сложную смесь. из-за сложного состава нефтяные фракции выкипают в определенных температурных интервалах.
Фракционный состав
Многие процессы на НПЗ требуют подогрева нефти или нефтепродуктов. Для этого используются трубчатые печи. Нагрев сырья до требуемой температуры происходит в змеевиках из труб диаметром
Нефть состоит из большого количества разных углеводородов. Их молекулы различаются массой, которая, в свою очередь, определяется количеством составляющих их атомов углерода и водорода. Чтобы получить тот или иной нефтепродукт, нужны вещества с совершенно определенными характеристиками, поэтому переработка нефти на НПЗ начинается с ее разделения на фракции.
Согласно исследованию нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, проведенному Американским нефтяным институтом, номенклатура нефтепродуктов, выпускаемых на современных НПЗ и имеющих индивидуальные спецификации, насчитывает более 2000 пунктов.
В одной фракции нефти могут содержаться молекулы разных углеводородов, но свойства большей части из них близки, а молекулярная масса варьируется в определенных пределах. Разделение фракций происходит путем перегонки нефти (дистилляции), основанной на том, что у разных углеводородов температура кипения различается: у более легких она ниже, у более тяжелых — выше.
Основные фракции нефти определяют по интервалам температур, при которой кипят входящие в них углеводороды: бензиновая фракция — 28—150°C, керосиновая фракция — 150—250°C, дизельная фракция, или газойль, — 250—360°C, мазут — выше 360°C. Например, при температуре 120°C большая часть бензина уже испарилась, но керосин и дизельное топливо находятся в жидком состоянии. Когда температура поднимается до 150°C, начинает кипеть и испаряться керосин, после 250°C — дизель.
Существует ряд специфических названий фракций, используемых в нефтепереработке. Так, например, головной пар — это наиболее легкие фракции нефти, полученные при первичной переработке. Их разделяют на газообразную составляющую и широкую бензиновую фракцию. Боковые погоны — это керосиновая фракция, легкий и тяжелый газойль.
От колонны к колонне
Ректификационная колонна
Ректификационная колонна — вертикальный цилиндр, внутри которого расположены специальные перегородки (тарелки или насадки). Пары нагретой нефти подаются в колонну и поднимаются вверх. Чем более легкие фракции испаряются, тем выше они поднимутся в колонне. Каждую тарелку, расположенную на определенной высоте, можно рассматривать как своего рода фильтр — в прошедших ее парах остается все меньшее количество тяжелых углеводородов. Часть паров, конденсировавшихся на определенной тарелке или не достигнув ее, стекает вниз. Эта жидкость, носящая название флегмы, встречается с поднимающимся паром, происходит теплообмен, в результате которого низкокипящие составляющие флегмы снова превращаются в пар и поднимаются вверх, а высококипящие составляющие пара конденсируются и стекают вниз с оставшейся флегмой. Таким образом удается достичь более точного разделения фракций. Чем выше ректификационная колонна и чем больше в ней тарелок, тем более узкие фракции можно получить. На современных НПЗ высота колонн превышает 50 м.
Простейшую атмосферную перегонку нефти можно провести путем обычного нагревания жидкости и дальнейшей конденсации паров. Весь отбор здесь заключается в том, что собирается конденсат паров, образовавшихся в разных интервалах температуры кипения: сначала выкипают и затем конденсируются легкие низкокипящие фракции, а затем средние и тяжелые высококипящие фракции углеводородов. Конечно, при таком способе говорить о разделении на узкие фракции не приходится, так как часть высококипящих фракций переходит в дистиллят, а часть низкокипящих не успевает испариться в своем температурном диапазоне. Чтобы получить более узкие фракции, применяют перегонку с ректификацией, для чего строят ректификационные колонны
50
метров и больше может достигать высота ректификационных колонн на современных нпз
Отдельные фракции могут подвергаться и повторной атмосферной перегонке для разделения на более однородные компоненты. Так, из бензинов широкого фракционного состава получают бензольную, толуольную и ксилольную фракции — сырье для получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола). Повторной перегонке и дополнительному разделению могут подвергать и дизельную фракцию.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках может осуществляться как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках и на атмосферных секциях комбинированных установок может осуществляться разными способами: как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения. Также ректификационные колонны могут быть вакуумными, где конденсация паров происходит при минимальном давлении.
Фракции, кипящие при температуре свыше 360°C, при атмосферной перегонке (перегонке при атмосферном давлении) не отделяются, так как при более высокой температуре начинается их термическое разложение (крекинг): крупные молекулы распадаются на более мелкие и состав сырья меняется. Чтобы этого избежать, остаток атмосферной дистилляции (мазут) подвергают перегонке в вакуумной колонне. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, это позволяет разделить и более тяжелые составляющие. На этом этапе выделяются фракции смазочных масел, сырье для термического или каталитического крекинга, гудрон.
В ходе первичной переработки получают разные виды сырья, которые затем будут подвергаться химическим преобразованиям в рамках вторичных процессов. У них уже привычные названия — бензин, керосин, дизель, — но они еще не соответствуют требованиям к товарным нефтепродуктам. Их дальнейшая трансформация необходима, чтобы улучшить потребительские качества, очистить, создать продукты с заданными характеристиками и повысить глубину переработки нефти.
Стабилизация газовых конденсатов
Газовыми конденсатами можно назвать смесь тяжелых углеводородов (ШФЛУ), иногда называемая газовым бензином, выделяемая из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы (МГП), а также жидкая смесь тяжелых углеводородов, выносимая газом из скважин в капельном виде и отделяемая от газа методом низкотемпературной сепарации.
Особенности стабилизации газовых конденсатов
Пластовая продукция ряда месторождений наряду с газообразными компонентами содержит также пентан и более тяжелые углеводороды (С5+), смесь которых принято называть газовым конденсатом.
Наряду с углеводородами С5+ конденсаты содержат также пропан, бутан и другие соединения.
Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером, в других преобладают нафтеновые или ароматические углеводороды.
Газовый конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели.
Газовый конденсат, в основном, это прозрачная жидкость, но в зависимости от глубины, с которой она была извлечена, цвет может меняться от бледножелтого до желтовато-коричневого из-за примесей нефти.
Газовыми конденсатами можно назвать смесь тяжелых углеводородов (ШФЛУ), иногда называемая газовым бензином, выделяемая из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы (МГП), а также жидкая смесь тяжелых углеводородов, выносимая газом из скважин в капельном виде и отделяемая от газа методом низкотемпературной сепарации.
Газовый бензин содержит в своем составе углеводороды от этана до гептана, включительно.
Как товарный продукт нестабильный газовый бензин не находит применения, но входящие в его состав пропан, изобутан, н-бутан, изопентан и т.д., а также стабильный газовый бензин, имеют широкое применение.
Сырой газовый конденсат, выносимый газом в виде капельной жидкости из скважины (10-500 г/м3) по своему составу более тяжелый и содержит углеводороды от этана (в малых количествах) до додекана (С12) и выше.
Технология переработки этого конденсата включает процессы: стабилизации; обезвоживания и обессоливания; очистки от серосодержащих примесей; перегонки и выделения фракций моторных топлив (с последующим их облагораживанием).
Иногда стабильный конденсат смешивают со стабильной нефтью, тогда последние 3 процесса совмещены с технологией первичной переработки нефти.
Для стабилизации газового конденсата используются 3 метода:
1. Ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);
2. Ректификация в стабилизационных колоннах;
3. Комбинирование сепарации и ректификации.
1. Технология стабилизации конденсата дегазацией
Стабилизация газового конденсата дегазацией или сепарацией основана на снижении растворимости низкокипящих углеводородов в конденсатах при повышении температуры и понижении давления.
Обычно такая технология процесса стабилизации применяется на месторождениях, имеющих низкий конденсатный фактор.
Для стабилизации конденсата можно применять 1-, 2- и 3-ступенчатые схемы дегазации.
Выбор количества ступеней зависит от содержания низкокипящих углеводородов в конденсате: чем оно больше, тем необходимо большее число ступеней.
Это объясняется тем, что при увеличении числа ступеней доля отгона на каждой из них уменьшается, а уменьшение доли отгона влечет за собой и уменьшение уноса в газовую сферу целевых углеводородов конденсата.
Принципиальная технологическая схема установки стабилизации газового конденсата 2-ступенчатой дегазацией включает: дроссели; сепараторы 1 й и 2 й ступени дегазации; товарная емкость;
При ступенчатой дегазации газа давление на последующей ступени всегда меньше давления на предыдущей.
2. Технология стабилизации конденсата ректификацией
Сбор и утилизация газов дегазации конденсата связаны с большими энергетическими затратами, поэтому при больших объемах перерабатываемого конденсата применяют стабилизацию с использованием ректификационных колонн.
Она имеет ряд преимуществ, в частности, энергия нестабильного конденсата рационально используется, полученный стабильный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров и др.
Ректификационная стабилизация газового конденсата проводится чаще всего в 2 х или 3 х колоннах, что дает возможность, кроме газов стабилизации и стабильного конденсата, получить пропан-бутановую фракцию (или пропан и бутан).
На современных установках обычно применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость процесса и уменьшить энергозатраты. стабилизация конденсат дегазация ректификация
Принципиальная схема типовой установки стабилизации конденсата с использованием 2 х ректификационных колонн включает дегазацию конденсата в сепараторе, разделение отсепарированной жидкости из сепаратора на 2 потока.
Один из них нагревается в теплообменнике и поступает в питательную секцию абсорбционно-отпарной колонны (АОК); другой в качестве орошения подается на верхнюю тарелку АОК.
Используются сепаратор; теплообменник; АОК;трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник
нестабильный конденсат; стабильный конденсат; газы стабилизации; ШФЛУ;
Обычно газ сепарации из сепаратора объединяют с верхним продуктом АОК и после дожатия направляют в магистральный газопровод (МГП).
Деэтанизированный конденсат из АОК направляют в стабилизатор, работающий по схеме полной ректификационной колонны.
Давление в стабилизаторе составляет 1,0-1,6 МПа.
Для подвода тепла в кубы колонн используют трубчатые печи.
На усовершенствованных установках стабилизации конденсата для повышения технологической гибкости и возможности переработки облегченного по фракционному составу конденсата из-за истощения месторождения газ сепарации из сепаратора 1 нагревают и подают в куб АОК как отдувочный газ.
Использование газа сепарации в качестве отдувочного позволяет в нижней части АОК снизить парциальное давление компонентов С3+, вследствие чего снижаются необходимое паровое число и количество тепла, подводимого в трубчатой печи.
Схема установки стабилизации конденсата с подачей отдувочного газа включает сепаратор; рекуперативные теплообменники; АОК; трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник
Во время стабилизации конденсата с с подачей отдувочного газа согласно техпроцесса происходит преобразование: сырой конденсат- стабильный конденсат- газы стабилизации- ШФЛУ.