Особенности проектирования установок ЭЛОУ- АТ

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых  газов (1,5… 2,2 %) и бензиновых фракций (до 20…30 %) и фракций до 350 °С (50…60 %) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, т. е. установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. 2-колонные установки атмосферной перенрнки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, т. к. первая колонна, в которой отбирается 50…60 % бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность.

Недостатками 2-колонной атмосферной  трубчатки является более высокая  температура нагрева отбензиненной нефти, необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной, насосами, конденсаторами-холодильниками и т. д.

Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть дополнительно подогревается  в теплообменниках и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания 1. Уходящие с верха этой колонны угле- водородный газ и легкий бензин конденсируется и охлаждаются в аппаратах воздушного и водяного охлаждения и поступают в емкость орошения. Часть конденсата возвращается на верх колонны 1 в качестве острого орошения. Отбензиненная нефть с низа колонны 1 подается в трубчатую печь 4, где нагревается до требуемой температуры и поступает в атмосферную колонну 2. Часть отбензиненной нефти из печи 4 возвращается в низ колонны 1 в качестве горячей струи. С верха колонны 2 отбирается тяжелый бензин, а сбоку через отпарные колонны 3 выводятся топливные фракции 180-220(230), 220(230)-280 и 280-350°С. Атмосферная колонна, кроме острого орошения, имеет 2 циркуляционных орошения, которыми отводится тепло ниже тарелок отбора фракций 180-220 и 220-280 °С. В нижние части атмосферной и отпарных колонн подается перегретый водяной пар для отпарки легко кипящих фракций. С низа атмосферной колонны выводится мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. Ниже приведены материальный баланс, технологический режим и характеристика ректификационных колонн блока атмосферной перегонки нефти.[1]

Практикой зксплуатации промышленных установок АТ были выявлены следующие недостатки схемы на рис. 5:

- не обеспечиваются проектные показатели по температуре подогрева нефти на входе в К-1, тем самым и по отбору легкого бензина в ней;

- способ регулирования температуры низа К-1 посредством горячей струи через печь требует повышенных энергозатрат на циркуляцию отбензиненной нефти.

Для интенсификации работы К-1 на ряде НП3 были переобвязаны теплообменники по сырью и теплоносителю с целью повышения температуры подогрева нефти на входе в К-1.[2]

 

5 ОБЩИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Электрообессоливающие установки  проектируют двухступенчатыми: в электродегидраторах 1-ой ступени удаляется 75-80% (масс.) соленой воды и 95-98% (масс.) солей, а в электродегидраторах 2-ой ступени - 60-65%(масс.) отстоявшейся эмульсионной воды и примерно 92%(масс.) отстоявшихся солей. Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества (т.е. содержания воды, солей и стойкости эмульсии) обрабатываемой нефти, от типа и производительности аппарата. Для современных электрообессоливающих установок проектируют только горизонтальные электродегидраторы, которые входят в состав комбинированных установок ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Преимуществами горизонтальных аппаратов являются: большая площадь электродов, следовательно, и большая удельная производительность (объем нефти на единицу сечения аппарата); меньшая вертикальная скорость движения нефти, а значит и лучший отстой воды; возможность проведения процесса при более высоких температурах и давлениях. Подача сырой нефти в низ аппарата обеспечивает ее дополнительную промывку и прохождение через два электрических поля: слабое - между зеркалом воды и нижним электродом и сильное - между электродами. Повышение напряжения между электродами сверх допустимого (22-24кВт ) нежелательно, так как это вызывает обратный эффект - диспергирование капелек воды и увеличение стойкости эмульсии.[8]

Температура и давление процесса обессоливания во многом зависят  от конструкции аппарата. Большое  значение имеют свойства обессоливаемой нефти. Многие нефти хорошо обессоливаются при 70-90°С. Однако для таких нефтей, как ромашкинская, особенно в тех случаях, когда они поступают с промыслов плохо подготовленными, приходится повышать температуру обессоливания до ПО-160°С. Повышение температуры обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия работы изоляторов. [1]

Важное значение имеет равномерная подача в нефть деэмульгатора. Расход деэмульгаторов на ЭЛОУ составляет: НЧК-ог 500 до 5000 а/т, ОЖК-от 20 до 60 а/г. ОП-10 - от 35 до 50 г/т нефти. Деэмульгатор НЧК подается в нефть в чистом виде, а неионогенные деэмульгаторы - в виде 2-5%-ных водных растворов.

В нефть также подается щелочь, которая необходима для создания при обессоливании нейтральной  или слабощелочной среды. В такой  среде ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры. Расход щелочи составляет до 50 г/т нефти.

Технико-экономические показатели электрообессоливающей установки  значительно улучшаются при применении более высокопроизводительных электродегидраторов за счет уменьшения количества теплообменников, сырьевых насосов, резервуаров, приборов КИПиА и т. д. (экономический эффект от укрупнения) и при комбинировании с установками прямой перегонки нефти за счет снижения капитальных и энергозатрат, увеличения производительности труда и т. д. (эффект от комбинирования). Так, электрообессоливающая установка с горизонтальными электродегидраторами типа 2ЭГ-160, комбинированная с установкой первичной перегонки нефти (атмосферно-вакуумная трубчатка), по сравнению с отдельно стоящей электрообессоливающей установкой с шаровыми, при одинаковой производительности (6 млн т/г) имеет примерно в 1,5 раза меньшие капитальные затраты, эксплуатационные расходы и себестоимость обессоливания.[8]

 В последние годы  за рубежом и в нашей стране  новые атмосферные трубчатки или комбинированые установки (типа ЛК-6у) строятся только с встроенными горизонтальными электродегидраторами высокой единичной мощности. В настоящее время разработан и внедряется горизонтальный электродегидратор объемом 200 м3 типа 2ЭГ-200 производительностью 560 м3/ч (D = 3,4 м и L = 23,5 м) и разрабатывается перспективная его модель с объемом 450 м3 с улучшенной конструкцией электродов. Смесь сырой нефти, деэмульгатора и содово-щелочного раствора (последний вводится для подавления сероводородной коррозии) нагревается в темплообменнике (в отдельно стоящей электрообессоливающей установке дополнительно в пароподогревателе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из электродегидратора второй ступени и подается в два после довательно работающих электродегидраторов ЭГ-1 и ЭГ-2. На входе в ЭГ-2 в поток частично обессоленной нефти подается свежая вода (речная, оборотная или паровой конденсат) в количестве 5…10 % мас. на нефть. После охлаждения в теплообменнике обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготовленной нефти, а на секции электрообессоливающих комбинированных установок она без охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти.[2]

На современных установках перегонки нефти чаще применяют  комбинированые схемы орошения. Так, сложная ректификационная колонна атмосферной перегонки нефти обычно имеет вверху острое орошение и затем по высоте несколько промежуточных циркуляционных орошений. Из промежуточных орошений чаще применяют циркуляционные орошения, располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор бокового погона для создания циркуляционного ороршения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции. В концентрационной секции сложных ректификационных колонн вторичной перегонки мазута отвод тепла осуществляется преимущественно посредством циркуляционного орошения.[3]

 При подводе тепла  в низ ректификационной колонны  кипятильником осуществляют дополнительный  подогрев кубового продукта в  выносном кипятильнике с паровым  пространством (рибойлере), где он частично испаряется. Образовавшиеся пары возвращают под нижнюю тарелку ректификационной колонны. Характерной особенностью этого способа является обеспечение в кипятильнике постоянного уровня жидкости и парового пространства над этой жидкостью. По своему разделительному действию кипятильник эквивалентен одной теоретической тарелке. Этот способ подвода тепла в низ колонны наиболее широко применяется на установках фракционирования попутных нефтей и нефтезаводских газов, при стабилизации и отбензинивании нефтей, стабилизации бензинов прямой перегонки и вторичных процессов нефтепереработки.

 При подводе тепла  в низ колонны трубчатая печь  часть кубового продукта прокачивается  через трубчатую печь, и подогретая  парожидкостная смесь (горячая  струя) вновь поступает в низ  колонны. Этот способ применяют  при необходимости обеспечения  сравнительно высокой температуре  низа колонны, когда применение  обычных теплоносителей (водяной  пар и др.) невозможно или нецелесообразно  (например, в колоннах отбензинивания нефти).

 Выбор давления и  температурного режима в ректификационной  колонне. При принятых значениях  флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические показатели процессов перегонки наиболее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне. Оба эти рабочих параметра тесно взаимосвязаны: нельзя оптимизировать, например, только давление без учета требуемого температурного режима и наоборот.[8]

При оптимизации технологических  параметров ректификационной колонны  целесообразно выбрать такие  значения давления и температуры, которые:

1) обеспечивают состояние  разделяемой системы, далекое  от критического (иначе нельзя  реализовать процесс ректификации), и возможно большее значение  коэффициента относительной летучести;

2) исключают возможность  термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;

3) позволяют использовать  дешевые и доступные хладоагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) (например, в стабилизационных ректификационных колоннах) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников и кипятильников.[3]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6 Принципиальная технологическая схема установки

6.1 ОПИСАНИЕ СХЕМЫ ТЕПЛООБМЕНА И БЛОКА ЭЛОУ

 

Сырая нефть поступает на прием сырьевых насосов прокачивается параллельными потоками через блок сырьевых теплообменников.

Поток сырой нефти прокачивается  через теплообменники, где теплоносителем является отходящие продукты ректификационной колонны К‑2.

Затем нефть четырьмя потоками поступает в электродегидраторы (ЭДГ) первой ступени.

Частично обессоленная и  обезвоженная нефть из верхней части  электродегидраторов направляется в электродегидраторы второй ступени.

Перед каждым электродегидратором в линию нефти насосами через смеситель подается предварительно подогретая в теплообменнике вода. Для лучшего смешения нефть с промывочной водой проходит через смесительные клапаны, установленные на линии входа нефти в электродегидраторы.

Вода, отстоявшаяся в электродегидраторах, поступает в емкость, предназначенную для дополнительного отстоя воды от нефти.

Обессоленная и обезвоженная нефть после электродегидраторов прокачивается через сырьевые теплообменники.

Нефть прокачивается по трубным  пучкам теплообменников и поступает  в колонну К‑101.

 

6. 2 АТМОСФЕРНЫЙ БЛОК

 

Обессоленная и обезвоженная нефть после блока сырьевых теплообменников  поступает в колонну К‑101. С верха колонны К‑101 смесь углеводородных газов, паров бензина и водяного пара отводится через воздушные конденсаторы, где происходит охлаждение и конденсация паров, в водоотделитель Е‑101. Часть бензина из водоотделителя насосом подается на верх колонны К‑1 в качестве острого орошения.

Смесь паров бензина и  углеводородных газов из емкости Е‑101 за счет избыточного давления поступает на доохлаждение в теплообменники, затем в емкость Е‑106. Для улучшения конденсации паров.

Углеводородный газ с  верха емкости Е‑106 поступает в качестве топливного газа в печь.

Бензин из емкости Е‑106 поступает через теплообменники на блок стабилизации.

Отбензиненная нефть с низа колонны К‑101 насосами подается через змеевики печи П‑101 в ректификационную колонну К‑102.