Ректификационная переработка нефти и продукции из нее

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

2.2 Выбор технологической схемы, параметров проведения процесса

2.3 Описание технологической схемы

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

3.1 Расчет основного оборудования

3.2 Расчет вспомогательного аппарата

4. КОНТРОЛЬНО - ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И АВТОМАТИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ

4.1 Описания функциональной схемы автоматизации установки

4.2 Автоматическое регулирование параметров

5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ - ОТХОДЫ ПРОИЗВОДСТВА, СТОЧНЫЕ ВОДЫ И ЗАГРЯЗНЕНИЕ ВОЗДУХА

5.1 Источники вредных выбросов в атмосферу

5.2 Проектные решения по уменьшению загрязнения атмосферы

5.3 Предельно допустимые и временно согласованные выбросы

6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ТРУДА НА УСТАНОВКЕ

7. СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ

8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

8.1 Расчет капитальных затрат на строительство

8.2 Организация производства

8.3 Расчет численности персонала

8.4 Расчет годового фонда заработной платы

8.5 Расчет калькуляции себестоимости продукции

8.6 Рентабельность проектируемой установки

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В последние годы добыча нефти значительно сократилась.

Перед нефтеперерабатывающей промышленностью поставлена задача повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее улучшение её переработки.

В настоящее время особая роль отведена увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных термических и химических методов, с целью получения из нефти большего количества светлых нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ применяется как хладагент, топливо.

Для разделений смеси газов на индивидуальные компоненты применяются следующие процессы: ректификация, компрессия, конденсация, адсорбция. На газофракционирующих установках (ГФУ) эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.

Перспективой процесса является модернизация оборудования, улучшения качества продукций, снижение энергоёмкости.

Процессы газофракционирования предназначены для получения из нефтезаводских газов индивидуальных низкомолекулярных углеводородов C₁-С₆ (как предельных, так и непредельных, нормального или изостроения) или их фракций высокой чистоты, являющихся компонентами высокооктановых автобензинов, ценным нефтехимическим сырьем, а также сырьем для процессов алкилирования и производств метил-трет-бутилового эфира и т. д.

Источником углеводородных газов на НПЗ являются газы, выделяющиеся из нефти на установках AT, ABT и образующиеся в термодеструктивных или каталитических процессах переработки нефтяного сырья, а также газы стабилизации нестабильных бензинов.

В зависимости от химического состава различают предельные и непредельные газы. Предельные углеводородные газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработки (каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья.

1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА

Нестабильный бензин, получаемый на газоотбензинивающей установке методом компрессии, абсорбции, низкотемпературной ректификации или адсорбции, состоит из углеводородов от этана до гептана включительно.

В зависимости от состава перерабатываемого газа и глубины извлечения целевых компонентов из него составы нестабильных бензинов колеблются в широких пределах. Как товарный продукт нестабильный бензин не находит непосредственного применения: в народном хозяйстве используют выделенные из него технически чистые индивидуальные углеводороды, такие как пропан, изобутан, н-бутан, изопентан, н-пентан, гексан, стабильный газовый бензин. В качестве коммунального топлива используют также пропан-бутановую смесь в различных соотношениях в зависимости от времени года.

Основное требование к качеству каждого выделенного углеводорода - это чистота, т.е. высокая концентрация целевого компонента в получаемой фракции. Выделить совершенно чистые (не имеющие примесей) углеводороды в промышленных условиях практически невозможно. Вместе с целевым компонентом в продукте будут содержаться и другие углеводороды, имеющие близкие температуры кипения. Такая смесь носит название фракции того или иного компонента или группы компонентов, например, пропановая фракция, пропан-бутановая фракция, бутан - изобутановая фракция. Четкое разделение смесей жидких углеводородов на составляющие компоненты достигается в процессе ректификации. Если смесь двух взаиморастворимых жидкостей подвергнуть постепенному нагреву, то при некоторой температуре начнет выкипать жидкость, имеющая более низкую температуру кипения. Эту жидкость называют низкокипящим компонентом (н.к.к.). При температуре кипения можно перевести в пар практически полностью весь низкокипящий компонент, содержащийся первоначально в смеси. После этого остаток будет состоять из высококипящего компонента (в.к.к.). Этот остаток называется кубовым остатком, а пары низкокипящего компонента после их конденсации в холодильнике - дистиллятом. Описанный процесс называемый простой перегонкой, не дает возможности получить разделенные компоненты в чистом виде, так как в парах низкокипящего компонента будет содержаться некоторое количество паров высококипящего компонента и, наоборот, в кубовом остатке будет растворено некоторое количество низкокипящего компонента. Для полного или четкого разделения компонентов применяют ректификацию.

Ректификация -- тепло массообменный процесс, который осуществляется в противоточных колонных аппаратах с контактными элементами (насадка, тарелки). В процессе ректификации происходит непрерывный обмен между жидкой и паровой фазой. Жидкая фаза обогащается более высококипящим компонентом, а паровая фаза -- более низкокипящим. Процесс тепломассообмена происходит по всей высоте колонны между стекающим вниз дистиллятом, образующимся наверху колонны (флегмой), и поднимающимся вверх паром. Чтобы интенсифицировать процесс тепломассообмена применяют контактные элементы, увеличивающие поверхность взаимодействия фаз. В случае применения насадки, флегма стекает тонкой пленкой по ее развитой поверхности. В случае применения тарелок, пар в виде множества пузырьков, образующих развитую поверхность контакта, проходит через слой жидкости на тарелке.

Взаимодействие паров и жидкости достигается в ректификационных колоннах, снабженных контактными устройствами - ректификационными тарелками или насадкой.

Рассмотрим принцип разделения двухкомпонентной смеси ректификацией. Сырье в которое необходимо разделить на две части - высококипящую и низкокипящую, подается в среднюю часть колонны на тарелку питания. Сырье может подаваться в колонну в виде жидкости, пара или парожидкостной смеси.

Введенная в колонну жидкая смесь стекает по контактным устройствам в нижнюю часть колонны, называемую отпарной. Навстречу потоку жидкости поднимаются пары, образующиеся в результате кипения жидкости в кубе колонны.

Пары, поступающие на тарелку с нижележащей, имеют более высокую температуру, чем стекающая с вышележащей тарелки жидкость. На тарелке в результате контакта паров и жидкости (флегмы) происходит выравнивание температур. При этом из паров, которые охлаждаются, выделяется в жидкую фазу некоторое количество высококипящего компонента, а из стекающей жидкости испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, т.е. на каждой тарелке или контактном устройстве происходит теплообмен и массообмен. В парах по мере их подъема по колонне уменьшается содержание в.к.к. и соответственно возрастает концентрация н.к.к., а в опускающейся флегме возрастает концентрация в.к.к. и уменьшается концентрация н.к.к.

Пары с верха колонны отводятся в конденсатор, где они охлаждаются, частично или полностью конденсируются.

Часть сконденсированного верхнего продукта или дистиллята закачивается насосом в качестве орошения, которое, стекая с верхней тарелки, создает жидкостный поток - флегму. Избыточная часть дистиллята откачивается за пределы установки или же направляется в качестве сырья для другой колонны.

Флегма с низа колонны отводится в кипятильник (рибойлер), где она в результате подвода теплоты подвергается частичному испарению. Выделившиеся из флегмы пары из кипятильника возвращается в колонну (под нижнюю тарелку) и образуют восходящий паровой поток, что необходимо для ректификации.

В одной ректификационной колонне жидкую углеводородную смесь можно разделить на две фракции. Для разделения смеси на три фракции требуется двухколонная установка. В первой колонне выделяется одна фракция, а смесь двух других разделяется во второй колонне. Для разделения смеси на n фракций требуется n - 1 ректификационных колонн.

Число тарелок в ректификационной колонне зависит от разницы температур кипения разделяемых компонентов. Чем более близкие температуры имеют углеводороды, тем труднее разделить их смесь на составляющие компоненты, тем больше тарелок в колонне требуется для этого. Так, для разделения смеси н-бутана и н-пентана разность температур кипения при атмосферном давлении равна +36,1 - (- 0,5)= 36,6С необходима колонна с 30 тарелками.

Для разделения смеси изобутана и н-бутана, разность температуры кипения (-0,5)-(-11,1)=10,6С необходимо колонна с 80 тарелками и более, а для разделения н-пентана и изопентана, имеющих температуры кипения соответственно 36,2 и 28С, требуется колонна со 100-120 ректификационных тарелок.

Основные параметры, определяющие работу ректификационных колонн, - это давление, температуры верха, низа и ввода сырья в колонну, кратность орошения или флегмовое число. Теоретически процесс ректификации углеводородов можно проводить при широком диапазоне давлений - от глубокого вакуума до критических величин. Но оптимальное это минимальное давление, при котором конденсацию верхнего продукта можно проводить, охлаждая водой или воздухом. Следовательно, выбранная температура в емкости орошения и будет определять давление в колонне: при парциальной конденсации паров верхнего продукта - это давление точки росы, а при полной конденсации - давление насыщенных паров кипящей жидкости.

В большинстве ГФУ охлаждающим агентом является оборотная вода, температура в которой в средней полосе Казахстана поддерживается 16 - 20 зимой и 24 - 30С - летом. Исходя из этого, температуру конденсации верхнего продукта принимают равной 40С, а при использовании аппаратов воздушного охлаждения температура в емкости орошения должна быть на 10 - 12С выше максимально возможной температуры окружающего воздуха.

При такой конденсации верхнего продукта абсолютное давление в емкости орошения определяются по уравнению:

х = р,

= р, (1.1)

где х - молярные концентрации компонентов; П - абсолютные давления насыщенных паров компонентов при расчетной температуре в емкости орошения, МПа.

Давление в емкости орошения равно сумме парциальных давлений насыщенных паров при данной температуре.

Давление в ректификационной колонне принимают обычно на 0,2 - 0,3 МПа выше, чем давление в емкости орошения. Этого достаточно для преодоления гидравлического сопротивления при прохождении паров через тарелки и конденсаторы. При выделении из жидкой смеси легких углеводородов, таких, как метан и этан, оптимальное давление может изменяться в широких пределах, так как это связано не только с составом сырья, но и технологической схемой установки, определяющей возможность использования дешевых хладагентов.

При заданных составах верхнего продукта (дистиллята) и жидкого, отводимого с низа колонн, температуру в верху и в низу колонны определяют методом последовательного приближения. Температуру верха колонны определяют как температуру конца кипения верхнего продукта.

Температура низа колонны должна отвечать температуре начала кипения (однократного испарения) остатка при давлении в колонне.

Температура сырья, подаваемого в колонну, должна соответствовать расчетной температуре тарелки питания. Оптимальная температура питания определяется в основном затратами на хладоагент и теплоноситель. При использовании дорогих хладоагентов (пропан, аммиак) при отделении метана и этана невыгодно перегревать сырье, т.е. лучше направить его в колонну при температуре кипения или даже в переохлажденном состоянии. В то же время при использовании дешевых хладоагентов (вода, воздух) и дорогих теплоносителей становится выгодным подавать сырье в парожидкостном состоянии. В колоннах ГФУ предусматривается от одного до четырех вводов сырья на разные тарелки питания. Подачу сырья на ту или иную тарелку питания подбирают экспериментально, и она зависит от состава сырья. Чем больше содержится в сырье тяжелых углеводородов, на нижнюю тарелку питания оно подается, и, наоборот, сырье с большим содержанием легких углеводородов подается на верхнюю тарелку питания. Между двумя соседними вводами сырья обычно располагается от трех до шести тарелок.

Очень важным параметром процесса ректификации является количество орошения, подаваемого на верхнюю тарелку колонны. Обычно зависит от кратности орошения или флегмовым числом - отношением количества подаваемого орошения к количеству дистиллята.

Определение действительного флегмового числа представляет сложную задачу. Чем выше чистота получаемого дистиллята и чем более близки между собой температуры кипения разделяемых компонентов, тем выше флегмовое число.

Постоянство состава сырья. Некоторые газоперерабатывающие заводы, имеющие в своем составе ГФУ, в качестве сырья используют не только нестабильный бензин собственной выработки, но и получаемый из других источников: ШФЛУ из промысловых установок стабилизации нефти, газаконденсаты и нестабильный бензин из ГПЗ Западной Сибири.

Сырье поступающее из различных источников, по содержанию углеводородов имеет широкий диапазон. Для переработки каждого вида сырья на установках должен быть разработан определенный, присущий только этому виду сырья, технологический режим.

Технически грамотным было бы смешивать все виды сырья в товарно-сырьевых парках для обеспечения однородности по химическому составу перед подачей на ГФУ. Но, к сожалению, не на всех заводах имеется возможность смешения сырья, поэтому на практике часты случаи, когда состав перерабатываемого на ГФУ сырья периодический меняется. Для нормальной работы персонал должен заранее знать состав партии сырья в емкостях парка, которую предстоит взять на переработку, и иметь информацию, когда товарно-сырьевой участок (цех) начнет подачу этого вида сырья на ГФУ. С момента получения сообщения о закачке сырья нового состава внести коррективы на задание автоматических регуляторов. Если такая корректировка не будет своевременно сделана, то неизбежно ухудшение процесса ректификации в колоннах и вместе с тем выпуск бракованной продукции. Следует помнить, ухудшение качества разделения предыдущих по ходу сырья колоннах приводит к ухудшению качества продукции в остальных колоннах.

Предположим, что в составе сырья увеличилось содержание изобутана и н-пентана и уменьшилось содержание этана и пропана; содержание н-бутана, изопентана и гексана не изменилось.

При поступлении такого сырья (утяжеленного состава) в первую по ходу колонну-деэтанизатор при неизменных температурах низа и верха колонны и неизменном расходе орошения уменьшится поток паров, и в то же время кубовая часть колонны будет переполняться, давление в колонне уменьшится. Поскольку расход орошения остался неизменным, очень скоро емкость орошения будет опорожненной. В результате в нижнем продукте колонны окажется неотпаренной часть этана, а прекращение подачи орошения вызовет подъем на верх колонны паров высококипящих компонентов, т.е. процесс ректификации, необходимо; во-первых, поднять температуру низа колонны в соответствии с технологической картой, разработанной для этого вида сырья, и тем самым улучшить отпарку этана из кубового остатка и обеспечить нормальный восходящий поток паров; во-вторых, переключить подачу сырья на нижнюю тарелку питания; в-третьих, отрегулировать поддержание заданного уровня в кубовой части.

Аналогичные действия необходимо выполнить по регулированию параметров и в следующей по ходу сырья колонне - депропанизаторе.

Следующий по ходу движения сырья - дебутанизатор, в котором с верха колонны отбирают бутановую, а с низа - пентано-гексановую смеси. Новое сырье дебутанизатора по сравнению с предыдущим сырьем отличается по составу повышенным содержанием изобутана и н-пентана.

Для отпарки н-пентана из кубового остатка с повышенным содержанием н-пентана следует повысить температуру низа колонны, а для обеспечения четкости ректификации верхнего продукта, обогощенного изобутаном,- температуру верха снизить. Это все при условии, что давление в колонне остается неизменным.

Количество орошения должно регулироваться по показаниям анализаторов качества. Кроме того, необходимо переключить подачу сырья в колонне на верхнюю тарелку питания.

Бутановая смесь разделяется в следующей по ходу сырья колонне - изобутановой на изобутан (верхний продукт) и н-бутан (кубовый остаток). В этой колонне необходимо:

- переключить подачу сырья на верхнюю тарелку;

- повысить подачу орошения.

Температура низа и давление в колонне постоянны. Пентан-гексановая смесь поступает далее в депентанизатор, где сырье разделяется на смесь пентанов и гексан. Поскольку верхний продукт обогощен н-пентаном и средняя температура кипения пентановой смеси будет выше, то в этой колонне необходимо повысить температуру верха, а температура низа колонны и давление в ней остаются постоянными.

Последняя колонна - изопентановая, в ней сырье делится на изопентан (верхний продукт) и н-пентан (нижний продукт). Температура верха и низа колонны и давление в ней остаются неизменными. Пропорционально относительному уменьшению в сырье изопентана уменьшается и расход орошения и теплоносителя.

При уменьшении в.к.к. в сырье таких колонн, как, деэтанизатор, депропанизатор, дебутанизатор, депентанизатор, необходимо уменьшить температуру низа колонн, увеличить количество орошения и переключить подачу сырья на нижние тарелки питания.

Постоянство давления. Если температуры верха и низа колонны остаются неизменными, то повышение давления при постоянстве состава сырья приводит к недостаточной отпарке дистиллята от остатка, а снижение давления - к ухудшению качества дистиллята вследствие повышения в нем концентрации в.к.к.

Повышение давления в колонне может быть вызвано умеьшением количества охлаждающей воды, поступающей в конденсаторы, или образованием накипи и шлама в трубных пучках конденсаторов, особенно в летнее время, а повышение давления в деэтанизаторе, где хладоагентом служит пропан или аммиак - уменьшением подачи этого хладоагента.

На ГФУ, в которых применяют аппараты воздушного охлаждения, изменение давления в емкостях орошения, а равно и в колоннах, вызывается изменением температуры окружающего воздуха в разное время суток, остановкой одного или нескольких вентиляторов. В летний период должны работать все вентиляторы с полностью открытыми жалюзи. В период жаркой погоды должны быть включены и увлажнители воздуха, нагнетаемого вентиляторами. И если это не помогает, то необходимо часть неконденсирующихся паров подавать на прием сырьевых компрессоров.

В зимний период часть потока паров, выходящих из шлемовой трубы колонны, необходимо через автоматический регулятор перепускать в емкость орошения, т.е. мимо конденсаторов. Этим самым обеспечивается поддержание нужного давления в емкостях и подпора на приеме насосов орошения. Независимо от температуры окружающего воздуха температура конденсации дистиллята в зимнее время не должна быть ниже 20 - 25 С.

Абсорбцией называют процесс поглощения газа жидким поглотителем, в котором газ растворим в той или иной степени. Обратный процесс - выделение растворенного газа из раствора - носит название десорбции.

В абсорбционных процессах (абсорбция, десорбция) участвуют две фазы - жидкая и газовая и происходит переход вещества из газовой фазы в жидкую (при абсорбции) или, наоборот, из жидкой фазы в газовую (при десорбции). Таким образом, абсорбционные процессы являются одним из видов процессов масопередачи.

На практике абсорбции подвергают большей частью не отдельные газы, а газовые смеси, составные части которых (одна или несколько) могут поглощаться данным поглотителем в заметных количествах. Эти составные части называют абсорбируемыми компонентами или просто компонентами, а не поглощаемые составные части - инертным газом.

Жидкая фаза состоит из поглотителя и абсорбируемого компонента. Во многих случаях поглотитель представляет собой раствор активного компонента, вступающего в химическую реакцию с абсорбируемым компонентом; при этом вещество, в котором растворен активный компонент, будем называть растворителем.

Инертный газ и поглотитель являются носителями компонента соответственно в газовой и жидкой фазах. При физической абсорбции (см. ниже) инертный газ и поглотитель не расходуются и не участвуют в процессах перехода компонента из одной фазы в другую. При хемосорбции (см. ниже) поглотитель может химически взаимодействовать с компонентом.

Протекание абсорбционных процессов характеризуется их статикой и кинетикой.

Статика абсорбции, т.е. равновесие между жидкой и газовой фазами, определяет состояние, которое устанавливается при весьма продолжительном соприкосновении фаз. Равновесие между фазами определяется термодинамическими свойствами компонента и поглотителя и зависит от состава одной из фаз, температуры и давления.

Кинетика абсорбции, т.е. скорость процесса массообмена, определяется движущей силой процесса (т. е. степенью отклонения системы от равновесного состояния), свойствами поглотителя, компонента и инертного газа, а также способом соприкосновения фаз (устройством абсорбционного аппарата и гидродинамическим режимом его работы). В абсорбционных аппаратах движущая сила, как правило, изменяется по их длине и зависит от характера взаимного движения фаз (противоток, прямоток, перекрестный ток и т. д.). При этом возможно осуществление непрерывного или ступенчатого контакта. В абсорберах с непрерывным контактом характер движения фаз не меняется по длине аппарата и изменение движущей силы происходит непрерывно. Абсорберы со ступенчатым контактом состоят из нескольких ступеней, последовательно соединенных по газу и жидкости, причем при переходе из ступени в ступень происходит скачкообразное изменение движений силы.

Различают химическую абсорбцию и хемосорбцию. При физической абсорбции растворение газа не сопровождается химической реакцией (или, по крайней мере, эта реакция не оказывает заметного влияния на процесс). В данном случае над раствором существует более или менее значительное равновесное давление компонента и поглощение последнего происходит лишь до тех пор, пока его парциальное давление в газовой фазе выше равновесного давления над раствором. Полное извлечение компонента из газа при этом возможно только при противотоке и подаче в абсорбер чистого поглотителя, не содержащего компонента.

При хемосорбции (абсорбция, сопровождаемая химической реакцией) абсорбируемый компонент связывается в жидкой фазе в виде химического соединения. При необратимой реакции равновесное давление компонента над раствором ничтожно мало и возможно полное его поглощение. При обратимой реакции над раствором существует заметное давление компонента, хотя и меньшее, чем при физической абсорбции.

Промышленное проведение абсорбции может сочетаться или не сочетаться с десорбцией. Если десорбцию не производят, поглотитель используется однократно. При этом в результате абсорбции получают готовый продукт, полупродукт или, если абсорбция проводиться с целью санитарной очистки газов, отбросный раствор, сливаемый (после обезвреживания) в канализацию.

Сочетание абсорбции с десорбцией позволяет многократно использовать поглотитель и выделять абсорбируемый компонент в чистом виде. Для этого раствор после абсорбера направляют на десорбцию, где происходит выделение компонента, а регенерированный (освобожденный от компонента) раствор вновь возвращают на абсорбцию. При такой схеме (круговой процесс) поглотитель не расходуется, если не считать некоторых его потерь, и все время циркулирует через систему абсорбер - десорбер - абсорбер.

В некоторых случаях (при наличии малоценного поглотителя) в процессе проведения десорбции отказываются от многократного применения поглотителя. При этом регенерированный в десорбере поглотитель сбрасывают в канализацию, а в абсорбер подают свежий поглотитель.

Условия, благоприятные для десорбции, противоположны условиям, способствующим абсорбции. Для осуществления десорбции над раствором должно быть заметное давление компонента, чтобы он мог выделяться в газовую фазу. Поглотители, абсорбция в которых сопровождается необратимой химической реакцией, не поддаются регенерации путем десорбции. Регенерацию таких поглотителей можно производить химическим методом.

Области применения абсорбционных процессов в химической и смежных отраслях промышленности весьма обширны. Некоторые из этих областей указаны ниже:

Получение готового продукта путем поглощения газа жидкостью. Примерами могут служить: абсорбция SO₃ в производстве серной кислоты; абсорбция HCl с получением соляной кислоты; абсорбция окислов азота водой (производство азотной кислоты) или щелочными растворами (получение нитратов) и т.д. При этим абсорбция проводится без последующей десорбции.

Разделение газовых смесей для выделения одного или нескольких ценных компонентов смеси. В этом случае применяемый поглотитель должен обладать возможно большей поглотительной способностью по отношению к извлекаемому компоненту и возможно меньшей по отношению к другим составным частям газовой смеси (избирательная, или селективная, абсорбция). При этом абсорбцию обычно сочетают с десорбцией в круговом процессе. В качестве примеров можно привести абсорбцию бензола из коксового газа, абсорбцию ацетилена из газов крекинга или пиролиза природного газа, абсорбцию бутадиена из контактного газа после разложения этилового спирта и т.п.

Очистка газа от примесей вредных компонентов. Такая очистка осуществляется прежде всего с целью удаления примесей, не допустимых при дальнейшей переработке газов (например, очистка нефтяных и коксовых газов от H₂S, азотно-водородной смеси для синтеза аммиака от CO₂ и CO, осушка сернистого газа в производстве контактной серной кислоты и т.д.). Кроме того, производят санитарную очистку выпускаемых в атмосферу отходящих газов (например, очистка топочных газов от SO₂; очистка от Cl₂ абгаза после конденсации жидкого хлора; очистка от фтористых соединений газов, выделяющихся при производстве минеральных удобрений и т.п.).

В рассматриваемом случае извлекаемый компонент обычно используют, поэтому его выделяют путем десорбции или направляют раствор на соответствующую переработку. Иногда, если количество извлекаемого компонента очень мало и поглотитель не представляет ценности, раствор после абсорбции сбрасывают в канализацию. Улавливание ценных компонентов из газовой смеси для предотвращения их потерь, а так же по санитарным соображениям, например рекуперация летучих растворителей (спирты, кетоны, эфиры и др.).

Следует отметить, что для разделения газовых смесей, очистки газов и улавливания ценных компонентов наряду с абсорбцией применяют и иные способы: адсорбцию, глубокое охлаждение и др. Выбор того или иного способа определяется технико-экономическими соображениями. Обычно абсорбция предпочтительнее в тех случаях, когда не требуется очень полного извлечения компонента. При абсорбционных процессах массообмен происходит на поверхности соприкосновения фаз. Поэтому абсорбционные аппараты должны иметь развитую поверхность соприкосновения между газом и жидкостью. Исходя из способа создания этой поверхности абсорбционные аппараты можно подразделить наследующие группы:

а) Поверхностные абсорберы, в которых поверхностью контакта между фазами является зеркало жидкости (собственно поверхностные абсорберы) или поверхность текущей пленки жидкости (пленочные абсорберы). К этой же группе относятся насадочные абсорберы, в которых жидкость стекает по поверхности загруженной в абсорбер насадки из тел различной формы (кольца, кусковой материал и т. д.), и механические пленочные абсорберы. Для поверхностных абсорберов поверхность контакта в известной степени определяется геометрической поверхностью элементов абсорбера (например, насадки), хотя во многих случаях и не равна ей.

б) Барботажные абсорберы, в которых поверхность контакта развивается потоками газа, распределяющегося в жидкости в виде пузырьков и струек. Такое движение газа (барботаж) осуществляется путем пропускания его через заполненный жидкостью аппарат (сплошной барботаж) либо в аппаратах колонного типа с различного типа тарелками. Подобный характер взаимодействия газа и жидкости наблюдается также в насадочных абсорберах с затопленной насадкой.

В эту же группу входят барботажные абсорберы с перемешиванием жидкости механическими мешалками. В барботажных абсорберах поверхность контакта определяется гидродинамическим режимом (расходами газа и жидкости).

в) Распыливающие абсорберы, в которых поверхность контакта образуется путем распыления жидкости в массе газа на мелкие капли. Поверхность контакта определяется гидродинамическим режимом (расходом жидкости). К этой группе относятся абсорберы, в которых распыление жидкости производится форсунками (форсуночные, или полые, абсорберы), в токе движущегося с большой скоростью газа (скоростные прямоточные распыливающие абсорберы) или вращающимися механическими устройствами (механические распыливающие абсорберы).

Приведенная классификация абсорбционных аппаратов является условной, так как отражает не столько конструкцию аппарата, сколько характер поверхности контакта. Один и тот же тип аппарата в зависимости от условий работы может оказаться при этом в разных группах. Например, насадочные абсорберы могут работать как в пленочном, так и в барботажном режимах. В аппаратах с барботажными тарелками возможны режимы, когда происходит значительное распыление жидкости и поверхность контакта образуется в основном каплями. Из различных типов аппаратов в настоящее время наиболее распространены насадочные и барботажные тарельчатые абсорберы. При выборе типа абсорбера нужно в каждом конкретном случае исходить из физико-химических условий проведения процесса с учетом технико-экономических факторов. Основные размеры абсорбера (например, диаметр и высота) определяют путем расчета, исходя из заданных условий работы (производительность, требуемая степень извлечения компонента и т.д.). Для расчета необходимы сведения по статике и кинетике процесса. Данные по статике находят из справочных таблиц, рассчитывают при помощи термодинамических параметров или определяют опытным путем. Данные по кинетике в значительной степени зависят от типа аппарата и режима его работы. Наиболее надежны результаты экспериментов, проведенных при тех же условиях. В ряде случаев подобные данные отсутствуют и приходится прибегать к расчету или опытам. В настоящее время еще нет вполне надежного метода, позволяющего определять коэффициент массопередачи путем расчета либо на основе лабораторных или модельных опытов. Однако для некоторых типов аппаратов можно найти коэффициенты массопередачи с достаточно большой точностью при помощи расчета или сравнительно простых опытов.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

Тажигали -- газонефтяное месторождение находится в Атырауской области Казахстана, в 80 км к юго-западу от железнодорожной станции Кульсары. Месторождение открыто в 1956 г. В тектоническом отношении представляет собой трехкрылую солянокупольнуто структуру.

Нефтеносность связана с меловыми и юрскими отложениями западного и восточного крыльев. В отложениях мела установлены четыре горизонта и один горизонт в средней юре. Неокомский горизонт газонефтяной, остальные -- нефтяные.

Глубина залегания продуктивных горизонтов меняется в пределах от 382 до 1002 м. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные с высотами 10-40 м. Нефтеносные пласты сложены терригенными породами, коллектора поровые.

Состав газа: метан 59,8-62,4%; этан 7%; пропан 5,3%; азот 14,8-29,2%; водород 0,4%.

При работе по упрощенной схеме на установки получаются следующие продукты: бензин, рефлюкс (углеводороды С₅ и ниже), сероводород и сухой газ.

Таблица 2.1

Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

Наименование сырья, материалов, изготовленной продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта	Показатели качества обязательных для проверки	Допустимые пределы
Жирный газ с установок КК (сырьё)	СТП 010101-401142-99	1. Массовая доля углеводородов С5 и ниже, не более % 2. Массовая доля сероводорода, не более % (после отчистки)	30 0,2
Компонент бензина КК (сырьё)	СТП 010101-401135-96	1.Пределы перегонки: А) Температура начала перегонки, не ниже оС Б) Температура конца перегонки, не выше оС 2. Октановое число (по исследователь скому методу) не менее	35 195 76
Газ сухой (изготовленная продукция)		Состав не нормируется
Стабильный бензин (компонент)	СТП 010101*401121-99	Давление насыщенных паров, мм.рт.ст. А) бензин летнего вида, не выше Б) бензин зимнего вида, не выше Содержание H2S Испытание на медной пластинке	700 900 отсутствие выдерживает
Рефлюкс ГФУ-1	СТП 010101-401182-2000	Массовая доля углеводородов С5 и ниже, не более	60
Азот высшего сорта чистотой 99,98% давления 5,5кгс/см2	СТП 010101-407501-99	Объёмная доля азота, не менее %	99,98

Применение готовой продукции

Стабильный бензин используется как базовый компонент автомобильного бензина марок А-76 , АИ-92. Рефлюкс используется в качестве сырья для производства ЭП 300. Сухой газ используется в качестве газообразного топлива в цехах объединения. Сероводород используется для получения элементарной серы в цехе.

2.2 Выбор технологической схемы, параметров проведения процесса

Газофракционирующие установки бывают двух типов: одноколонные и многоколонные.

Одноколонные установки называются стабилизационными. Они предназначены для разделения нестабильного газового бензина на стабильный газовый бензин и сжиженный газ (пропан-бутановую смесь).

На стабилизационной установке нестабильный бензин насосом через систему теплообменников закачивается в среднюю часть колонны (стабилизатора). Верхний продукт, представляющий собой пары пропан-бутановой смеси с некоторым содержанием этана, отводится через холодильник - конденсатор в рефлюксную емкость. Часть образовавшегося конденсата верхнего продукта насосом подается на верхнюю тарелку колонны в качестве орошения, а избыточная часть тем же насосом откачивается в товарные емкости сжиженного газа.

Несконденсировавшиеся газы (незначительное количество), состоящие в основном из этана, частично пропана с некоторой примесью бутана, отводятся через регулятор давления «до себя» на повторное отбензинование или же используются в качестве топлива. Нижний продукт колонны (кубовый остаток) - стабильный газовый бензин - из кипятильника через теплообменник и холодильник отводится в товарные емкости.

Режим работы стабилизатора при постоянном компонентном составе зависит от требований к качеству получаемых продуктов - бензина и сжиженных газов. Если требуется получить бензин с низкой упругостью насыщенных паров, то проводят более глубокую отпарку н-бутана. Это достигается повышением температуры верха и низа в колонне или некоторым снижением давления в колонне, а иногда и сочетанием обоих этих факторов.

Если необходимо получить сжиженный газ с минимальным неиспаряющимся остатком, что обусловлено содержанием пентана в летних марках и содержанием бутанов в зимних марках остатков, то необходимо повысить давление в колонне, а температуру низа и верха в колонне несколько понизить. Полученный кубовый остаток колонны в этом случае закачивают в нефть или направляют по трубопроводу на нефтехимзавод.

На многоколонных газофракционирующих установках из нестабильного бензина выделяют стабильный бензин (или гексановую фракцию) и фракции индивидуальных углеводородов (пропана, изобутана, н-бутана, изопентана, н-пентана).

Количество ректификационных колонн на установке должно быть на единицу меньше числа получаемых фракций. Однако возможны различные схемы ректификации, отличающиеся способом соединения простых колонн. Так, исходное сырье, разделяемое на три продукта, может быть подвергнуто ректификации по двум схемам, сырье, разделяемое на четыре продукта,- по пяти схемам, а сырье, разделяемое на пять продуктов,- по 14 схемам.

При выборе схемы ректификации необходимо принимать во внимание многие показатели, влияющие на экономику (расход электроэнергии, топлива, габариты аппаратуры, затраты на перекачку). Кроме того, при выборе схемы фракционирования следует сравнивать различные схемы с точки зрения большой легкости, надежности и возможности получения промежуточных продуктов необходимого качества. От качества промежуточных продуктов зависит и качество товарных продуктов, то есть выделенных фракций индивидуальных углеводородов.

Технологические схемы ГФУ с нисходящим режимом давлений. В них давление в предыдущей по ходу движения сырья колонне выше, чем в последующей. Поэтому разделяемое сырье из колонны в колонну переходит самотеком и требуется меньшее число насосов.

Технологические схемы ГФУ с восходящим режимом давлений. В них давление в предыдущих колоннах ниже, чем в последующих. Они наиболее экономичны, когда в нестабильном бензине содержится незначительная массовая доля бутана, а еще меньше пропана. В этом случае основной получаемый продукт (стабильный бензин) отводится из первой колонны, а для остальных колонн остается небольшое количество сырья, вследствие чего размеры их, а также размеры вспомогательного оборудования резко уменьшаются и, таким образом, экономятся капитальные вложения и эксплуатационные затраты.

На практике чаще встречаются схемы со смешанным режимом давления. На большинстве крупных и средних отечественных газоперерабатывающих заводов принята технологическая схема ГФУ: сырье - деэтанизированный бензин - поступает на фракционирование с маслоабсорбционной отбензинивающей установки (МАУ),которая совместно с ГФУ составляет единый технологический блок. Процесс разделения нестабильного бензина начинается в пропановой колонне. Сырье в нее поступает после предварительного нагрева в теплообменнике. В колонне сырье разделяется на товарный пропан и бутан-бензиновую смесь. Верхний продукт конденсируется полностью. Частично он подается на орошение, а балансовая часть его откачивается на склад готовой продукции. Бутан-бензиновая смесь с низа колонны через кипятильник и теплообменники подается в среднюю часть бутановой колонны. В этой колонне сырье разделяется на стабильный бензин (нижний продукт) и смесь изобутана и н-бутана (верхний продукт). Стабильный бензин из кипятильника через теплообменник и холодильник направляется в товарный парк. Верхний продукт бутановой колонны из емкости орошения поступает в изобутановую колонну, где разделяется на изобутан и н-бутан. Каждая колонна установки орошается сконденсированным и охлажденным верхним продуктом. Теплоносителем в кипятильниках служит насыщенный водяной пар. На многих заводах, где процессы отбензинования и фракционирования совмещены в одном технологическом блоке, в качестве теплоносителя используется осветительный керосин, служащий одновременно абсорбентом, который нагревается в трубчатой печи.

На ГФУ деэтанизированный бензин разделяется на пропан, бутан, изопентан, н-пентан и гексан + высшие. Схема имеет следующие особенности. Пентановая фракция разделяется на изопентан и н-пентан в двух рядом стоящих ректификационных колоннах, работающих как одна. Тепло в систему подводится через кипятильник, смонтированный в нижней части колонны, а поток холодного орошения вносится на верхнюю тарелку колонны. Пентановая фракция после подогрева может подаваться на верхнюю часть колонны (на вторую или шестую тарелку, считая сверху) или в нижнюю часть колонны (на третью тарелку, считая снизу).

Поток паров, отводящих из верхней части колонны, вводится под нижнюю тарелку колонны, а флегма, собирающаяся в кубовой части колонны, насосом подается на верхнюю тарелку колонны. Таким образом создается непрерывность контакта движущихся противотоком паровой и жидкой фаз, то есть обеспечиваются необходимые условия ректификации.

Разновидностью ГФУ на некоторых газоперерабатывающих заводах в Западной Сибири являются установки по получению из нестабильного бензина пропана высокой чистоты. Эти установки имеют две ректификационные колонны и отличаются минимальной производительностью, достаточной для восполнения потерь в пропановой системе охлаждения, и удовлетворения общезаводских нужд в пропане для резки металла, обогрева удаленных от завода помещений и т.д.

По всей сущности технологическая схема установки близка к схеме стабилизационной установки.

Осушенный нестабильный бензин из коллектора подается в первую колонну (деэтанизатор). Колонна насадочная с четырьмя слоями насадок из колец Рашига. Каждый слой имеет высоту 2500мм. Диаметр колонны в верхней части 600 мм, в нижней кубовой - 1100мм. Кубовая часть конструктивно выполнена со встроенным кипятильником. Теплоносителем в кипятильниках может служить и водяной пар, и циркулирующий нефтепродукт (дизельное топливо). Давление в колонне 3,0 МПа. С верха колонны отводятся пары, состоящие из этана и частично из пропана. Они конденсируются в воздушном холодильнике и поступают в рефлюксную емкость. Несконденсировавшиеся газы из этой емкости сбрасываются в топливную сеть завода, а нижний продукт подается плунжерным насосом в качестве холодного орошения. Из кубовой части колонны деэтанизированный нестабильный бензин направляется в следующую - пропановую колонну. Всего колонна имеет 30 ректификационных тарелок, расстояние между которыми 350 мм, диаметр колонны 600 мм, общая высота 16790 мм. Давление в колонне 1,8 МПа.

С верха колонны отводятся пары пропана, которые охлаждаются и конденсируются в воздушном холодильнике. Жидкий пропан высокой чистоты (98 %), собирающийся в рефлюксную емкость, центробежным насосом подается на орошение колонны, а избыточная часть откачивается в товарный парк.

Нижний продукт пропановой колонны после охлаждения в одной из секций воздушного холодильника возвращается в трубопровод нестабильного бензина, где и смешивается с ним. Количество получаемого на установке пропана относительно невелико, примерно 900 кг/ч, что составляет менее 1 % от количества вырабатываемого на заводе нестабильного бензина.

Иногда на одной установке процесс газофракционирования совмещаются с адсорбционным процессом извлечения тяжелых углеводородов из нефтяного газа. Такие установки называются абсорбционно-газофракционирующими (АГФУ). Принципиальная схема одной такой установки. В этой схеме абсорбер и абсорбционно-отпарная колонна имеют такое же назначение и такое же устройство, что и в типовых маслоабсорбционных установках. В десорбере со стрипингом деэтанизированный насыщенный абсорбент разделяется на пропан-бутановую фракцию, стабильный газовый бензин и тощий абсорбент. В качестве тощего абсорбента используется гексан-гептановая фракция, извлеченная из газа.

Технологический режим ГФУ

Основными показателями работы ГФУ являются четкость разделения сырья на составляющие компоненты и концентрация целевых компонентов во фракциях. Качество их должно удовлетворять требованиям технических условий и стандартам. Исходя из утвержденного технологического регламента для каждой установки разрабатывается своя технологическая карта, в которой указывают: оптимальный режим работы всего оборудования - пределы изменений основных параметров процесса - давление в колоннах и емкостях орошения, температура верха и низа (на контрольной тарелке) колонн, расход сырья, расход орошения, уровни в кипятильниках, емкостях орошения и химический состав получаемых продуктов.

Четкость ректификации и устойчивость технологического режима в колоннах, а вместе с тем и качество получаемой на ГФУ продукции зависит в основном от надежной работы контрольно-измерительных приборов и автоматических регуляторов расхода, давления, уровня, температуры, анализаторов качества и от опытности обслуживающего персонала.

Устойчивая работа ректификационных колонн ГФУ возможна при обеспечении:

- равномерной подачи сырья в целом на установку и на загрузку отдельных колонн;

- равномерной подачи орошения;

- постоянства состава сырья;

- надежного обеспечения установки теплоносителем и хладоагентами.

Для правильного ведения технологического режима необходимо знать влияние каждого из приведенных условий на процесс ректификации и на качество получаемых продуктов. Постоянство подачи сырья. Сырье в ГФУ поступает непосредственно из газоотбензинивающих установок (МАУ, НТК, НТА, НТР) или же из товарно-сырьевых парков. При неравномерной подачи сырья контактирующие на тарелках пары и флегма не приходят в состояние равновесия из-за того, что в одних случаях уровни в тарелках будут низкими, а в других - высокими, и поэтому возможен прорыв паров и, кроме того, скорость паров тоже будет разной. При предельных нагрузках по сырью возможен зарос флегмы с нежелающих тарелок на вышележащие и вынос вспененной жидкой фазы через шламовую трубу колонны. В результате такой подачи сырья ректификация будет нечеткой и в верхнем продукте - дистилляте может содержаться не только пограничный (по температуре кипения) компонент, но и более высококипящий (например, в дистилляте депропанизатора может быть обнаружен н-бутан). И в то же время в кубовом остатке останется неотпаренным некоторое количество н.к.к.

Неравномерность загрузки сырьем второй и последующих колонн зависит не только от неравномерности подачи первоначального сырья на установку, но и от устойчивой работы регуляторов уровня и откачивающих насосов (в том случае, когда сырье в колонны подается насосами).

В схемах автоматического регулирования современных ректификационных колонн уровни в емкостях, откуда откачивается сырье в колонны, корректируются по расходу. Всякие изменения загрузки колонн необходимо проводить плавно, без рывков, ориентируясь на показания расходомеров и анализаторов качества - хроматографов на потоке дистиллятов и кубовых остатков.

Постоянство подачи орошения. Обычно состав дистиллата регулируется изменением температуры верха колонны, что достигается изменением подачи орошения. Для точного регулирования заданного состава дистиллата считается контрольной температура на промежуточной тарелке (четвертой или пятой, считая сверху), где незначительое изменение составов контактирующих паров и флегмы сопровождается большим изменением температуры, чем на верхней тарелке. Но увеличением орошения оператор не должен злоупотреблять. Нельзя например, при повышении содержания в.к.к. в дистиллят резко увеличивать орошение. Это может привести к еще худшей ректификации и, кроме того, к повышению содержания н.к.к. в кубовом остатке. Изменение орошения нужно также производить плавно, без рывков в течение определенного времени и также ориентируясь на показания расходомеров и анализаторов качества. Если состав качества не меняется, то пропорционально изменению расхода должны изменяться расход холодного орошения и расход теплоносителя. При значительном уменьшении расхода питания в колонне расход орошения можно уменьшить только до 0,4 - 0,6 от максимальной величины. Это делается для того, чтобы способствовать сохранению четкой ректификации до восстановления оптимальной подачи сырья в колонну.

2.3 Описание технологической схемы

Сырье в десорбер поступает в среднюю часть на 31-ю тарелку (а всего в колонне 81 тарелка). С верха колонны отгоняются пары пропана, которые конденсируется в воздушном холодильнике (конденсированный пропан откачивается в качестве орошения, а избыточная часть - направляется в товарный парк). Флегма с 50-й тарелки десорбера перетекает на верхнюю тарелку стрипинга (в этой колонне 32 тарелки). Пары с верха стрипинга подводят с помощью кипятильника, через трубные пучки которого проходит горячий абсорбент. С низа стрипинга отводится бутановая фракция, которая без насосов направляется в товарный парк. Стабильный газовый бензин отводится как боковой погон из 10-й тарелки десорбера.

Тощий абсорбент (гексан-гептановая фракция с молекулярной массой 100-110) с низа колонны забирается насосом и последовательно прокачивается сначала через кипятильники, где отдает теплоту, а затем через трубчатую печь, где нагревается и частично испаряется, в промежуточную емкость.

Выделившиеся из абсорбента пары поступают в низ колонны и с их помощью отпаривают из абсорбента углеводороды, извлеченные из газа.

переработка нефть ректификационный

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

3.1 Расчет основного оборудования

Рассчитаем фракционирующий абсорбер для извлечения пропана и более тяжелых углеводородов из жидкой фазы и газовой фаз питания каталитического крекинга. Согласно справочным данным [6] и с учетом пересчета производительности процесса имеем следующий состав, сведенных в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Состав жидкой и газовой фазы

Номера компонентов	Компоненты	Состав жидкой фазы кмоль/л	Состав газовой фазы кмоль/л
1	СН	39,8	397,6
2	СН	102,6	228,6
3	СН	259,4	223,6
4	изо - СН	62,9	25,2
5	н- СН	114,4	44
6	изо- СН	45,23	20,4
7	н- СН	82,6	32,7
	Сумма	706,93	972,1

Принимаем следующие исходные данные:

- Р=1,41·10 Па давление в аппарате;

- коэффициент извлечения пропана при абсорбции = 0,892;

- количество этана в жидкости ( в остатке ), уходящей сниза десорбера, не более 4 моль % от количества пропана в этой же жидкости,

- число тарелок N= 10, в десорбере N= 10;

- температура низа абсорбера 310К;

- средняя температура в десорбере 355К;

- ключевые компоненты для абсорбции - пропан; для десорбции - этан.

Количество пропана и этана в остатке

Коэффициент извлечения, факторы абсорбции и десорбции.

Найдем количество пропана m(кмоль/л), уходящего с низа десорбера по формуле:

_m = Z( + ), (3.1)

где Z - общий коэффициент извлечения пропана из жидкого и газового питания аппарата.

Величину общего коэффициента извлечения пропана определяем по формуле:

Z=; (3.2)

= , (3.3)

Константы фазового равновесия определяем по графику Кремсера: