Курс лекция МДК.02.01 Управление технологическим процессом (3 курс)

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования 

«Югорский государственный университет» (ЮГУ) НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

(ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО

УЧРЕЖДЕНИЯВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИ-

ТЕТ»

(НефтИн (филиал) ФГБОУ ВО «ЮГУ»)

МДК 02.01 УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕС-

СОМ

Курс лекций

для студентов образовательных учреждений 

среднего профессионального образования  по специальности 18.02.09 Переработка нефти и газа

Нижневартовск 2022

Введение

Наступившее столетие ставит перед человечеством исключительно серьезную глобальную проблему, связанную с истощением извле-каемых запасов нефтяного сырья. В настоящее время в мире ежегодно добывается и перерабатывается более 3 млрд т нефти и 2,5 трлн м³ природного газа при их оставшихся запасах около 140 млрд т и 155 трлн м³ соответственно. Одновременно во всем мире ужесточаются экологические требования к качеству выпускаемых нефтегазопродуктов. Поэтому должны расширяться производства высооктановых автобен-зинов с ограниченным содержанием ароматических углеводородов, дизельных топлив со сверхнизким содержанием серы, высокоиндексных смазочных масел и др. В этой связи нефтепереработка должна переориентироваться на более эффективную, экологически и технологически безопасную, энергосберегающую и глубокую переработку нефтяного сырья и рациональное использование нефтепродуктов, прежде всего высококачественных моторных топлив.

России после распада СССР досталось 26 морально и физически устаревших НПЗ с отсталой технологией, низкой глубиной переработки нефти, слабой оснащенностью вторичными, прежде всего каталитическими, процессами и сильно изношенным оборудованием. Задачи, стоящие перед отечественной нефтегазоперерабатывающей отраслью в области углубления переработки углеводородного сырья, повышения качества выпускаемых нефтепродуктов и обеспечения надежности оборудования и безопасности технологических процессов, требуют от специалистов-нефтегазопереработчиков глубоких знаний теории, передовой технологии и оборудования процессов НПЗ.

Тема 1.1. Современное состояние и актуальные проблемы нефтепереработки.

Лекция 1. Краткая характеристика и классификация НПЗ

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо- и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро- и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т. д.). Целевое назначение НПЗ — производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья  для нефтехимии (в последние годы — и товаров народного потребления).

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических про цессов, надежности и безопасности оборудования технологии, квалификации обслуживающего персонала   .

Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных пе ревозок и близости соседних аналогичных предприятий.

Общеизвестно, что крупные предприятия экономически эффективнее, чем мелкие. На крупных НПЗ имеются благоприятные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатационных расходов. Но при чрезмерной концентрации нефтеперерабатывающих (и нефтехимических) предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, увеличивается продолжительность строительства и, что особенно недопустимо, ухудшается экологическая ситуация внутри и вокруг НПЗ.

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, про дуктовым и энергетическим потокам.

По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов нефтеперерабатывающие предприятия принято классифицировать на следующие группы (профи ли):

    НПЗ топливного профиля;

    НПЗ топливно-масляного профиля;

  НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты);  НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического профи ля.

Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предприятий  наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива значительно превосходят как смазочные масла, так и продукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная переработка нефтяного сырья (т. е. топливномасляно-нефтехимическая) экономически более эффективна по сравнению с узкоспециализированной переработкой, например чисто топливной.  

Наряду с мощностью и ассортиментом нефтепродуктов, важным по казателем НПЗ является глубина переработки нефти.

Глубина переработки нефти (ГПН) — показатель, характеризующий эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, что НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродук тов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):

ГПН = 100 – КТ – (Т + П) ,

где Г и П — соответственно удельные затраты топлива на переработку и  потери нефти на НПЗ в процентах на сырье.

За рубежом глубину переработки нефти определяют преимущественно как суммарный выход светлых нефтепродуктов от нефти, т. е. имеется в виду  глубина топливной переработки нефти.

Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде вышеприведенного уравнения, несколько условно, так как выход непревращенного остатка, в том числе котельного топлива, зависит не только от технологии нефтепереработки, но и, с одной стороны, от качества нефти и, с другой — как будет использоваться нефтяной остаток: как котельное топливо или как сырье для производства битума, как нефтяной пек, судовое или  газотурбинное топлива и т. д. 

Исходя из этих соображений были предложения характеризовать ГПН по величине отбора светлых нефтепродуктов только вторичными процессами (гидрокрекингом, каталитическим крекингом и т. д.) из фракций нефти, выкипающих при температуре выше 350 °С (т. е. из мазута).

В современной нефтепереработке принято НПЗ подразделять (без указания разграничивающих пределов ГПН) на два типа: с неглубокой, глубокой переработкой нефти. Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

По способу углубления переработки нефти нефтеперерабатывающему заводу можно дать следующее определение: НПЗ — совокупность технологических процессов, в которых осуществляется последовательное (ступенчатое) извлечение, облагораживание и физико-химическая переработка дистиллятных фракций нефти и, соответственно, концентрирование остатков (до мазута, гудрона, тяжелого гудрона глубоковакуумной перегонки, асфальта, кокса и т. д.). По этому признаку удобно классифицировать НПЗ на следую щие четыре типа:

    НПЗ неглубокой переработки (НГП);

          НПЗ углубленной переработки (УПН);             НПЗ глубокой переработки (ГПН);             НПЗ безостаточной переработки (БОП).

Об эффективности использования перерабатываемой нефти на НПЗ различных типов можно судить по данным, приведенным в табл. 9.1.

Таблица 9.1 — Связь между типом НПЗ и эффективностью использования нефти

Показатель нефтепереработки	Тип НПЗ
	НГП	УПН	ГПН	БОП
Тип остатка	Мазут	Гудрон	Тяже- лый	Нет
			гудрон	остатка
Выход остатка, % на нефть средней сорт-                           ности	40… 55	20… 30	10… 15	0
Глубина переработки нефти, % мас.             (без учета  Т и П)	45… 60	70… 80	85… 90	100
Эффективность использования нефти,                баллы	2	3	4	5

Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ. Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых, чем сернистые и высокосернистые, особенно с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания. Завышенные затраты на переработку низкосортных нефтей должны компенсироваться заниженными ценами на них.

Одним из важных показателей НПЗ является также соотношение дизельное топливо : бензины (ДТ : Б). На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию и обусловливается потенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти. На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное соотношение ДТ : Б регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизельных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.

Лекция 2. Современные проблемы технологии переработки  нефтяных остатков

 В наступившем XXI в. актуальнейшей проблемой мировой экономики будет исчерпание запасов нефти. Извлекаемых ее запасов в мире (~140 млрд

т) при сохранении нынешнего уровня добычи (~3,2 млрд т) хватит примерно на 40 лет. А запасов нефти в России (< 7 млрд т) при нынешнем уровне добычи ~500 млн т/год) хватит лишь на 14…15 лет. Запасы ее в последнее десятилетие практически не восполнялись новыми геологическими открытиями месторождений типа Самотлора, и к тому же они истощались в результате неэффективной разработки и неглубокой переработки. Так, за период с 1991 по 1999 гг. темпы прироста извлекаемых запасов нефти по отношению к объему ее добычи уменьшились с 1,81 до 0,42. К тому же в ближайшие два-три десятилетия мы обречены работать с трудноизвлекаемыми низкорентабельными запасами, малодебитными месторождениями с высокой степенью выработанности начальных запасов нефти. Так, степень выработанности начальных запасов нефти по разрабатываемым месторождениям Западной Сибири составляет ныне 38,7 %, по Волго-Уральскому региону — 68,8, Северному Кавказу — 82. Выработанность наиболее крупных месторождений превысила: Самотлорского — 68, Федоровского — 63, Мамонтовского — 74, Ромашкинского — 86 и Арланского — 84 %. С ростом выработанности естественно растет обводненность добываемой нефти, снижаются дебиты скважин и темпы отбора запасов. Обводненность извлекаемой нефти в среднем по России в настоящее время 82 %. Дебиты добывающих нефтяных скважин снизились за последние 20 лет более чем в 5 раз, при этом в некоторых регионах (Татнефть, Башнефть, Пермь-нефть) их уровень составляет около 5  т/сут.

Таким образом, проблема дефицита дешевой нефти для России становится исключительно актуальной. Но тем не менее Россия, как в годы «нефтяного бума», продолжает экспортировать нефть в больших объемах (более половины добычи). Не исключено, что если своевременно не покончить с ошибочными представлениями о «неиссякаемости, неисчерпаемости и дешевизне нашей нефти», то через несколько десятилетий придется внести ее в «Красную книгу» природных ресурсов и последующее поколение росси ян будет вынуждено синтезировать ее из твердых горючих ископаемых.

В условиях реально наступающего дефицита нефти и возрастающих сложностей по ее извлечению из недр земли, а также при наличии достаточных количествах газового и угольного топлива для сжигания топках котлов существующая практика нерационального расходования нефтяных ресурсов не может быть оправдана. Нефть должна полностью и без остатка перерабатываться с получением только высококачественных и экологически чистых продуктов, прежде всего моторных топлив, высокоиндексных смазочных масел и сырья для нефтехимического синтеза. Стратегическим направлением развития нефтепереработки следует считать (узаконить) глубокую и безостаточную переработку нефти и значительное сокращение объемов экспорта. При этом тепло- и электроэнергетику России, обладающей большими запасами газа (более трети мировых) целесообразно перевести на более эколо гически чистые и ресурсообеспеченные «голубое» и ядерное топлива.

Глубина отечественной переработки нефти за последние 30 лет, несмотря на многократное принятие государственных программ по этой проблеме, практически не повышалась и «застыла» на уровне 64…65 %. Остальную ее треть в виде сернистого и высокосернистого котельных топлив сжигали и продолжают сжигать на тепло- и электростанциях, выбрасывая в воздушный бассейн огромные количества токсичных оксидов серы и азота. В настоящее время и в перспективе нет альтернативы рациональному и комплексному использованию нефти и глубокой «безостаточной» ее переработ ке.

При нынешнем состоянии техники и технологии нефтепереработки отечественные НПЗ способны превратить в моторное топливо лишь дистиллятные фракции нефти, выкипающие до 500 °С (~2/3 ее части). Остальная треть нефти в виде гудрона традиционно используется как котельное топли во, битум, нефтяные пеки, сырье коксования и т. д.

Непреодолимым до сих пор техническим барьером для глубокой и безостаточной ее переработки являлись проблемы, связанные, во-первых, с избытком углерода и, во-вторых, с повышенным содержанием

 нефтяных остатках металлов, являющихся необратимыми ядами для катали заторов.

Известно, что нефть, особенно тяжелая типа арланской, содержит меньше водорода (и больше углерода), чем моторные топлива. Усредненная нефть (как товарная западно-сибирская) содержит 86 % углерода, 12,7 водорода и 1,3 гетероатомов (преимущественно серы). Содержание водорода в бензине (с суммарным содержанием ароматики 25 %) и дизельном топливе составляет соответственно 14 и 13,3 % мас. При соотношении бензин : дизельное топливо 1 : 1,5 (характерном для России) содержание Н₂ в усредненном моторном топливе составит 13,6 %. Следовательно, для превращения нефти в моторные топлива удаления гетероатомов теоретически потребуется введение Н₂ из-вне в количестве 1 % мас. на исходную нефть. При этом теоретический выход моторных топлив можно довести до 98...99 %. Однако гидрирование высокомолекулярных составляющих нефти (типа мазутов  гудронов) с низким содержанием водорода (в гудроне его ~ 10…11 %) потребует проведения гидрокаталитических процессов при температурах ~450 °С, чрезвычайно высоких давлениях (20…30 МПа) и с исключительно большими расходами дорогих катализаторов из-за быстрого их отравления металлами, сконцентрированными в нефтяных остатках. Следовательно, гидрокаталитические варианты глубокой переработки нефтяных остатков экономически и технически бесперспективны для отечественной нефтепереработки. Гидрокаталитические процессы (например, гидрокрекинг) могут быть использованы лишь для углубленной переработки деасфальтизированных и деметаллизированных нефтяных остатков или высококипящих дистиллятных фракций нефти типа вакуумных и глубоковакуумных газойлей.

В мировой нефтепереработке преобладают технологические процессы, основанные на удалении из нефтяных остатков избытка углерода перераспределении содержащегося в исходной нефти водорода. Расчеты по балансам водорода показывают, что для производства моторных топлив теоретически потребуется удалить из усредненной нефти 5,3 % стопроцентного углерода или 5,5 % углерода в виде нефтяного кокса, кокса на катализаторе, адсорбенте или контакте. Таким образом, предельный выход моторных топлив из усредненной нефти          составит ~ 93 %.

Фактический выход моторных топлив будет обусловливаться качеством перерабатываемой нефти, прежде всего элементным, фракционным и химическим ее составом. Разумеется, при переработке легких нефтей или газоконденсатов этот показатель будет выше 93 %, а из тяжелых сернистых и высокосернистых нефтей (типа арланской) выход моторных топлив составит не более 90 %.          

Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет квалифицированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние годы — глубоковакуумной перегонки) с высоким содержанием асфальтосмолистых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационных затрат. В этой связи на ряде НПЗ страны и за рубежом часто ограничиваются неглубокой переработкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов, как битум, нефтяной пек и котельное топливо.

Из процессов глубокой химической переработки гудронов, основанных на удалении избытка углерода, в мировой практике наибольшее распространение получили следующие:

замедленное коксование (ЗК), предназначенное для производства кускового нефтяного кокса, используемого как углеродистое сырье для последующего изготовления анодов, графитированных электро-дов для черной и цветной металлургии, а также низкокачественных дистиллятных фракций моторных топлив и углеводородных газов; термоконтактное коксование (ТКК), так называемый непрерывный процесс коксования в кипящем слое (за рубежом — флюид-крекинг, целевым назначением которого является получение дистиллятных фракций, газов и побочного порошкообразного кокса, используемого как малоценное энергетическое топливо; комбинированный процесс ТКК с последующей парокислород-ной (воздушной) газификацией порошкообразного кокса (процесс «Флексикокинг» с получением кроме дистиллятов синтез-газов; процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга нефтяных остатков после их предварительной деасфальтизации и деметаллизации (ДА  и ДМ) посредством следующих некаталитических процессов:

— сольвентной ДА и ДМ (процесс «Демекс» фирмы ЮОП, «Розе» фирмы «Керр-Макги» и др.) с получением деасфальтизатов с низкой коксуемостью и пониженным содержанием металлов и трудноутилизируемого остатка — асфальтита; они характери-зуются высокой энергоемкостью,

       повышенными капитальными и эксплуатационными затратами;

— процессы термоадсорбционной ДА и ДМ (процессы APT в США, в

Японии НОТ и ККИ, АКО, ЗД и др.) с получением облагоро-женного  сырья для последующей каталитической переработки;

— высокотемпературные процессы парокислородной газификации тяжелых нефтяных остатков с получением энергетических или технологических газов, пригодных для синтеза моторных топлив, производства водорода, аммиака, метанола и др. Эти процессы характеризуются исклю-

       чительно высокими капитальными и экс-плуатационными затратами.

Перечисленные выше процессы, за исключением замедленного коксования, не предусматриваются в государственных программах строительства и развития нефтепереработки России на ближайшую перспективу. В то же время на многих НПЗ страны осуществляется строительство бесперспективного процесса висбрекинг. Надо отметить, что в этом процессе не происходит удаление избыточного углерода гудрона, осуществляется лишь незначительное снижение вязкости остатка, что позволяет несколько уменьшить расход дистиллятного разбавителя при получении котельного топлива.

Для безостаточной переработки тяжелых нефтяных остатков в моторные топлива наиболее приемлемы, по мнению авторов книги, термоконтактные процессы, осуществляемые при повышенных температурах крекинга и малом времени контакта на поверхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталитическую переработку.        

Лекция 3. Проблемы экологизации технологии в нефтепереработке

Промышленные предприятия топливно-энергетического комплекса, в том числе химической, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, а также автомобильный транспорт в настоящее время являются одним из наиболее крупных источников загрязнения природы: атмосферы, почвы, водоемов и морей.

По характеру влияния на природу все загрязнители можно разделить на химические, механические, тепловые, биологические, акустические (шумовые), электромагнитные и радиоактивные; по физическому состоянию — на газообразные, жидкие, твердые; по происхождению — на естественные (природные) и антропогенные.

Загрязнение атмосферы. По своим источникам антропогенные атмосферные загрязнители разделяют на несколько групп:

Транспортные, связанные прежде всего с выхлопными газами автомобилей. Они содержат оксиды углерода, серы, азота, углеводороды, канцерогенные полициклические углеводороды и наиболее активный из них 3,4бензпирен, сажу, а также сильно токсичные продукты, содержащие свинец, хлор, бром. Оксиды углерода, серы и азота, в свою очередь, в результате взаимодействия с влагой воздуха образуют вторичные загрязнения, так называемые «кислотные дожди». Сажевые частицы канцерогенны по той причине, что являются хорошим адсорбентом для бензпирена. Вредное воздействие выхлопных газов усиливается в связи с тем, что, поступая в приземные слои атмосферы, оседая на почве и концентрируясь на растениях (например, свинец в количестве 50 мг на 1 кг сухой биомассы), они затем попадают в организм животных, человека и становятся возбудителями канцерогенных заболеваний. Количество выделяемых в атмосферу транспортных загрязнителей зависит от численности и структуры автомобильного парка, технического состояния автомобиля и двигателя, типа двигателя и вида применяемого топлива, а также условий его эксплуатации.

Ниже приведены показатели для различных типов двигателей по относительным удельным выбросам основных токсичных компонентов:

Двигатель     СО      [СН]       NО        Сажа     Бензпирен        

Карбюра-

торный 15 6 2 1 2 Дизельный 1 2 1 20 1

Газотурбин-

ный              1          1             6           1            20

Мировой автомобильный парк в настоящее время составил около 700 млн единиц. Если учесть, что один грузовой автомобиль в среднем выбрасывает в год около 3 т вредных веществ, то нетрудно подсчитать, что ежегодные выбросы транспортных загрязнителей в атмосферу составят более 2,5 млрд т и что роль автомобильного транспорта как главного источника загрязнения природы непрерывно возрастает.

В настоящее время доля автомобильного транспорта в загрязнении окружающей среды в ряде городов составляет 30…40 %, в крупных — до 60

%, а в крупнейших городах мира по оксиду углерода превышает 90 %

Газовые выбросы ТЭС и котельных. Они содержат примерно те же примеси, что и транспортные загрязнители, а также частички угля, золы т. д. Природа этих загрязнений изменяется в зависимости от вида топлива, типа сжигания, режима работы и регулировки горелок. Из всех атмосферных загрязнителей ТЭС наиболее опасны оксиды серы и азота, наносящие сильный вред растительности и вызывающие коррозию оборудования и зданий. При одинаковой мощности ТЭС количество выбрасываемого сернистого газа при работе на газе, мазуте и угле находится в соотношениях 1 : 4,5 : 11,5. Наиболее экологически чистым топливом для ТЭС является природный газ.

Не менее опасное воздействие на природу, чем оксиды углерода, азота и серы, оказывают выбросы ТЭС в виде диоксида углерода, вызывая так называемый парниковый эффект. В настоящее время в результате сжигания органических горючих ископаемых на ТЭС в атмосферу Земли ежегодно поступает около 20 млрд т углекислого газа. Содержание его в атмосфере уже сегодня превышает уровень 1940-х гг. на 15…20 %. В результате усиливается процесс поглощения биосферой инфракрасного излучения Солнца и тем самым потепления климата Земли. Парниковый эффект может привести к значительному изменению атмосферной циркуляции, таянию льдов, затоплению материков и другим глобальным социальным и экономическим потрясениям.

Газовые выбросы промышленных предприятий. Больше всего загрязняют окружающую среду металлургическая, топливно-энерге-тическая, нефтехимическая и химическая промышленности. Эти загрязнения весьма разнообразны, и их состав зависит от качества сырья технологии переработки.

Загрязнители в атмосфере (как и в гидро- и литосфере) распределяются неравномерно и имеют локальный характер. Загрязнения в воздушной среде распределены: над промышленными комплексами — 80 %, над городами — 12,9 и над сельской местностью — 1. Характер распределения выбросов обусловлен излишней концентрацией производственных объектов в некоторых городах, плохой техникой и технологией. 

Загрязнение гидросферы. Исключительно сильное отрицательное влияние на природу оказывают также жидкие или растворимые

воде загрязнители, попадающие в виде промышленных, коммунальных и дождевых стоков в реки, моря и океаны. Объем сточных вод, сбрасываемых в водоемы мира, ежегодно составляет ~ 1500 км³. Как правило, для нейтрализации стоков требуется их 5…12-кратное разбавление пресной водой. Следовательно, при современных темпах развития производства и непрерывно растущем водопотреблении (5…6 % в год) в самом ближайшем будущем человечество полностью исчерпает запасы пресных вод на Земле. К наиболее крупным источникам загрязнения водоемов относят химическую, нефтехимическую, нефтеперерабатывающую, нефтяную, целлюлозно-бумажную, металлургическую и некоторые другие отрасли промышленности, а также сельское хозяйство (например, для целей орошения). Со сточными водами НПЗ в водоемы попадают соленая вода ЭЛОУ, ловушечная нефть, нефтешламы, нефтепродукты, химические реагенты, кислые гудроны, отработанные щелочные растворы и т. д. С талыми и дождевыми стоками в водоемы сбрасывается в огромных количествах практически вся гамма производимых в мире неорганических и органических веществ: нефть и нефтепродукты, минеральные удобрения, ядохимикаты, тяжелые металлы, радиоактивные, биологически активные и другие загрязнители. В мировой океан ежегодно попадает в том числе более 15 млн т нефти и нефтепродуктов, 200 тыс. т свинца, 5 тыс. т ртути; 1 т нефти образует на поверхности воды пленку диаметром около 12 км. Нефтяная пленка существенно ухудшает газообмен и испарение на границе атмосфера-гидросфера, в результате гибнут планктон, водная флора, рыбы, морские животные и т. д. В последние годы участились аварии морских транспортных судов, газовых и нефтяных скважин, нефте-, газо- и продуктопроводов, железнодорожных поездов, на промышленных предприятиях. Состояние гидросферы катастрофически ухудшается. Обостряется проблема водоснабжения населенных пунктов и городов (например, фенольное загрязнение питьевой воды в количествах, в десятки и сотни раз превышающих предельно допустимые концентрации, и массовое отравление миллионного населения г. Уфы в марте-апреле 1990 г.). Загрязнение многих рек и водоемов достигает опасного критического состояния. Ухудшению экологического состояния рек способствует также строительство ГЭС на равнинных реках.

  Загрязнение литосферы. В результате хозяйственной деятельности человека происходит непрерывное сокращение площадей земель, пригодных для сельскохозяйственного использования, а также их загрязнение промышленными и бытовыми отходами. Годовой объем таких отходов в мире составляет ≈3,5 млрд т, из них 2 млрд т — в сельском хозяйстве, 1 млрд т — в промышленности и 0,5 млрд т — коммунальный мусор. Из извлекаемых ежегодно из недр около 100 млрд т горных пород 98 % составляют отходы (в виде отвалов, терриконов), занимающие огромные площади плодородных земель. Вблизи городов образуются свалки бытовых и промышленных отходов, содержащие весьма токсичные загрязнители (соли тяжелых металлов, ртуть, лаки, краски, полимеры, резинотехнические отходы, отработанные масла и катализаторы и т. д.), которые, разлагаясь, отравляют воздух и подземные воды. В нашей стране такие отходы практически не утилизируются, сжигается лишь около 3 % (в Японии — 70 %).

  В районах интенсивной добычи нефти в ряде случаев наблюдаются существенное оседание поверхности земли (например, в Мексике на 7 м), засоление почвенных вод и другие вредные воздействия. В значительном сокращении земельных ресурсов повинны также индустриально-городское и транспортное (автомобильное, железнодорожное, трубопроводное) строительство, а также строительство водохранилищ, эрозия, засоление, заболачивание, опустынивание и другие негативные результаты хозяйственной деятельности человека.

  Из вышеприведенного краткого обзора следует вывод о том, что уже сегодня, а не в далекой перспективе, возникла и продолжает усиливаться глобальная экологическая опасность перед всем человечеством. Это обстоятельство — следствие нашей безответственности, бесхозяйственности, некомпетентности и низкой экологической культуры. Беспечное отношение к окружающей среде приводит к увеличению заболеваемости, генетическим отклонениям, климатическим изменениям, ухудшению плодородия почвы, исчезновению запасов питьевой воды, гибели животных и материальных ценностей и др.

Экологизация химической технологии. Наиболее традиционно применяемый сегодня подход при организации борьбы против загрязнения окружающей среды — строительство очистных сооружений. Однако это целесообразно лишь для приспособления существующих производств к новым требованиям экологии, поскольку приводит к значительному увеличению капитальных и эксплуатационных затрат и мало снижает реальные отходы. Главным направлением решения проблемы экологической безопасности следует считать экологизацию химических производств, т. е. создание экологически чистых, безотходных, точнее, малоотходных технологических производств, в которых наиболее рационально и комплексно используются все компоненты сырья и энергии не нарушаются нормальное функционирование окружающей среды природное равновесие.

Можно выделить следующие основные направления в осуществлении экологически чистых технологических процессов, в том числе нефтехимических:

Комплексное использование и глубокая переработка сырья. Производство должно быть как можно менее ресурсоемким (ресурсосберегающие технологии), осуществляться с минимумом затрат сырья реагентов на единицу продукции. Образующиеся полуфабрикаты должны передаваться в качестве сырья другим производствам полностью перерабатываться. Пример такого подхода — технология глубокой переработки нефти.

Оптимальное использование энергии и топлива. Производство должно осуществляться при минимальных затратах энергии топлива на единицу продукции (энергосберегающие технологии) и, следовательно, тепловые загрязнения окружающей среды также минимальны. Энергосбережению способствуют укрупнение энерготехнологическое комбинирование процессов; переход на непрерывные технологии; совершенствование процессов разделения; применение активных и селективных катализаторов, позволяющих проводить процессы при пониженных температуре и давлении; рациональная организация и оптимизация тепловых схем и схем рекуперации энергетического потенциала отходящих потоков; снижение гидравлического сопротивления в системах и потерь тепла в окружающую среду и т. д. Нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия являются крупными потребителями топлива энергии. В их энергетическом балансе на долю прямого топлива приходится 43…45 %, тепловой энергии — 40…42 % и электрической — 13…15 %. Полезное использование энергетических ресурсов не превышает 40…42 %, что приводит к перерасходу топлива и образованию тепловых выбросов в окружающую среду.

Создание принципиально новых малоотходных технологических процессов. Этого можно добиться совершенствованием катализаторов, техники и технологии производств. Малоотходные процессы более эффективны, чем процессы с дорогостоящими очистными сооружениями. Экономичнее получать небольшое количество сильно концентрированных отходов, которые можно перерабатывать или ликвидировать по специальной технологии, чем большой объем сильно разбавленных отходов, сбрасываемых в биосферу. Создание и внедрение замкнутых систем водопользования, включающих (или сводящих к минимуму) потребление свежей воды сброс сточных вод в водоемы.

Обеспечение высокой эксплуатационной надежности, герметичности и долговечности функционирования оборудования и всех систем производств.

Сведение к минимуму или исключение вероятности аварий, взрывов, пожаров и выбросов отравляющих веществ в окружающую среду. Разработка автоматизированных систем обеспечения экологической безопасности производств и комплексов.

Обеспечение высокого качества целевых продуктов, используемых народном  хозяйстве. Экологически чистыми должны быть не только сами технологиче- ские процессы, но и выпускаемые в них товарные продукты. Так, моторные  топлива должны удовлетворять возросшим экологическим требованиям по  содержанию сернистых соединений, ароматических углеводородов, вредных  присадок, например этиловой жидкости и т. д.

Использование новых экологически чистых продуктов из альтернативных источников сырья, например нефтяного и природных газов, кислородсодержащих углеводородов (спиртов, эфиров) и водорода в автомобильном транспорте. Перевод части автотранспорта на альтернативные топлива рассматривается во многих странах мира как радикальная мера снижения вредных выбросов автомобиля, оздоровления воздушного бассейна больших городов, позволяющая одновременно значительно расширить ресурсы моторных топлив. Мировой парк автомобилей, работающих в настоящее время только на газовом топливе, превысил 4,5 млн единиц и растет исключительно быстрыми темпами.

Кроме того, оздоровлению окружающей среды способствуют также конструктивное совершенствование и экологизация мобильной техники. Так, применительно к автотранспорту это означает:

— дизелизацию, т. е. преимущественное использование дизелей, по сравнению с бензиновыми автомобилями;

— усовершенствование электромобилей;

— повышение топливной экономичности транспортных средств за счет снижения их тоннажности (преимущественный выпуск автомобилей малого и особо малого классов, мини-тракторов), применения легких синтетических материалов взамен стали, кузовов с малым аэродинамическим сопротивлением и т. д;

— снижение токсичности транспортных средств за счет совершенствования конструкции двигателей и улучшения процесса сгорания (двигатели с турбонаддувом, форкамерные, малотоксичный двигатель Стирлинга, двигатели с отключением части цилиндров при малых нагрузках, двухтопливные двигатели, установка каталитических зажигателей или нейтрализаторов выхлопных газов, электронных зажигателей, использование компьютеров и т. д.).

Тема 1.2 Обеспечение безопасного технического состояния оборудования

Лекция 4. Гидравлическое (пневматическое) испытание сосудов

Гидравлическому испытанию подлежат все сосуды после их изготовления. Сосуды, изготовление которых заканчивается на месте установ-ки, транспортируемые на место монтажа частями, подвергаются гидравлическому испытанию на месте монтажа. Сосуды, имеющие защитное покрытие или изоляцию, подвергаются гидравлическому испытанию до наложения покрытия или изоляции. Сосуды, имеющие наружный кожух, подвер гаются гидравлическому испытанию до установки кожуха.

Гидравлическое испытание сосудов, за исключением литых, должно  производиться пробным давлением Р_пр:

                                Рпр t

где Р_р — расчетное давление сосуда, МПа; [σ] — допускаемые напряжения  для материала сосуда при его элементе соответственно при t = 20 °С и рас- четной t, МПа.

Отношение ^{[σ ]20}  принимается по тому из используемых материалов для которых оно наименьшее.

Гидравлическое испытание сосудов из литья должно производиться  при пробном давлении.    

Гидравлические испытания сосудов и деталей, изготовленных из неметаллических материалов с ударной вязкостью более 20 Дж/см², должны производить пробное давление        Р_пр.

Гидравлические испытания сосудов и детали, изготовляемые из неметаллических материалов с ударной вязкостью 20 Дж/см² и менее, с пробным давлением:

         Расчетное давление больше Р_раб:

1)                 для сосудов, содержащих нейтральные продукты на 10 %, но не менее 0,1 МПа; 

2)                 для сосудов со взрывоопасными веществами, с давлением до 4,0

МПа, но не менее чем на 3 МПа; 

3)                 для аппаратов со взрывоопасными, пожароопасными и токсически- ми веществами с       Р_р > 4,0 МПа на 15 %.

Гидравлическое испытание вертикально установленных сосудов допускается производить в горизонтальном положении при условии обеспечения прочности корпуса сосуда, для чего расчет на прочность должен быть выполнен разработчиком проекта сосуда с учетом принятого способа опирания в процессе гидроиспытания.       

При этом пробное давление следует принимать с учетом гидростатического давления.     

В комбинированных сосудах с двумя и более полостями, рассчитанными на разные давления, гидроиспытаниям пробным давлением должна подвергаться каждая полость. Пробное давление определяется в зависимости от расчетного давления полости.      

Порядок проведения испытания оговаривается в техническом проекте и указан в инструкции предприятия-изготовителя по монтажу и эксплуатации сосуда.      При заполнении сосуда водой воздух должен быть удален.

Для гидроиспытаний применяется вода с температурой от 5 до 40 °С, если нет указаний в проекте. Разность температуры стенки сосуда  выпадения влаги на поверхность стенок сосуда.

Давление в испытываемом сосуде повышают плавно. Скорость подъема давления должна быть указана: для испытания сосуда на заводеизготовителе — в технической документации, для испытания сосуда в про цессе работы — в инструкциях по монтажу и безопасной его эксплуатации.

Использование сжатого воздуха или газа для создания давления за прещено.

Время выдержки сосуда под пробным давлением устанавливается разработчиками проекта. При отсутствии указаний в проекте время выдержки следующее (табл. 2.23).

Таблица 2.23 — Время выдержки сосуда под пробным давлением

Толщина стенки, мм	t выдержки, мин
До 50	10 20
Свыше 50 до 100	30
Свыше 100 Для литых, неметаллических и многослойных сосудов независимо от толщины стенки	60

Давление в сосуде контролируется двумя манометрами. Скорость подъема давления должна быть указана в технической документации для испытания на заводе-изготовителе; для испытания сосуда в процессе работы — в инструкции по монтажу.

 В комбинированных сосудах гидравлическое испытание проводят  каждой полости. Давление контролируется по двум манометрам. Футеровка, изоляция и другие виды зашиты от коррозии должны быть частично или полностью удалены, если имеются признаки, указывающие на возможность возникновения дефектов металла, сосудов под защитным покрытием (не плотность футеровки, гуммировки, следы промокания изоляции и т. п.).

Сосуды, работающие с вредными веществами 1 и 2 классов опасности по ГОСТ 12.1.007—76, до начала выполнения внутри каких-либо работ, а также перед внутренним осмотром должны подвергаться тщательной обработке (нейтрализация, дегазация) в соответствии с инструкцией по безопасному ведению работ, утвержденной главным инженером. Нейтрализация и дегазация должны быть заактированы с предъявлением акта комиссии, проводившей техническое освидетельствование.

Сосуд считается выдержавшим испытание, если при его осмотре не  обнаружены:

 — течи, трещины, следы, потение;  — течи в разъемных соединениях.

Гидравлические испытания могут быть заменены пневматическими  при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии.

Сосуд и его элементы, в которых при испытании выявлены дефекты,  после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испы-таниям.

В случаях, когда проведение гидравлического испытания невозмож-но (большое напряжение от веса воды в фундаменте, междуэтажных перекрытиях или самом сосуде; трудность удаления воды; наличие внутри сосуда футеровки, препятствующей заполнению сосуда водой), разрешается заменять его пневматическим испытанием (воздухом или инертным газом). Этот вид испытания допускается при условии его контроля методом акустической  эмиссии (или другим согласованным с Ростехнадзором России методом).

Значение пробного давления и результаты испытаний заносятся в паспорт сосуда лицом, проводившим эти испытания.

Лекция 5.Гидравлическое испытание трубопроводов

Гидравлическое испытание трубопроводов должно производиться преимущественно в теплое время года при положительной температуре воздуха. Для гидравлических испытаний должна применяться, как правило, вода с температурой не ниже + 5 °С и не выше + 40 °С или специальные смеси (для  трубопроводов высокого давления).

Если гидравлическое испытание производится при температуре окружающего воздуха ниже 0 °С, следует принять меры против замерзания воды  и обеспечить надежное опорожнение трубопровода.

После окончания гидравлического испытания трубопровод следует  полностью опорожнить и продуть до полного удаления воды.

Во всех случаях величина пробного давления должна приниматься такой, чтобы эквивалентное напряжение в стенке трубопровода при пробном давлении не превышало 90 % предела текучести материала при температуре испытания. Величину пробного давления на прочность для вакуумных трубопроводов и трубопроводов без избыточного давления для токсичных и взрывопожароопасных сред принимают равной 0,2 МПа.      

Арматура подвергается гидравлическому испытанию пробным давлением после изготовления или ремонта.      

При заполнении трубопровода водой воздух следует удаляется полностью. Давление в испытываемом трубопроводе следует повышать плавно, обстукивание трубопроводов не допускается. Скорость подъема давления должна быть указана в технической документации.    

Испытываемый трубопровод допускается заливать водой непосредственно от водопровода или насосом при условии, чтобы давление, создаваемое в трубопроводе, не превышало испытательного давления. Требуемое давление при испытании создается гидравлическим прессом или насосом, подсоединенным к испытываемому трубопроводу через два запорных вентиля. После достижения испытательного давления трубопровод отключается от пресса или насоса.           

Испытательное давление в трубопроводе выдерживают в течение 10 минут (испытание на прочность), после чего его снижают до рабочего давления, при котором производят тщательный осмотр сварных швов (испытание на плотность). По окончании осмотра давление вновь повышают до испытательного и выдерживают еще 5 минут, после чего снова снижают до рабочего и вторично тщательно осматривают трубопровод. Продолжительность испытания на плотность определяется временем осмотра трубопровода и проверки герметичности разъемных соединений. После окончания гидравлического испытания все воздушники на трубопроводе должны быть открыты и трубопровод должен быть полностью освобожден от воды через соответствующие дренажи.     

Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не произо-шло разрывов, видимых деформаций, падения давления по манометру, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружено течи и запотевания.         

Одновременное гидравлическое испытание нескольких трубопрово-

дов, смонтированных на общих несущих строительных конструкциях или эстакаде, допускается, если это установлено проектом.

Лекция 6.Пневматическое испытание трубопроводов на прочность и плотность

Пневматическое испытание на прочность проводится для трубопро водов на Р_у 10 МПа и ниже. 

Пневматическое испытание должно проводиться воздухом или инертным газом и только в светлое время суток. В случае установки на трубопроводе арматуры из серого чугуна величина давления испытания на прочность  должна составлять не более 0,4 МПа.

Пневматическое испытание трубопроводов на прочность в действующих цехах, а также на эстакадах и в каналах, где уложены трубопроводы, находящиеся в эксплуатации, допускается в обоснованных случаях безопасными методами, по документации, согласованной и утвержденной в  установленном порядке.

При пневматическом испытании трубопроводов на прочность подъем давления следует производить плавно со скоростью, равной 5 % от Р_пр в мин, но не более 0,2 МПа в минуту с периодическим осмотром трубопровода на  следующих этапах:

— при рабочем давлении до 0,2 МПа — осмотр производится при давлении 0,6 от пробного давления, и при рабочем давлении;

— при рабочем давлении выше 0,2 МПа — осмотр производится при давле нии 0,3 и 0,6 от пробного давления и при рабочем давлении.

Во время осмотра подъем давления не допускается. При осмотре обстукивание молотком трубопровода, находящегося под давлением, не допускается. Места утечки определяются по звуку просачивающегося воздуха, а также по пузырям при покрытии сварных швов и фланцевых соеди-нений  мыльной эмульсией и другими методами.

 Дефекты устраняются при снижении избыточного давления до нуля  отключении компрессора. На время проведения пневматических испытаний на прочность как внутри помещений, так и снаружи должна устанавливаться охраняемая (безопасная) зона. Минимальное расстояние зоны должно составлять не менее 25 м при надземной прокладке трубопровода и не менее 10  м при подземной. Границы зоны огораживаются.

Во время подъема давления в трубопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание людей в охранной зоне не допускается. Окончательный осмотр трубопровода допускается после того, как испытательное давление будет снижено до расчетного, проводится в установленном порядке. Компрессор и манометры, используемые при проведении пневматического испытания трубопроводов, следует располагать вне охранной зоны

Лекция 7. Проведение неразрушающего контроля

 Контролю неразрушающими методами следует подвергать сварные соединения и основной металл сосуда.         

Контроль выполняет специализированная организация, имеющая опыт работ, обладающая методической документацией на контроль, аттестованными специалистами, технической базой.           

Контроль сварных соединений предусматривает применение не менее двух неразрушающих методов, один из которых предназначен для обнаружения поверхностных дефектов, а другой – для выявления внутренних дефектов в сварных соединениях. Методы выбираются по усмотрению специалистов, проводящих техническое диагностирование.        

Для выявления дефектов в сварных соединениях могут использо-ваться следующие неразрушающие мет      оды контроля:

—  визуально-измерительный;

—  ультразвуковая дефектоскопия;

—  радиографический контроль;

—  капиллярная дефектоскопия или магнитопорошковый контроль;

—  акустико-эмиссионный контроль;

— токовихревой метод контроля и другие, обеспечивающие требуемый объ ем контроля и точность выявления дефектов.

Контроль сварных соединений ультразвуковым или радиграфическим        методом

Неразрушающий контроль сварных соединений следует проводить ультразвуковым (УЗК) или радиографическим (РК) методом в соответствии с действующими на данный момент нормативно-техническими документами на данные методы для выявления внутренних дефектов сварных соединений в виде трещин, непроваров, пор и неметаллических включений.          

Для проведения контроля методом УЗК или РК применяется аппаратура, предназначенная для этих целей и обладающая необходимой чувствительностью.     

При разработке индивидуальных программ технического диагностирования в них следует указывать зоны и объем контроля сварных соединений сосудов.          

Контроль сварных соединений и основного металла сосудов и устра-

нение выявленных недопустимых дефектов рекомендуется проводить в следующем порядке:      

— анализ технической документации по изготовлению, эксплуатации, ремонтам и контролю, ранее проведенным на сосуде;

         — визуальный контроль;

— выдача задания на подготовку сварных соединений для дефектоскопии;

         — магнитопорошковый или капиллярный контроль;

          — ультразвуковой или радиационный контроль;         — устранение выявленных недопустимых дефектов;       — дефектоскопия ремонтируемых участков.

 Объем дефектоскопического контроля сварных соединений сосудов зависит от группы сосуда, от объема контроля, выполненного в процессе изготовления сосуда и в процессе его эксплуатации, и определяется в каждом конкретном случае специалистами, проводящими диагностирование. Необходимо, чтобы объем полученной информации позволял достоверно судить о техническом состоянии всех несущих элементов сосуда. Объем контроля сварных соединений определяется в процентах от общей длины сварных ш вов.

В случае обнаружения локально-деформированных участков (вмятин, выпучин, гофров и т. п.) деформированную зону и прилегающую к ней зону недеформированного металла шириной 100...150 мм по периметру следует проверить на отсутствие трещин.  

Дефектоскопии следует подвергать также элементы оборудования или сварные соединения, качество металла которых вызывает сомнение.            

При назначении выборочного (неполного) контроля сварных соединений следует учитывать, что участки пересечения продольных и кольцевых сварн ых швов обязательно должны быть включены в зоны контроля.

При технической невозможности осмотра внутренней или наружной поверхности сосуда объем контроля сварных соединений независимо от группы сосуда должен составлять 100 %.           

При обнаружении недопустимых дефектов в процессе неполного контроля сварных соединений объем контроля должен быть увеличен не менее чем вдвое. В первую очередь следует расширить зоны контроля сварных швов в местах обнаружения дефектов.     

После проведения ультразвукового контроля в необходимых случаях дополнительно для уточнения характера дефектов и глубины их расположения может быть применен радиографический метод, метод послой-ного вскрытия сварного соединения или металлографический метод.       

Шероховатость поверхности сварных соединений, подлежащих УЗК, должна соответствовать нормативным требованиям. Для зачист-ки поверхности сварных соединений рекомендуется применять щетки, шлифмашинки, пескоструйную, химическую и другую обработку.

Качество сварных соединений сосуда признается неудовлетворительным, если при любом виде контроля будут выявлены наружные или внутренние дефекты, выходящие за пределы допускаемых величин, установленных нормативными документами.        

Результаты контроля оформляются в виде заключения или протокола. Расположение участков контроля с привязкой к основным размерам элементов сосуда следует условно изображать на прилагаемой к заключению или

протоколу схеме.

Контроль методами цветной и магнитопорошковой дефектоскопии

Контроль внутренней и наружной поверхностей элементов сосудов методами цветной (ЦД) и магнитопорошковой (МПД) дефектоскопии следует проводить в соответствии с действующими на данный момент нормативнотехническими документами на данные методы для выявления и определения размеров и ориентации поверхностных и подповерхностных трещин, расслоений и других трещиноподобных дефектов.     

Контроль методами ЦД и МПД проводят на контрольных участках поверхности элементов, указанных в программах диагностирования, и, кроме того, на участках поверхности, где по результатам визуально-го контроля или анализа эксплуатационно-технической документации предполагается наличие трещин, а также в местах выборок трещин, кор-розионных язв и других дефектов и в местах ремонтных заварок.           

Результаты контроля поверхности элементов сосуда методом ЦД или МПД рекомендуется оформлять в виде заключений (протоко-лов), в которых следует приводить описание размеров, формы и место-расположения выявленных дефектов. Расположение участков контроля и выявленных дефектов следует условно изображать на прилагаемой к заключению (протоколу) схе-

ме.

                              Метод акустико-эмиссионного контроля

Метод акустико-эмиссионного контроля (АЭК) должен применяться в соответствии с требованиями Правил организации и проведения акустикоэмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов.          

Метод АЭК обеспечивает обнаружение и регистрацию только развивающихся дефектов. Поэтому он позволяет классифицировать дефекты не по размерам, а по степени их опасности.    

Метод АЭК обеспечивает контроль всего сосуда с использованием одного или нескольких преобразователей акустической эмиссии (АЭ), неподвижно установленных на поверхности сосуда.

Положение и ориентация дефекта не влияют на его выявляемость. Особенностью метода АЭК является сложность выделения полезного сигнала из помех в том случае, когда дефект мал, и вероятность выявления такого источника АЭ высока только при резком развитии дефекта и при приближении его размеров к критическому значению. Поэтому метод АЭК рекомендуется применять в сочетании с другими методами НК в зависимости от характера дефек тов.

При диагностировании сосудов, находящихся в эксплуатации, в целях сокращения объема работ по подготовке сосуда и контролю традиционными методами желательно первоначально провести АЭК объекта. В случае выявления источников АЭ в месте их расположения провести контроль одним из  традиционных методов неразрушающего контроля (УЗК, РК, МПД или ЦД).

Возможна схема, при которой в случае обнаружения дефектов традиционными методами опасность того или иного дефекта выявляется в результате контроля сосуда методом АЭК. Кроме того, в отдельных случаях, при возникновении сомнения в достоверности результатов применяемых методов контроля также может быть использован метод АЭК. В этих случаях решение о допуске сосуда в эксплуатацию или его ремонте принимается по  результатам проведенного АЭК.

 В случае наличия в сосуде дефекта, выявленного одним из методов НК, метод АЭК может быть использован для слежения за развитием этого дефек та.

Метод АЭК в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, должен применять-ся при пневмоиспытаниях сосудов в качестве сопровождающего метода, повышающего безопасность проведения испытаний. В этом случае це-лью применения АЭК является обеспечение предупреждения возмож-ности разрушения  сосуда.

Рекомендуется использовать метод АЭК и при гидравлических ис пытаниях сосудов.

АЭК сосудов проводится специализированными организациями и аттестованными специалистами не ниже уровня квалификации, уста-новленного  действующими нормативно-техническими документами.

                                    Ультразвуковая толщинометрия

Ультразвуковая толщинометрия (УЗТ) применяется в целях определения количественных характеристик уменьшения толщины стенок элементов сосуда в процессе его эксплуатации. По результатам УЗТ определяют скорость коррозионного или коррозионно-эрозионного изнашивания стенок и устанавливают расчетом на прочность допустимый

срок эксплуатации изношенных элементов, уровень снижения рабочих пара метров или сроки проведения восстановительного ремонта.

Для измерений толщины металла могут быть использованы ультразвуковые толщиномеры, соответствующие требованиям действующей нормативно-технической документации и обеспечивающие погрешность изме рения не более ± 0,1 мм.

Контроль толщины стенки проводят в местах элементов сосуда, указанных в специальных инструкциях, в типовых или индивидуальных программах диагностирования, а также в зонах интенсивного коррозионноэрозионного износа металла, в местах выборок дефектов и на поверхности  вмятин или выпучин.

Толщинометрия может проводиться как по наружной, так и по внутренней поверхностям сосуда. Измерения осуществляются по четырем образующим обечайки и четырем радиусам днищ через 90° по окружности элемента. На каждой царге обечайки сосуда проводится не менее трех измере ний по каждой образующей (в середине и по краям).

На днищах проводится не менее пяти измерений: на каждом из четырех радиусов и в центре. При обнаружении зон с расслоением металла число точек измерения в этом месте должно быть увеличено до количества, достаточ ного для установления границ (контура) зоны расслоения металла.

Измерения толщины стенки вварных патрубков диаметром d₀ (d₀ — диаметр отверстия, не требующий укрепления) и более согласно ГОСТ 24755–88 следует проводить в одном сечении в четырех точках, расположенных равномерно по окружности элемента.

    В случае невозможности выполнения УЗТ сосуда по полной программе число точек замера толщины стенок должно быть таким, чтобы обес печить максимально надежное представление о состоянии сосуда  проведение прочностных расчетов. Для повышения достоверности результатов замеров толщины стенок рекомендуется использовать статистический  подход.

     В местах измерения толщины поверхность должна быть защищена до металлического блеска. Толщина металла определяется как среднее значение из результатов трех измерений.

Результаты УЗТ элементов сосуда рекомендуется оформлять в виде заключений (протоколов), в которых следует приводить схему расположения мест замера толщины и таблицу значений измеренной толщины.

                                       Вихретоковая дефектоскопия

Вихретоковый неразрушающий контроль основан на взаимодействии внешнего электромагнитного поля с электромагнитным полем вихревых токов, наводимых этим полем в объекте контроля. Этот метод эффективен для выявления поверхностных и подповерхностных трещин в ферромагнитных материалах. Достоинством вихретокового контроля является сравнительная простота, высокая производительность и чувствительность. Метод может быть использован для контроля металла в околошовных зонах сварных швов, особенно в местах концентрации напряжений (местах приварки патрубков, люков, горловин, фланцев и др.). Метод эффективен для выявления трещин коррозионного растрескивания и межкристаллитной коррозии, но не рекомендован для контроля сварных швов в целях выявления внутренних дефектов. Поэтому при диагностировании сосудов и аппаратов наиболее целесообразно применять вихретоковый метод в сочетании с ультразвуковым, радиографическим или акустико -эмиссионным методами.

                                                Замеры твердости

Замеры твердости основного металла и сварных соединений сосудов рекомендуется производить в следующих случаях:      

— если показатель твердости является одной из определяющих характеристик свойств основного металла и сварных соединений по паспорту и в результате условий эксплуатации сосуда (температура, давление, среда) или в результате аварийной ситуации могли произойти необратимые изменения этого показателя;

— для оценки механических свойств по показателю твердости в случае необратимых изменений этих свойств в результате условий эксплуатации сосуда или в результате аварийной ситуации;       

— для оценки механических свойств в случае необходимости идентификации основных и сварочных материалов при отсутствии сведений о них (например, при утрате и связанной с этим необходимостью восстановления паспорта сосуда), а также в случае необходимости идентификации импортных сталей.  

Вероятность необратимых изменений и соответственно необходимость замера твердости в этом случае определяет специализированная организация, выполняющая техническое диагностирование сосудов.

Для измерения твердости ударным методом деталей с толщиной менее 10 мм рекомендуется пользоваться только приборами с малой энергией удара типа «Эквотип» с индентором-датчиком «С», либо приборами типа УЗИТ2М или ХПО-10. В каждой точке (шов, зона термического влияния, основной металл) производится не менее трех замеров; в протокол заносятся минимальные, максимальные и средние значения твердости.  

В случае получения результатов измерения твердости, не соответствующих требованиям стандартов, производится не менее двух до- полнительных замеров на расстоянии 20...50 мм от точек, показавших неудовлетворительный результат.          

При подтверждении полученного значения твердости производится выявление размеров участка или длины шва с отклонениями по твердости. Количество дополнительных замеров твердости и их частоту определяют специалисты, проводящие диагностирование.         

Зачистку площадок для измерения твердости рекомендуется производить шлифовальными машинами. Размер площадок определяется исходя из конструкции инденторов твердомера. Оптимальный размер 50×50 мм. Глубина вышлифовки при первой серии замеров твердости должна быть в пределах 0,5 мм, при второй серии замеров — 1,5...2,5 мм. Чистота поверхности должна быть не ниже        R_z20.

Оценку механических свойств по показателям твердости производят аналоговым путем или по формулам, полученным расчетно-экспериментальным методом.           

Временное сопротивление и предел текучести могут быть определены с помощью переносных твердомеров по ГОСТ 22761 —77 и ГОСТ 22762 —79.

Результаты замера твердости и перевода показателей твердости в показатели механических свойств оформляются в виде заключения, подписываемого специалистами организации, проводящей диагности-рование сосудов.

                                        Металлографический анализ

Металлографический анализ следует производить в следующих случа-

ях:      

— для подтверждения изменений характеристик твердости и механических свойств;

— при необходимости уточнения характера дефектов, выявленных при контроле наразрушающими методами.

 Металлографический анализ выполняется путем приготовления микрошлифа непосредственно на сосуде, травления, снятия с него полистирольной реплики и последующего осмотра и фотографирования структуры со снятой реплики на оптическом микроскопе с разрешающей способностью до ×400.    

При технической возможности вырезки образцов из сосуда металлографический анализ производится на микрошлифах, изготовленных из этих образцов.          

Результаты металлографического анализа оформляются в виде заключения, подписываемого специалистами организации, проводящей диагностирование сосудов.

 Лекция 8.Определение остаточного ресурса сосудов и аппаратов

Остаточный ресурс сосуда определяется на основании анализа условий эксплуатации, результатов технического диагностирования и критериев предельного состояния. Когда остаточный ресурс определяется на основании рассмотрения нескольких критериев предельного состояния, то остаточный ресурс назначается по тому критерию, который определяет минимальный  срок остаточного ресурса.

Если полученный в результате расчетов остаточный ресурс превышает 10 лет, то его следует принять равным 10 годам.

         Определение остаточного ресурса

Остаточный ресурс определяется в зависимости от первоначального расчетного срока Т_нр, объема контроля при техническом диагностировании и вероятности хрупкого разрушения сосуда.

Остаточный ресурс определяется по формуле

                                       Тхр = bТ_нр ,

          где     Т_нр — расчетный срок службы сосуда. Если в паспорте сосуда  срок не указан, то принимается 20 лет; b — коэффициент, определяемый по  рис. 2.229 в зависимости от объема контроля V_к при техническом диагности- ровании.       

Определение гарантированного (гамма-процентного) и среднего остаточных ресурсов сосудов и аппаратов заключении, подготавливаемом по результатам диагностирования сосудов и аппаратов, должен указываться допускаемый срок их безопасной эксплуатации или гарантированный остаточный ресурс.       

Этот ресурс должен рассчитываться для возможного наименее благоприятного режима предстоящей эксплуатации с учетом максимальной возможной погрешности контроля параметров, определяющих техническое состояние сосуда (аппарата).

  В тех случаях, когда указанные факторы определяются в детерминированных значениях (однозначно), то гарантированный остаточный ресурс определяется по минимальным (либо максимальным) значениям установленных при диагностировании сосуда параметров.

Например, если при периодическом контроле скорости коррозии стенок сосуда установлены максимальная скорость коррозии а_mах, ми-нимальная толщина стенки сосуда S_min, определенная при последнем диагностировании, расчетная толщина стенки S_p, то в этом случае оста-точный гарантированный ресурс сосуда по критерию коррозионной стойкости определяется по форму-

ле

                                                 Тог = (S_min – S_p) / a_max  . (2.9)

В тех случаях, когда прогнозирование ресурса осуществляют по результатам выборочного контроля параметров, имеющих некоторый естественный разброс, то при определении остаточного ресурса рассчитывают средний и гамма-

                                                                                                                                      процентный        остаточные

ресурсы.

Рис. 2.229. Определение коэффициента b для нахождения остаточного ресурса .

Средний ресурс представляет собой наиболее вероятное (ожидаемое) значение ресурса сосуда, по которому можно планировать необходимые затраты на ремонт или замену сосуда. Гамма-процентный ресурс определяет минимальное значение ресурса, которое способен отработать сосуд при обеспечении нормативных запасов прочности с доверительной вероятностью γ, достаточно близкой к единице. При этом остается некоторая вероятность (1 – γ) выхода контролируемых параметров за пределы нормативных значений; при реализации этой вероятности потребуется остановка сосуда для проведения внеплано вого диагностирования.

В соответствии с Методическими указаниями по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России (РД 09–102—95), при определении гамма-процентного ресурса рекомендуется принимать значение γ ≥ 90 %.          

Формулы для вычисления гамма-процентного и среднего остаточного ресурса сосудов и аппаратов для различных вариантов исходных данных по параметрам технического состояния приведены в Методике прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния.  

Если в процессе эксплуатации исходные характеристики материала сосуда могут изменяться под воздействием среды или минусовых температур, то предельное состояние сосуда определяется с учетом хрупкого разрушения или трещиностойкости.

Тема1.3. Классификация основных процессов первичной переработки нефти и газов.

Лекция 9. Теоретические основы процессов подготовки нефти и горючих газов к переработке

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50— 100 м³/т), пластовую воду (200—300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10—15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции: — удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;

— обессоливание нефти;

— обезвоживание (дегидратация) нефти.

На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды.

 

Рис.1 Схема сбора нефти, газа и воды на нефтяных промыслах:

1 — скважины; 2 — групповая замерная установка; 3 — коллектор; 4 — дожимная насосная станция; 5 — газоперерабатывающий завод; 6 — установка подготовки нефти; 7 — установка очистки воды; 8 — насосы; 9 — нагнетательные скважины; 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин»; 12 — товарные резервуары; 13 — магистральный нефтепровод.

Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) 2, в которых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 5, а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) 6. На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки 7. Очищенная вода закачивается насосами 8 в нефтяной пласт через нагнетательные скважины 9. Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары 10, из которых насосами перекачивается в установку «Рубин» 11 для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары 12 и из них в магистральный нефтепровод 13, транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.

В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.

Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C₁ — C₄. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и УПН, или на газоперерабатывающих заводах.

Переработка нефти начинается с ее первичной перегонки. Этот процесс является изобретением технологов-нефтяников и основан на свойстве нефти. Нефть - сложная смесь взаимно растворимых углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения. В упрощенном виде: чем длиннее молекула углеводорода, тем выше его точка кипения.

Сырьем для установок первичной перегонки служат нефть и газовый конденсат. Их разделяют на фракции для последующей переработки или использования как товарных продуктов. При первичной переработке нефти проводят ее атмосферную перегонку и вакуумную перегонку мазута. Эти процессы осуществляют на атмосферных трубчатых (АТ) установках и вакуумных трубчатых (ВТ) установках.

На АТ-установках осуществляют неглубокую переработку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута. ВТустановки предназначены для углубления переработки нефти. На этих установках из мазута получают газойлевые, масляные фракции и гудрон, которые используют в качестве сырья в процессах вторичной переработки нефти.

Процесс перегонки происходит в ректификационной колонне, представляющей собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой до 30м и диаметром до 4м. Внутреннее пространство колонны разделено на отсеки большим количеством горизонтальных дисков (тарелок), в которых имеются отверстия для прохождения через них паров нефти.

Перед закачкой в колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры 360-390°

При этом бензин, нафта (лигроин), керосин, легкий и тяжелый газойль переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с более высокой температурой кипения представляет собой мазут. После ввода горячей смеси в колонну мазут стекает вниз, а углеводороды в парообразном состоянии поднимаются вверх.

Смесь горячей жидкости и пара, поднимаясь по колонне и остывая, постепенно конденсируется. Вначале отделяются и опускаются на дно специальных тарелок тяжелые тугоплавкие фракции нефти, выше последовательно конденсируются и оседают на дно тарелок пары более легких фракций. Особенность процесса ректификации заключается в том, что горячие пары, поднимаясь, поочередно проходят через слои горячего конденсата. Количество тарелок в колонне должно быть таким, чтобы общий расход сливающихся с них готовых продуктов перегонки был равен расходу сырой нефти, подаваемой внутрь колонны. Несконденсировавшиеся пары углеводородов направляются на газофракционирование, где из них получают сухой газ, пропан, бутан и бензиновую фракцию.

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по границам температур кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и други В зависимости от технологии перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья, на газофракционирующих установках с целью производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина. Фракцию именуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническим условиям на товарный продукт, не требующий дополнительного предела.

Бензиновая фракция с пределами выкипания 28-180°С преимущественно подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций (28-63, 62-85, 85-105°С). Эти фракции служат сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга с целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов, а также в качестве сырья для пиролиза при получении этилена.

Керосиновая фракция с температурами выкипания 120-230°С используется как топливо для реактивных двигателей; фракцию 150-280°С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины; фракцию 140-200 С - как растворитель для лакокрасочной промышленности.

Дизельная фракция с температурами выкипания 140-320°С используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция 180-360°С - в качестве летнего. Фракция 200-320°С из высокопарафиновой нефти используется как сырье для получения жидких парафинов.

Мазут применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Вакуумный газойль (350-500°С) используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции с пределами выкипания (320-400°С, 320420,...,450-500°С) используют как сырье для производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.

Гудрон - остаток вакуумной перегонки мазута - подвергают деасфальтизации, коксованию, используют в производстве битума.

Лекция 10. Сбор и подготовка нефти на промыслах

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой растворены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже — карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает до 90…98 %. Очевидно, что такую «грязную» и сырую нефть, содержа-щую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана)

 неорганические (H₂S, CO₂) газовые компоненты, нельзя транспортировать и  перерабатывать на НПЗ без тщательной ее промысловой подготовки.

Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает ее транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением содержания воды в нефти возрастают энергозатраты на ее испарение конденсацию (в 8 раз больше по сравнению с бензином). Возрастание транспортных расходов обусловливается не только перекачкой балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образующей с пластовой водой эмульсию. 

Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий. Образование устойчивых эмульсий приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. Так, при отделении пластовой воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии, что загрязняет сточные воды. Та часть эмульсии, которая улавливается в ловушках, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, образуя так называемые «амбарные» нефти, которые не находят рационального применения или утилизации. При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок.

Еще более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов конденсационнохолодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах – мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.

При переработке сернистых и высокосернистых нефтей, в результате разложения сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной наиболее сильной коррозии нефтеаппаратуры.

Хлористое железо переходит в водный раствор, а выделяющийся сероводород вновь реагирует с железом.

Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность коррозии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная пленка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии.

Для оценки товарных качеств подготовленных на промыслах нефтей в 2002 г. был разработан применительно к международным стандартам и принят новый ГОСТ России Р 51858—2002, в соответствии с которым их подразделяют (классифицируют):         

—  по содержанию общей серы на четыре класса;

—  по плотности при 20 °С на пять типов;

—  по содержанию воды и хлористых солей на три группы; — по содержанию сероводорода и легких меркаптанов на три вида.

Подготовленную на промыслах нефть далее на НПЗ подвергают вторичной, более глубокой очистке до содержания солей менее 5 мг/л и воды  менее 0,1 % мас.

На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбopa и подготовки нефти. На смену негерметизированным схемам, эксплуатация которых была связана с потерями газа и легких фракций нефти, пришли экологически более безопасные герметизированные системы сбора, очистки и хранения. Сырая нефть из группы скважин поступает в трапы-газосепараторы, где за счет последовательного снижения давления попутный газ отделяется от жидкости (нефть и вода), затем частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газоперерабатывающий завод (или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления). После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы в количестве до 4 % мас. В трапах-газосепараторах одновременно отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппара-ты называют также отстойниками. Далее нефть из газосепараторов поступает в отстойные резервуары, из которых она направляется на установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

В основе процесса обезвоживания лежит разрушение (дестабилизация) нефтяных эмульсий, образовавшихся в результате контакта нефти водой, за качиваемой в пласт через нагнетательные скважины.

При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой соленостью), которую затем разрушают. Вода очищается на установке и снова закачивается в пласт для  поддержания пластового давления и вытеснения нефти.

Стабилизацию нефти осуществляют на промыслах с целью сокращения потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кроме того, присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием растворенных газов применяют одноколонные установки. Двухколонные установки используют для стабилизации нефтей с высоким содержанием газов (более 1,5 % мас.), где вторая колонна служит для стабилизации газового бензина.

С целью создания лучших условий для конденсации паров бензина водой или воздухом. Температуру низа К-1 поддерживают в пределах 130…150 °С цирку-ляцией части стабильной нефти, нагретой в печи. Стабильную нефть, выводимую с низа К-1 после охлаждения в теплообменнике и холодильнике, направляют в резервуары и далее транспортируют на НПЗ. Легкие фракции нефти, выводимые с верха К-1, охлаждают в конденсаторехолодильнике и подают в газосепаратор С-1, где сверху выводят сухой газ, состоящий из метана и этана, а снизу — сконденсированный бензин, который после нагрева в теплообменнике направляется в колонну К-2 для стабилизации. Давление в К-2 поддерживают в пределах 1,3…1,5 МПа (то есть выше, чем в К-1, поскольку здесь требуется конденсировать не бензин, а жирный газ, состоящий в основном из пропана части бутана). Температуру низа К-2 регулируют в пределах 130…160 °С рециркуляцией части стабилизированного бензина через паровой кипятильник. Требуемую температуру верха К-2 (40…50 °С) обеспечивают подачей части сжиженного газа в виде холодного орошения колонны. С верха К-2 выводят газ, тяжелую часть которого (пропан и бутан) конденсируют в конденсаторе-холодильнике и отделяют в газосепараторе С-2 от несконденсировавшейся сухой части. Конденсат — сжиженный газ – выводят с установки и транспортируют на ГПЗ. Стабильный бен-зин, выводимый с низа К-2, смешивают со стабилизированной нефтью направляют на НПЗ.

Лекция 11. Обессоливание нефтей на НПЗ

В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием технологических установок и широким применением каталитических процессов требования к содержанию хлоридов металлов в нефтях, поступающих на переработку, неуклонно повышаются. При снижении содержания хлоридов до 5 мг/л из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний, натрий и соединения мышьяка, содержание ванадия снижается более чем в 2 раза, что исключительно важно с точки зрения качества реактивных и газотурбинных топлив, нефтяных коксов и других нефтепродуктов. На НПЗ США еще с 60-х гг. обеспечивается глубокое обессоливание нефти до содержания хлоридов менее 1 мг/л и тем самым достигается бесперебойная работа установок прямой перегонки нефти в течение двух и более лет. На современных отечественных НПЗ считается вполне достаточным обессоливание нефтей до содержания хлоридов 3...5 мг/л и во ды до 0,1 % мас.

Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых приме сей система нефть–вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало- или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспергирована в другой в виде мельчайших капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергированная жидкость —  дисперсной фазой.

Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде (Н/В) — гидрофильная и вода в нефти (В/Н) — гидрофобная. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором — капли  воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением — силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) обладают способностью понижать поверхностное натяжение. Это свойство обусловлено тем, что добавленное ПАВ избирательно растворяется в одной из фаз дисперсной системы, концентрируется и образует адсорбционный слой — пленку ПАВ на границе раздела фаз. Снижение поверхностного натяжения способствует увеличению  дисперсности дисперсной фазы,

 образование адсорбционного слоя — своеобразного панциря на поверхности глобул — препятствует их коалесценции при отстаивании.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхностную адсорб ционную пленку стойких эмульсий — деэмульгаторами.

Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти, такие как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси. Установ-лено, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды — парафины и церезины нефтей. Тип образующейся эмульсии в значительной степени зависит от свойств эмульгатора: эмульгаторы, обладающие гидрофобными свойствами, образуют эмульсию типа В/Н, то есть гидрофобную, а эмульгаторы гидрофильные — гидрофильную эмульсию типа Н/В. Следовательно, эмульгаторы способствуют образованию эмульсии того же типа, что тип эмульгатора. В промысловой практике чаще всего образуется гидрофобная эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти смолисто-асфальтеновые вещества, соли органических кислот, а также тонкоизмельченные частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела нефть–вода, попадают в поверхностный слой со стороны нефти создают прочную оболочку вокруг частиц воды. Наоборот, хорошо растворимые в воде и хуже в углеводородах гидрофильные эмульгаторы типа щелочных металлов нефтяных кислот (продукт реакции при щелочной очистке) адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают капельки нефти и таким образом способствуют образованию гидрофильной нефтяной эмульсии. При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, то есть переход из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при  разрушении эмульсий.

Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти температуры (60…150 °С) в зависимости от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типa эмульсии давления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвожи- вания. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в результате повышения раствори-мости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорос-ти осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотнос-ти нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.

Обычно как оптимальную в дегидраторах подбирают такую температуру, при которой вязкость нефти составляет 2…4 сСт. Многие нефти достаточно хорошо обессоливаются при 70…90 °С. При повышении температуры нагрева нефти приходится одновременно повышать и давление, чтобы поддерживать жидкофазное состояние системы и уменьшить по-тери нефти и пожароопасность. Однако повышение давления вызывает необходимость увеличения толщины стенок аппаратов. Современные модели электродегидраторов рассчитаны на давление до 1,8 МПа.

На технико-экономические показатели ЭЛОУ влияют также интенсивность и продолжительность перемешивания эмульсионной нефти с раствором деэмульгаторов. Так, для деэмульгаторов с малой поверхностной активностью, особенно когда они плохо растворимы в нефти, требуется более интенсивное и продолжительное перемешивание, но не настолько, чтобы образовалась высокодисперсная система, которая плохо осаждается. Обычно перемешивание нефти с деэмульгатором осуществляют в сырьевом центробежном насосе. Однако лучше иметь такие специальные смесительные устройства, как диафрагмы, клапаны, вращающиеся роторы и т. д. Целесообразно также иметь на ЭЛОУ дозировочные насосы малой производительности.

Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где, кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и отстой (осаждение) деэмульгированной нефти, т. е. он является одновременно от-стойником.

Принципиальная технологическая схема установки (секции) электрообессоливания нефти приведена на рис. 3.3. Смесь сырой нефти, деэмульгатора и содово-щелочного раствора (последний вводится для подавления сероводородной коррозии) нагревается в теплообменниках (в отдельно стоящем ЭЛОУ дополнительно в пароподогревателе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из электродегидратора второй ступени и подается в два последовательно работающих электродегидратора 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. Электродегидратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого посередине горизонтально параллельно друг другу на расстоянии 25…40 см установлены 3 пары электродов, между которыми поддерживается напряжение 32…33 кВ. Ввод сырья в ЭГ и вывод из него осуществляются через расположен-ные в нижней и верхней частях аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники), обеспечивающие равномерное распреде-ление восходящего потока нефти. В нижней части ЭГ между распределителем и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержащей деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсий и отделение наиболее крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами – влздействию электри-

ческого поля высокого напряжения. После охлаждения в теплообменниках обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготовленной нефти, а на секции ЭЛОУ комбинированных установок она без охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти.

Лекция 12. Подготовка горючих газов к переработке

Под горючими газами обычно подразумевают смеси газообразных горючих веществ: низкомолекулярных углеводородов (алканов и алкенов С₁– C₄), водорода, окиси углерода и сероводорода, разбавленных такими негорю чими газами, как диоксид углерода, азот, аргон, гелий и пары воды.

Горючие газы принято подразделять (классифицировать) в зависи мости от происхождения на следующие группы:

 природные (сухие), состоящие преимущественно из метана, добы-ваемые из чисто газовых месторождений;

 нефтяные (жирные), состоящие из метана и его низкомолекулярных гомо логов (С₁–С₅), добываемые попутно с нефтью;

 газоконденсатные, по составу аналогичные нефтяным, добываемые из газоконденсатных месторождений;

    искусственные, к которым относятся:

    — нефтезаводские, получаемые при переработке нефти;

— газы переработки твердых топлив (коксовый, генераторный, до-менный  и др.).

    По содержанию серосодержащих компонентов горючие газы делятся:

— на слабосернистые с содержанием сероводорода и тиоловой серы менее 20 и 36 мг/м³ соответственно (то есть ниже допустимых норм по отраслевому стандарту ОСТ 51.40—83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы»), которые не подверга-ются специальной серо очистке;

— сернистые (условно подразделяемые на малосернистые, сернистые и высокосернистые), содержащие сероводород и тиоловую серу бо-лее 20 и 36 мг/м³ соответственно, подлежащие обязательной очистке от сернистых соединений и переработке последних в газовую серу (только при переработке малосернистых газов допускается сжига-ние газов регенерации на факе-

    лах).

 Сероводород и диоксид углерода являются кислыми коррозионно- агрессивными компонентами горючих газов, которые во влажной среде способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти примеси следует удалять перед транспортировкой и переработкой горючих газов.

Влага, содержащаяся в газе, вызывает различные осложнения в работе газовой аппаратуры. Пары воды в условиях промысловой подготовки и при транспортировании способны конденсироваться и, что особенно опасно, образовывать твердые кристаллогидраты, которые приводят к возникновению аварийных ситуаций. По этой причине горючие природные газы подлежат, кроме очистки от кислых компонентов, обязательной осушке до допустимых норм (табл. 3.3). На практике о влагосодержании горючих газов судят по их точке росы, понимая под этим термином температуру, ниже которой водяной пар конденсируется (выпадает в виде «росы»).

Осушка горючих газов. В газовой промышленности для осушки природных газов наиболее широко используют абсорбционный процесс с применением преимущественно в качестве абсорбента высококонцентрированных растворов гликолей — диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ). В последнее время применяют также пропиленгликоль (ПГ). По таким показателям, как летучесть, следовательно, и расход абсорбента, осушительная способность, склонность к пенообразованию, устойчивость к окислению и термическому разложению, коррозионная активность и некоторым другим, ДЭГ и ТЭГ более предпочтительны и потому находят в абсорбционных процессах осушки газов преимущественное применение по сравнению с моноэтиленгликолем. Процесс осушки газов включает 2 стадии: абсорбцию и десорбцию влаги – и осуществляется соответственно в двух аппаратах колонного типа с тарелками (или насадками) — абсорбере и десорбере. Абсорбция проводится при температуре около 20 °С и повышенном давлении — 2…6 МПа, а десорбция – при пониженном давлении и повышенной температуре 160…190 °С. Принципиальная схема установки осушки газов гликолями представлена на рис. 3.4.

         Очистка горючих газов от сероводорода и диоксида углерода.

Для очистки горючих газов от кислых компонентов или одного из них промышленное применение в настоящее время нашли следующие основные процессы:  

— абсорбционные, основанные на использовании жидких поглотителей – физических или химических абсорбентов или их смесей (ком-

 бинированных абсорбентов);

— адсорбционные, с использованием твердых поглотителей (активированных углей, природных или синтетических цеолитов и др.);

— окислительные, основанные на химическом превращении сернистых соединений (сероводорода и меркаптанов) в элементарную серу (Джиаммарко – Ветрокок-, Стретфорд-процессы) или комбинированном использовании процессов щелочной очистки газов и каталитической окислительной

 регенерации щелочного раствора (типа Мерокс-процесса).

В физических абсорбционных процессах в качестве абсорбентов применяют диметиловый эфир полиэтиленгликоля (селексол-процесс), Nметилпирролидон, пропиленкарбонат (флюор-процесс) трибутил-фосфат, ацетон, метанол и др. В качестве химических абсорбентов (хемосорбентов) широко используют амины, щелочь, аммиак, карбонат калия и др. Из комбинированных абсорбционных процессов, использующих в качестве поглотителя смесь физических и химических поглотителей, наиболее широкое практическое распространение получил процесс «Сульфинол» с использованием сульфолана и диизопропано-ламина. В отечественной газовой промышленности и нефтепереработке преобладающее применение получили процессы этаноламиновой очистки горючих газов. Из аминов преобладающее применение нашли в нашей стране моноэтаноламин (МЭА), за рубежом — диэтаноламин (ДЭА). Среди аминов МЭА наиболее дешевый и имеет такие преимущества, как высокая реакционная способность, стабильность, высокая поглотительная емкость, легкость регенерации. Однако ДЭА превосходит МЭА по таким показателям, как избирательность, упругость паров, потери от уноса и химических необратимых взаимодействий, энергоемкость стадии регенерации и некоторым другим.

Процесс моноэтаноламиновой очистки газов от H₂S и СО₂ основан на хемосорбционном их взаимодействии с образованием легко разлагаемых при

нагревании солей:

                           2RNH₂+H₂S      (RNH₃)₂S;

                         (RNH₃)₂S+H₂S      2RNH₃HS;

2RNH₂+CO₂+H₂O       (RNH₃)₂CO₂;         (RNH3)2CO₃+CO₂+H₂O 2RNH₃HCO₃,

 где R — группа ОН–СН₂–СН₂–.

Согласно принципу Ле-Шателье, понижение температуры и повышение давления способствуют протеканию реакций в прямом направлении, а повышение температуры и понижение давления — в обратном направлении. 

Это положение является определяющим при выборе режимов очистки газа и регенерации насыщенного абсорбента. Обычно стадию абсорбции кислых газов проводят при давлении около 1,5 МПа температуре 25…40 °С, а регенерацию – пpи температуре ≈ 130 °С давлении 0,15…0,2 МПа. Концентрация МЭА составляет 15…20 %.Этаноламиновая очистка горючих газов ведется на установках (рис. 3.5), состоящих из абсорбера и десорбера колонного типа (оборудованного соответственно ≈ 20 и 15 тарелками) и вспомогательного оборудования. В низ абсорбера К-1 поступает исходный газ, противо-током контактирует с нисходящим потоком раствора МЭА. С верха К-1 через каплеотбойник уходит очищенный газ, а снизу – насыщенный раствор МЭА, который нагревается в теплообменнике (и при необходимости пароподогревателе ) до температуры 80…90 °С и поступает в верхнюю часть десорбера К-2. Из К-2 сверху уходят H₂S и СО₂, снизу — регенирированный раствор МЭА. Часть этого раствора подогревается в паровом кипятильнике и возвращается в десорбер для подвода тепла, а остальное количество охлаждается в теплообменнике и холодильнике и подается на верх абсорбера. На верх десорбера подается водный конденсат из сепаратора С-2, выводимый с верха К-2 вместе с кислыми газами после конденсации в конденсаторехолодильнике.

Лекция 13. Теоретические основы процессов перегонки нефти и газов

 Основными закономерностями процессов физической переработки нефти и газов, в частности перегонки и ректификации, а также конструкцией и принципами работы их аппаратов студенты ознакомились в курсе «Процессы и аппараты нефтепереработки». В этой связи ниже будут изложены лишь обобщающие сведения по теоретическим основам процессов, получивших в нефтепереработке наименование первичной (прямой) перегонки (переработки), подразумевая, что продукты этих головных на НПЗ процессов будут подвергаться далее вторичной (физической или химической) переработке с получением товарных нефтепродуктов или их компонентов.

Перегонка (дистилляция) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу

проведения процескратным испарением.Простая перегонка   са различают простую и сложосуществляется постепенным,           ную перегонку. однократным  или много-

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы — остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуре на-грева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса. Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.  

Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость — высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия, то есть температуры потоков станут одинаковыми и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия. Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

Лекция 14. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти и газов 

Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной

 (укрепляющей), а другая — нижняя часть,

 которой осуществляется ректификация жидкого потока, — отгонной, или ис черпывающей, секцией.

         Различают простые и сложные колонны.

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят), выводимый с верха колонны в па рообразном состоянии, и остаток — нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов и колонны, у которых дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн, именуемых стриппингами. Последний тип колонн нашел  широкое применение на установках первичной перегонки нефти.

Для разделения бинарных или многокомпонентных смесей на 2 компонента достаточно одной простой колонны (если не предъявля-ются сверхвысокие требования к чистоте продукта). Для разделения же многокомпонентных непрерывных или дискретных смесей на более чем 2 компонента (фракции) может применяться одна сложная колонна либо система простых или сложных колонн, соединенных между собой определенной последовательности прямыми или обратными паровыми или (и) жидкими потоками. Выбор конкретной схемы и рабочих параметров процессов перегонки определяется технико-экономическими и технологическими расчетами с учетом заданных требований по ассортименту и четкости разделения, термостабильности сырья и продуктов, возможности использования доступных и дешевых хла доагентов, теплоносителей и т. п.

Четкость погоноразделения — основной показатель эффективности работы ректификационных колонн – характеризует их разделительную способность. Она может быть выражена в случае бинарных смесей концентрацией целевого компонента в продукте. Применительно к ректификации нефтяных смесей она обычно характеризуется групповой чистотой отбираемых фракций, то есть долей компонентов, выкипающих по кривой ИТК до заданной температурной границы деления смеси в отобранных фракциях (дистиллятах или остатке), а также отбором фракций от потенциала. Как косвенный показатель четкости (чистоты) разделения на практике часто используют такую характеристику, как налегание температур кипения соседних фракций в продукте. В промышленной практике обычно не предъявляют сверхвысоких требований по отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхузких фракций потребуются соответственно сверхбольшие капитальные и эксплуатационные затраты. В нефтепереработке, например, в качестве критерия достаточно высокой разделительной способности колонн перегонки нефти на топливные фракции считается налегание температур кипения соседних фракций в пре делах 10…30 °С.

Установлено, что на разделительную способность ректификационных колонн значительное влияние оказывают число контактных ступеней и соотношение потоков жидкой и паровой фаз. Для получения продуктов, отвечающих заданным требованиям, необходимо, наряду с другими параметрами ректификационной колонны (давление, температура, место ввода сырья и т. д.), иметь достаточное число тарелок (или высоту насадки) и соответствующее флегмовое и паровое числа.          

Флегмовое число (R) характеризует соотношение жидкого и паро-вого потоков в концентрационной части колонны и рассчитывается как R = L/D, где  L и D — количества соответственно флегмы и ректификата.

Паровое число (П) характеризует соотношение контактирующихся потоков пара и жидкости в отгонной секции колонны, рассчитываемое как П = G/W,  где G и W — количества соответственно паров и кубового продукта.

 Коэффициент относительной летучести — отношение летучес- тей компонентов (фракций) перегоняемого сырья при одинаковых темпера туре и давлении:

                                      α = К₁/К₂,

где К₁ и К₂ — константы фазового равновесия соответственно низко-и высо кокипящего компонентов (фракций). Поскольку К₁ > К₂,  то α > 1.

Коэффициент α косвенно характеризует движущую силу процесса перегонки применительно к разделяемому сырью. Сырье, у которого α >> 1, значительно легче разделить на компоненты, чем при его зна-чении, близком  к единице.

Относительная летучесть зависит от давления и температуры, при которых находятся компоненты. С увеличением давления и темпера-туры величина α снижается. Вблизи критической области значение коэффициента α приближается к единице.

Лекция 15. Особенности нефти как сырья процессов перегонки

Нефть и нефтяные смеси как сырье для ректификации характеризуются рядом специфических свойств, обусловливающих некоторые особен ности в технологии их переработки.

Нефть и особенно ее высококипящие фракции и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, то есть ≈ 350…360 °С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкци-ей и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева. В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти, выкипающих выше предельно допустимой температуры нагрева сырья, возможно использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов — перегонку под вакуумом. Так, перегонка мазута при остаточных давлениях в зоне питания вакуумной колонны ≈ 100 и ≈ 20 мм рт. ст. (≈ 133 и 30 гПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения соответственно до 500 и 600 °С. Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной (а также и атмосферной) перегонке применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки (то есть с отбором фракций до гудрона) должна включать как минимум 2 стадии: атмосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций и в остатке гудрона.

Нефть представляет собой многокомпонентное сырье с непрерывным характером распределения фракционного состава и соответственно летучести компонентов. Расчеты показывают, что значение коэффициента относительной летучести непрерывно (экспоненциально) убывает по мере утяжеления фракций нефти, а также по мере сужения температурного интервала кипения фракций. Эта особенность нефтяного сырья обусловливает определенные ограничения как на четкость погоноразделения, особенно относительно высококипящих фракций, так и по отношению к «узости» фракций. С экономической точки зрения, нецелесообразно требовать от процессов перегонки выделить, например, индивидуальный чистый углеводород или сверхузкие фракции нефти. Поэтому в нефтепереработке довольствуются получением следующих топливных и газойлевых фракций, выкипающих в достаточно широком интервале температур:           — бензиновые н. к. 140 °С (180 °С);

 — керосиновые 140 (180)…240 °С;

— дизельные 240…350 °С;

 — вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) 350…400 °С, 400…450 °С       и 450…500 °С;

— тяжелый остаток — гудрон >490 °С (>500 °С).

Иногда ограничиваются неглубокой атмосферной перегонкой нефти с получением в остатке мазута >350 °С, используемого в качестве котельного топлива.  

  Высококипящие и остаточные фракции нефти содержат значительное количество гетероорганических смолисто-асфальтеновых соединений и металлов, попадание которых при перегонке в дистилляты резко ухудшает их эксплуатационные характеристики значительно усложняет последующую их переработку. Это обстоятельство обусловливает необходимость организации четкой сепарации фаз в секции питания атмосферной и особенно вакуумной колонн. Эффективная сепарация фаз в секции питания колонн достигается установкой специальных сепараторов (отбойных тарелок, насадок и т. д.), улавливающих мельчайшие капли (туман, пена, брызги) кубовой жидкости, а также промывкой потока паров стекающей жидкостью в специальной промывной тарелке. Для этого и с целью повышения разделительной способности нижних тарелок сепарационной секции колонны необходимо обеспечить некоторый избыток орошения, называемый избытком однократного испарения, путем незначительного перегрева сырья (но не выше предельно допустимой величины). Доля отгона при однократном испарении в секции питания колонны должна быть на 2…5 % больше выхода продуктов, отбираемых в виде дистиллята боковых погонов.

Лекция 16. Способы регулирования температурного режима ректификационных колонн

Нормальная работа ректификационных колонн и требуемое качество продуктов перегонки обеспечиваются путем регулирования теплового режима – отводом тепла в концентрационной и подводом тепла в отгонной секциях колонн, а также нагревом сырья до оптимальной температуры. В промышленных процессах перегонки нефти применяют следующие способы регули рования температурного режима по высоте колонны (рис. 3.8).

Отвод тепла в концентрационной секции путем: а) использования парциального конденсатора; б) организации испаряющегося (холодного) ороше ния;

а) организации неиспаряющегося (циркуляционного) орошения.  Подвод тепла в отгонной секции путем:

а) нагрева остатка ректификации в кипятильнике с паровым простран-

 ством;

б) циркуляции части остатка, нагретого в трубчатой печи. 

Парциальный конденсатор представляет собой кожухотрубный теплообменный аппарат (рис. 3.8а), установленный горизонтально или вертикально наверху колонны. Охлаждающим агентом служит вода, иногда исходное сырье. Поступающие в межтрубное пространство пары частично конденсируются и возвращаются на верхнюю тарелку в виде орошения, а пары ректификата отводятся из конденсатора. Из-за трудности монтажа и обслуживания и значительной коррозии конденсатора этот способ получил ограниченное применение (в малотоннажных установках и при необходимости получать  ректификат в виде паров).

Холодное (острое) орошение (рис. 3.8б).

Этот способ отвода тепла наверху колонны получил  наибольшее распространение в практике нефтепереработки. Паровой поток, уходящий с верха  колонны, полностью конденсируется в конденсаторе – холодильнике (водяном или воздушном) и поступает в емкость или сепаратор, откуда часть ректификата насосом подается обратно в ректификационную колонну в качестве холодного испаряющегося орошения, а балансовое его количество отводится как целевой продукт.

Циркуляционное неиспаряющееся орошение (рис. 3.8в). 

Этот вариант отвода тепла в концентрационной секции колонны в технологии нефтепереработки применяется исключительно широко для регулирования температуры не только наверху, но и в средних сечениях сложных колонн. Для создания циркуляционного орошения с некоторой тарелки колонны выводят часть флегмы (или бокового дистиллята), охлаждают в теплообменнике, в котором она отдает

На современных установках перегонки нефти чаще применяют комбинированные схемы орошения. Так, сложная 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 орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции. В концентрационной секции сложных колонн вакуумной перегонки мазута отвод тепла осуществляется преимущественно по средством циркуляционного орошения.

Использование только одного острого орошения в ректификационных колоннах неэкономично, так как низкопотенциальное тепло верхнего погона малопригодно для регенерации теплообменом. Кроме того, в этом случае не обеспечивается оптимальное распределение флегмового числа по высоте колонны: как правило, оно значительное на верхних и низкое на нижних тарелках колонны. Соответственно по высоте колонны сверху вниз уменьшаются значения КПД тарелок, а также коэффициента относительной летучести и, следовательно, ухудшается разделительная способность нижних тарелок концентрационной секции колонны, в результате не достигается желаемая четкость разделения. При использовании циркуляционного орошения рационально используется тепло отбираемых дистиллятов для подогрева нефти, выравниваются нагрузки по высоте колонны и тем самым увеличивается производительность колонны и обеспечиваются оптимальные условия работы контактных устройств в концентрационной секции.      

 При подводе тепла в низ колонны кипятильником (рис. 3.8г) осу- ществляют дополнительный подогрев кубового продукта в выносном кипятильнике с паровым пространством (рибойлере), где он частично испаряется. Образовавшиеся пары возвращают под нижнюю тарелку колонны. Характерной особенностью этого способа является наличие 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 нефтяных и нефтезаводских газов, при стабилизации и отбензинивании нефтей, стабилизации бензинов пря мой перегонки и вторичных процессов нефтепереработки.

При подводе тепла в низ колонны трубчатой печью (рис. 3.8д) 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 температуры низа колонны, когда применение обычных теплоносителей (водяной пар и др.) невозможно или нецелесообразно (например, в колоннах отбензинивания нефти).

Лекция 17. Выбор давления и температурного режима в ректификационной колонне

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

При оптимизации технологических параметров колонн ректификации целесообразно выбрать такие значения давления и температуры, которые:   обеспечивают состояние разделяемой системы, далекое от критического (иначе нельзя реализовать процесс ректификации), и возможно большее значение коэффициента относительной летучести;

  исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;   позволяют использовать дешевые и доступные хладоагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников и кипятильников;

  обеспечивают нормальную работу аппаратов и процессов, связанных с колонной ректификации с материальными и тепловыми потоками;   обеспечивают оптимальный уровень по удельной производительности, капитальным и эксплуатационным затратам.

По величине давления колонны ректификации, применяемые на промышленных установках перегонки нефтяного сырья, можно подразделить на следующие типы:

а) атмосферные, работающие при давлении несколько выше атмосфер-

ного (0,1…0,2 МПа), применяемые при перегонке стабилизирован-ных или отбензиненных нефтей на топливные фракции и мазут;

б) вакуумные (глубоковакуумные), работающие под вакуумом (или глубоким вакуумом) при остаточном давлении в зоне питания (≈ 100 и 30 гПа соответственно), предназначенные для фракционирования мазута на вакуумный (глубоковакуумный) газойль или узкие масляные фракции и гудрон;

в) колонны, работающие под повышенным давлением (1…4 МПа), применяемые при стабилизации или отбензинивании нефтей, стабилизации газовых бензинов, бензинов перегонки нефти и вторичных процессов и фракционировании нефтезаводских или попутных нефтяных газов.

Повышение или понижение давления в ректификационной колон-не сопровождается, как правило, соответствующим повышением или понижением температурного режима. Так, для получения в качестве ректификата пропана требуемая температура верха колонны при давлениях 0,1 и 1,8 МПа составит соответственно –42 и +55 °С. Предпочтительность второго варианта ректификации очевидна, поскольку повышенное давление позволяет использовать для конденсации паров пропана воду, а не специальные хладоагенты и дорогостоящие низкотемпературные системы охлаждения. Перегонка, например, под вакуумом позволяет осуществить отбор без заметного разложения фракций нефти, выкипающих при температурах, превышающих температуру нагрева сырья более чем на 100…150 °С.

Температурный режим, наряду с давлением, является одним из наиболее значимых параметров процесса, изменением которого peгулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками регулирования являются температуры поступающего сырья и выводимых из колонны продуктов ректификации.

Как показала практика эксплуатации промышленных установок, перегонка нефти при атмосферном давлении осуществляется при температуре в зоне питания ректификационной колонны 320… 360 °С, а вакуумная перегонка мазута – при температуре на выходе из печи не выше 430 °С.

При перегонке с водяным паром температура кубового остатка обычно ниже температуры нагрева сырья на 20… 30 °С, а фракций, уходящих из отпарных колонн, на 10…15 °С по сравнению с температурой, поступающей на отпаривание жидкости. При подводе тепла в низ колонны через кипятильник температура кубовой жидкости должна быть на соответствующее число градусов выше температуры поступающей жидкости.

Лекция 18. Особенности перегонки с водяным паром

Для подвода дополнительного тепла в низ атмосферной и вакуумной колонн промышленных установок перегонки нефти такие способы, как кипятильник с паровым пространством или «горячая струя», неприемлемы по причине низкой термостабильности кубовых остатков — мазута и гудрона. В этой связи с целью создания требуемого парового орошения в отгонной секции этих колонн, а также испарения (отпаривания) низкокипящих фракций нефти (попадающих в остаток в условиях однократного испарения в секции питания) на практике широко применяют перегонку с подачей водяного пара.

При вводе водяного пара в отгонную секцию парциальное давление паров снижается и создаются условия, при которых жидкость оказывается как бы перегретой, что вызывает ее испарение (то есть действие водяного пара аналогично вакууму). При этом теплота, необходимая для отпаривания паров, отнимается от самой жидкости, в связи с чем она охлаждается. Испарение жидкости, вызванное водяным паром, прекращается, когда упругость паров жидкости при понижении температуры снизится настолько, что станет равным парциальному давлению. Таким образом, на каждой теоретической ступени контакта установится соответствующее этим условиям равновесие фаз.

Рассмотрим подробнее механизм перегонки с подачей водяного пара, протекающего в отгонных секциях и отпарных колоннах.

Водяной пар, подаваемый в низ колонн, поднимается вверх вместе с парами, образующимися при испарении жидкости (кубового остатка или бокового погона), вступая на вышерасположенной тарелке контакт со стекающей жидкостью. В результате тепло- и массообмена жидкости, стекающей с тарелки на тарелку, концентрация низкокипящего компонента убывает в направлении сверху вниз. В этом же направлении убывает и температура на тарелках вследствие испарения части жидкости. Причем чем большее количество подается водяного пара и ниже его параметры (температура и давление), тем до более низкой температуры охладится кубовая жидкость. Таким образом, эффект ректификации и испаряющее действие водяного пара будут снижаться на каждой последующей тарелке. Следовательно, увеличивать количество отпарных тарелок и расход водяного пара целесообразно до определенных пределов. Наибольший эффект испаряющего влияния перегретого водяного пара проявляется при его расходе, равном 1,5… 2,0 % мас. на исходное сырье. Общий расход водяного пара в атмосферные колонны установок перегонки нефти составляет 1,2… 3,5, а в вакуумные колонны для перегонки мазута – 5…8 % мас. на перегоняемое сырье.

Необходимо указать на следующие недостатки применения водяного пара в качестве испаряющего агента:

— увеличение затрат энергии (тепла и холода) на перегонку и конденсацию;

— повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра аппаратов и уносу жидкости между тарелками;

— ухудшение условий регенерации тепла в теплообменниках;

— увеличение сопротивления и повышение давления в колонне и других аппаратах;

— обводнение нефтепродуктов и необходимость их последующей сушки;

— усиление коррозии нефтеаппаратуры и образование больших количеств загрязненных сточных вод.

 В этой связи в последние годы в мировой нефтепереработке проявляется тенденция к существенному ограничению применения водяного пара и к переводу установок на технологию сухой перегонки.

         Конденсационно-вакуумсоздающие системы вакуумных колонн

Заданная глубина вакуума в вакуумных колоннах создается с помощью конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) установок АВТ путем конденсации паров, уходящих с верха колонн, и эжекти-рования неконденсирующихся газов и паров (водяной пар, Н₂S, СО₂, легкие фракции и продукты термического распада сырья и воздух, поступающий через неплотности КВС).

Конденсационно-вакуумсоздающая система современных установок АВТ состоит из системы конденсации, системы вакуумных насосов, барометрической трубы, газосепаратора и сборника конденсата.

Для конденсации паров на практике применяются следующие два способа (рис. 3.13):

а)конденсация с ректификацией в верхней секции вакуумной колонны

посредством:

-верхнего циркуляционного орошения (ВЦО);

-острого орошения (ОО);

б)конденсация без ректификации вне колонны в выносных конденса-

торах-холодильниках:

поверхностного типа (ПКХ) теплообменом с водой или воздухом;

-барометрического типа (БКС) смешением с водой или газойлем, выполняющим роль хладоагента и абсорбента;

-в межступенчатых конденсаторах, устанавливаемых непосредственно в пароэжекторных насосах (ПЭК), – водой.

Для создания достаточно глубокого вакуума в колонне не обязательно исполь-зование одновременно всех перечисленных выше способов конденсации. Так, не обязательно включение в КВС обоих способов конденсации паров с ректификацией в верхней секции колонны: для этой цели вполне достаточно одного из них. Однако ВЦО значительно предпочтительнее и находит более широкое применение, поскольку по сравнению с ОО позволяет более полно утилизировать тепло конденсации паров, поддерживать на верху вакуумной колонны оптимально низкую температуру в пределах 60…80 °С, тем самым значительно уменьшить объем паров и газов. Из способов конденсации паров без ректификации вне колонны на установках АВТ старых поколений применялись преимущественно барометрические конденсаторы смешения, характеризующиеся низким гидравлическим сопротивлением и высокой эффективностью теплообмена, кроме того, при этом отпадает необходимость в использовании газосепаратора. Существенный недостаток БКС – загрязнение нефтепродуктом и сероводородом оборотной воды при использовании последней как хладоагента. В этой связи более перспективно использование в качестве хладоагента и одновременно абсорбента охлажденного вакуумного газойля. По экологическим требованиям в КВС современных высокопроизводительных установок АВТ, как правило, входят только поверхностные конденсаторы-холодильники в сочетании с газосепаратором.

В качестве вакуум-насосов в настоящее время применяют струйные насосы — одно- и преимущественно двух- или трехступенчатые эжек-торы на водяном паре с промежуточной его конденсацией (ПЭН). Пароэжекционные вакуумные насосы обладают рядом принципиальных недостатков (низкий коэффициент полезного действия, значительный расход водяного пара и охлажденной воды для его конденсации, загрязнение охлаждающей воды и воздушного бассейна и т. д.).

По признаку связи с окружающей средой различают сборники конденсата открытого типа — барометрические колодцы (БК) и закрытого типа — емкости-сепараторы (Е). Вместо широко использовавшихся ранее барометрических колодцев на современных установках АВТ применяют сборники преимущественно закрытого типа, обеспечивающие более высокую экологическую безопасность для обслуживающего персонала.

КВС установок АВТ обязательно включают барометрическую трубу (БТ) высотой не менее 10 м, которая выполняет роль гидрозатвора между окружающей средой и вакуумной колонной.

Глубина вакуума в колоннах при прочих идентичных условиях зависит в значительной степени от температуры хладоагента, подаваемого в выносные конденсаторы-холодильники. При вакуумной перегонке с водяным паром остаточное давление в колонне не может быть меньше давления насыщенных паров воды при температуре их конденсации:

Температура воды, °С	10	15	20	25	30	40	50
Давление насыщенных паров воды, гПа	1,25	17,1	23,4	32,2	42,5	74	124

Поэтому обычно летом вакуум падает, а зимой повышается. Практически давление вверху колонны больше вышеуказанных цифр на величину гидравлического сопротивления потоков паров в трубопроводах выносных конденсаторах-холодильниках.

  По сравнению с традиционным способом создания вакуума с использованием паровых эжекторов, КВС на базе ВГЦ-агрегатов обладает следующими преимуществами:

— не требует для своей работы расхода воды и пара;

— экологически безопасно, работает с низким уровнем шума, не образует загрязненных сточных вод;

— создает более глубокий вакуум (до 67 Па или 0,5 мм рт. ст.);

— полностью исключает потери нефтепродуктов и газов, отходящих с верха вакуумной колонны;

— значительно уменьшает потребление энергии и эксплуатационные затраты на тонну сырья;

— позволяет дожимать газы разложения до давления, необходимогодля подачи их до установок сероочистки.

Принципиальная технологическая схема КВС для перспективных установок АВТ с использованием ВГУ агрегатов приведена на рис. 3.14.

Лекция 19. Современные промышленные установки перегонки нефти и газов

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компонентов товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья. Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ)  или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно масляными и соответственно этому – варианты переработки нефти.

На установках AT осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качест- ве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением  топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ-AT, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ вторичная перегонка и т. д.

Диапазон мощностей отечественных установок перегонки нефти – от 0,5 до 8 млн т нефти в год. До 1950 г. максимальная мощность наиболее распространенных установок AT и АВТ составляла 500…600 тыс. т/год. В 1950– 1960 гг. проектировались и строились установки мощностью 1; 1,5; 2 и 3 млн т/год нефти. В 1967 г. ввели в эксплуатацию высокопро-изводительную установку АВТ мощностью 6 млн т/год. Преимущества установок большой единичной мощности очевидны: высокая производительность труда и низкие капитальные и эксплуатационные затраты по сравнению с установками ма лой производительности.

Еще более существенные экономические преимущества достигаются комбинированием AT и АВТ (или ЭЛОУ-AT и ЭЛОУ-АВТ) с другими технологическими процессами, такими как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталити ческий крекинг, очистка масляных фракций и т. д.

Надо отметить, что старые установки малой мощности подверглись модернизации с увеличением их мощности в 2…2,5 раза и более по сравне нию с проектной.

Поскольку в эксплуатации находятся AT и АВТ довоенного и последующих поколений, отечественные установки перегонки нефти характеризуются большим разнообразием схем перегонки, широким ассортиментом получаемых фракций. Даже при одинаковой производительности ректификационные колонны имеют разные размеры, неодинаковое число и разные типы тарелок; по разному решены схемы теплообмена, холодного, горячего и циркуляционного орошения, а также вакуумсоздающей системы. В этой связи ниже будут представлены лишь принципиальные технологические схемы отдельных блоков (секций), входящих в состав высокопроизводительных современных типовых установок перегонки нефти.

 Лекция 20. Типы промышленных установок

                Блок атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ АВТ-6

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом, и прежде всего содержанием в ней газов и бензиновых фракций

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количеством растворенных газов (до 1,2 % по С₄ включительно), относительно невысоким содержанием бензина (12…15 %) выходом фракций до 350 °С не более 45 % энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках (блоках) AT по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций требуют минимальной температуры нагрева нефти для обе-спечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток — меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5…3,0 %) отбор светлых нефтепродуктов, кроме того, по сравнению с двухколонной схемой, они тре буют более качественной подготовки нефти.

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, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и ма зут.

Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распростра-нение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50…60 % бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в фракционном составе нефти 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 умень шить требуемую тепловую ее мощность.

Недостатками двухколонной AT 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.

Блок атмосферной перегонки нефти высоко-производительной, наиболее распространенной в нашей стране установки ЭЛОУ-АВТ -6 функционирует по схеме двухкратного испарения и двухкратной ректификации

(рис.315).

Обезвож

Обезвоженная и обес- соленная на ЭЛОУ нефть дополнительно подогре- вается в теплообменниках и поступает на разделение в колонну частичного от-

бензинивания 1. Уходя- щие с верха этой колонны углеводородный газ и лег- кий бензин конденсиру-

               Блок вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6

Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута топливного профиля — получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350… 500 °С), используемого как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях – термического крекинга с получением дистиллятного крекинг-остатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных  коксов.

О четкости разделения мазута обычно судят по фракционному составу и цвету вакуумного газойля. Последний показатель косвенно характеризует содержание смолисто-асфальтеновых веществ, то есть коксуемость и содержание металлов. Металлы, особенно никель и ванадий, оказывают отрицательное влияние на активность, селективность и срок службы катализаторов процессов гидрооблагораживания каталитической переработки газойлей. Поэтому при эксплуатации промышленных установок ВТ исключительно важно уменьшить унос жидкости (гудрона) в концентрационную секцию вакуумной колонны в виде брызг, пены, тумана и т. д. В этой связи вакуумные колонны по топливному варианту имеют при небольшом числе тарелок (или невы соком слое насадки) развитую питательную секцию: отбойники из сеток  промывные тарелки, где организуется рециркуляция затемненного продукта.  Для предотвращения попадания металлоорганических соединений в вакуумный газойль иногда в сырье в небольших количествах вводят антипенную  присадку типа силоксан.

 В процессах вакуумной перегонки, помимо проблемы уноса жидкости, усиленное внимание уделяется обеспечению благоприятных условий для максимального отбора целевого продукта без заметного его разложения. Многолетним опытом эксплуатации промышленных установок ВТ установлено, что нагрев мазута в печи выше 420…425 °С вызывает интенсивное образование газов разложения, закоксовывание и прогар труб печи, осмоление вакуумного газойля. При этом чем тяжелее нефть, тем более интенсивно идет газообразование и термодеструкция высокомолекулярных соединений сырья. Вследствие этого при нагреве мазута до максимально допустимой температуры уменьшают время его пребывания в печи, устраивая многопоточные змеевики (до четырех), применяют печи двустороннего облучения, змеевик печи подают водяной пар и уменьшают длину трансферного трубопровода (между печью и вакуумной колонной). Для снижения температуры низа колонны организуют рецикл (квенчинг) частично охлажденного гудрона. С целью снижения давления на участке испарения печи концевые змеевики выполняют из труб большего диаметра и уменьшают перепад высоты между вводом мазута в колонну и выходом его из печи. В вакуумной колонне применяют ограниченное количество тарелок с низким гидравлическим сопротивлением или насадку; используют вакуумсоздающие системы, обеспечивающие достаточно глубокий вакуум. Количество тарелок в отгонной секции также должно быть ограничено, чтобы обеспечить малое время пребывания нагретого гудрона. С этой целью одновременно уменьшают диаметр куба колонн.

 В процессах вакуумной перегонки мазута по топливному варианту преимущественно используют схему однократного испарения, приме-няя одну сложную ректификационную колонну с выводом дистиллят-ных фракций через отпарные колонны или без них. При использовании отпарных колонн по высоте основной вакуумной колонны организуют несколько циркуляционных орошений.

             Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки

ЭЛОУ-АВТ-6

Во фракциях легкого и тяжелого бензинов, отбираемых с верха соответственно отбензинивающей и атмосферной колонн (см. рис. 3.15), содержатся растворенные углеводородные газы (С₁–C₄). Поэтому прямогонные бензины должны сначала подвергаться стабилизации с выделением сухого (С₁–С₂) и сжиженного (С₂–С₄) газов и последующим их рациональным ис пользованием.

Прямогонные бензины после предварительной стабилизации не могут быть использованы непосредственно как автомобильные бензины ввиду их низкой детонационной стойкости. Для регулирования пусковых свойств и упругости паров товарных автобензинов обычно используется только головная фракция бензина н. к. — 62 (85 °С), которая обладает к тому же достаточно высокой детонационной стойкостью.

Для последующей переработки стабилизированные бензины подвергаются вторичной перегонке на фракции, направляемые как сырье процессов каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента автобензинов или индивидуальных ароматических углеводородов — бензола, толуола и ксилолов. При производстве ароматических углеводородов исходный бензин разделяют на следующие фракции с температурными пределами выкипания: 62… 85 °С (бензольную), 85…105 (120 °С) (толуольную) и 105 (120)…140 °С (ксилольную). При топливном направлении переработки прямогонные бензины достаточно разделить на 2 фракции:  н. к. — 85 °С и 85…180 °С.

Для стабилизации и вторичной перегонки прямогонных бензинов с получением сырья каталитического риформинга топливного направления применяют в основном двухколонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну вторичной перегонки бензина на фракции н. к. — 85 и 85…180 °С. Наиболее экономически выгодной схемой разделения стабилизированного бензина на узкие ароматикообразующие фракции признана последовательно-параллельная схема соединения колонн вторичной перегонки, как это принято в блоке стабилизации и вторичной перегонки установки ЭЛОУ-АВТ-6

Лекция 21. Особенности технологии вакуумной перегонки мазута по масляному варианту

Основное назначение процесса вакуумной перегонки мазута масляного профиля (ВТМ) — получение узких масляных фракций заданной вязкости, являющихся базовой основой для получения товарных масел путем последующей многоступенчатой очистки от нежелательных компонентов (смолистых, асфальтеновых соединений, полициклических ароматических углеводородов, твердых парафинов).

Многие показатели качества (вязкость, индекс вязкости, нагарообразующая способность, температура вспышки и др.) товарных масел, а также технико-экономические показатели процессов очистки масляного производства во многом предопределяются качеством исходных нефтей и их масляных фракций. Поэтому в процессах ВТМ, по сравнению с вакуумной перегонкой топливного профиля, предъявляются более строгие требования к четкости погоноразделения и выбору сырья. Наиболее массовым сырьем для производства масел в нашей стране являются смеси западно-сибирских  и волго-уральских нефтей. Для получения масел высокого качества из таких нефтей рекомендуется получать узкие 50-градусные масляные фракции (350…400; 400…450 и 450…500 °С) с минимальным налеганием темпера- тур кипения смежных дистилятов (не более 30…60 °С). Для обеспечения требуемой четкости погоноразделения на ректификационных колоннах ВТМ устанавливают большее число тарелок (до 8 на каждый дистиллят), применяют отпарные секции; наряду с одноколонными широко применяют двухколонные схемы (двухкратного испарения по дистилляту) перегонки (рис.

3.18а,б).

Следует отметить, что одноколонные ВТМ превосходят двухколонные по капитальным и эксплуатационным затратам, но уступают по четкости погоноразделения: обычно налегание температур кипения между смежными дистиллятами достигает 70…130 °С. В то же время желаемое повышение четкости ректификации путем увеличения числа тарелок не достигается из-за снижения при этом глубины вакуума в секции питания колонны.      

При работе установки ВТМ по схеме, изображенной на рис. 3.18а, давление в секции питания колонны поддерживается порядка 13...33 кПа при давлении вверху 6…10 кПа и температуре нагрева мазута не выше 420 °С. В низ колонны подается 5…10 % водяного пара (на гудрон). При работе ВТМ по схеме, показанной на рис. 3.18б, необязательно иметь во второй колонне глубокий вакуум, больший эффект разделения в ней достигается увеличением общего числа тарелок. Температура нагрева мазута на входе в первую колонну 400…420 °С и широкой масляной фракции во второй ступени вакуумной перегонки — 350…360 °С.

Лекция 22. Вакуумная (глубоковакуумная) перегонка мазута в насадочных колоннах

В последние годы в мировой нефтепереработке все более широкое распространение при вакуумной перегонке мазута получают насадоч-ные контактные устройства регулярного типа, обладающие, по срав-нению с тарельчатыми, наиболее важным преимуществом — весьма низким гидравлическим сопротивлением на единицу теоретической тарелки. Это достоинство регулярных насадок позволяет конструиро-вать вакуумные ректификационные колонны, способные обеспечить либо более глубокий отбор газойлевых (масляных) фракций с темпе-ратурой конца кипения вплоть до 600 °С, либо при заданной глубине отбора существенно повысить четкость фракциониро вания масляных дистиллятов.

Применяемые в настоящее время высокопроизводительные ваку-умные колонны с регулярными насадками по способу организации относительного движения контактирующих потоков жидкости и пара можно подразделить на  следующие 2 типа:

          — противоточные;        — перекрестноточные.

Противоточные вакуумные колонны с регулярными насадками конструктивно мало отличаются от традиционных малотоннажных насадочных колонн: только вместо насадок насыпного типа устанавливаются блоки или модули из регулярной насадки и устройства для обеспечения равномерного распределения жидкостного орошения по сечению колонны. В сложных колоннах число таких бло ков (мо-дулей) равно числу отбираемых фракций ма-зута.

На рис. 3.19 представлена принципиальная конструкция вакуумной насадочной колонны противоточного типа фирмы Гримма (ФРГ). Она предназначена для глубоковакуумной пе-регонки мазута с отбором вакуумного газойля с температурой конца кипения до 550 °С.

Рис. 3.19. Принципиальная конструкция противо точной насадочной колонны фирмы «Грима» (ФРГ): I — мазут; II — легкий вакуумный дистиллят; III — глбоковакуумный газойль; IV — гудрон; V — водяной пар; VI

— газы и пары в вакуумсоздающей системе

 Отмечаются следующие достоинства этого процесса:

 — высокая производительность — до 4 млн т/год по мазуту;

— возможность получения глубоковакуумного газойля с температурой конца кипения более 550 °С с низкими коксуемостью (< 0,3 % мас. по Ко-

 нрадсону) и содержанием металлов (V + 10Ni + Na) менее

 2,5 ррm;

 — пониженная (на 10…15 °С) температура нагрева мазута после печи;  — более чем в 2 раза снижение потери давления в колонне;  — существенное снижение расхода водяного пара на отпарку.

На Шведском НХК (ФРГ) эксплуатируются две установки этой фирмы производительностью по 2 млн т/г по мазуту. Вакуумная колонна оборудована регулярной насадкой типа «Перформ-Грид». Давление в верху и зоне питания колонны поддерживается соответственно       

7  и 36 гПа (5,2 и 27 мм рт. ст.).

На ряде НПЗ развитых капиталистических стран эксплуатируются аналогичные высокопроизводительные установки вакуумной (глубоковакуумной) перегонки мазута, оборудованные колоннами с регулярными насадками типа «Глитч         -Грид».

На некоторых отечественных НПЗ внедрена и успешно функционирует принципиально новая высокоэффективная технология вакуумной перегонки мазута в перекрестноточных насадочных колоннах.         

Гидродинамические условия контакта паровой и жидкой фаз в перекрестноточных насадочных колоннах (ПНК) существенно отличаются от таковых при противотоке. В противоточных насадочных колоннах насадка занимает все поперечное сечение колонны, а пар и жидкость движутся навстречу друг другу. В ПНК насадка занимает только часть поперечного сечения колонны (в виде различных геометрических фигур: кольцо, треугольник, четырехугольник, многоугольник и т. д.). Перекрестноточная регулярная насадка изготавливается из традиционных для противоточных насадок материалов: плетеной или вязаной металлической сетки (так называемые рукавные насадки), просечно-вытяжных листов, пластин и т. д. Она проницаема для пара в горизонтальном направлении и для жидкости в вертикальном направлении. По высоте ПНК разделена распределительной плитой на несколько секций (модулей), представляющих собой единую совокупность элемента регулярной насадки с распределителем жидкостного орошения. В пределах каждого модуля организуется перекрестноточное (поперечное) контактирова-ние фаз, то есть движение жидкости по насадке сверху вниз, а пара

—

 горизонтальном направлении. Следовательно, в ПНК жидкость и пары проходят различные независимые сечения, площади которых можно регулировать (что дает проектировщику дополнительную степень свободы), а при противотоке — одно и то же сечение. Поэтому перекрестноточный контакт фаз позволяет регулировать в оптимальных пределах плотность жидкого и парового орошений изменением толщины и площади поперечного сечения насадочного слоя и тем самым обеспечить почти на порядок превышающую при противотоке скорость паров (в расчете на горизонтальное сечение) без повышения гидравлического сопротивления и значительно более широкий диапазон устойчивой работы колонны при сохранении в целом по аппарату принципа и достоинств противотока фаз, а также устранить такие дефекты, как захлебывание, образование байпасных потоков, брызгоунос и другие, ха рактерные для противоточных насадочных или тарельчатых колонн.

Экспериментально установлено, что перекрестноточный насадочный блок конструкции Уфимского государственного нефтяного университета (УГНТУ), выполненный из металлического сетчато-вязаного рукава, высотой 0,5 м, эквивалентен одной теоретической тарелке и имеет гидравлическое сопротивление в пределах всего 1 мм рт. ст. (133,3 Па), то есть в 3…5 раз ниже по сравнению с клапанными тарелками. Это достоинство особенно важно тем, что позволяет обеспечить зоне питания вакуумной ПНК при ее оборудовании насадочным слоем, эквивалентным 10…15 тарелкам, остаточное давление менее 20…30 мм рт. ст. (27…40 гПа) и, как следствие, значительно углубить отбор вакуумного газойля и тем самым существенно расширить ресурсы сырья для каталитического крекинга или гидрокрекинга. Так, расчеты показывают, что при глубоковакуумной перегонке нефтей типа запад-носибирских выход утяжеленного вакуумного газойля 350…690 °С составит 34,1 % (на нефть), что в 1,5 раза больше по сравнению с отбором традиционного вакуумного газойля 350…500 °С (выход которого составляет 24,2 %). С другой стороны, процесс в насадочных колоннах можно осуществить в режиме обычной вакуумной перегонки, но с высокой четкостью погоноразделения, например, масляных дистиллятов. Низкое гидравлическое сопротивление регулярных насадок позволяет «вместить» в вакуумную колонну стандартных типоразмеров в 3…5 раза большее число теоретических тарелок. Возможен и такой вариант эксплуатации глубоковакуумной насадочной колонны, когда перегонка мазута осуществляется с пониженной температурой  нагрева или без подачи водяного пара.

Отмеченное выше другое преимущество ПНК — возможность организации высокоплотного жидкостного орошения — исключительно важно для эксплуатации высокопроизводительных установок вакуумной или глубоковакуумной перегонки мазута, оборудованных колонной большого диаметра. Для сравнения сопоставим потребное количество жидкостного орошения применительно к вакуумным колоннам противоточного и перекрестноточного типов диаметром 8 м (площадью сечения ≈ 50 м²). При противотоке для обеспечения даже пониженной плотности орошения ≈ 20 м³/м²ч на орошение колонны требуется 50 × 20 = 1000 м³/ч жидкости, что технически не просто осуществить. При этом весьма сложной проблемой становится организация равномерного распределения такого количества орошения по сечению колонны.

Лекция 23. Особенности технологий фракционирования газоконденсатов

Добыча и переработка газоконденсатного углеводородного сырья но сравнению с нефтью и природным газом является сравнительно новой отрас лью нефтегазового комплекса страны. 

Среди принятых в эксплуатацию имеются газоконденсаты исключительно уникальные но химическому составу. 

В последние годы в переработку стали широко вовлекать газовые конденсаты. Основные его запасы находятся в районах Западной Сибири, Европейского Севера и Прикаспийской низменности. В районах добычи выделенный газовый конденсат подвергается стабилизации, при этом из него удаляются фракции С₁–C₄ и частично С₅. Образующийся стабильный газовый конденсат содержит в основном (85 %) бензиновые и дизельные фракции (до 360 °С). Себестоимость добычи газоконденсата в 2…4 раза ниже себестоимости добычи нефти, а при квалифицированном ведении процесса продукты его переработки оказываются примерно в 1,5 раза экономичнее нефтепродуктов. Газовые конденсаты, по сравнению с традиционными нефтями, имеют еще то преимущество, что их переработка позволяет без значительных капи тальных затрат существенно повысить глубину переработки нефти  выход моторных топливных фракций от исходного сырья. Основной способ получения топлив заключается в прямой перегонке газового конденсата на отдельные бензиновые и дизельные фракции.

 В большинстве случаев бензиновые фракции обладают низкими октановыми числами и подвергаются дополнительному облагораживанию. Керосиновые и дизельные фракции газового конденсата Западной Сибири в основном соответствуют требованиям ГОСТа на товарную продукцию, а в случае получения зимних и арктических сортов топлива их подвергают процессу деперафинизации.

В некоторых случаях из газовых конденсатов Сибири и Дальнего Востока по простейшей технологии получают непосредственно на промыслах дизельное топливо, что крайне важно для обеспечения потребности в нем в труднодоступных отдаленных районах страны. Основная трудность при переработке газового конденсата, добываемого в районах Западной Сибири и Европейского Севера, заключается в обеспечении стабильности его поставок на НПЗ из-за удаленности промыслов от транспортных магистралей. 

Вследствие высокого содержания в бензинах, керосинах и дизельных фракциях как меркаптановой, так и общей серы они должны подвергаться гидроочистке или демеркаптанизации в процессах типа «Мерокс», основанных на экстракции меркаптанов щелочью и последующей регенерации меркаптидосодержащих щелочных растворов.

Поскольку ГК почти полностью состоят из светлых фракций, во многих случаях выгоднее их перерабатывать по упрощенной относительно НПЗ технологической схеме без вакуумной перегонки. По такой схеме производится переработка ГК на Астраханском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ), Ново-Уренгойском заводе переработки ГК (ЗМГК) и Сургутском заводе стабилизации конденсата (ЗСК), где имеются установки по производству моторных топлив (бензина и диз-топлива) и безводородного каталитического риформинга «Петрофакс». На перечисленных выше заводах по переработке ГК осуществляется вначале частичное испарение стабильного ГК в испарителе с после-дующим фракционированием остатка испарителя в основной ректификационной колонне с боковой отгонной секцией, а паровой фазы — в отбензинивающей колонне. Исключение составляет технология пере-работки Карачаганакского ГК на ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», где фракционирование конденсата производят на установке ЭЛОУ-АВТ-4 с некоторыми отличительными от нефтеперегонки особенностями тех          -нологии. Атмосферная перегонка в отбензинивающей колонне К-1.

В верхнюю часть К-1 подают 10…14 % обессоленного ГК непосредственно с блока ЭЛОУ с температурой 70…80 °С, что способствует снижению расхода острого орошения. Остальное количество обессоленного ГК после подогрева в теплообменниках до 160…170 °С направляют в испаритель И-1, из которого газовую среду (8...10 %) подают в среднюю часть К-1, а остаток И-1 после дополнительного резерва в теплообменниках до 210...230 °С вводят в нижнюю часть        К-1.

Атмосферная перегонка в сложной ректификационной колонне К-2. 

Нагрев остатка И-1 до температуры 385 °С осуществляют в печи П-1 с вертикальным расположением радиантных труб, тем самым обеспечивают равномерное распределение паровой и жидкой фаз по сечению трубы без об разования эффекта «сухой стенки» с прогаром труб.

 К-2 боковыми погонами отбирают: керосиновую фракцию через отпарную колонну К-3/1; легкую дизельную фракцию через К-3/2, а тяжелую дизельную фракцию без отпарки. С верха К-2 выводят тяжелую бензиновую фракцию, которую подвергают совместно с легким бензином К-1 стабилизации в колонне К-4. Для более полной утилизации тепла выводимых потоков применяют циркуляционные орошения под отбором каждого бокового потока и над отбором тяжелой дизельной фракции. В отгонную секцию К-2 для отпарки мазута подают перегретый водяной пар.

Вакуумную перегонку мазута в колонне К-5 — осуществляют без применения водяного пара при давлении вверху 2,7 кПа (20 мм рт. ст.) и испарительной зоне 4,7 кПа (35 мм рт. ст.). К-5 запроектирована на перспективу как глубоковакуумная колонна с отбором вакуумного газойля с к. к. 540 °С (однако в настоящее время эксплуатируется в режиме обычной вакуумной перегонки). К-5 снабжена пятью модулями из ситчатой перекрестноточной насадки. Из К-5 боковыми погонами без отпарки отбирают дизельную фракцию н. к. — 360 °С и вакуумный газойль 360…500 (540) °С. В колонне применены два циркуляционных орошения — одно на верху К-5, второе — в средней части концентрационной зоны. Предусмотрены рециркуляция (либо отбор) затемненной фракции над эвапорационной частью и квенчинг охлажденного в теплообменниках мазута в низ колонны. Температура нагрева мазута в печи М-2 составляет 390…420 °С. Температуру верха К-5 поддерживают на уровне около 30 °С, что существенно облегчает работу конденсацион-но-вакуумсоздающей системы, состоящей из трех паровых эжекторов и емкости -сепаратора закрытого типа.

По результатам 15-суточного опытного пробега установки в режиме глубоковакуумной перегонки Карачаганакского ГК были получены следующие показатели по отборам фракций (% мас. на сырье):

                            Нестабильный бензин         39,4

                            Керосиновая фракция         12,9

                            Дизельная фракция             27,7

                            Сумма светлых                    20,0

Глубоковакуумный га-

                            зойль                                   15,2

                            Гудрон (> 540 °С)                4,3

                            Газ + потери                        0,5

Качество глубоковакуумного газойля

                            Содержание фракций до     2…3

		0,2…0,3
Коксуемость		5 %
Содержание	металлов,
% мас.:
ванадия		6 · 10–6

                            350 °С                                  %

                          никеля                              1 · 10^–5

Лекция 24. Фракционирование углеводородных газов нефтепереработки

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 непредельные газы. Предельные углеводородные газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработки (каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья. В состав непредельных газов, получающихся при термодеструктивной и термокаталитической переработке нефтяного сырья (в процессах каталитического крекинга, пиролиза, коксования и др.), входят низкомолекулярные моно-, иногда диолефины как нормально го, так и изостроения.

Как правило, предельные и непредельные углеводородные газы на НПЗ перерабатываются раздельно вследствие их различного назначения. При фракционировании предельных газов получают следующие узкие углеводо родные фракции:

— метан-этановую (сухой газ), иногда этановую, которую используют как сырье пиролиза или в качестве хладоагента на установках глубокой депарафинизации масел и т. д.;

— пропановую, используемую как сырье пиролиза, бытовой сжижен ный газ и хладоагент для производственных установок;

— изобутановую, являющуюся сырьем установок алкилирования, про изводств синтетического каучука;

— бутановую для получения бутадиена или используемую как бытовой сжиженный газ и как компонент автобензинов для регулирования их пус-

 ковых свойств;

— изопентановую, которая служит сырьем для производства изопре нового каучука и высокооктановым компонентом автобензинов;

— пентановую фракцию – сырье для процессов пиролиза, изомеризации и т. д. Иногда смесь пентанов и более тяжелых углеводородов не раз-

 деляют на фракции, а используют как газовый бензин.

На ГФУ непредельных газов из олефинсодержащих потоков выделяются следующие фракции:     

— пропан-пропиленовая — сырье процессов полимеризации и алки лирования, нефтехимических производств;

— бутан-бутиленовая – сырье установок алкилирования для производств метилэтилкетона, полиизобутилена, синтетического каучука и др.;

— этан-этиленовая и пентан-амиленовая фракции, используемые как нефтехимическое сырье.

Получаемые на ГФУ фракции углеводородных газов должны по качеству соответствовать техническим условиям на эти нефтепродукты.

До фракционирования углеводородные газы направляются вначале в блоки очистки от с ероводорода и осушки.

На нефте- и газоперерабатывающих заводах наибольшее распространение получили следующие физические процессы разделения углеводородных газов на индивидуальные или узкие технические фракции: конденсация, компрессия, ректификация и абсорбция. На ГФУ эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.

Компрессия и конденсация — процессы сжатия газа компрессорами и охлаждения его в холодильниках с образованием двухфазной системы газа и жидкости. С повышением давления и понижением температуры выход жидкой фазы возрастает, причем сконденсировавшиеся углеводороды облегчают переход легких компонентов в жидкое состояние, растворяя их. Обычно применяют многоступенчатые (2, 3 и более) системы компрессии и охлаждения, используя в качестве хладоагентов воду, воздух, испаряющиеся аммиак, пропан или этан. Разделение сжатых и охлажденных газов осуществляют в газосепараторах, откуда конденсат и газ направляют на дальнейшее фракционирование методами ректификации или абсорбции.

Абсорбция — процесс разделения газовых смесей, основанный на избирательном поглощении отдельных компонентов сырья жидким поглотителем — абсорбентом. Растворимость углеводородов в абсорбенте возрастает с  повышением давления, ростом молекулярной массы

 понижением температуры процесса ниже критической температуры абсор бируемого газа.

Абсорбция — обратимый процесс, и на этом основано выделение поглощенного газа из жидкости — десорбция. Сочетание абсорбции с десорбцией позволяет многократно применять поглотитель и выделять из него поглощенный компонент. Для десорбции благоприятны условия, противоположные тем, при которых проводят абсорбцию, то есть повышенная температура и низкое давление. Наилучшим абсор-бентом для углеводородных газов являются близкие им по строению

 молекулярной массе жидкие углеводороды, например бензиновая или керосиновая фракции.

Ректификация является завершающей стадией разделения углеводородных газов. Особенность ректификации сжиженных газов, по сравнению с ректификацией нефтяных фракций, – необходимость разделения очень близких по температуре кипения компонентов или фракций сырья при высокой четкости фракционирования. Так, разница между температурами кипения этана и этилена составляет 15 °С. Наиболее трудно разделить бутанбутиленовую фракцию: температура кипения изобутана при нормальном

давлении составляет 11,7 °С, изобутилена — 6,9,  бутена — 1…6,29, а н-бутана — 0,5.

Ректификацию сжиженных газов приходится проводить при повышенных давлениях в колоннах, поскольку для создания жидкостного орошения необходимо сконденсировать верхние продукты колонн в обычных воз душных и водяных холодильниках, не прибегая к искусственному холоду.

Конкретный выбор схемы (последовательности) разделения, температуры, давления и числа тарелок в колоннах определяется     составом исходной газовой смеси, требуемой чистотой и заданным    ассортиментом    получаемых  продуктов.

На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификационный — сокращенно ГФУ и абсорбционно-ректификационный — АГФУ. На рис. 3.22 и 3.23 приведены принципиальные схемы ГФУ для разделения предельных газов и АГФУ для фракционирования жирного газа стабилизации бензина каталитического крекинга (на схемах не показаны блоки сероочистки, осушки, компрессии и конденсации). В блоке ректификации ГФУ (рис. 3.22) из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе 1 извлекают сухой газ, состоящий из метана этана. На верху колонны 1 поддерживают низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном конденсаторе-холодильнике. Кубовый остаток деэтанизатора поступает в пропановую колонну 2, где разде ляется на пропановую фракцию, выводимую с верха этой колонны,  смесь углеводородов С₄ и выше, направляемую в бутановую колонну 3. Ректификатом этой колонны является смесь бутанов, которая в изо-бутановой колонне 4 разделяется на изобутановую и бутановую фрак-ции. Кубовый продукт колонны 3 подается далее в пентановую колонну 5, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, которая в изопентановой колонне 6 разделяется на н-пентан и изопентан. Нижний продукт колонны 5 — фракция С₆ и выше — выводится с установки.

Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ (рис. 3.23) используется фракционирующий абсорбер 1. Он представляет  собой комбинированную колонну абсорбер–десорбер.  верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С₃ и выше), а в нижней — частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла.  качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный (в колонне 4) бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции (на рис. 3.23 не показана).

Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера 1 выводится сухой газ (С₁–С₂), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С₃ и выше. Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С₃ и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилизационную колонну 2, нижним продуктом которого является стабильный бензин, а верхним — головка стаби-лизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне 3 выделяют пропанпропиленовую фракцию. Кубовый продукт про-пановой колонны разделяется в бутановой колонне 4 на бутан-бути-леновую фракцию и остаток (С₅ и выше), который объединяется со стабильным бензином.

Известно, что затраты при ректификации определяются преимущественно флегмовым числом и числом тарелок в колонне. Для близкокипящих компонентов с малой относительной летучестью эти параметры особенно велики. Поэтому из общих капитальных и эксплуатационных затрат на газофракционирование существенная (около половины) часть приходится на разделение фракций i-С₄–н-С₄ и i-С₅–н-С₅. В этой связи на НПЗ часто ограничиваются фракционированием предельных газов без разделения фракций С₄ и выше.