Курсовая работа по технологии переработки нефти. Аминев - курсовая по колонне. Технологический расчёт ректификационной колонны для отбензинивания нефти мощностью 4,1 млн т в год
 Скачать 1.36 Mb.
|
 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт промышленных технологий и инжиниринга Кафедра переработки нефти и газа ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ РЕКТИФИКАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ДЛЯ ОТБЕНЗИНИВАНИЯ НЕФТИ МОЩНОСТЬЮ 4,1 МЛН Т В ГОД ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовой работе КР.18.03.01.731.2019.00.ПЗ РУКОВОДИТЕЛЬ: доцент, к.т.н. _________Савченков А.Л. РАЗРАБОТЧИК: обучающийся группы ХТОбзу -14-1 __________ Алиев Т.Б 2019 ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ КАФЕДРА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА ЗАДАНИЕ на курсовую работу по основам проектирования оборудования Ф.И.О. Аминев Р.Н. Группа ХТОбзу -14-1 Тема курсовой работы: «Технологический расчёт ректификационной колонны для отбензинивания нефти мощностью 4,1 млн т в год». Содержание курсовой работы: Литературный обзор. Расчёт минимального числа теоретических тарелок аналитическим методом. Расчёт состава дистиллята и остатка. Материальный баланс колонны. Температурный режим колонны. Расчёт минимального флегмового числа. Расчёт оптимального флегмового числа и оптимального числа тарелок. Расчёт места ввода нефти в колонну и рабочего числа тарелок. Расчёт внутренних материальных потоков. Тепловой баланс колонны. Расчёт диаметра колонны. Гидравлический расчёт тарелки. Расчёт высоты колонны. Расчёт диаметров штуцеров. Список использованных источников. Исходные данные к работе: 1. Сырьё колонны: Мортымьинская нефть. 2. В качестве дистиллята отобрать фракцию 105 оС. 3. В расчёте в качестве компонента «газ до С4» принять в равном соотношении пропан и бутан. Относительная плотность жидкого пропана  =0,5005, жидкого бутана =0,5788.Рекомендуемая литература: 1. Савченков А.Л. Технологический расчёт ректификационной колонны : учебное пособие / А. Л. Савченков. – Тюмень : ТИУ, 2012. – 64 с. 2. Савченков А.Л. Курсовое проектирование : методические указания по дисциплинам «Основы проектирования и оборудование предприятий органического синтеза», «Основы проектирования и оборудование предприятий отрасли» для студентов специальности 240401.65 «Химическая технология органических веществ», направления 240100.62 «Химическая технология» всех форм обучения / А. Л. Савченков. – Тюмень : издательский центр БИК ТИУ, 2012. – 24 с. Руководитель курсового проектирования, доцент кафедры ПНГ А.Л.Савченков Задание подшивается в пояснительную записку после титульного листа СОДЕРЖАНИЕ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ I – энтальпия, кДж/кг; Р – давление, МПа; t – температура, оС; Т – температура, К; µ – динамическая вязкость, Па·с; ρ – относительная плотность, плотность, кг/м3; Q – тепловой поток, кВт, кДж/ч; F – расход сырья, кг/ч, кмоль/ч; D – расход дистиллята, кг/ч, кмоль/ч; W – расход остатка, кг/ч, кмоль/ч; M – относительная молярная масса. – относительная плотность фракции, α- температурная поправка относительной плотности на 1К; ВВЕДЕНИЕ Добытая нефть есть смесь нафтеновых, парафиновых, ароматических углеводов, которые имеют разный молекулярный вес и температуру кипения, и сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Первичная переработка нефти заключается в разделении подготовленной нефти и газов на фракции и группы углеводородов. При перегонке получают большой ассортимент нефтепродуктов и полупродуктов. Суть процесса основана на принципе разности температур кипения компонентов добытой нефти. В результате сырье разлагается на фракции - до мазута (светлые нефтепродукты) и до гудрона (масла). Первичная перегонка нефти может осуществляться с: 1. однократным испарением; 2. многократным испарением; 3. постепенным испарением. При однократном испарении нефть нагревается в подогревателе до заданной температуры. По мере нагрева образуются пары. При достижении заданной температуры парожидкостная смесь поступает в испаритель (цилиндр, в котором пар отделяется от жидкой фазы). Процесс многократного испарения представляет собой последовательность однократных испарений при постепенном повышении температуры нагрева. Перегонка постепенным испарением представляет собой малое изменение состояния нефти при каждом однократном испарении. Основные аппараты, в которых проходит перегонка нефти, или дистилляция - это трубчатые печи, ректификационные колонны и теплообменные аппараты. Технологический расчет ректификационной колонны является одним из наиболее трудоёмких и сложных при выполнении проектов. В производственных процессах нефтегазопереработки и нефтехимии в колоннах, как правило, разделяется многокомпонентное сырьё – нефть, нефтяные фракции, попутный нефтяной газ и так далее. Целью данной курсовой работы является выполнение технологического расчета ректификационной колонны для отбензинивания нефти мощностью 4,1 млн. т в год. 1 Литературный обзор 1.1 Теоретические основы первичной переработки нефти В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти проводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться нефть делили на 3 вида в зависимости от плотности: легкие, средние, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация. По этой классификации в зависимости от содержания серы в нефти и светлых нефтепродуктов (бензиновая, керосиновая, дизельная фракции) нефть делят на 3 класса: малосернистые, сернистые, высокосернистые. В зависимости от выхода фракций, выкипающих до 350 ºС, нефть делят на 3 типа. В зависимости от суммарного содержания базовых дистиллятных и остаточных масел, нефть классифицируют на 4 группы. В зависимости от индекса вязкости масла (вязкостно-температурные характеристики) классифицируют на 4 подгруппы. По содержанию в нефти парафинов нефть классифицируют на 3 вида. На основе технологической классификации определяется наиболее оптимальный вариант переработки нефти. 1.2 Физические основы подготовки и первичной переработки нефти В нефти, добываемой из недр земли, содержатся вредные примеси, которые затрудняют транспортировку и ухудшают переработку нефти, вследствие чего перед переработкой нефть необходимо подготовить. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отложению их в трубопроводах, снижая их проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Наличие воды в нефти, поступающей на переработку, приводит к повышению давления в змеевиках печей и теплообменников, за счет перехода воды в паровую фазу при нагревании. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л. Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, - дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть – вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», то есть с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению). Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием и укрупнением и осаждением частиц дисперсной среды. Разработан ряд методов разрушения нефтяных эмульсий, которые делятся на 4 гр.: 1.Механический метод разрушения нефтяных эмульсий. К ним относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование. Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, в этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей 2-х сред (частицы воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяется на нефтепромыслах в местах добычи нефти. Центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет ее вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Этот метод не нашел применение в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях. Фильтрование основано на различной смачиваемости фильтра некоторыми жидкостями. Для разрушения нефтяных эмульсий в качестве фильтра можно использовать опилки древесины, стекловату. В этом случае фильтр смачивается водой и не смачивается нефть. Но из-за быстрого загрязнения фильтра и необходимости его частой смены, метод также применяется только в лабораторных условиях; 2.Термический метод – основан на нагревании нефтяных эмульсий. При этом частицы дисперсной фазы расширяются или адсорбционная пленка лопается, что приводит к слиянию частиц; 3.Химический метод – основан на применении химических реагентов, которые либо разрушают адсорбционный слой, вступая с ним в химическую реакцию, либо вытесняют действующий эмульгатор и становятся на его место, но имеют плотность, меньшую плотности адсорбционной пленки. Эти вещества называются деэмульгаторами На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые деэмульгаторы. Последние более предпочтительны, поскольку: -они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью, в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды; -их расход практически не зависит от обводненной нефти; -оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и их “старение”; -обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами; -являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой застывания и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки. В качестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропиловый и другие), ароматические углеводороды и их смеси в различных соотношениях. К современным деэмульгаторам предъявляются следующие основные требования: -они должны обладать максимально высокой деэмульгирующей активностью, быть биологически легко разлагаемы (если водорастворимые), не токсичными, дешевыми, доступными; -не должны обладать бактерицидной активностью (от которой зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и корродировать металлы. 4.Электрический метод – основан на помещении нефтяных эмульсий в поле электрического тока. В этом случае частицы воды начинают вытягиваться одним концом то к одному, то к другому полюсу (электроду). При смене полюсов они как будто дрожат. При этом происходит столкновение и слияние частиц воды. Разрушение нефтяных эмульсий под действием электрического поля происходит в аппаратах – электродегидраторах. Разрушение нефтяных эмульсий в электродегидраторах происходит в трех зонах: первая зона – это зона отстаивания воды с деэмульгатором. Эмульсия из маточника попадает в слой воды, в результате чего происходит отделение от эмульсии наиболее крупных капель. Затем, эмульсия, поднимаясь вверх, попадает во вторую зону, в зону слабого электрического поля. Она расположена между уровнем воды и нижним электродом. В этой зоне происходит отделение от нефти по размеру средних капель воды, что позволяет разгрузить третью зону, расположенную между электродами. В этой зоне наиболее сильное электрическое поле, под действием которого происходит отделение от нефти самых мелких капель воды (рисунок 1.1).  Нефтяная эмульсия     Вода + соли электроды Маточник для ввода эмульсии Очищенная нефть  Рисунок 1.1 – Устройство электродегидратора Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти (60-150°С) в зависимости от ее плотности, вязкостно температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в результате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.  Рисунок 1.2 – Технологическая схема ЭЛОУ Разрушение нефтяных эмульсий происходит на блоках ЭЛОУ, которые могут входить в состав установки АВТ или являться отдельными установками. Поступающая на установку нефть нагревается сначала (на установке) в теплообменнике, а затем в пароподогревателе до температуры 150-160 ºС, сливается с щелочью и поступает в электродегидратор первой ступени. В Э-1 происходит отделение от нефти основной массы воды и солей. Вода выводится снизу электродегидратора, а сверху вводится частично очищенная нефть. Она вновь смешивается со щелочью и деэмульгатором и поступает в электродегидратор второй ступени. В Э-2 происходит полное отделение от нефти воды и солей. Вода выводится снизу Э-2, поступает на смещение с нефтью перед Э-1. Сверху Э-2 выводится очищенная нефть, которая в теплообменнике Т-1 отдает тепло поступающей нефти и выводится с установки. Число степени электродегидрации зависит от степени обводненности нефти и может достигать до четырех. На установке ЭЛОУ применяются все четыре способа разрушения нефтяных эмульсий (рисунок 1.2). 1.3 Первичная переработка нефти Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку. Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением. 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 нагрева 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) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). Перегонка нефти в присутствии испаряющего агента. Одним из методов повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти является ввод в нижнюю часть ректификационной колонны испаряющего агента. В качестве такового можно применять водяной пар, инертный газ (азот, двуокись углерода, нефтяной газ), пары бензина, лигроина или керосина. Наиболее широко в качестве испаряющего агента при перегонке нефти применяют водяной пар. В его присутствии в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно, их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10 – 20° С. Рекомендуется применять перегретый водяной пар и вводить его в колонну с температурой, Равной температуре подаваемого сырья или несколько выше. Обычно отработанный после паровых насосов и турбин водяной пар под давлением 2 – 3 aт перегревают в змеевиках трубчатой печи и вводят в колонну с температурой 350 – 450° С. Замена водяного пара инертным газом могла бы привести к большой экономии тепла, затрачиваемого на производство водяного пара, и к снижению расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, так как, сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов паро-газовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности полного извлечения отгоняемого нефтепродукта из газового потока. В промышленности применяют различные испаряющие агенты, но чаще всего водяной пар, который подают вниз ректификационных колонн, работающих при атмосферном давлении и в вакууме. Перегонка нефти в вакууме. Перегонку нефти на промышленных установках непрерывного действия осуществляют при температуре не выше 370° С, так как при более высокой температуре начинается разложение углеводородов — крекинг. В данном случае крекинг нежелателен, так как при этом образуются непредельные углеводороды, которые резко снижают качество нефтепродуктов. В результате атмосферной перегонки нефти при 350 – 370° С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистиллятов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410 – 420° С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500° С (в пересчете на атмосферное давление). Конечно, нагрев мазута до 420° С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляты затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистиллятов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и т. д. Чтобы увеличить отбор дистиллятов из мазутов, в вакуумную колонну подают перегретый водяной пар или перегоняют полученный остаток (гудрон) с испаряющим агентом — лигроино-керосиновой фракцией. 1.4 Классификация ректификационных колонн Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5м), высоты (от 10-12 до 30-35м). Изготовляется она из специальной марки стали и оснащена специальными контактными устройствами. Все ректификационные колонны делят по нескольким признакам: 1.по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом; 2.по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны. 3.по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта – верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны; Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) - выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток – нижний жидкий продукт ректификации. Сложные колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта. 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), отно- сительно невысоким содержанием бензина (12-15%) и выходом фракций до 350 °С не более 45% энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках (блоках) АТ по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями.  Рисунок 1.3 – Простая ректификационная колонна  Рисунок 1.4 – Сложная ректификационная колонна Установки такого типа широко применяют на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток – меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3%) отбор светлых, по сравнению с двухколонной схемой, требуют 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 мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. 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 и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность. Недостатками двухколонной АТ 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 так далее. Контактными называют внутренние устройства колонны, на которых происходит контакт паровой и жидкой фаз, в результате которого реализуется процесс тепло- и массообмена и в итоге процесс ректификационного разделения сложной смеси. В зависимости от способа организации этого контакта устройства делятся на две большие группы- насадки и тарелки. Насадки представляют собой ячейки, заполняющие объем колонны на определенной высоте и имеющие развитую внешнюю поверхность в единице объема колонны. В зависимости от того, как располагаются ячейки насадки в объеме колонны, насадки бывают нерегулярные и регулярные. Нерегулярными считаются насадки, элементы которых засыпаются в колонну на определенную высоту и располагаются в ней хаотично. Существует большое количество нерегулярных насадок: насадки кольцевого типа, их изготавливают из фарфора, керамики или нержавеющей стали; насадки из проволочных пружин, седловидные насадки, кольца Рашига, Лессинга.   Рисунок 1.5 – Кольца Рашига и Лессинга. К регулярным относятся насадки, расположение элементов которых в объеме колонны подчинено определенному геометрическому порядку, создающему упорядоченные каналы для прохода паров. К ним относятся плоскопараллельные насадки, насадки Зульцера, Гудлоу. Тарелки представляют собой такой тип контактного устройства, на котором контакт ( и соответственно тепло – и массообмен ) пара и жидкости осуществляется в барботажном струйном или вихревом режиме. Конструкций ректификационных тарелок, так же как и насадок, очень много. Простейшее из них – решетчатая провальная тарелка.  Рисунок 1.6 – Решетчатая провальная тарелка: 1 - корпус колонны; 2 - основание тарелки; 3 - отверстие для прохода паров. Полотно, которое имеет геометрический упорядоченные ряды щелей, через которые вверх проходит пар, барбатируя через слой жидкости на тарелке, и через которые часть избыточной жидкости стекает на ниже лежащую тарелку. Ситчатые тарелки - это тарелки с отверстиями (3-12 мм) и расстояние между отверстиями в 3,5 – 4 раза больше их отверстий. Слой жидкости высотой 25-30 мм удерживается на тарелках восходящем потоком паров, которые переходят через отверстия и барботируют через слой жидкости. Избыток флегмы перетекает вниз по сливным стаканам, а если сливные стаканы отсутствуют, то жидкость перетекает на ниже лежащую тарелку. Недостатками ситчатых тарелок являются высокое гидравлическое сопротивление и возможное закупоривание отверстий сетки продуктами коррозии. Помимо этого, ситчатые тарелки чувствительны к колебаниям режимов колонны: снижение скорости паров может привести к снижению уровня флегмы вплоть до ее «осушения», таким образом нарушив контакт.  Рисунок 1.7 – Ситчатые тарелки: 1 -уровень жидкости на тарелке; 2 - отверстие тарелки; 3 - сливной стакан; 4 -стенки колонны. 1.5 Классификация установок первичной переработки нефти Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350 0С) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки. При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняе мой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов. I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций. Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества. 1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок – отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и другой ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 ºС, с мазутом. 2. При двухкратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ºС), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте.  Рисунок 1.8 – Схема однократного испарения  Рисунок 1.9 – Схема установки с двукратным испарением (предварительным отбензиниванием) 3. Разновидностью блока АТ с двукратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, то есть с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, так как в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко.  Рисунок 1.10 – Схема установки с двукратным испарением (предварительным испарением легких фракций) |