УСТАНОВКА ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ И СПОСОБ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ
OIL PRIMARY CRUDE DISTILLATION PLANT AND METHOD OF PRIMARY CRUDE DISTILLATION

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, конкретно к переработке нефти на установках AT, ABT с двухколонной схемой при атмосферном давлении и стабилизацией бензина.
Известен способ получения нефтяных фракций, реализованный посредством двухколонной установки первичной перегонки нефти, см. SU №1147734, М. кл. C10G 7/00, 1982 г.
Согласно этому аналогу исходную нефть нагревают и сепарируют, при этом полученные паровую и жидкую фазы подают, соответственно, под первую тарелку и на тарелку питания отбензинивающей колонны (К-1). Причем перегонку нефти в К-1 ведут при давлении, составляющем 0,5-1,0 ата с охлаждением и конденсацией верхнего продукта К-1 путем прямого смешения его в струйном эжекторе с циркулирующей в замкнутом холодильном контуре азеотропной смесью верхнего продукта К-1 и аммиачной воды с последующей подачей полученной при смешении смеси на конденсацию и охлаждение верхнего продукта основной колонны (К-2) путем косвенного теплообмена. Это, по мнению авторов, позволяет снизить капитальные и энергетические затраты при первичной перегонке нефти.
Этому аналогу присущи следующие недостатки.
- Использование эжектора в качестве средства для отсасывания паров с верха К-1 и поддержания в этой колонне необходимого давления приводит к высоким энергетическим затратам на фракционирование нефти.
- Необходимость в громоздких холодильных агрегатах и использования азеотропной смеси аммиачной воды с бензином, что обусловлено применением очень низких температур для конденсации продукта с верха К-1. Аммиачная вода в качестве реагента не применяется из-за образования солей аммония, забивающих ректификационные тарелки и конденсаторы-холодильники.
- При работе установки создаются условия, способствующие повышению потерь легкокипящих бензиновых углеводородов с технологическим газом. Например, избыточное давление в трехфазном сепараторе составляет всего 0-1,0 ати, что способствует повышенному «уносу» бензиновых фракций с газом и недостаточно для подачи газа в топливную сеть завода (при утилизации газа).
- Высокая степень вероятности возникновения аварийных ситуаций из-за резкого подъема давления в колоннах К-1 и К-2 при внезапном отключении электроэнергии.
Наиболее близким аналогом, выбранным в качестве прототипа предложенного изобретения, является установка для первичной перегонки нефти, содержащая колонны отбензинивающую (К-1), основную (К-2) и стабилизатор (К-3). Посредством этой установки реализован способ первичной перегонки нефти, включающий подачу нагретой нефти в К-1, с верха которой выводят нестабильный бензин, часть которого используют в качестве острого орошения этой колонны. Отбензиненную нефть, являющуюся кубовым продуктом К-1, нагревают в соответствующей печи и подают в качестве питания в К-2, в которой осуществляется окончательный отбор бензина, который (совместно с бензином из К-1) направляется в стабилизационную колонну, а также отбор керосиновой и дизельной фракций. Кубовым продуктом К-2 является мазут, см. журнал «Нефтепереработка и нефтехимия», №12, 1979, с.3-4.
Недостатком этого аналога является низкая эффективность разделения нефти в К-1, что обусловлено необходимостью поддержания в этой колонне и в ее емкости орошения относительно высокого давления, составляющего 3,5-4,5 ата. При таком давлении потери жидких углеводородов минимальны и обеспечивается возможность подачи технологического газа (при его утилизации) в топливную систему (без дополнительного компримирования) нефтеперерабатывающего завода. Однако относительно высокое давление в К-1 снижает испаряемость перерабатываемой нефти и приводит к снижению доли отгона сырья. Для компенсации этого эффекта в куб К-1 подают "горячую струю" с температурой, составляющей 360-370°С, что приводит к большим энергозатратам (до 135 МДж/1 т сырья). Также велики потери легких углеводородов с паровой фазой, отходящих из емкости орошения стабилизатора, а также необходимость поддержания высокого давления (до 8,0-10,0 атм) в колонне К-3, что не только снижает эффективность разделения с соответствующим повышением энергетических затрат, но и способствует разложению меркаптанов (содержащихся в бензине) с образованием сероводорода, что обусловлено относительно высоким давлением и высокой температурой низа колонны К-3.
Задачей, на решение которой направлено предложенное изобретение, является снижение энергозатрат на перегонку нефти, повышение отбора светлых нефтепродуктов и улучшение четкости их разделения.
Решение указанной задачи обеспечено тем, что установка первичной перегонки нефти, содержащая отбензинивающую, основную и стабилизационную ректификационные колонны, верх каждой из которых подключен к соответствующему блоку конденсации в виде конденсатора-холодильника и рефлюксной емкости в качестве сепаратора, согласно изобретению, установка дополнительно снабжена блоком улавливания низкокипящих компонентов бензина в виде последовательно подключенных компрессора, конденсатора-холодильника и сепаратора в виде сборной емкости, при этом блок конденсации отбензинивающей колонны подключен к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина, сборная емкость которого снабжена газовым и жидкостным отводами для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде, соответственно, неконденсирующихся газов и жидких углеводородов. В предпочтительных вариантах выполнения к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина может быть также подключен или блок конденсации основной колоны, или блоки конденсации основной и стабилизационной колонн.
Решение указанной задачи обеспечено также тем, что исходную нефть нагревают и подают в отбензинивающую ректификационную колонну, из блока конденсации которой верхним продуктом отводят жидкую фракцию нестабильного бензина, а в качестве нижнего продукта отводят отбензиненную нефть, которую подогревают и подают на перегонку в основную ректификационную колонну, из блока конденсации которой отводят в качестве верхнего продукта нестабильный бензин, а также с отводом из этой колонны боковых и нижнего продуктов в виде целевых фракций, подачей верхних продуктов обеих колонн в стабилизационную ректификационную колонну, при этом перегонку нефти осуществляют при избыточном давлении на верху отбензинивающей и основной колонн, составляющем 0,3-1,0 ати и избыточном давлении наверху колонны стабилизации, составляющем 4,0-8,0 ати, при этом для улавливания низкокипящих компонентов бензина из паровой фазы при частичной конденсации парогазовых смесей в блоках конденсации упомянутых колонн, смесь несконденсированных в этих блоках парогазовых смесей компримируют в блоке улавливания низкокипящих компонентов бензина до избыточного давления, составляющего 7,0-11,0 ати с последующим охлаждением и конденсацией паров, причем из этого блока отводят под давлением продуктовую фракцию в виде конденсата низкокипящих компонентов бензина и газовую фазу в виде осушенных неконденсирующихся газов. Предпочтительно, чтобы парогазовые смеси, отходящие из блоков конденсации ректификационных колонн, дросселировались для выравнивания их давлений перед подачей в блок улавливания низкокипящих компонентов бензина.
5+
Техническим результатом от промышленного использования предложенного изобретения является повышение выхода наиболее ценных - "светлых" нефтепродуктов и снижение энергозатрат на их получение. Вследствие более полного отбензинивания нефти в колонне К-1 улучшаются условия разделения нефтепродуктов в основной колонне К-2, в которой резко снижается возможность возникновения «балластного эффекта» для укрепляющих секций дизтоплива и керосина. За счет улавливания низкокипящих компонентов бензина исключается их унос с неконденсируемыми газами, причем из этих паров на ГФУ (газофракционирующей установке) выделяют пропан-бутановую фракцию, а также фракцию C-низкокипящих компонентов бензина. При этом неконденсируемые газы, за счет их компримирования, имеют достаточное давление для их подачи, например, в топливную систему нефтеперерабатывающего завода. Вследствие повышения четкости разделения обеспечивается повышение пропускной способности колонны-стабилизатора бензина со снижением энергозатрат на работу этой колонны.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема предложенной установки; на фиг.2 показана схема стабилизирующей колонны.
Предложенный способ пояснен ниже, при описании работы установки.
Установка для первичной перегонки нефти содержит колонну 1 (К-1) предварительного разделения (отбензинивания) и основную ректификационную колонну 2 (К-2). Колонна К-1 подключена через нагреватель 3 к магистрали 4 - подачи нефтяного сырья. Верх колонны К-1 посредством линии 5 подключен к блоку конденсации этой колонны, состоящему из конденсатора-холодильника 6, подключенного к рефлюксной емкости 7 (Е-1), выполненной в виде сепаратора и снабженной выходными линиями 8 и 9. Линия 9 посредством линии 10а подключена к верхней части К-1 и к линии 106 (линии отвода бензина). Низ колонны К-1 по линии 11 подключен через печь 12 к питательной части колонны К-2. Верх колонны К-2 посредством линии 13 подключен к блоку конденсации этой колонны, состоящему из конденсатора-холодильника 14, подключенного к рефлюксной емкости 15 (Е-2), которая посредством линии 16 подключена к верху колонны 2 (К-2). Рефлюксная емкость 15 снабжена также линией 17 для отвода жидкой фазы (бензина К-2) и линией 18 - отвода парогазовой фазы. Кроме того, колонна К-2 снабжена боковыми погонами 19 и 20 для отвода топливных фракций (керосина и дизельного топлива) и линией 21 для отвода кубового продукта (мазута). Линии 8 и 18, являющиеся линиями отвода парогазовых смесей из рефлюксных емкостей соответственно 7 и 15, подключены по линии 22б к входу компрессора 23, который является частью блока улавливания низкокипящих компонентов бензина. Кроме компрессора 23, этот блок также содержит последовательно подключенные к выходной линии 24 компрессора 23, конденсатор-холодильник 25 и сепаратор в виде сборной емкости 26, снабженной газовым и жидкостным отводами, соответственно 27 и 28, для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде соответственно неконденсирующихся газов и жидких углеводородов. Нижняя часть колонны К-2 подключена к линии 29, предназначенной для подачи водяного пара в эту колонну. На линиях 8 и 18 установлены дроссельные вентили соответственно 30б и 30а для выравнивания (в случае необходимости) давлений парогазовых смесей в выходных частях этих магистралей. Линии 106 и 17 подключены к линии 31, являющейся линией подачи бензина в стабилизационную колонну 32 (К-3, см. фиг.2), которая снабжена линией 33 для отвода стабильного бензина с низа этой колонны.
Верх колонны 32 подключен по линии 316 к конденсатору-холодильнику 34, который подключен к рефлюксной емкости 35 (Е-3), снабженной линией 36 для отвода парогазовой смеси. Линия 36 снабжена дроссельным вентилем 37, предназначенным (так же, как и дроссельные вентили 30а и 30б) для выравнивания давления парогазовой смеси (относительно линий 8, 18) и подключена к линии 22б. Для улучшения условий работы компрессора 23 линия 22б может быть подключена к линиям 8, 18, 36 через аккумулирующую емкость 22а, при этом проходное сечение линии 22б подбирается из условия минимального гидравлического сопротивления.
Работа предложенной установки осуществляется следующим образом.
1
3
4
6
Предварительно обессоленная нефть подается по линии 4 через нагреватель 3 в колонну К-1. Кубовый продукт этой колонны - частично отбензиненная нефть с температурой до 220°С используется в качестве питания основной ректификационной колонны К-2 и подается в эту колонну после предварительного нагрева в печи 12 до температуры 350-370°С. В процессе ректификации образующаяся парогазовая смесь с верха колонны К-1 отсасывается в блок конденсации этой колонны, где она охлаждается и частично конденсируется в конденсаторе-холодильнике 6 и в виде газожидкостной смеси с температурой 40-45°С поступает в рефлюксную емкость Е-1, где происходит разделение газовой и жидкой фаз. Конденсат углеводородов в качестве острого орошения подается по линии 10а на верхнюю тарелку колонны К-1, при этом ее балансовое количество выводится (в смеси с бензином из колонны К-2) по линии 31 в колонну-стабилизатор 32 для стабилизации бензина. В колонне К-2 отбензиненная нефть разделяется на топливные фракции (бензин, керосин, дизельное топливо), которые выводятся боковыми погонами 19, 20 (бензин отводится из рефлюксной емкости 15 по линии 17). В низ колонны К-2 по линии 29 подают водяной пар для отпарки легких фракций. Кубовым продуктом колонны К-2 является мазут, который отводится по линии 21. Острое орошение верха колонны К-2 осуществляется аналогично колонне К-1, т.е. парогазовая смесь с верха К-2 охлаждается и частично конденсируется в блоке конденсации этой колонны. Часть конденсата в виде бензина отводится из рефлюксной емкости 15 по линии 16 и подается на верхнюю тарелку колонны К-2 в качестве острого орошения. Другая (балансовая) часть конденсата отводится по линии 17, смешивается с бензином, поступающим из колонны К-1, и подается по линии 31 в колонну-стабилизатор 32. Парогазовые смеси, несконденсированные в блоках конденсации колонн К-1, К-2 и К-3 отводятся по линиям 8, 18, 36 из парогазовых пространств соответствующих рефлюксных емкостей 7, 15, 35 этих блоков и поступают в линию 22б, где они смешиваются. При необходимости давление парогазовых потоков на выходе линий 8, 18, 36, перед их смешением в линии 22б, выравнивается за счет дроссельных вентилей соответственно 30б, 30а и 37. Смесь парогазовых потоков, поступившая под относительно небольшим избыточным давлением в линию 22б, засасывается из этой линии компрессором 23, компримируется до давления, составляющего 7,0-11,0 ати, и подается на охлаждение в конденсатор - холодильник 25, где охлаждается от температуры 100-120°С до температуры, составляющей 40-45°С, и поступает в сборную емкость 26 (сепаратор), где эта смесь окончательно разделяется на газовую и жидкую фазы. Вышеуказанное сочетание давления и температуры в сборной емкости 26 обеспечивает создание таких условий, при которых в газовой фазе практически отсутствуют углеводороды . При этом несконденсированные (в данных условиях) газы C-С имеют давление, достаточное для их подачи (без дополнительного компримирования) в топливную сеть нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), а углеводородный конденсат С-С может быть полезно использован, например, в качестве компонента сырья газофракционирующей установки (не показана). Указанный диапазон значений давления компримирования охватывает область давлений, необходимых как для подачи газа из емкости 26 в топливную систему НПЗ, так и для обеспечения диапазона давлений компримирования газов из емкостей Е-1 (7), Е-2 (15) и Е-3 (35) при оптимальных условиях, описанных выше.
Избыточное давление наверху колонн К-1 и К-2 составляет 0.3-1.0 ати, а в колонне К-3 - 4,0-8,0 ати. Диапазоны давлений в колоннах К-1, К-2 и К-3 являются оптимальными, т.к. при меньшем, чем указано, давлении в К-1 и К-2 необходимо применение соответствующих средств для создания вакуума (с усложнением конструкции и соответствующим повышением энергозатрат), а при больших, чем указано, давлениях, снижается эффективность работы установки. Следует отметить, что в предложенном изобретении понижение давления при конденсации газопаровых смесей в соответствующих блоках конденсации колонн К-1, К-2 и К-3 используется для создания движущей силы, необходимой для отвода паров с верха этих колонн, с поддержанием постоянства этой силы за счет необходимого отвода на компримирование несконденсированных (в соответствующих блоках конденсации) парогазовых смесей. Вследствие того, что первичная перегонка нефти осуществляется в двух атмосферных колоннах К-1 и К-2 при относительно низком давлении в этих колоннах, повышается испаряемость перерабатываемой нефти, что позволяет исключить в колонне К-1 необходимость в "горячей струе" (с исключением печи и энергозатрат на нагрев «струи»). Снижение давления в колонне стабилизаторе (К-3) также позволяет снизить энергозатраты, а подключение газопарового пространства емкости орошения этой колонны к блоку компримирования позволяет избежать потерь ценных низкокипящих углеводородов со сдувкой из емкости орошения этой колонны.
Сравнение предложенного изобретения с прототипом проводили путем математического моделирования с использованием программы PRO-II. Результаты сравнения приведены в таблицах 1-3, при этом сравнивалось одно и то же основное оборудование, включая число теоретических тарелок, тарелок вывода и ввода потоков, нагрузки на циркуляционные орошения, расход водяного пара. Вывод керосина и дизельного топлива из основной колонны осуществлялся по схеме, типичной для известных установок. Отличие заключается в том, что абсолютное давление в известной установке на верху отбензинивающей колонны составляло 4,5 ата, а на верху основной атмосферной колонны составляло 2,2 ата.
Как следует из таб.1-3, относительно низкое давление в колонне К-1 приводит к существенному увеличению эффективности разделения с увеличением доли отгона сырья и с достижением более высокого отбора бензина. За счет уменьшения доли легких углеводородов в кубовом продукте колонны К-1 улучшаются условия разделения отбензиненной нефти в основной колонне К-2, в частности, в этой колонне снижается давление, что способствует большей эффективности и четкости разделения. Также увеличивается пропускная способность колонны К-3 - стабилизатора бензина и снижается количество тепла, подводимого в куб этой колонны. Кроме того, за счет улавливания и конденсации паров низкокипящих компонентов бензина и снижения расхода топлива снижается нагрузка на окружающую среду и повышается отбор ценных продуктов. В частности, на ГФУ из конденсата низкокипящих компонентов бензина возможно выделение высокооктанового компонента бензина - изопентана. В целом, указанные преимущества заявленного изобретения обеспечивают снижение энергозатрат на перегонку нефти при более глубоком отборе целевых фракций.
Таблица 1
Основные режимные параметры ректификационных колонн установки AT (ABT)
Показатели
Прототип
Аналог
Предложенное изобретение
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 1
Вариант 2
Колонна К-1
Производительность установки, т/ч
237,5
Давление, ата
4,5
1,0
0,5
2,0
1,3
Температура ввода сырья, °С
233
210
210
224
222
Температура верха, °С
128
110
115
124
117
Температура низа, °С
253
179
159
222
216
Доля отгона нефти в К-1,   мас.%
14
24
28,9
23,6
25
Нагрузка на конденсатор, Гккал/ч
5,2
-
-
6,8
7,4
Нагрузка на кипятильник (печь) Гккал/ч
3,75
-
-
-
1
Расчетный диаметр колонны, м
1,8
3,0
4,0
2,2
2,4
Количество эжектируемой (или компримируемой) газопаровой смеси, т/ч
-
32,3
32,3
2,6
6,3
Расход энергии на компримирование парогазовой смеси из Е-1 (или эжекцию в аналоге), квт-ч
200,0
250,0
60,0
146,0
Колонна К-2
Давление, ата
2,2
1,5
1,5
1,3
1,3
Температура ввода сырья, °С
360
360
360
360
360
"емпература верха, °С
158
154
158
135
132
Температура низа, °С
348
345,7
345,6
344
344
Расход водяного пара, т/ч
2,0
Доля отгона сырья К-2, мас.%
39
41
40
37
34,2
Нагрузка на конденсатор, Гккал/ч
7,86
6,7
6,6
6,2
5.2
Нагрузка на печь нагрева отбензиненной нефти, Гккал/ч
19,52
28,6
26,1
21,5
21,7
Расчетный диаметр колонны, м
2,6
2,8
2,6
2,6
2,6
Колонна К-3 (стабилизатор бензина)
Давление, ата
8,3
8,3
8,3
6,3
6,3
Температура ввода сырья, °С
125
125
125
132
143
Температура верха, °С
60
62
62
67
65
Температура низа, °С
171
172
173
160
163
Нагрузка на конденсатор, Гккал/ч
2,1
1,1
1,1
1,0
0,8
Нагрузка на кипятильник, Гккал/ч
2,5
2,1
2,1
1,35
1,0
Расчетный диаметр колонны, м
1,4
1,4
1,4
1,2
1,0
Таблица 2
Сравнительный товарный баланс, т/ч
Показатели
Прототип
Аналог
Предложенный
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 1
Вариант 2
Производительность
237,5
237,5
237,5
237,5
237,5
Парогазовая смесь, уходящая с установки в топливную сеть НПЗ, в том числе:
2,9
3,3
3,3
1,15
0,5
из Е-1
0,25
-
-
-
-
из Е-2
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
из Е-3
2,6
3,25
3,25
1,0
0,35
Газ из сепаратора (26) после компрессии
-
-
-
0,1
0,1
Пропан-бутановая фракция
1.4
0,8
0,8
3,1
3,8
Стабильный бензин
37,0
37,1
37,0
37,0
37,1
Керосин
15,7
15,7
15,7
15,75
15,7
Цизельное топливо
52,5
53,5
53,5
55,4
55,4
Мазут
128,0
126,6
126,6
125,1
125,0
Таблица 3
Сравнительные показатели работы установок
Показатели
Прототип
Аналог
Предложенный
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 1
Вариант 2
Отбор моторных топлив, т/час/мас.% от нефти
106,6/44,9
107,6/45,3
107,5/45,3
111,2/46,8
111,9/47,1
Суммарная нагрузка на кипятильники и печи колонн К-1, 2, 3, Гкал/час
25,73
30.7
28,2
22,9
22,7