Крупнейшие нефтегазовые проекты России

На выходе из скважины сырая нефть имеет очень ограниченную сферу применения. Фактически вся сырая нефть проходит перегонку, с тем, чтобы получить из нее такие продукты как бензин, авиационное топливо, мазут и промышленные виды топлива.

На заре нефтяной отрасли переработка производилась примитивным перегонным аппаратом, в котором нефть доводилась до кипения, и, затем, конденсировались различные продукты, в зависимости от температуры. Для этого требовалось не намного больше умения, чем для изготовления самогона, поэтому в нефтяную отрасль в девятнадцатом веке пришли производители виски. Сейчас нефтепереработка представляет собой крупный, сложный, высокотехнологичный и дорогостоящий производственный комплекс. [7]

Переработка нефти на НПЗ включает следующие основные этапы:

· Подготовка нефти к переработке;

· Первичная переработка нефти;

· Вторичная переработка нефти;

· Очистка нефтепродуктов.

Подготовка нефти к переработке заключается в дополнительном обезвоживании (до 0,1% содержания воды) и обессоливании (содержание солей до 3-4 мг/л) для уменьшения коррозии технологического оборудования и повышения качества топлив и других нефтепродуктов.

Сырая нефть – это смесь различных углеводородов в разных сочетаниях. Каждая составляющая имеет свою ценность, но только при выходе из переработки. Поэтому первой стадией переработки нефти является разделение ее на составляющие части. Это достигается путем высокотемпературной перегонки – по сути нагрева. Различные составляющие испаряются при разных температурах и затем их можно сконденсировать в раздельные «чистые» потоки. Некоторые из этих продуктов на выходе уже готовы для продажи. Другие подвергаются дальнейшей переработке, чтобы получить более дорогостоящие продукты.[7]

При простой перегонке процессы, как правило, сводятся к удалению инородных частиц и внесению незначительных изменений в химические свойства. В крупных перерабатывающих комплексах производится более сложное преобразование на молекулярном уровне путем химических реакций. Этот процесс называется крекинг или конверсия. Результатом является увеличение выхода более качественных продуктов, таких как бензин, и снижение выхода таких дешевых продуктов, как мазут и асфальт.

Нефтяные скважины и в целом нефтедобывающий комплекс размещаются в непосредственной близости от нефтяных месторождений, а, как правило, прямо над месторождением нефти. Выбор места расположения нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) требует более комплексного подхода. При размещении НПЗ учитывается близость к источникам сырья, магистральным нефтепроводам, потенциальным потребителям, а также наличие энергетических и трудовых ресурсов.

В России размещение нефтеперерабатывающих заводов сложилось уже к концу 70-х годов, в 80-х был построен только один НПЗ – Ачинский. В 2002 году был введен в строй НПЗ компании ТАНЕКО в Нижнекамске. Завод мощностью 7 млн. тонн нефти в год построен для переработки тяжелой сернистой нефти с месторождений Татарстана.

На сегодня в России действует 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), обеспечивающих до 98% первичной переработки нефти. На мини-НПЗ перерабатывается 2% нефти.

Средняя глубина переработки:

· в России – 71,5%

· в США – 95%

· в Европе – 90%

На заре нефтяной промышленности транспортировка нефти осуществлялась в деревянных бочках. Но вскоре нефтяные компании осознали, что гораздо выгоднее транспортировать нефть по трубопроводам.

Современная транспортировка нефти осуществляется различными видами транспорта:

· Трубопроводным

· Железнодорожным

· Водным

· Автомобильным

· Воздушным

Основным достоинством трубопроводного транспорта является низкая себестоимость перекачки. Но при этом есть и недостатки. Основной недостаток – это крупные единовременные капитальные вложения в строительство, т.к. прежде чем начать использовать нефтепровод, необходимо построить его от начальной точки и до конечного пункта.

В России транспортировка нефти в основном осуществляется именно трубопроводным транспортом – по нефтепроводам. Транспортировку нефти и нефтепродуктов осуществляют 2 компании:

– ОАО «АК «Транснефть» осуществляет транспортировку нефти;

– ОАО «АК «Транснефтепродукт» осуществляет транспортировку нефтепродуктов.

Водный транспорт нефти можно разделить на речной и морской. По рекам и озерам нефть перевозится в баржах и в речных танкерах. Морской транспорт нефти осуществляется морскими танкерами и супертанкерами. Грузоподъемность современных морских супертанкеров достигает миллиона тонн. Самый большой в мире нефтяной супретанкер Knock Nevis имеет длину 458,4 метра. Это больше, чем американская Эмпайр Стейт Билдинг, но поменьше, чем Останкинская телебашня, если их положить на бок. Ежедневно около 30 миллионов баррелей нефти находится в танкерах на пути следования к пункту назначения. Общий действующий флот нефтяных танкеров в мире составляет около 3,5 тысяч судов.

Часть нефти и особенно нефтепродукты перевозятся железнодорожным транспортом. Перевозка осуществляется в специальных стальных вагонах-цистернах грузоподъемностью 50, 60 и 120 тонн. Достоинством железнодорожного транспорта является его универсальность. В цистернах можно перевозить все виды нефти и нефтепродуктов. К недостаткам можно отнести довольно высокие эксплуатационные затраты и низкую эффективность использования подвижного состава, так как обратно цистерны идут порожними.

Автомобильный транспорт используют для перевозки нефти и нефтепродуктов только на небольшие расстояния. Для перевозки нефти его используют крайне редко (обычно в пределах нефтепромысла на период строительства трубопровода). Основное применение автотранспорт находит для доставки нефтепродуктов к местам их потребления (на АЗС, заводы, фабрики и т.п.)

Для транспортировки нефти воздушный транспорт из-за высокой себестоимости практически не применяют. Его используют лишь для снабжения нефтепродуктами отдельных пунктов на Крайнем Севере, дрейфующих станций и зимовок в Арктике. Как правило, доставка нефтепродуктов воздушным транспортом осуществляется в бочках.

Как уже отмечалось выше, нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярному весу и температуре кипения [3].

Существуют первичные и вторичные методы переработки нефти [6]. Установки первичной перегонки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от их работы зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти. Ко вторичным относят процессы деструктивной переработки (химической) путем термического и каталитического воздействия [3].

Нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания. Это разделение проводят с применением подогрева, дистилляции, ректификации, конденсации и охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков – под вакуумом. Атмосферные и вакуумные трубчатые установки (АТ и ВТ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ) [7], в этом есть ряд преимуществ:

– уменьшается число индивидуальных установок;

– уменьшается протяженность трубопроводов;

– уменьшается число промежуточных резервуаров;

– уменьшается расход электроэнергии, пара, воды на охлаждение;

– уменьшается расход металла;

– уменьшается нагрев и перекачка промежуточных продуктов;

– уменьшается площадь занимаемого оборудования и численность персонала;

– уменьшаются капитальные затраты.

Наиболее часто встречаемые комбинации – ЭЛОУ-АВТ, АВТ- вторичная перегонка бензинов, ЭЛОУ-АВТ- вторичная перегонка бензинов. Комбинирование объясняется близостью технологий проведения процессов [8].

Перегонка нефти на атмосферных установках подразделяется в зависимости от технологической схемы на:

1) установки с однократным испарением в одной ректификационной колонне;

2) установки с двукратным испарением в двух последовательно расположенных колоннах;

3) установки с предварительным испарением легких фракций в испарителе и последующей ректификацией [9].

Плюсы и минусы технологических схем приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1. Принципиальные схемы установок перегонки нефти

На установках всех типов предварительный подогрев нефти производиться в теплообменниках. При этом используется запас тепла нефтяных дистиллятов и остатков, полученных при перегонке. Дальнейшее направление потока нефти на установках разных типов осуществляется по-разному.

На установках с однократным испарением нефть прокачивают через трубчатую печь, откуда она под давлением того же насоса поступает в ректификационную колонну, где отделяются все заданные продукты перегонки [2], то есть нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы–остатка [10]. После однократного испарения в системе остается все то, что в ней было до испарения; разница лишь в том, что до испарения исходная смесь находилась в жидком состоянии, после же – часть компонентов перешла в пар [6].

На установках с двукратным испарением нефть закачивается непосредственно в первую ректификационную колонну, а после нее – в трубчатую печь и затем – во вторую колонну. В первой колонне нефть отбензинивается, а во второй – разделяется на фракции [2], то есть происходит последовательное повторение процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса [10].

На установках с предварительным испарением нефть сначала закачивается в отдельный испаритель, а из него – в трубчатую печь и затем – в ректификационную колонну. В этой схеме, как и в предыдущей, испарение происходит двукратно, но ректификация осуществляется так, как описано в первой схеме. Для этого пары легких фракций из испарителя направляются в ректификационную колонну [2].

Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно применяются для определенного варианта переработки
нефти – топливного или топливно-масляного.

При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ, а при глубокой – на АВТ по масляному или топливному варианту [5]. В связи с этим состав получаемых продуктов может быть различным.

Возможные получаемые фракции представлены в табл. 2.2.

Таблица 2.2. Получаемые фракции на установках АВТ

В зависимости от варианта переработки нефти получение максимального выхода какого-либо одного вида топлива, пределы температур выкипания фракций могут также существенно меняться.

Выход топливных и масляных фракций зависит, в первую очередь, от состава нефти, то есть от потенциального содержания целевых фракций в нефти [5].

2.3.РЕКТИФИКАЦИЯ В ПРОЦЕССАХ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ.

Ректификация – массообменный процесс, осуществляемый в ректификационных колоннах, путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости.

Контактирование потоков может производиться:

1) непрерывно (в насадочных колоннах);

2) ступенчато (в тарельчатых колоннах) [10].

Ректификационные колонны, на конструкцию которых оказывают влияние технологические особенности: система подачи сырья, отвод боковых жидких погонов, подача орошений, пара и др. Так, для ректификации многокомпонентных смесей на установках АТ и АВТ применяются сложные ректификационные колонны. В них исходную смесь разделяют 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 [10].

В этих колоннах происходит отпарка легких фракций водяным паром, так получают дистилляты, отвечающие требованиям ГОСТа по температурам вспышки, начала кипения, вязкости и другим свойствам [3].

Отпарные колонны конструктивно выполняются в одном корпусе, но отделены друг от друга глухой перегородкой [9].

Итак, для осуществления ректификации в колонне необходимо создать восходящий поток паров и нисходящий поток жидкости, а также надлежащий температурный режим. Первый поток образуется за счет тепла, вводимого в нижнюю (отгонную) часть колонны в результате испарения исходного сырья, а также введением острого водяного пара, второй – вводом холодного орошения, подаваемого в верхнюю (концентрационную) часть колонны [4]. Место же ввода в ректификационную колонну нагретого сырья называют питательной зоной, где осуществляется однократное испарение [10].

Необходимо также, чтобы жидкость, стекающая с вышележащей тарелки, не находилась в равновесии с восходящим потоком паров, поднимающихся с нижележащей тарелки. Только в этом случае в результате контакта таких паров и жидкости пары частично охладятся, сконденсируются и обогатятся низкокипящим компонентом, а жидкость частично нагреется, часть ее испарится, и она насытится высококипящим компонентом [4].

Ректификационную тарелку, на которой устанавливается равновесие между жидкой (стекающей с данной тарелки) и паровой (поднимающейся с тарелки) фазами, именуют теоретической, или идеальной; состав уходящих фаз в точности соответствует условиям равновесия для данной температуры (фазы принимают какую-то общую среднюю температуру) при данном давлении. В колоннах с реальными тарелками достичь равновесного состояния между фазами на каждой тарелке невозможно [3]. Происходит это потому, что при прохождении через тарелку паров продолжительность их соприкосновения с жидкостью недостаточна для установления равновесия. Температура паров при выходе из жидкости остается более высокой, нежели температура жидкости. Пары поэтому богаче вышекипящим компонентом, а жидкость – нижекипящим по сравнению с тем, что должно быть при полном равновесии. Число, показывающее во сколько раз практическая тарелка работает хуже теоретической, называется коэффициентом полезного действия тарелки (КПД); его величина обычно равна 0,6–0,8. Это значит, что для получения нужной степени фракционировки надо ставить в 1,5–2 раза больше реальных тарелок, чем требовалось теоретических.

В насадочной колонне состав фаз меняется непрерывно по высоте колонны, а не ступенчато – от тарелки к тарелке. Здесь под теоретической тарелкой подразумевают такую высоту слоя насадки, которая дает степень ректификации, одинаковую с теоретической колпачковой тарелкой [2].

Конструкция аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести.

При ступенчатом осуществлении процесса ректификации контакт пара и жидкости может происходить в противотоке, в перекрестном токе и в прямотоке [9].

На большей части действующих установок ректификация протекает нечетко. Получаемые компоненты светлых дистиллятов не соответствуют требуемому фракционному составу, наблюдается налегание фракций, часть наиболее тяжелых фракций светлых нефтепродуктов – дизельного топлива – проваливается в низ колонны, в мазут, гудрон.

Поэтому, чтобы снизить данные проблемы, необходимо рационально выбирать схему отдельных узлов, правильно использовать энергетические потоки, разрабатывать наиболее эффективные контактные устройства [9].

Одним из методов повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти является ввод в нижнюю часть ректификационной колонны испаряющего агента. В качестве него обычно используют водяной пар, но можно применять пары бензина, керосина, дизельной фракции [3].

При вводе водяного пара создаются условия, при которых жидкость оказывается как бы перегретой, что вызывает ее испарение. Теплота, необходимая для отпаривания легких углеводородов, отнимается от самой жидкости, в связи с чем она охлаждается [10]. Получается, что в присутствии испаряющего агента в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно, их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды 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 ^оС [3].

Кроме того, ректификация происходит под влиянием изменения, точнее возрастания снизу вверх давления углеводородных паров. Такое возрастание давления обусловливается вводом водяного пара, парциальное давление которого падает на пути движения снизу вверх, и этим он дает избыток давления внизу, который позволяет перемещать общую массу паров снизу вверх через встречающиеся на пути сопротивления [12].

Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий в низу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно25 % ее переходило в парообразное состояние [3]. Наибольший эффект испаряющего влияния проявляется при его расходе при атмосферном давлении 1,2–3,5, а в вакуумной колонне – 5–8 % масс. на перегоняемое сырье [10].

Итак, водяной пар уменьшает парциальное давление паров углеводородов, облегчает их испарение и понижает в колонне температуру, но, кроме того, он создает необходимые для ректификации условия (градиент давлений углеводородных паров) и выполняет роль двигателя [12].

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 колонны;

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

– обводнение нефтепродуктов и необходимость их последующей сушки;

– усиление коррозии аппаратуры в присутствии сероводорода и хлористого водорода и образование больших количеств сточных вод [10];

– тепло его конденсации не используется [13].

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 [10] или в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции. Однако чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки; но чем он легче, тем больше он теряется в процессе перегонки, поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуют применять керосино-газойлевую фракцию [3].

Возможные варианты замены использования водяного пара будут рассмотрены в разделе 2.4.

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 регулирования температурного режима по высоте колонны (рисунок 2.1):

а) использование парциального конденсатора;

б) организация испаряющегося (холодного) орошения;

в) организация неиспаряющегося (циркуляционного) орошения.

Рис. 2.1. Способы создания орошений в ректификационной колонне:

а – отвод тепла парциальным конденсатором; б – отвод тепла холодным (острым) орошением; в, г – отвод тепла неиспаряющимся циркуляционным орошением; 1 – ректификационная колонна; 2 – конденсатор-холодильник; 3 – емкость; 4 – отпарная колонна.

Парциальный конденсатор (горячее орошение) представляет собой кожухотрубчатый теплообменный аппарат (рис. 2.1а), установленный сверху колонны. Охлаждающим агентом служит вода. Поступающие в межтрубное пространство пары частично конденсируются и возвращаются на верхнюю тарелку в виде орошения, а пары отводятся из конденсатора. Из-за трудности монтажа и обслуживания, а также и значительной коррозии конденсатора этот способ получил ограниченное применение (в малотоннажных установках).

Холодное (острое) орошение (рис. 2.1б). Этот способ отвода тепла вверху 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 отводиться как целевой продукт.

Циркуляционное неиспаряющееся орошение (рис. 2.1в). Этот вариант отвода тепла используется широко не только для регулирования температуры 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 тепло исходному сырью, после чего насосом возвращают на вышележащую тарелку [10].

Циркуляционное орошение часто сочетают с острым орошением. Так, сложная колонна атмосферной перегонки нефти обычно имеет вверху острое орошение и по высоте несколько промежуточных циркуляционных орошений. Последние располагаются обычно под отбором бокового погона (отбирают на 3 – 4 тарелки ниже, чем вывод фракции в отпарную секцию) или используют отбор бокового погона для создания циркуляционного орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции (рис. 1.1г). В концентрационной секции сложных колонн вакуумной перегонки мазута отвод тепла осуществляется посредством циркуляционного орошения.

Использование только одного острого орошения в колоннах неэкономично, так как тепло верхнего погона малопригодно для регенерации тепла. Кроме того, не обеспечивается оптимальное распределение флегмового числа по высоте колонны (флегмовое число (R) характеризует соотношение жидкого и парового потоков в концентрационной части колонны:

R=L/D,

где L и D – количества флегмы и ректификата [10]); как правило, оно значительное на верхних и низкое на нижних тарелках колонны. Соответственно сверху вниз уменьшаются значения КПД тарелок, а также коэффициент относительной летучести (коэффициент относительной летучести (ά) – отношение летучестей компонентов при одинаковых температуре и давлении; ά = К₁/К₂, где К₁ и К₂ – константы фазового равновесия соответственно низко- и высококипящего компонентов) и, следовательно, ухудшается разделительная способность нижних тарелок концентрационной секции колонны. При использовании циркуляционного орошения рационально используется тепло отбираемых дистиллятов для подогрева нефти, выравнивается нагрузка по высоте колонны и тем самым увеличивается производительность колонны и обеспечиваются оптимальные условия работы контактных устройств в концентрационной секции [10]. Количество тепла, отводимого каждым циркуляционным орошением, определяется требованиями к качеству получаемых дистиллятов и регулируется по температуре паров под тарелкой отбора этих дистиллятов [5].

Для создания восходящего потока паров, а также максимального извлечения из жидкого остатка более легких фракций в нижнюю часть колонны подают тепло. Делается это путем ввода, в основном, острого пара или при помощи трубчатой печи [4]. Суть последнего заключалась в том, что часть кубового продукта прокачивалась через печь, и подогретая парожидкостная смесь (горячая струя) вновь поступала в низ колонны. Этот способ использовался в колоннах отбензинивания нефти (К-1) [10]. Сейчас же от нее отказались по следующим причинам:

– чтобы увеличить температуру низа колонны К-1 на 30–40 ^оС требуется большое количество циркуляционного орошения нефти;

– усложняется схема установки, так как под такой поток желательно иметь отдельные змеевики в печах, иначе создается повышенное давление в змеевиках печей, увеличивается расход энергозатрат;

– перегружаются тарелки отгонной части колонны по жидкос-ти, что уменьшает эффективность их работы;

– разложение сераорганики [13];

– в «горячей струе» отбензиненной нефти меньше легких фракций, которые являются отпаривающим агентом [14].

При принятых значениях флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические показатели процессов перегонки наибольшее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне. Оба параметра тесно взаимосвязаны [10]. Обычно давление поддерживается ниже или выше атмосферного, если необходимо соответственно понизить или повысить температуры отбираемых из колонны продуктов.

Так, перегонку мазута осуществляют в колоннах при глубоком вакууме (остаточном давлении от 10–15 до 50–70 мм рт. ст.), что позволяет проводить ректификацию при сравнительно невысоких температурах и избежать значительного термического разложения продуктов, которое было бы при атмосферном давлении и температурах выше 500 ^оС.

С другой стороны, повышение давления позволяет осуществлять ректификацию низкомолекулярных углеводородов (пропана, бутана). Необходимо иметь в виду, что повышение давления в колонне позволяет повысить удельную производительность колонны по
парам [3]. А некоторое повышение давления против расчетного в верхней части колонны необходимо для преодоления потерь напора при движении пара через трубопроводы и аппараты, расположенные после ректификационной колонны. В низу колонны давление увеличивается на величину, соответствующую гидравлическому сопротивлению тарелок (от их конструкции) [9].

При двухколонной схеме работы установки АТ давление в отбензинивающей (первой колонне), как правило, должно быть выше, чем в основной атмосферной колонне, но его следует принять минимально возможным, чтобы преодолеть сопротивление шлемовой трубы [9].

Таким образом, выбирают такие значения давления и температуры, которые:

1) позволяют использовать дешевые и доступные хладагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) и теплоносителя, для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников;

2) обеспечивают большее значение коэффициента относительной летучести;

3) обеспечивают нормальную работу колонны, связанную с материальными и тепловыми потоками;

4) обеспечивают нормальный уровень по удельной производительности, капитальным и эксплуатационным затратам;

5) исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки [10].

В атмосферных колоннах перегонки нефти важнейшими точками регулирования являются температуры поступающего сырья и выводимые из колонны продукты ректификации. Перегонка при атмосферном давлении осуществляется при температуре в зоне питания колонны, а вакуумная – при температуре на выходе из печи [10]. При подборе температуры ввода сырья в колонну учитывают фракционный состав сырья, требуемую глубину отбора дистиллятов, качество получаемых нефтепродуктов. Чем богаче сырье низкокипящими компонентами, тем ниже при прочих равных условиях температура нагрева [6].

Если легкокипящие фракции из остатка испаряются за счет тепла подводимой рециркулирующей флегмы, то температура в нижней части колонны должна соответствовать температуре начала однократного испарения остатка при давлении низа колонны. Если легкокипящие фракции отгоняются за счет ввода в низ колонны водяного пара или тепла нагретой жидкости, то температура в нижней части колонны обычно бывает на 10–30 ^оС ниже температуры входа сырья в колонну, а фракций, уходящих из отпарных колонн, на 10–15 ^оС ниже по сравнению с температурой, поступающей на отпаривание жидкости.Выбором температуры верха ректификационной колонны задают желаемый фракционный состав ректификата [6].

На атмосферных нефтеперегонных установках нефть обычно разделяют на четыре дистиллятных фракции и остаток – мазут. Побочным продуктом является смесь углеводородных газов, часто содержащая сероводород, который образуется из нестойких соединений серы при нагреве нефти [7]. Наиболее распространенной в нашей стране является установка АТ по схеме двукратного испарения и двукратной ректификации (рис. 1.2).

Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть дополнительно подогревается в теплообменниках и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания (К–1). Уходящие с верха этой колонны углеводородный газ и легкий бензин конденсируются и охлаждаются в аппаратах воздушного и водяного охлаждения и поступают в емкость орошения. Часть конденсата возвращается на верх колонны К-1 в качестве флегмы. Отбензиненная нефть с низа колонны К-1 подается в трубчатую печь, где нагревается до требуемой температуры и поступает в атмосферную колонну (К-2). С верха К-2 отбирается тяжелый бензин, а сбоку, через отпарные колонны выводятся топливные фракции: керосиновая, легкая и тяжелая дизельные.

Рис. 2.3. Принципиальная схема атмосферного блока:

1 – отбензинивающая колонна; 2 – атмосферная колонна; 3 – отпарная клона; 4 – трубчатая печь; 5 – конденсатор-холодильник; 6 – теплообменник; 7 – рефлюксная емкость;

I – нефть с ЭЛОУ; II – пары бензина; III – флегма; IV – легкий бензин; V – отбензиненная нефть; VI – пары тяжелого бензина; VII – тяжелый бензин; VIII – циркуляционное орошение; IX, X, XI – боковые погоны; XII – керосиновая фракция; XIII – легкая дизельная фракция; XIV – тяжелая дизельная фракция; XV – мазут; XVI – водяной пар; XVII – газы.

Атмосферная колонна, кроме острого орошения (флегмы), имеет три циркуляционных орошения (или два), которые отводят тепло ниже тарелок отбора боковых погонов. В нижние части атмосферной и отпарных колонн (под нижние тарелки) подается перегретый водяной пар для отпарки легко кипящих фракций. С низа К-2 выводится мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки [10].