Аппарат переработки нефти – Технологии и товары

Отрасль нефтепереработки и нефтехимии активно развивается в России, в связи с этим, количество процессов и аппаратов нефтегазопереработки и нефтехимии неуклонно растет.

Многие отечественные предприятия работают на старой материальной базе, при использовании старых технологий, но в настоящее время ведется внедрение новых аппаратов оборудования, которые помогут оптимизировать технологический процесс, сделают его более простым, эффективным и позволят минимизировать негативное воздействие промышленности на окружающую среду.

Развитие данной отрасли характеризуется расширенным ассортиментом продукции и улучшенным ее качеством. Увеличение глубины добычи нефти и новые технологии ее переработки позволяют существенно продвинуть отечественные нефтепродукты на мировом рынке.

Абсолютно все промышленные процессы нуждаются в аппаратах, которых сейчас очень много.

Целью данной отрасли является получение нефтепродуктов из сырой нефти. Особенно востребованным нефтепродуктом являются разные виды топлива – авиационное, автомобильное, котельное.

Все процессы нефтепереработки можно разделить на два вида – первичные и вторичные. Первая группа не подразумевает химического изменения нефти, в ходе такой обработки сырье делят на фракции.

Сырая нефть первоначально проходит первичный процесс очистки, из нее выделяется газ, воды и механические примеси. Основным процессом переработки нефти является сепарация.

Следующий этап – перегонка нефти. После первой очистки нефть поступает в ректификационные колонны для атмосферной перегонки. Там ее делят на фракции – на легкую и тяжелую бензиновые фракции, на керосиновую, дизельную фракции, а остаток отправляют в мазут. Однако фракции не являются готовыми нефтепродуктами, которые можно использовать в промышленности, они должны также пройти вторичную переработку.

Далее осуществляется вакуумная дистилляция. На этом этапе из мазута извлекаются остатки фракций, которые могут быть использованы как нефтепродукты. В ходе дистилляции создаются смазочные и машинные масла, парафины и другие продукты синтеза.

Вторичные процессы необходимы для увеличения количества получаемого топлива и улучшения его качества. В ходе таких процессов нефтепродукты преобразовывают в удобные для окисления вещества.

Облагораживающие процессы. Это риформинг, изомеризация и гидроочистка;

Третью группу составляют прочие процессы, такие как производство масел, алкилирование, создание ароматизаторов.

Риформинг представляет собой ароматизацию нефтепродуктов. Этот процесс используется при работе с бензиновыми фракциями, имеющими большой предел кипения.

Каталитический крекинг представляет собой процесс термокаталитической переработки нефти. Это необходимо, чтобы получить высококачественный бензин и непредельные жирные газы.

Существует еще один вид крекинга – гидрокрекинг. При этом происходит расщепление молекул углеводородов в избытке. Сырьем для такого процесса является тяжелый вакуумный газойль, водород получают из водородосодержащего газа. Основным продуктом такого процесса является дизельное топливо.

Еще один вторичный процесс обработки нефти – коксование. Это процесс получения потока нефти из тяжелых фракций и вторичных процессов.

Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии постоянно совершенствуются. Новинки данной отрасли промышленности будут представлены на выставке «Нефтегаз», которая пройдет в ЦВК «Экспоцентр» в Москве.

Выставка носит международный характер, такие мероприятия способствуют росту отечественной промышленности. На экспозициях будут показаны разработки ведущих инженеров отрасли со всего мира.

Http://www. neftegaz-expo. ru/ru/articles/processy-i-apparaty-neftegazopererabotki-i-neftehimii/

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

На абсорбции основаны многие важнейшие промышленные процессы, например производство азотной, соляной и серной кислот (поглощение водой газообразных двуокиси азота, хлористого водорода и серного ангидрида), производство соды (абсорбции углекислого газа), очистка отходящих промышленных газов от вредных примесей (сероводорода, сернистого ангидрида, окиси углерода, углекислого газа и др.), извлечение углеводородных газов и примесей, а также выделение индивидуальных углеводородов. Абсорбцию осуществляют на абсорбционных установках, основным аппаратом в которых служит абсорбер.

Допустим, например, что в закрытом сосуде заключена некая масса воды, над которой находится смесь воздуха с водяными парами. Эта система является двухфазной. Она состоит из двух фаз: жидкой (вода) и газообразной (смесь воздуха с водяными парами). Если бы воздуха не было, то в системе также было бы две фазы: жидкая (вода) и газообразная (водяные пары). Бросим в воду кусочки льда. Система превратится в трехфазную и будет состоять из твердой фазы (лед), жидкой (вода) и газообразной (смесь воздуха с водяными парами). Добавим к воде некоторое количество спирта. Число фаз не изменится, так как вода смешивается со спиртом, образуя физически однородную жидкость. Однако, если воде добавить ртуть, то последняя не смешивается с водой, и получается система с двумя жидкими фазами: ртутью и водой. Газообразная фаза по-прежнему будет одна; она состоит из смеси воздуха, паров воды и паров ртути. Бросив в воду кусочки поваренной соли, получим систему с двумя твердыми фазами: льдом и твердой поваренной солью.

При подсчете числа фаз не имеет значение, является ли та или иная фаза единым телом или состоит из нескольких частей, отделенных одна от другой.

Так, капельки тумана в воздухе образуют вместе с ним двухфазовую систему, состоящую из жидкой фазы (вода) и газообразной фазы (смесь воздуха с водяными парами). В системе может быть несколько твердых или жидких фаз. Но она не может содержать более одной газообразной фазы, так как все газы смешиваются между собой.

Условие равновесия фаз можно получить из теорем термодинамики. При равновесии системы температуры и давления всех фаз ее одинаковы. Если их поддерживать постоянным, то термодинамический потенциал системы можеттолько убывать. При равновесии он принимает минимальное значение.

Условием равновесия фаз является равенство их удельных термодинамических потенциалов.

Закон Генри описывает процесс растворения газа в жидкости. Что представляет собой жидкость, в которой растворен газ, мы знаем на примере газированных напитков — безалкогольных, слабоалкогольных, а по большим праздникам — шампанского. Во всех этих напитках растворена двуокись углерода (химическая формула CO2) — безвредный газ, используемый в пищевой промышленности по причине его хорошей растворимости в воде, а пенятся после открытия бутылки или банки все эти напитки по той причине, что растворенный газ начинает выделяться из жидкости в атмосферу, поскольку после открытия герметичного сосуда давление внутри падает.

Собственно, закон Генри констатирует достаточно простой факт: чем выше давление газа над поверхностью жидкости, тем труднее растворенному в ней газу высвободиться. И это совершенно логично с точки зрения молекулярно-кинетической теории, поскольку молекуле газа, чтобы вырваться на свободу с поверхности жидкости, нужно преодолеть энергию соударений с молекулами газа над поверхностью, а чем выше давление и, как следствие, число молекул в приграничной области, тем сложнее растворенной молекуле преодолеть этот барьер.

Закон Генри объясняет и другое свойство шипучих напитков — характерную пену, которая так и стремится выплеснуться наружу после того, как вы открыли бутылку газировки или (если повезет) шампанского. Чтобы закачать в напиток побольше газа, производители нарочно закупоривают бутылки и банки под большим приповерхностном давлении, а в шампанском оно и вовсе нагнетается само в процессе ферментации и естественного выделения двуокиси углерода внутри бутылки.

Когда вы дергаете за кольцо банки или открываете бутылку, углекислый газ, находящийся внутри под высоким давлением, производит характерный хлопок или шипение. Давление над поверхностью жидкости стремительно падает, уравниваясь с атмосферным давлением, и молекулы CO2 начинают беспрепятственно выделяться из напитка, в котором были растворены, в результате чего напиток пузырится и пенится. Рано или поздно растворенный углекислый газ выделится из жидкости практически весь, направленное к поверхности давление растворенного в жидкости CO2 сравняется с атмосферным, и напиток перестанет пениться и пузыриться. Вот почему шипучие напитки в откупоренном виде выдыхаются — и достаточно быстро.

2. Примеры химических процессов, применяемых в неФтегазопереработке и нефтехимии

Абсорбция (лат. Absorptio — поглощение, от Absorbeo — поглощаю), поглощение веществ из газовой смеси жидкостями. В технике абсорбция обычно пользуются для извлечения из газовой смеси какого-либо компонента. Поглощение, точнее извлечение из жидкости какого-либо компонента жидкостью ранее также называлось абсорбция; ныне такой процесс именуют экстракцией. При абсорбции абсорбент поглощает всем своим объёмом. Скорость абсорбции зависит от того, насколько концентрация поглощаемого газа в газовой смеси превосходит концентрацию этого компонента над раствором. Если концентрация растворяемого компонента в газовой смеси меньше его концентрации над жидкостью, растворяемый компонент выделяется из раствора. Абсорбция часто сопровождается химическим взаимодействием поглощаемого вещества с поглотителем. Абсорбция улучшается с повышением давления и понижением температуры.

На Абсорбции основаны многие важнейшие промышленные процессы, например производство азотной, соляной и серной кислот (поглощение водой газообразных двуокиси азота, хлористого водорода и серного ангидрида), производство соды (Абсорбция углекислого газа), очистка отходящих промышленных газов от вредных примесей (сероводорода, сернистого ангидрида, окиси углерода, углекислого газа и др.), извлечение углеводородных газов и примесей (например, т. н. газового бензина, газов крекинга и пиролиза), а также выделение индивидуальных углеводородов. Абсорбцию осуществляют на абсорбционных установках, основным аппаратом в которых служит абсорбер.

Адсорбция (от лат. Ad – на, при и Sorbeo – поглощаю), поглощение количества вещества из газообразной среды или раствора поверхностным слоем жидкости или твёрдого тела. Например, если поместить в водный раствор уксусной кислоты кусочек угля, то произойдёт адсорбция – количество кислоты в растворе уменьшится, молекулы кислоты сконцентрируются на поверхности угля. Адсорбция и абсорбция – поглощение в объёме тела, объединяются общим термином сорбция. Явление Адсорбция стало изучаться со 2-й половины 18 в. , хотя несомненно, что в практической деятельности человечества адсорбция использовалась с незапамятных времён. Учение об адсорбции является частью более общей теории многокомпонентных гетерогенных систем, основы которой заложены У. Гиббсом (1876). Явление адсорбции тесно связано с особыми свойствами вещества в поверхностном слое, например, молекулы, лежащие на поверхности раздела фаз жидкость – пар, втягиваются внутрь жидкости, т. к. испытывают большее притяжение со стороны молекул, находящихся в объёме жидкости, чем со стороны молекул пара, концентрация которых во много раз меньше концентрации жидкости. Это внутреннее притяжение заставляет поверхность сокращаться и количественно характеризуется поверхностным натяжением. По той же причине молекулы какого-либо другого вещества, оказавшиеся вблизи поверхности, притянутся к ней и произойдёт адсорбция. После адсорбции внутреннее притяжение частично компенсируется притяжением со стороны адсорбционного слоя и поверхностное натяжение уменьшается. Гиббс вывел формулу, связывающую значение адсорбции с изменением поверхностного натяжения. Те вещества, адсорбция которых сильно уменьшает поверхностное натяжение, принято называть поверхностно-активными.

Вещество, на поверхности которого происходит адсорбция, называется адсорбентом, а поглощаемое из объёмной фазы – адсорбатом. В зависимости от характера взаимодействия между молекулой адсорбата и адсорбентом адсорбцию принято подразделять на физическую адсорбцию и хемосорбцию. Менее прочная физическая адсорбция не сопровождается существенными изменениями молекул адсорбата. Она обусловлена силами межмолекулярного взаимодействия, которые связывают молекулы в жидкостях и некоторых кристаллах и проявляются в поведении сильно сжатых газов. При хемосорбции молекулы адсорбата и адсорбента образуют химические соединения. Часто адсорбция обусловлена и физическими и химическими силами, поэтому не существует чёткой границы между физикой адсорбцией и хемосорбцией.

Дистилляция (от лат. Distillatio — стекание каплями), перегонка, разделение жидких смесей на отличающиеся по составу фракции. Процесс основан на различии температур кипения компонентов смеси. В зависимости от физических свойств компонентов разделяемых жидких смесей применяют различные способы дистилляции: – Простая – Фракционная дистилляция (дробная перегонка) – Равновесная дистилляция (однократное испарение) – Дистилляция в токе водяного пара или инертных газов – Молекулярная дистилляция. абсорбция газовый рубчатый печь

Экстракция (от позднелат. Extractio — извлечение), экстрагирование, процесс разделения смеси жидких или твёрдых веществ с помощью избирательных (селективных) растворителей (экстрагентов).

Процесс экстракции включает 3 последовательные стадии: смешение исходной смеси веществ с экстрагентом; механическое разделение (расслаивание) двух образующихся фаз; удаление экстрагента из обеих фаз и его регенерацию с целью повторного использования. После механического разделения получают раствор извлекаемого вещества в экстрагенте (экстракт) и остаток исходного раствора (рафинат) или твёрдого вещества. Выделение экстрагированного вещества из экстракта и одновременно регенерация экстрагента производится дистилляцией, выпариванием, кристаллизацией, высаливанием и т. п.

Достоинствами экстракции являются низкие рабочие температуры, рентабельность извлечения веществ из разбавленных растворов, возможность разделения смесей, состоящих из близкокипящих компонентов, и азеотропных смесей, возможность сочетания с другими технологическими процессами (ректификацией, кристаллизацией), простота аппаратуры и доступность её автоматизации. Недостатком экстракции в ряде случаев является трудность полного удаления экстрагента из экстрагируемых веществ.

Кристаллизация, образование кристаллов из паров, растворов, расплавов, вещества в твёрдом состоянии (аморфном или другом кристаллическом), в процессе электролиза и при химических реакциях. Кристаллизация приводит к образованию минералов. Кристаллизация воды играет важную роль в атмосферных и почвенных явлениях. Кристаллизация лежит в основе металлургии, получения полупроводниковых, оптических, пьезоэлектрических и других материалов, плёнок для микроэлектроники, металлических покрытий, широко используется в химической, пищевой, медицинской промышленности (очистка веществ, производство удобрений, соли, сахара, химикалиев, лекарств).

Коэффициентом полезного действия (к. п. д.) всякой тепловой установки называется отношение количества полезно использованного тепла к количеству затраченного. В применении к отопительным печам полезно использованное тепло представляет собой тепло, отданное в помещение, а затраченное тепло то, которое можно было бы получить при полном сгорании топлива.

Количество того и другого тепла подсчитать нетрудно. Допустим, что за сутки печь отдала в помещение около 24000 ккал тепла, а тепло, содержащееся в затраченном топливе, составляет 34000 ккал. Тогда коэффициент полезного действия печи будет равен отношению 24000/34000 = 0,7. Печь не могла отдать помещению все 34000 ккал, потому что часть тепла была унесена в трубу с дымовыми газами, температура которых достигает не менее 120–140°С, а другая часть осталась в топливе провалившимся в зольник, третью часть составили потери тепла вследствие неполного сгорания топлива.

Коэффициент полезного действия современных отопительных печей составляет в среднем 0,7. Эта величина может быть достигнута при умелом и внимательном ведении топки, когда топливо в течение всего периода топки закрывает всю колосниковую решетку печи, когда подача необходимого количества воздуха для горения топлива регулируется большим или меньшим открыванием поддувальной дверки.

Однако в тех случаях, когда печь неисправна или неправильно ведется топка, коэффициент полезного действия печи будет не выше 0,5–0,6.

Http://revolution. allbest. ru/manufacture/00632749_0.html

Первичная перегонка нефти (прямая гонка) — процесс переработки нефти, основанный на разделении смеси составляющих ее углеводородов методом фракционной разгонки (ректификации) на отдельные дистилляты (фракции) с определенными интервалами температур кипения.

Процесс прямой гонки проводится в установках трубчатого типа (название — по названию трубчатых печей), которые включают:

В зависимости от глубины переработки нефти установки прямой гонки делятся на:

— Двухступенчатые (атмосферно-вакуумные АВТ), в которых одна ступень работает при атмосферном давлении, а другая при пониженном давлении (остаточном 5—8 кПа) Понижение давления позволяет проводить ректификацию при более низких температурах.

Прямая перегонка – Непрерывный процесс, проводимый в Атмосферно-вакуумной трубчатой установке (АВТ), основными Аппаратами которой являются: Трубчатые печи и Ректификационные колонны.

Основным Аппаратом нагрева нефтепродуктов является Трубчатая печь беспламенного горения (Рисунок 13.4):

Трубчатая печь беспламенного горения представляет собой камеру 1, выполненную из сборных ребристых панелей (не показаны на рисунке) с теплоизоляционной кладкой.

Рис. 13.4. Схема атмосферной трубчатой установки для перегонки нефти:

1 — трубчатая печь; 2 —трубы змеевика в разрезе; 3 — основная ректификационная колонна; 4 — воздушный конденсатор, 5 — водоотделитель,

Внутри печи расположены огнеупорные перегородки, образующие конвекционную камеру для отвода топочных газов.

Печь обогревается газовым топливом с помощью горелок, выполненных в виде керамических призм и вмонтированных в стенки печи.

Предварительно подогретое в теплообменниках сырьё подаётся в верхние трубы конвекционной камеры, и, проходя через трубы этой камеры, нагреваются отходящими топочными газами.

Нагретая нефть отводится из нижней части печи и направляется на Переработку.

Ректификационная колонна – это вертикальный стальной Цилиндр диаметром 4-6 м и высотой 35-45 м, тщательно изолированный снаружи асбестом. Внутри колонны имеется до 40 стальных или чугунных Перегородок, называемых Тарелками (Рисунок 13.5):

Рис. 13.5 Схема устройства и работы ректификационной тарельчатой колонны:1 — тарелки; 2 — патрубки; 3 — колпачки; 4 — сливные стаканы; 5 — стенки колонны.

А) в каждой Тарелке 13.5 (Рисунок) имеется большое число Отверстий, в которых укреплены короткие направленные вверх Трубки, так называемые Патрубки 2, прикрытые сверху Колпачками 3, имеющими зубчатый нижний край;

Б) через эти патрубки и колпачки проходят пары нефти, которые поднимаются по колонне снизу верх;

В) в тарелках укреплены Сливные стаканы 4, служащие для стекания жидкости (флегмы) с вышележащей на нижележащую тарелку;

(1) На самую нижнюю тарелку подают перегретый водяной пар, что способствует удалению из мазута летучих веществ. Пузырьки водяного пара перемешивают жидкость и увеличивают поверхность испарения.

(2) Пары летучих углеводородов, поднимаясь вверх и подвергаясь ректификации, разделяются на фракции.

(3) Пары в виде пузырьков, выходящих между зубцами колпачков 3, побулькивают через слой флегмы в тарелках.

(4) Благодаря этому пары нагревают флегму, испаряя из неё более летучие углеводороды, а менее летучие, содержащиеся в парах, вследствие охлаждения флегмой конденсируются и увлекаются ею на нижележащие тарелки.

. Таким образом, на каждой тарелке происходит как обмен теплом Между парами и конденсатом, так и переход из пара в жидкость и обратно – как бы отдельный процесс перегонки На каждой тарелке.

4)Из поднимающихся вверх паров на Первых (самых нижних) тарелках конденсируются Углеводороды, с наибольшими температурами кипения образуя

6) 4-ю фракцию – Бензин (до 170ºС, 15%) отбирают в верхней части колонны в парообразном состоянии и охлаждают сначала в Теплообменнике 6 свежими порциями нефти, затем в Конденсаторе 7 и в виде жидкости он попадает в Отстойник 8 для отделения от воды.

7) Часть Бензина возвращается в Колонну 3 на орошение для конденсации паров, что улучшает качество бензина.

1 — трубчатая печь подогрева нефти, 2 — сепаратор газа, 3 — ректификационная колонна атмосферного давления (подается нефть и пар!), 4 — теплообменники-конденсаторы, 5 — холодильники, 6,7 — отпарные колонны, 8 — трубчатая печь подогрева мазута, 9 — вакуумная ректификационная колонна. I — бензин, II — лигроин, III — керосин, IV — дизельное топливо, V — газойль, VI — мазут, VII — пар, VIII — веретенное масло, IX — машинное масло, X — легкое цилиндровое масло, XI — тяжелое цилиндровое масло, XII — гудрон, XIII — газы.

На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с образованием смазочных масел и остатка — гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти, нежели на установках AT (атмосферно-трубчатых). На рисунке 13.6 представлена технологическая схемаустановки АВТ, работающей по топливно-масляному варианту.

Нефть из ЭЛОУ последовательно проходит через теплообменник 4, нагреваясь за счет теплоты дистиллятов атмосферной и вакуумной перегонки, и подается насосом под давлением 1,5— 2,0·10 5 Па в трубчатую печь 1, где нагревается до 350°С. Из печи парожидкостная смесь поступает в ректификационную колонну I ступени 3, в которой давление снижается до 0,1 МПа и происходит испарение летучих фракций нефти и отделение их паров от мазута. По высоте колонны в точно определенных интервалах температур отбираются дистилляты, которые поступают в секции отпарной колонны 6 для дополнительного отделения летучих углеводородов, которые вместе с водяным паром возвращаются в колонну 3. Отобранные дистилляты проходят через теплообменники 4 и после охлаждения в холодильниках 5 отводятся как товарные продукты из установки. Бензиновый дистиллят через теплообменник 4 поступает в сепаратор газа 2 и после отделения газа выводится как товарный продукт, а частично подается на орошение колонны. Образующийся в количестве до 55% мазут из нижней части колонны 3 подается в печь 8 и оттуда в колонну II ступени 9, работающую при остаточном давлении 0,005—0,008 МПа, где разделяется на дистилляты. В нижнюю часть колонн 3 и 9 подается острый пар, что снижает температуру кипения и способствует более полному отделению легких фракций.

6-ю фракцию – Мазут (270-280 ºС, 55%), вытекающий из нижней части колонны 3, подают в Трубчатую печь 8, в которой он нагревается до 400-420 ºС и направляют в ректификационную Колонну 9, работающую под вакуумом 8-11 КПа.

Отделившиеся от Гудрона пары, поднимаясь вверх, делятся на Фракции Цилиндрового, Машинного и Веретённогомасел, которые отбирают, охлаждают и направляют в Сборники.

Тяжёлый Газойль отводят из колонны в виде паров, охлаждают в Теплообменнике, Конденсаторе и направляют в Сборник. Часть его возвращается на орошение Колонны 3.

Получаемые при такой перегонке Фракции подвергают Очистке от Серы, и Кислородсодержащих соединений, затем используют в качестве готовых Продуктов: Моторных топлив и Смазочных масел.

Аппаратура, применяемая при прямой гонке нефти и других процессах нефтепереработки должна обеспечивать нагревание сырья до высоких температур, при которых процесс протекает с достаточной скоростью и достаточно четкое разделение получаемых продуктов. Основными аппаратами в этих процессах нефтепереработки являются трубчатые печи и ректификационные колонны.

· Трубчатая печь – для нагревания нефти до 350 °С – образуется парожидкостная смесь; В нее подается предварительно прошедшая через серию теплообменников нефть. В теплообменниках происходит одновременно охлаждение конечных продуктов (дистиллятов).

· Ректификационные колонны: I ступени – разделение нефти на фракции, II ступени – отделение паров летучих фракций от Мазута (пониженное давление);

· Отпарные колонна – дополнительное отделение летучих углеводородов от КАЖДОЙ ФРАКЦИИ (летучие снова подаются в ректификационную колонну). Дистилляты по фракциям – на охлаждение и продажу.

В трубчатых печах нефть и мазут проходят по трубам, расположенным внутри печи и нагреваются за счет теплоты сгорания жидкого или газообразного топлива. Печь состоит из двух камер: Радиационной, где размещаются горелки и радиантные трубы, воспринимающие теплоту излучения, и Конвекционной, в которой расположены трубы, обогреваемые дымовыми газами, выходящими из камеры радиации. Конструкции трубчатых печей весьма разнообразны.

Из многочисленных конструкций ректификационных колонн в установках прямой гонки используются, главным образом, барботажные колпачковые колонны тарельчатого типа. Они содержат от 30 до 60 тарелок прямоточного действия с подвижными клапанами, что обеспечивает динамический режим работы колонны и постоянство скорости паров ректифицируемого продукта.

Состав и выход продуктов прямой гонки зависит от типа процесса и состава перегоняемой нефти. В таблице 1 приведен выход дистиллятов прямой гонки нефти по топливно-масляному варианту процесса.

Http://studopedia. ru/3_191388_pryamoy-peregonke-podvergaetsya-vsya-dobivaemaya-neft. html

Нефть добывали многие народы на протяжении не одного тысячелетия. Она служила для освещения, для отопления, ею даже лечились. Но переработка нефти и использование ее ценнейших продуктов для технических целей начались сравнительно недавно.

В современной нефтеперерабатывающей промышленности существуют три различных метода переработки нефти: перегонка, пиролиз и крекинг.

Перегонка нефти — это физический метод разделения нефти на составные части путем их испарения и последующего сжижения. Молекулы составных веществ при этом остаются неизменными.

Пиролиз и крекинг — химические методы переработки нефти. Под влиянием высокой температуры содержащиеся в нефти большие молекулы веществ разрываются на мелкие.

Пиролиз производится при температуре около 700—750° и давлении, близком к атмосферному. Это ведет к тому, что молекулы с длинной прямой углеродной цепью расщепляются; получившиеся осколки молекул перестраиваются, вследствие чего образуются молекулы с кольчатым строением, так называемые ароматические углеводороды, а также непредельные углеводороды. Значительная часть ароматических и непредельных углеводородов уплотняется, образуя смолы. Ароматические углеводороды являются очень ценным химическим сырьем.

Крекинг проводят при более низких температурах, чем пиролиз. Цель крекинга — получение бензина путем переработки высококипящих частей нефти. Бензин образуется в результате разложения исходного продукта нефти. Как и при пиролизе, происходит, перестройка молекулы.

Русские инженеры и ученые создали аппаратуру для перегонки нефти и были изобретателями некоторых методов ее переработки.

В 1823 году братья Василий, Герасим и Макар Дубинины на построенном ими возле Моздока нефтеперегонном заводе получили керосин в производственном масштабе. Имеются чертежи аппаратов и описание способа производства керосина; сохранилось прошение крестьян Дубининых царскому наместнику на Кавказе графу Воронцову, написанное 9 августа 1846 года. С целью расширения производства Дубинины просили у Воронцова или 7 тысяч рублей деньгами на десять лет без процентов, или разрешения пользоваться некоторым количеством нефти. В прошении говорилось о достигнутых успехах в «усовершенствовании способа очищения черной натуральной нефти в белую», о распространении этого способа на Кавказе, о вывозке белой нефти, то есть керосина, уже «в течение 20 лет многими тысячами пудов внутрь России». И дальше, как бы в доказательство своего изобретения, Дубинины писали: «А что действительно мы первые завели в Моздоке очищение нефти, обучали других людей и таковое производство распространяем с 1823 года, в том представили письменные свидетельства тамошнего местного начальства и городских жителей».

Убедителен и другой документ — письмо тому же Воронцову начальника Кавказского округа, посланное 21 марта 1847 года. В этом письме подтверждалось открытие Дубиниными способа очищения черной нефти, то есть получения керосина, и сообщалось, что имеется сделанное изобретателями «описание, сего способа, чертежи устроенного ими заведения и образец перегнанной белой нефти». При этом подчеркивалось, как «белая нефть, изобретенная Дубиниными, распространилась в продажу по разным городам Российской империи в большом количестве и по качеству доброты употребляется в аптеках».

В России было известно, что еще раньше Дубининых, в 1745 году, в Печорском крае, на реке Ухте, имелся завод купца Набатова, на котором Федор Прядунов ежегодно вырабатывал около 20 тысяч литров очищенного нефтяного продукта типа керосина, который использовался тогда в смеси с растительным маслом в качестве горючего для освещения.

Американская «Нефтяная энциклопедия» указывает, что в Америке пионером нефтяной индустрии является полковник Дрэк, соорудивший в 1858 году нефтеперегонную установку.

В Германии первым выделил керосин из нефти немецкий ученый Рейхенбах. Работа его относится к 1830 году. Произведена она была в лабораторном масштабе.

Интересно отметить, что в 1878—1880 годах Д. И. Менделеев предложил конструкцию непрерывно действующего аппарата для перегонки нефти. Фирма «Нобель» использовала это изобретение.

Нефтеперегонный аппарат непрерывного действия, сконструированный Д. И. Менделеевым.

Физическое состояние органического вещества зависит от величины молекулы.

Другой способ переработки нефти — пиролиз — предложил русский ученый Александр Александрович Летний (1848—1884).

Нефть при высокой температуре выделяет горючие газы. Этот газ получали пропусканием нефти или нефтяных остатков через накаленные реторты и использовали для городского освещения. При добывании «нефтяного газа» оставался деготь. А. А. Летний разработал метод переработки этого бросового продукта в ценные вещества. В своей работе «Исследование продуктов древесно-нефтяного газа», опубликованной в 1877 году, он писал: «Если деготь вторично пропустить через накаленные железные трубы, то в нем образуются новые вещества, которых не было раньше ни в нефти, ни в дегте — бензол, толуол, ксилол, нафталин, антрацен и другие».

Предложенный А. А. Летним пиролиз нефти является в наши дни одним из важнейших способов ее переработки.

Этот метод получил в России промышленное распространение. В 1885 году продукты пиролиза нефти — бензол, нафталин и антрацен — продавались заводом инженера Рагозина на Нижегородской ярмарке и вывозились за границу. На все эти продукты тогда возник спрос, так как они служили исходным материалом для получения красителей, а также лекарственных, душистых и взрывчатых веществ.

Русские исследователи стремились усовершенствовать процесс пиролиза и увеличить количество получаемых ароматических углеводородов.

В 1890 году химик А. Н. Никифоров, работая в лаборатории Н. Д. Зелинского, открыл, что повышенное давление способствует реакции пиролиза нефти.

Он сконструировал для этого специальную реторту, а в начале 1900 года около Кинешмы был пущен завод, на котором по способу Никифорова получали ароматические углеводороды и вырабатывали из них нитробензол, анилин и другие продукты.

Русские ученые указали также пути превращения нефти в более ценные сорта искусственного жидкого топлива.

Русский инженер и заводчик В. И. Рагозин в 1879 году при аварии с перегонным кубом обратил внимание на то, что вследствие высокой температуры (поднявшейся при аварии) из нефтяных остатков были получены легкие продукты — бензин и керосин, которые путем обычной перегонки уже были отогнаны. После этого Рагозин провел лабораторные опыты, подтвердившие возможность получения бензина и керосина из – тяжелых частей нефти путем их высокотемпературной обработки.

Инженер Владимир Григорьевич Шухов (1853—1939), которого весь мир знает как крупного ученого, талантливого конструктора и механика, в 1890 году предложил аппарат для переработки нефти, в котором можно было получить из нефти значительно большее количество керосина и бензина, чем его добывали при обычной перегонке.

Обычная перегонка нефти при температуре 150—220°С дает до 20 процентов бензина. Если же перегонку вести в специальном аппарате Шухова, при большом давлении и повышенной температуре, то количество отгоняемого бензина будет значительно больше. Часть сложных, больших молекул нефти при столь сильном температурном воздействии расщепляется на более мелкие. А из таких именно молекул и состоит бензин.

Подобное же изобретение в 1912 году осуществил американец Бортон. При поддержке компании Рокфеллера оно нашло очень широкое применение в Америке. Несколько лет спустя это изобретение распространилось в России. По-английски оно называлось «крекинг» (от слова «расщеплять»).

Нефтеперегонный аппарат непрерывного действия системы В. Г. Шухова.

Что же произойдет с нефтью при обработке ее в указанном аппарате Шухова? Как изменяется при этом химическое строение ее составных частей? Для этого рассмотрим, что представляют собой главные составные части нефти.

Бензин есть смесь веществ, молекулы которых в основном содержат от шести до одиннадцати углеродных атомов, а также имеют пяти – и шестичленные циклопарафиновые углеводороды и другие соединения. Керосин представляет собою смесь веществ с более длинными молекулами. Вещества с еще более многозвеньевыми молекулами известны как смазочные масла. Чем крупнее молекулы, тем тверже становятся вещества. Битум — смесь самых крупных молекул — уже тверд.

В специальном аппарате, сконструированном Шуховым, под воздействием температуры и давления длинные молекулы масел и твердых веществ — парафинов — разорвутся. Они превратятся при этом в две-четыре молекулы, которые и составляют бензин.

При повышенных температуре и давлении молекула твердого вещества — парафина — расщепляется на две молекулы жидкого горючего.

Вот почему метод Шухова и позволил за счет крупных молекул увеличить выход бензина из одного и того же количества нефти. В 1909 году из одной тонны нефти получали лишь 110 килограммов бензина, а через двадцать лет — 470 килограммов, то есть в четыре с лишним раза больше.

Однако расщепление молекул не всегда происходит точно так, как это необходимо. Химики научились управлять процессом расщепления и всегда получать то, что им необходимо. При повышенной температуре и атмосферном давлении разрыв молекул происходит у краев; при этом наряду с бензином образуется газ. При невысокой температуре и большом давлении молекулы рвутся преимущественно в центре, тогда увеличивается выход бензина.

Новую страницу в историю крекинг-процесса вписал академик Н. Д. Зелинский.

Осенью 1918 года, когда Кавказ был отрезан от молодой Советской республики и на учете была каждая бочка авиационного бензина, Николай Дмитриевич Зелинский разработал метод получения авиационного бензина из отходов нефти с помощью катализатора. По этому методу соляровое масло и керосин перерабатывали в авиационный бензин. Позднее по методу академика Зелинского производили авиационный бензин в Америке.

Аппарат Шухова и метод Зелинского позволили получать бензин не только из отходов нефти, но и из сланцев, из низкосортного угля и другого малоценного топлива.

Один из основных продуктов переработки нефти — бензин — имеет, как мы знаем, огромное значение для автотранспорта и особенно для авиации. Однако с этим необходимым продуктом не все шло гладко. До тех пор, пока скорость самолета несколько превышала 100 километров в час, бензин прекрасно исполнял свою службу. С дальнейшим увеличением скорости, когда от мотора требовалась большая мощность, он «заболевал». На самом лучшем авиационном бензине мотор отказывался нормально работать: его сильно трясло.

При больших давлениях и температурах, которые необходимо создавать в цилиндре мотора повышенной мощности, часть молекул бензина расщепляется на мелкие. А они не выдерживают условий сжатия в цилиндрах мотора и взрываются раньше времени. Бензин, как говорят, детонирует. Встал вопрос о создании нового авиационного бензина — синтетического. Научные основы для этого имелись в многочисленных трудах академика Н. Д. Зелинского и других отечественных ученых.

Еще в прошлом веке русским химиком В. В. Марковниковым, исследовавшим бакинскую нефть, было найдено, что она состоит главным образом из циклических углеводородов — нафтенов, молекулы которых построены не в виде цепочки, а в форме колец.

В конце прошлого века академик Зелинский получил нафтены синтетическим путем.

Всего Николай Дмитриевич Зелинский синтезировал 25 нафтенов. Созданные им методы легли в основу получения синтетического бензина.

Синтетическая «пища» для авиамоторов — в полном смысле слова производственное чудо: эта «пища» поднимает мощность моторов, увеличивает дальность действия и наращивает скорость самолетов.

Http://www. stroitelstvo-new. ru/nauka-i-tehnika/neft. shtml

В области нефтепереработки является обычной практикой, что проведение атмосферной перегонки сырой нефти, прошедшей предварительную обработку, такую как дегидратация и обессоливание, заключается в разделении сырой нефти на недогон и фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты, легкой нафты, сжиженного нефтяного газа и легкого газа и в проведении гидроочистки для каждой из фракций, которая подвергается гидроочистке, за которой необязательно следует реформинг. Таким образом получают нефтяные продукты. Например, ссылаясь на фиг.5, фракция легкого газа (отходящего газа) из фракций, разделенных атмосферной перегонкой сырой нефти, содержит кислые газы, такие как H2S, отделяемый в установке для аминовой обработки, и вырабатывается как топливный газ. Сжиженный нефтяной газ из вышеупомянутых фракций имеет свои примеси, удаляемые посредством установки для обработки сжиженного нефтяного газа, и вырабатывается как сжиженный нефтяной газ. Из кислых газов регенерируют серу.

Фракция легкой нафты подвергается дезодорирующей сероочистке посредством установки для обработки легкой нафты, после которой удаляется меркаптан, H2S и т. д., и вырабатывается в виде газолина. Фракция тяжелой нафты подвергается гидроочистке в установке для обработки тяжелой нафты и затем каталитическому реформингу и вырабатывается как газолин. При обработке тяжелой нафты в каталитическом реформинге содержание серы в тяжелой нафте не должно превышать 1 м. д. по весу. Поэтому серосодержащие компоненты, такие как меркаптан, недосульфуризованные сульфиты и сероводород (H2S), присутствующие в вышеупомянутой тяжелой нафте, удаляются при обработке адсорбентом, являющимся оксидом металла, таким как NiO, CuO или ZnO, или при абсорбции амином.

Фракции керосина и нефтяного светильного газа каждая отдельно гидрогенизируются, после чего необязательно следует обработка с использованием, например, адсорбента, и производятся как керосин и нефтяной светильный газ соответственно.

Недогон после атмосферной перегонки перегоняется при пониженном давлении с использованием вакуумного дистиллятора, и полученные таким образом вакуумные дистилляты используются как сырье для получения нефтяного светильного масла.

Из вышеперечисленного очевидно, что при обычной нефтепереработке отдельные фракции, такие как легкая нафта, тяжелая нафта, керосин и нефтяной светильный газ очищаются в соответствующих установках для обработки, таких как гидроочистительная установка. Таким образом, сталкиваются с такими проблемами, что устройство для переработки нефти является сложным и что не только требуется усложненное и громоздкое оборудование, но также и стоимость конструкции является высокой.

Кроме того, обычная нефтепереработка проводится в унифицированном виде, независимо от количества перерабатываемой сырой нефти. В этой связи требуется упростить аппарат для переработки нефти и уменьшить его масштаб для более низкой стоимости нефтепереработки, в особенности, когда количество перерабатываемой сырой нефти мало.

Принимая во внимание вышеупомянутый предшествующий уровень техники, заявитель предложил способ, включающий проведение атмосферной перегонки сырой нефти, при которой сырая нефть разделяется на недогон и дистилляты, и совместное гидрогенирование дистиллятов в реакторе, и аппарат, пригодный для использования в этом методе (смотри японский патент, выложенная публикация 7 (1995) -82573). В этом методе дистилляты совместно гидроочищают и затем фракционируют на индивидуальные фракции. Этот способ позволяет упростить аппарат для переработки нефти по сравнению с предшествующим уровнем техники, в котором соответствующие гидроочищающие реакторы используются для отдельных фракций. Этот способ особенно полезен, когда количество перерабатываемой нефти мало.

При гидродесульфуризации фракции нефтяного светильного газа, содержащей недостаточно десульфуризованные серосодержащие соединения, среди дистиллятов, полученных вышеупомянутой атмосферной перегонкой, чем более высокая температура десульфуризации, тем более высокая эффективность десульфуризации. Поэтому, когда вышеупомянутые дистилляты смешиваются и совместно гидрогенизируются, необходимо выбрать условия, при которых нефтяной светильный газ может быть эффективно десульфуризован. Однако, когда температура гидрогенизации равна 340 o С или выше, серосодержащие компоненты, такие как H2S, выделившиеся при реакции гидрогенизации, вероятно, вступают в реакцию рекомбинации с олефином (фракцией нафты). Когда срок действия катализатора подходит к концу (EOR; конец работы), реакция гидрогенизации должна проводиться при высокой температуре, таким образом повышая вероятность реакции рекомбинации.

Когда содержание серы в легкой или тяжелой нафте увеличивается из-за вышеупомянутой рекомбинации, появляется новая проблема, заключающаяся в том, что содержание серы в гидрогенизированной нафте, особенно тяжелой нафте может превышать допустимое значение для сырья для каталитического реформинга.

Когда совместную гидрогенизацию дистиллятов проводят при относительно низкой температуре для устранения этой проблемы, возникает другая проблема, заключающаяся в том, что эффективность десульфуризации понижается, в результате чего нефтяной светильный газ может быть получен с высоким содержанием серы.

Изобретатель провел исследования, направленные на решение одновременно всех вышеупомянутых проблем. В результате он обнаружил, что вышеупомянутый объект может быть достигнут проведением совместной гидрогенизации дистиллятов в две стадии, т. е. первая стадия, включающая проведение гидрогенизации при высокой температуре, такова, что эффективность десульфуризации в нефтяном светильном газе является высокой, и вторая стадия, включающая проведение гидрогенизации при низкой температуре, такова, что возможность вовлечения серосодержащих компонентов, полученных на первой стадии гидрогенизации, в рекомбинацию чрезвычайно мала.

Также он обнаружил, что вышеупомянутый объект может быть достигнут отделением гидрогенизированной нефти, которая получается на первой стадии гидрогенизации, и проведением только для фракции тяжелой нафты, полученной таким образом, второй стадии гидрогенизации, за которой следует адсорбционное удаление. Настоящее изобретение основано на вышеупомянутых данных.

Из уровня техники известен способ гидрогенизации дизельного нефтяного светильного газа, в котором гидрогенизация нефтяного светильного газа проводится в две стадии, т. е. первая стадия, включающая гидрогенизацию, в результате которой происходит десульфуризация, и вторая стадия, включающая гидрогенизацию нефтяного светильного газа, окрашенного посредством десульфуризации на первой стадии, после чего улучшается оттенок.

Например, японский патент, выложенная публикация 5 (1993)-78670, описывает способ, в котором дизельный нефтяной светильный газ (дистиллят нефти с точкой кипения от 150 до 400 o С) гидрогенизируется при температуре не менее от 375 до 450 o С под давлением от 45 до 100 кг/см 2 , в результате чего происходит десульфуризация до содержания серы 0.05% по весу или ниже (первая стадия) и затем гидрогенизация нефтяного светильного газа при температуре от 200 до 300 o С под давлением от 45 до 100 кг/см 2 (вторая стадия), таким образом оттенок дизельного нефтяного светильного газа, окрашенного на первой стадии гидрогенизации, улучшается. Хотя оттенок улучшается до, по крайней мере, -10 в значениях величин колориметрии Сэйболта, в разделе примеров в литературе описано, что содержание серы в нефтяном светильном газе после второй стадии гидрогенизации является таким же, как в нефтяном светильном газе после первой стадии гидрогенизации, т. е. никакого эффекта десульфуризации не проявляется на второй стадии гидрогенизации. Кроме того, японский патент, выложенная публикация 3 (1991)-86793, предлагает похожий способ, включающий десульфуризацию нефтяного светильного газа (первая стадия) и проведение гидрогенизации на второй стадии для улучшения его оттенка (вторая стадия). Как и в вышеупомянутой литературе, в разделе примеров описано, что никакого эффекта десульфуризации не проявляется при гидрогенизации на второй стадии.

Объект настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить способ переработки нефти, который позволяет эффективно проводить разделение и очистку сырой нефти посредством упрощенного аппарата, и предложить аппарат, пригодный для проведения вышеупомянутой переработки нефти.

Способ переработки нефти настоящего изобретения включает стадии: проведение атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, эти дистилляты включают нефтяной светильный газ и фракции, у которых точка кипения ниже, чем у нефтяного светильного газа;

Совместная гидродесульфуризация этих дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G(первая стадия гидрогенизации);

Затем совместная гидродесульфуризация вышеупомянутых гидродесульфуризованных дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 280 до 330 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G (вторая стадия гидрогенизации).

В этом способе вторая стадия гидрогенизации в основном проходит через стадии:

Отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов (стадия отделения газов); и

Разделение дистиллятов, подвергшихся стадии отделения газа, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования).

Фракция тяжелой нафты, полученная на стадии фракционирования, может быть каталитически реформирована для получения газолина. Как правило, тяжелая нафта имеет содержание серы не больше чем 1 м. д. по весу.

Альтернативно способ переработки нефти настоящего изобретения может включать вышеупомянутую стадию атмосферной перегонки сырой нефти и первую стадию гидрогенизации, проводимую через стадии:

Отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов на первой стадии гидрогенизации (стадия отделения газов);

Разделение дистиллятов, подвергшихся стадии отделения газа, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования);

Гидродесульфуризация фракции тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования, в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 250 до 400 o С под давлением от 3 до 30 кг/см 2 G(вторая стадия гидрогенизации); и

Удаление адсорбцией серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфиризованной на второй стадии гидрогенизации (стадия адсорбции).

В этом способе, в котором стадия фракционирования проводится после первой стадии гидрогенизации, возможность проведения реакции рекомбинации сероводорода с олефином очень низка во второй стадии гидрогенизации, проводимой для тяжелой нафты. Таким образом, вторая гидрогенизация может проводиться при более высоких температурах, чем на первой стадии гидрогенизации. Фракция тяжелой нафты, полученная на стадии адсорбции, может быть каталитически реформирована для получения газолина.

Установку атмосферной перегонки, предназначенную для проведения атмосферной перегонки таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом вышеупомянутые дистилляты включают нефтяной светильный газ и фракции, у которых точка кипения ниже, чем у нефтяного светильного газа;

Первый реактор гидрогенизации, предназначенный для совместной гидродесульфуризации дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки; и

Второй реактор гидрогенизации, предназначенный для дальнейшей совместной гидродесульфуризации дистиллятов, гидродесульфуризованных в первом реакторе гидрогенизации.

Этот аппарат для переработки нефти, как правило, кроме установки атмосферной перегонки, первого реактора гидрогенизации и второго реактора гидрогенизации, включает:

Оборудование для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством реактора гидрогенизации; и

Фракционирующее оборудование для разделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газов, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты.

Кроме того, этот аппарат для переработки нефти может включать каталитическую реформинг-установку, использующуюся для каталитического реформинга фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования.

Альтернативно аппарат для переработки нефти настоящего изобретения может включать:

Вышеупомянутую установку атмосферной перегонки и первый реактор гидрогенизации;

Оборудование для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством первого реактора гидрогенизации;

Фракционирующее оборудование для отделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газов, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты;

Второй реактор гидрогенизации, использующийся для гидродесульфуризации фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования; и

Адсорбер, использующийся для удаления посредством адсорбции серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной во втором реакторе гидрогенизации.

Кроме того, этот аппарат для переработки нефти может включать каталитическую реформинг-установку, использующуюся для каталитического реформинга фракции тяжелой нафты, полученной после адсорбера.

Фиг.1 изображает диаграмму, показывающую протекание процесса при использовании способа переработки нефти (i) настоящего изобретения;

Фиг.2 изображает диаграмму, показывающую протекание процесса при использовании способа переработки нефти (ii) настоящего изобретения;

Фиг. 3 – вид, показывающий форму аппарата для переработки нефти (i) настоящего изобретения;

Фиг. 4 – вид, показывающий форму аппарата для переработки нефти (ii) настоящего изобретения;

Фиг. 5 изображает диаграмму, показывающую протекание процесса обычного способа переработки нефти.

Способ переработки нефти и аппарат для переработки нефти согласно настоящему изобретению будет детально описан ниже.

Способ переработки нефти (i) настоящего изобретения включает следующие стадии:

Переработка атмосферной перегонкой сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, и эти дистилляты состояли из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа;

Совместная гидродесульфуризация дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G(первая стадия гидрогенизации); и

Последующая коллективная гидрогенизация и десульфуризация вышеуказанных гидрогенизированных и десульфуризованных дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 280 до 330 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G(стадия второй гидрогенизации).

Фиг. 1 схематически показывает протекание процесса вышеупомянутого способа переработки нефти (i).

На стадии перегонки сырой нефти, как правило, первыми удаляются из сырой нефти основной твердый осадок и вода, и проводятся предварительные обработки, такие как обезвоживание и обессоливание. Полученная сырая нефть подвергается атмосферной перегонке таким образом, чтобы сырая нефть разделилась на недогон и дистилляты, при этом дистилляты состоят из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа.

Эти дистилляты состоят из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа, представляют собой, главным образом, фракции с точкой кипения от -40 o С до +400 o С, более конкретно состоят из нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты, легкой нафты, сжиженного нефтяного газа (LPG) и легкого газа. При этой перегонке или могут быть отдельно получены индивидуальные фракции, или дистилляты, состоящие из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа, исключая недогон, могут быть получены в виде одной фракции.

Альтернативно дистилляты, состоящие из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа, исключая дистилляты, которые не требуют гидрогенизации (например, легкий газа и LPG), могут быть получены в виде одной фракции. Фракции, индивидуально разделенные перегонкой, смешиваются вместе и совместно гидрогенизируются.

В настоящем изобретении при последующей гидрогенизации вышеупомянутых дистиллятов необходимо, чтобы дистилляты, которым требуется гидрогенизация, совместно подвергались стадии гидрогенизации, но дистилляты, которые подвергаются стадии гидрогенизации, могут содержать или не содержать дистилляты, которые в гидрогенизации не нуждаются.

Вакуумный нефтяной светильный газ, полученный вакуумной перегонкой недогона, произведенного при атмосферной перегонке сырой нефти, может быть добавлен к дистиллятам, которые подвергаются стадии гидрогенизации.

В способе переработки нефти (i) настоящего изобретения дистилляты (состоящие из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа), полученные атмосферной перегонкой сырой нефти, совместно обрабатываются двухстадийной гидрогенизацией.

Например, газожидкостной нагнетательный прямоточный реактор, газожидкостной противоточный реактор и газожидкостной прямоточный реактор с нисходящим потоком могут быть упомянуты как реакторы, пригодные для использования на стадии гидрогенизации настоящего изобретения.

На первой стадии гидрогенизации может быть использован широкий ряд стандартных катализаторов гидрогенизации в качестве катализатора гидрогенизации. Например, могут использоваться Со-Мо, Ni-Mo, Ni-Co-Mo и Ni-W катализаторы. Эти активные металлы предпочтительно нанесены на носитель, такой как алюминий.

На первой стадии гидрогенизации вышеупомянутые дистилляты совместно гидродесульфуризуются в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С, предпочтительно от 330 до 370 o С, еще более предпочтительно от 330 до 350 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G, предпочтительно от 40 до 60 кг/см 2 G.

На стадии первой гидрогенизации предпочтительно, когда Н2/нефть (NL/L) соотношение находится в пределах от 60 до 150, особенно от 70 до 120, и когда часовая объемная скорость жидкости (LHSV) находится в пределах от 1 до 5 ч -1 , особенно от 1,5 до 3 ч -1 .

Содержание серы в фракции нефтяного светильного газа может быть уменьшено на первой стадии гидрогенизации до 0.2% по весу, предпочтительно, до 0.05% по весу или ниже.

Хотя такие же катализаторы гидрогенизации, как на первой стадии гидрогенизации, могут быть использованы на второй стадии гидрогенизации, предпочтительно использовать катализаторы с высокой способностью к гидрогенизации, которые особенно активны для проведения гидродссульфуризации меркаптана. Например, Ni-Mo, Ni-Co-Mo и Ni-W катализаторы могут использоваться предпочтительно.

На второй стадии гидрогенизации вышеупомянутые дистилляты затем совместно гидрогенизируются и десульфуризуются в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 280 до 330 o С, предпочтительно, от 300 до 320 o С под давлением от 30 до 70 кг/cм 2 G, предпочтительно от 30 до 60 кг/см 2 G.

С точки зрения упрощения операции вторая стадия гидрогенизации предпочтительно проводится под тем же давлением, что и первая стадия гидрогенизации. На второй стадии гидрогенизации предпочтительно, когда Н2/нефть (NL/L) соотношение находится в пределах от 60 до 150, особенно от 70 до 120, и когда часовая объемная скорость жидкости (LHSV) находится в пределах от 3 до 10ч -1 , особенно от 5 до 8 ч -1 .

В вышеуказанном способе переработки нефти (i), в котором дистилляты, полученные посредством атмосферной перегонки сырой нефти, совместно гидродесульфуризуются в две стадии, при этом вторая стадия гидрогенизации проводится при более низкой температуре, чем на первой стадии гидрогенизации. Таким образом, десульфуризация умеренно десульфуризуемой фракции, такой как нефтяной светильный газ, эффективно проводится на первой стадии гидрогенизации, на которой температура относительно высока. Даже если происходит реакция рекомбинации между серосодержащими компонентами и олефином в течение десульфуризации, серосодержащие компоненты могут быть эффективно удалены в виде H2S и т. д. на второй стадии гидрогенизации, проводимой при низкой температуре.

В вышеуказанном способе переработки нефти (i) десульфуризованные стадии могут быть получены путем проведения после второй стадии гидрогенизации следующих стадий:

Отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов (стадия отделения газа); и

Разделение дистиллятов, прошедших стадию отделения газа, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования). Газообразные фракции, оставшиеся в дистиллятах после стадии отделения газа, могут отделяться от других фракций на стадии фракционирования.

Например, дистилляты, гидродесульфуризованные на второй стадии гидрогенизации, направляются в газожидкостной сепаратор, в котором дистилляты разделяются на очищенную нефть и газ (водород, производимые-газы и т. д.). Отделенная очищенная нефть вводится в стриппинг-колонну, в которой удаляются газообразные фракции (производимые газы, такие как LPG, легкий газ и H2S), остающиеся в нефти. После удаления газа очищенная нефть подвергается стадии фракционирования, на которой очищенная нефть разделяется на фракции, например, перегонкой. Водород, содержащий газ, отделенный, например, газожидкостным сепаратором на стадии отделения газа, может циркулировать на первую стадию гидрогенизации и/или на вторую стадию гидрогенизации.

Нефтяной светильный газ, отделенный на стадии фракционирования, может быть возвращен при необходимости на первую стадию гидрогенизации и/или на вторую стадию гидрогенизации, таким образом нефтяной светильный газ гидродесульфуризируется еще раз.

В настоящем изобретении тяжелая нафта, полученная на стадии фракционирования, может быть каталитически превращена в газолин. Перед каталитическим реформингом тяжелая нафта подвергается адсорбционной обработке, в которой может быть использован такой адсорбер H2S как ZnO.

Содержание серы в тяжелой нафте, которая подвергается вышеуказанному каталитическому реформингу, как правило, снижается до 1 м. д. по весу или еще меньше. В этом каталитическом реформинге могут применяться стандартные процессы, такие как метод UOP платформинга, в котором, например, используется Pt-Аl2О3 катализатор, метод IFP каталитического реформинга и метод силового форминга.

Сейчас будет описан способ переработки нефти (ii) настоящего изобретения. Этот способ переработки нефти включает вышеуказанную стадию атмосферной перегонки сырой нефти и первую стадию гидрогенизации, за которой следуют стадии:

Отделение газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных на первой стадии гидрогенизации (стадия отделения газа);

Гидродесульфуризация фракции тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования, в присутствии катализатора гидрогенизации (вторая стадия гидрогенизации); и

Удаление адсорбцией серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной на второй стадии гидрогенизации (стадия адсорбции).

Фиг.2 схематически изображает протекание процесса вышеуказанного способа переработки нефти (ii).

В способе переработки нефти (ii) настоящего изобретения стадия первой гидрогенизации проводится так же как в способе переработки нефти (i), и такие же стадии отделения газа и фракционирования, как в способе переработки нефти (i), проводятся перед второй стадией гидрогенизации. Вторая стадия гидрогенизации проводится для тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования. На стадии отделения газа, например, водородсодержащий газ, отделенный газожидкостным сепаратором или в стриппинг-колонне, может циркулировать на первую стадию гидрогенизации и/или на вторую стадию гидрогенизации.

В этом способе переработки нефти (ii) вторая стадия гидрогенизации может проводиться при температуре более высокой, чем на первой стадии гидрогенизации. Например, на второй стадии гидрогенизации отделенная тяжелая нафта гидродесульфуризуется при температуре от 250 до 400 o С, предпочтительно от 300 до 370 o С под давлением от 3 до 30 кг/cм 2 G, предпочтительно от 10 до 20 кг/см 2 G.

На второй стадии гидрогенизации является предпочтительным, когда соотношение Н2/нефть (NL/L) находится в пределах от 30 до 80, особенно от 40 до 60, и когда часовая объемная скорость жидкости (LHSV) находится в пределах от 5 до 12 ч -1 , особенно от 7 до 10 ч -1 .

В способе переработки нефти (ii) стадия адсорбции проводится после второй стадии гидрогенизации, таким образом серосодсржащие компоненты удаляются из тяжелой нафты, полученной на второй стадии гидрогенизации.

В этом адсорбционном удалении серосодержащих компонентов может использоваться H2S адсорбер, такой как ZnO. Хотя стадия адсорбционного удаления может проводиться при такой же температуре и под тем же давлением, как на вышеуказанной стадии, как правило, предпочтительно, чтобы LHSV находилась в пределах от 2 до 4 -1 .

Тяжелая нафта, полученная на стадии адсорбции, хорошо освобождается от серосодержащих компонентов и может каталитически превращаться в газолин. Содержание серы в тяжелой нафте, которая подвергается каталитическому реформингу, в основном приближается к 1 м. д. по весу.

В способах переработки нефти (i) и (ii) водородсодержащие газы, концентрация водорода в которых, по крайней мере, около 60%, могут использоваться в качестве источника водорода. Примеры таких источников водорода включают водород, полученный как побочный продукт в способе каталитического реформинга тяжелой нафты, и водородсодержащий газ, отделенный вышеуказанным газожидкостным сепаратором.

Вышеуказанные способы переработки нефти настоящего изобретения дают возможность совместно и эффективно проводить очистку гидродесульфуризацией, которая обычно проводится индивидуально для каждой из фракций нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты в этой области техники. Кроме того, эти методы переработки нефти обеспечивают хорошее уменьшение содержания серы в полученных индивидуальных фракциях, особенно в тяжелой нафте, и предоставляют возможность упрощения оборудования для очистки нефти. Таким образом, цена оборудования для очистки нефти и цена работы могут быть уменьшены.

Аппарат для переработки нефти (i) настоящего изобретения является аппаратом для применения вышеуказанного способа переработки нефти (i). Ссылаясь на фиг.3, аппарат для переработки нефти (i) содержит:

Установку атмосферной перегонки 1, применяемую для проведения атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом такие дистилляты состоят из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа;

Первого реактора гидрогенизации 2, применяемого для совместной гидродесульфуризации дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки 1; и

Второго реактора гидрогенизации 3, применяемого для последующей совместной гидродесульфуризации дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством первого реактора гидрогенизации 2.

Установка атмосферной перегонки снабжена линией подачи 1а сырой нефти, отводящей линией 1b для недогона и линией 10 для введения фракций после перегонки во второй реактор гидрогенизации 2. Линия 10 для введения перегнанной фракции может представлять собой одну линию, приспособленную для отвода из установки атмосферной перегонки в виде одной фракции дистиллятов, включающих нефтяной светильный газ и фракции, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа. Альтернативно линия 10 для введения перегнанной фракции может представлять собой одну линию, приспособленную для отвода в виде одной фракции дистиллятов, включающих нефтяной светильный газ и фракции, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа, из которых удалены LPG и легкий газ, не требующие гидрогенизации. Более альтернативно линия 10 для введения перегнанной фракции может представлять собой линию, содержащую комбинацию из отводящей линии 1с для нефтяного светильного газа из ректификационной установки, отводящей линии 1d для керосина, отводящей линии 1е для тяжелой нафты, отводящей линии 1f для легкой нафты, отводящей линии 1g для LPG и отводящей линии 1h для легкого газа.

Первый реактор гидрогенизации 2 снабжен линией подачи 2а водорода и линией 2b, приспособленной для введения фракции, гидродесульфуризованной в первом реакторе гидрогенизации 2, во второй реактор гидрогенизации 3.

Второй реактор гидрогенизации 3 снабжен линией подачи 3а водорода и отводящей линией 3b для дистиллята.

Подача водорода в каждый из реакторов гидрогенизации может проводиться раздельно, как показано. Альтернативно она может проводиться посредством совместной подачи водорода в количестве, соответствующем сумме количеств, требуемых для первого реактора гидрогенизации 2 и для второго реактора гидрогенизации 3, в первый реактор гидрогенизации 2 через линию подачи 2а водорода и посредством подачи водорода во второй реактор гидрогенизации через линию 2b. В такой конструкции линия подачи 3а не нужна.

Например, могут быть упомянуты газожидкостной нагнетательный прямоточный реактор, газожидкостной противоточный реактор и газожидкостной прямоточный реактор с нисходящим потоком как первый реактор гидрогенизации 2 или второй реактор гидрогенизации 3 для использования на стадии гидрогенизации настоящего изобретения.

Аппарат для переработки нефти (i) настоящего изобретения кроме устройства для атмосферной перегонки 1, первого реактора гидрогенизации 2 и второго реактора гидрогенизации 3 в основном включает:

Оборудование для отделения газообразных фракций, таких как водород, LPG, легкий газ и другой полученный газ, от дистиллятов, гидродесульфуризованных во втором реакторе гидрогенизации 2; и

Фракционирующее оборудование для разделения дистиллятов, освобожденных от газообразных фракций, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты.

Например, могут быть упомянуты газожидкостной сепаратор или стриппинг-колонна в качестве оборудования для отделения газообразных фракций от дистиллятов. Например, дистилляты, выходящие из второго реактора гидрогенизации 3 через линию 3b, пропускают через газожидкостной сепаратор 5 и стриппинг-колонну 6, являющихся оборудованием для отделения газа, и подают в установку для фракционного разделения (например, ректификационную колонну) 4. Установка 4 для разделения фракций разделяет дистилляты на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты. Газообразные фракции, такие как LPG и легкий газ, которые остаются в дистиллятах, обработанных в стриппинг-колонне 6, могут также отделяться ректификационной колонной 4.

Этот способ изобретения будет описан более детально. Линия 2b первого реактора гидрогенизации 2, как правило, связана через холодильник 2с со вторым реактором гидрогенизации 3. Отводящая линия 3b для дистиллята из второго реактора гидрогенизации 3, как правило, соединена через холодильник 3с с газожидкостным сепаратором 5.

Этот аппарат для переработки нефти может быть оборудован линией 5а, которая подводит газовую фазу, отделенную посредством газожидкостного сепаратора, через холодильник 5b к газожидкостному сепаратору 7, линия 7а которого циркулирует газовую фазу, отделенную посредством газожидкостного сепаратора 7, через компрессор 7b к линии подачи 2а водорода, и линия 7с которого подводит жидкую фазу, отделенную посредством газожидкостного сепаратора 7, на отводящую линию 5d для жидкой фазы газожидкостного сепаратора 5. Линия 7а газожидкостного сепаратора 7 может соединяться с оборудованием для аминовой обработки (не показано), приспособленным для отделения и удаления Н2S и других полученных газов из газовой фазы перед введением газовой фазы в компрессор 7b.

Отводящая линия 5d для жидкой фазы из газожидкостного сепаратора 5 соединена со стриппинг-колонной 6. Газовые фракции, такие как HiS, LPG и легкий газ, выводятся через линию 6а из стриппинг-колонны 6. Жидкая фаза подается через линию 6b в ректификационную колонну 4. Отводящая линия 6b для жидкой фазы из стриппинг-колонны 6 может соединяться с нагревателем 6с.

Линия 4а ректификационной колонны 4 может соединяться с линией 4f для нефтяного светильного газа, циркулирующего через нагреватель 4g к ректификационной колонне 4.

Аппарат для переработки нефти (i) может быть оборудован дополнительно к ректификационной колонне 4 установкой для каталитического реформинга (не показана), применяющейся для каталитического превращения тяжелой нафты, отделенной на ректификационной колонне 4, в газолин.

Установка для каталитического реформинга, в которую тяжелая нафта подается через линию 4с для тяжелой нафты и превращается там в газолин, как правило, оборудована газожидкостным сепаратором (не показан). Установка для каталитического реформинга может быть снабжена линией для отвода газолина через газожидкостной сепаратор и линией (не показана) для обработки водорода, полученного в качестве побочного продукта в установке каталитического реформинга, газожидкостной сепарацией и циркуляции полученного водорода в первый реактор гидрогенизации 2 и/или второй реактор гидрогенизации 3.

Аппарат для переработки нефти (ii) настоящего изобретения является аппаратом для применения вышеуказанного способа переработки нефти (ii). Ссылаясь на фиг.4, аппарат для переработки нефти (ii) содержит:

Первого реактора гидрогенизации 2, применяемого для совместного гидродесульфуризирования дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки 1;

Оборудования для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных в первом реакторе гидрогенизации 2 (например, оборудование, состоящее из газожидкостного сепаратора 5 и стриппинг-колонны 6, применяющееся для удаления газообразных фракций из дистиллятов, отводимых из газожидкостного сепаратора 5);

Фракционирующего оборудования (например, ректификационная колонна) 4 для разделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газа, главным образом, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты;

Второго реактора гидрогенизации 3, применяемого для гидродесульфуризации фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования 4; и

Адсорбера 8, применяющегося для удаления серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной во втором реакторе гидрогенизации.

Первый реактор гидрогенизации 2 соединен с линией подачи 2а водорода и линией 2b для отвода дистиллятов, гидрогенизированных и десульфуризованных в первом реакторе гидрогенизации 2.

На фиг. 3 и 4 подобные упоминаемые знаки используются для обозначения подобных частей или элементов конструкции, и повторение их описания отсутствует.

В этом способе изобретения линия 2b первого реактора гидрогенизации 2, как правило, связана через холодильник 2с с газожидкостным сепаратором 5. Этот аппарат для переработки нефти может быть оборудован линией 5а, которая направляет газовую фазу, отделенную на газожидкостном сепараторе 5, через холодильник 5b к газожидкостному сепаратору 7, линия 7а которого циркулирует газовую фазу, отделенную посредством газожидкостного сепаратора 7, через компрессор 7b к линии подачи 2а водорода, и линия 7с которого направляет жидкую фазу, отделенную газожидкостным сепаратором 7, к отводящей линии 5d для жидкой фазы из газожидкостного сепаратора 5. Линия 7а газожидкостного сепаратора 7 может соединяться с установкой для аминовой обработки (не показана), применяющейся для отделения и удаления Н2S и другого производимого газа из газовой фазы перед поступлением газовой фазы в компрессор 7b.

Газообразные фракции, такие как H2S, LPG и легкий газ отводятся через линию 6а из стриппинг-колонны 6. Жидкая фаза подается через линию 6b в ректификационную колонну 4.

Линия 6b для отвода жидкой фазы из стриппинг-колонны 6 может соединяться с нагревателем 6с как в аппарате для переработки нефти (i). Ректификационная колонна 4 может соединяться с линией 4f для циркулирующего нефтяного светильного газа через нагреватель 4g в направлении ректификационной колонны 4.

Ректификационная колонна 4 снабжена линией 4а для нефтяного светильного газа, линией 4b для керосина, линией 4с для тяжелой нафты и линией 4d для легкой нафты для отведения разделенных фракций. Линия 4с для тяжелой нафты соединена со вторым реактором гидрогенизации 3.

Линия 4с для тяжелой нафты ректификационной колонны 4 предпочтительно связана через нагревательную печь, принадлежащую установке для каталитического реформинга тяжелой нафты (не показана), со вторым реактором гидрогенизации 3.

Тяжелая нафта, гидродесульфуризованная во втором реакторе гидрогенизации 3, отводится через линию 3b и подается в адсорбер 8.

Аппарат для переработки нефти (ii) может быть оборудован установкой для каталитического реформинга нефти (не показана), применяющейся для каталитического превращения тяжелой нафты, подвергшейся адсорбции в адсорбере 8 и отведенной через линию 8а, с целью получения газолина. Эта установка каталитического реформинга, как правило, оборудована газожидкостным сепаратором (не показан). Кроме того, установка для каталитического реформинга может быть оборудована линией для отвода газолина через газожидкостной сепаратор и линией (не показана) для обработки водорода, полученного в качестве побочного продукта в установке каталитического реформинга, газожидкостной сепарацией и циркулирования полученного водорода в первый реактор гидрогенизации 2 и/или второй реактор гидрогенизации 3.

Формы аппарата для переработки нефти настоящего изобретения не ограничены формами, показанными на фиг.1-5.

Настоящее изобретение обеспечивает совместное и эффективное проведение гидрогенизационной очистки дистиллятов сырой нефти, которую обычно проводят индивидуально для каждой из фракций нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты в этой области техники. Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает хорошее понижение содержания серы в полученных индивидуальных фракциях, особенно в тяжелой нафте и легкой нафте, и обеспечивает упрощение оборудования для очистки нефти. Таким образом, цена оборудования для очистки нефти и цена процесса могут быть снижены. Способ для переработки нефти и аппарат для переработки нефти настоящего изобретения особенно выгодны, когда мало количество перерабатываемой сырой нефти.

Настоящее изобретение будет проиллюстрировано более подробно с учетом следующих примеров, которые не ограничивают области этого изобретения:

Сырую нефть (сырая нефть в виде 50:50 (объемное соотношение) смеси арабской легкой нефти и арабской тяжелой нефти, имеющей содержание серы 2,4% по весу) обрабатывали процессом, показанным на фиг.1. Фракционные соотношения и содержание серы (% по весу) в дистиллятах, полученных атмосферной перегонкой сырой нефти, представлены в таблице 1.

Из этих фракций фракции легкой нафты, тяжелой нафты, керосина и нефтяного светильного газа совместно обрабатывались на первой стадии гидрогенизации и второй стадии гидрогенизации.

Условия гидрогенизации, используемые на первой стадии гидрогенизации, и содержание серы в таким образом полученных фракциях описаны ниже и представлены в таблице 2. Содержание серы для всей обработанной нефти составило 0,02% по весу.

Реактор: газожидкостной прямоточный змеевиковый реактор с нисходящим потоком (внутренний диаметр 8 мм х длина 3500 мм);

Катализатор: коммерчески доступный Со-Мо катализатор (изготовленный Catalysts & Chemicals Industries Co., Ltd.);

Условия гидрогенизации, используемые на второй стадии гидрогенизации, и содержание серы в таким образом полученных фракциях описаны ниже и представлены в таблице 3.

Реактор: газожидкостной прямоточный змеевиковый реактор с нисходящим потоком (внутренний диаметр 8 мм х длина 2000 мм);

Катализатор: коммерчески доступный Ni-Co-Mo катализатор (изготовленный Catalysts & Chemicals Indusnries Co., Ltd.);

Сырую нефть обрабатывали таким же образом, как в примере 1, за исключением того, что условия гидрогенизации на второй стадии гидрогенизации изменили как указано в таблице 3. Условия процесса и результаты представлены в таблице 3.

Очистка нефти проводилась в виде процесса, представленного на фиг.2.

Характерно, что такие же дистилляты, которые совместно обрабатывались как в примере 1, совместно обрабатывали таким же образом, как на первой стадии гидрогенизации примера 1, и подвергали атмосферной перегонке. Таким образом, полученная тяжелая нафта подвергалась второй гидрогенизации при условиях, указанных в таблице 4, и затем адсорбции. Адсорбцию проводили с использованием адсорбента из оксида цинка (ZnO). Условия процесса и результаты представлены в таблице 4.

Катализатор: коммерчески доступный Co-Mo катализатор (изготовленный Catalysts & Chemicals Industries Co., Ltd.);

Адсорбер: цилиндрический адсорбер (внутренний диаметр 30 мм х длина 400 мм),

Адсорбер: коммерчески доступный ZnO адсорбент (изготовленный Nikki chemical Co., Ltd.);

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что включает стадии, проводимые после второй стадии гидрогенизации: отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов (стадия отделения газа); разделение дистиллятов, подвергшихся стадии отделения газа, на фракции газойля, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования).

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что из фракции тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования, посредством каталитического реформинга получают газолин.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что фракция тяжелой нафты имеет содержание серы не более 1 м. д. по весу.

5. Способ переработки нефти, включающий стадии: проведение атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом упомянутые дистилляты состоят из газойля и фракций, точка кипения которых ниже, чем у газойля, отличающийся тем, что после выполнения стадии атмосферной перегонки, проводят следующие стадии: совместная гидродесульфуризация этих дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 (первая стадия гидрогенизации); отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов (стадия отделения газа); разделение дистиллятов, подвергшихся стадии отделения газа, на фракции газойля, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования); гидродесульфуризация фракции тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования, в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 250 до 400 o С под давлением от 3 до 30 кг/см 2 (вторая стадия гидрогенизации) и удаление адсорбцией серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной на второй стадии гидрогенизации (стадия адсорбции).

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что из фракции тяжелой нафты, полученной на стадии адсорбции, посредством каталитического реформинга получают газолин.

7. Установка для переработки нефти, включающая аппарат атмосферной перегонки, предназначенный для проведения атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом упомянутые дистилляты включают газойль и фракции, у которых точка кипения ниже, чем у газойля, отличающаяся тем, что после аппарата атмосферной перегонки содержит первый реактор гидрогенизации, предназначенный для совместной гидродесульфуризации дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки и второй реактор гидрогенизации, предназначенный для дальнейшей совместной гидродесульфуризации дистиллятов, гидродесульфуризованных в первом реакторе гидрогенизации.

8. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что наряду с аппаратом для атмосферной перегонки, первым реактором гидрогенизации и вторым реактором гидрогенизации включает оборудование для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством второго реактора гидрогенизации; фракционирующее оборудование для разделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газов, на фракции газойля, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты.

9. Установка по п. 8, отличающаяся тем, что включает аппарат каталитического реформинга, применяемый для каталитического реформинга фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования.

10. Установка для переработки нефти, включающая аппарат атмосферной перегонки, предназначенный для проведения атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом упомянутые дистилляты включают газойль и фракции, у которых точка кипения ниже, чем у газойля, отличающаяся тем, что после аппарата атмосферной перегонки содержит первый реактор гидрогенизации, предназначенный для совместной гидродесульфуризации дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки; оборудование для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством первого реактора гидрогенизации; фракционирующее оборудование для разделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газов, на фракции газойля, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты; второй реактор гидрогенизации, предназначенный для гидродесульфуризации фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования и адсорбер, предназначенный для удаления адсорбцией серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной во втором реакторе гидрогенизации.

11. Установка по п. 10, отличающаяся тем, что наряду с аппаратом для атмосферной перегонки, первым реактором гидрогенизации, оборудованием для отделения газа, фракционирующим оборудованием, вторым реактором гидрогенизации и адсорбером включает аппарат каталитического реформинга, применяемый для каталитического реформинга фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования.

Http://ru-patent. info/21/80-84/2184764.html

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Байков Игорь Равильевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Абдеев Ринат Газизьянович;

Ведущая организация ГУП «Башкирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения»

Защита состоится “ 2 ” июля 2003 года в 10-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Актуальность работы Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) являются крупнейшим потребителем топливно-энергетических ресурсов, в том числе котельно-печного топлива, тепловой и электрической энергии. Эффективность, рациональность их использования в процессах переработки нефти во многом определяется эффективностью работы технологического оборудования завода. Однако технологические установки действующих НПЗ – это, в основном, крупнотоннажные мощности, построенные в большинстве случаев много лет назад и не отвечающие современным требованиям по качеству продукции, безопасности, уровню автоматизации управления процессами и т. д.

Для удовлетворения современным требованиям существующие установки подвергаются реконструкции. В ходе такой реконструкции капиталовложение в новое оборудование должно быть сведено к минимуму путем наиболее полного использования уже имеющегося. Оптимизация работы оборудования необходима и по другой причине. Существующие заводы были спроектированы и построены во времена значительно более дешевой, чем сейчас, энергии, поэтому актуальной является необходимость предусмотреть меры по ее экономии.

Особенностью процессов переработки углеводородного сырья является то, что сами технологические процессы несовершенны. Так, процессы первичной переработки нефти потребляют 1,91 т у. т. на переработку 100 т нефти при теоретически необходимом 1,016. В то же время на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах вся получаемая тепловая энергия используется лишь на 30-35%, а остальная часть (с низкопотенциальной тепловой энергией) становится нерекуперативноспособной. Например, около 36% энергии, поступающей на завод, уходит с охлаждающей водой или воздухом, до 16% вместе с дымовыми газами технологических печей выделяется в атмосферу, 12-14% энергии рассеивается в окружающую среду в виде тепла, отдаваемого горячими поверхностями оборудования.

Поэтому одним из приоритетных направлений повышения эффективности энергосбережения нефтеперерабатывающих производств является увеличение использования вторичных топливно-энергетических ресурсов, максимальное использование рекуперации теплоты и оптимизация режимов работы технологических установок.

Зачастую существующее технологическое оборудование на установках НПЗ не обеспечивает необходимые рабочие параметры даже после оптимизации, и экономически целесообразным становится внедрение высокоэффективного ресурсосберегающего оборудования.

Во многих случаях наряду с повышением тепловой эффективности такого оборудования решаются и другие не менее важные Задачи: снижение металлоемкости, повышение эксплуатационной надежности и ремонтопригодности.

Цель работы Уменьшение удельных энергозатрат при эксплуатации теплотехнического оборудования установок первичной переработки нефти.

Исследования 1. Экспериментальное определение степени энергоэффективности работы теплотехнического оборудования установки первичной переработки нефти.

2. Разработка энергосберегающих теплообменных систем, позволяющих использовать уже задействованные в технологической цепочке теплообменные аппараты с минимизацией капитальных затрат.

3. Определение влияния степени регенерации тепла технологических потоков в нагревательной теплообменной аппаратуре на режим работы технологических печей и захолаживающего оборудования установки первичной переработки нефти.

4. Разработка экспериментальной установки для определения степени вакуумирования и проверки работоспособности термосифонных трубок, предназначенных для эксплуатации в трубном пучке термосифонов.

5. Разработка методики расчета теплообменных устройств, работающих на базе замкнутых двухфазных термосифонов, когда одним из теплоносителей является поток прямогонного бензина, состоящий из жидкой, паровой и газообразной фаз.

6. Создание термосифонного теплообменного аппарата для конденсации и охлаждения паров прямогонного бензина установки первичной переработки нефти.

Методы исследований. В качестве методологической базы исследований в работе используются методы теории тепломассопереноса, основные принципы технической термодинамики, математическое моделирование, элементы математической статистики.

Научная новизна 1. Предложен новый метод, позволяющий оценить степень энергоэффективности регенерирующих теплообменных систем установок первичной переработки нефти.

2. Получены эмпирические уравнения для расчета коэффициента теплоотдачи змеевиковых и секционных погружных холодильников со стороны охлаждающей воды, справедливые для чисел Рейнольдса в интервале 120-1800.

3. Установлено, что при расчете и проектировании теплообменных аппаратов, предназначенных для охлаждения и конденсации парогазовой смеси прямогонного бензина, необходимо учитывать дифференциальный дроссельный эффект, влияние которого наблюдается до окончания конденсации паровой фазы потока. Учет этого эффекта позволит сократить поверхность теплообмена при проектировании теплообменных аппаратов на 20-30%.

4. Установлено, что при расчете коэффициента теплоотдачи теплообменного аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов, когда горячим теплоносителем является парогазовая смесь прямогонного бензина, необходимо учитывать влияние конвективного массообмена, который приводит к интенсификации процесса теплообмена до 15%.

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, разработанные конструкции, модели, эмпирические зависимости и практические рекомендации по повышению эффективности работы теплотехнического оборудования установок первичной переработки нефти.

Практическая ценность Применение полученных в работе результатов дает возможность:

– проводить оптимизацию работы нагревательного блока теплообменных аппаратов установки первичной переработки нефти;

– рассчитывать тепловые и конструктивные параметры термосифонного теплообменного аппарата, когда горячим теплоносителем является смесь паров углеводородов и неконденсируемого углеводородного газа потока прямогонного бензина;

– использовать разработанный теплообменный аппарат (на базе замкнутых двухфазных термосифонов) для конденсации и охлаждения паров прямогонного бензина установок первичной переработки нефти.

Реализация работы 1. Разработанные мероприятия по снижению потребления топливноэнергетических ресурсов установок первичной переработки нефти приняты к внедрению на установках АВТМ-1,2,9 ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» (НУНПЗ).

2. Изготовлен промышленный образец разработанного теплообменного аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов на ОАО «Салаватнефтемаш» для конденсации и охлаждения паров прямогонного бензина с верха колонны К-1 установки первичной переработки нефти АВТМ – ОАО «НУНПЗ».

3. Разработанные методики расчета термосифонного теплообменного аппарата используются в учебном процессе при чтении лекций по дисциплине «Тепломассообменные процессы и установки».

Апробация работы Основные положения работы доложены и обсуждены:

– на 49-й и 50-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 1998 и 1999гг.);

– V Международной научной конференции «Методы кибернетики химикотехнологических процессов (КХТП –V-99)» (г. Уфа, 1999 г.);

– Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (г. Уфа, 2000 г.).

Публикации По материалам диссертации опубликовано 10 печатных работ, а также получен 1патент.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 190 страниц машинописного текста, в том числе 19 таблиц, 32 рисунка, библиографический список использованной литературы из 141 наименования и 4 приложений.

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цели и задачи исследований, приведено краткое содержание работы, а также даны сведения о научной новизне и практической ценности.

В первой главе диссертации проведен анализ использования теплообменных аппаратов различной конструкции в области нефтепереработки. Представлена принципиальная схема действующей установки атмосферной перегонки нефти, из которой следует, что в качестве основной теплообменной аппаратуры используются теплообменники, холодильники, аппараты воздушного охлаждения.

Нагревательный блок представляет собой группу теплообменных аппаратов, задачей которых является нагрев нефти, поступающей на установку теплотой циркулирующих и отходящих технологических потоков. Теплообменные аппараты в основном кожухотрубчатые, с применением всех известных типов.

Используются также и теплообменники типа «труба в трубе». В последнее время в нефтепереработке нашли свое применение пластинчатые, спиральные и витые теплообменные аппараты.

Аппаратура, обеспечивающая охлаждение технологических потоков после теплообменных аппаратов нагревательного блока, представляет собой блок захолаживающей аппаратуры. Отходящие потоки используются в качестве эффективных теплоносителей для нагрева сырья. Продукты, полученные из него на АВТ, выводятся из ректификационных колонн при температурах от 100 до 400 °С. Эти продукты также необходимо охлаждать. Температура охлаждения диктуется условиями безопасности и хранения, обеспечением транспортабельности продукта с сохранением его текучести, а также максимальным уменьшением потерь от испарения. При рациональном использовании тепла отходящих потоков для нагрева сырья в нагревательном блоке значительно уменьшаются расходы топлива (в печах) и охлаждающей воды.

Аппаратурное оформление захолаживающего блока – это холодильники погружного типа, аппараты воздушного охлаждения, кожутрубчатые теплообменные аппараты. Применение последних предпочтительнее из-за меньшего расхода металла на единицу поверхности охлаждения, объема сточных вод и затрат на организацию оборотного водоснабжения предприятия. Погружные холодильники, а также конденсаторы имеют ряд существенных недостатков:

Значительный расход металла, большая площадь, малый коэффициент теплопередачи вследствие небольшой скорости воды в коробе, необходимость частого ремонта и чистки. Несмотря на то, что эти аппараты уже физически и морально устарели, их широко используют на действующих нефтеперерабатывающих заводах.

Холодильники и конденсаторы воздушного охлаждения (АВО) по сравнению с погружными имеют ряд преимуществ: экономия охлаждающей воды и уменьшение объема сточных вод на технологической установке, значительное сокращение затрат труда на очистку аппарата ввиду отсутствия отложений накипи солей. Аппараты воздушного охлаждения наиболее эффективны в тех случаях, когда они предназначены для снижения температуры потока до 60°С.

Представлена таблица сравнительной характеристики теплообменных аппаратов, задействованных на установках первичной переработки нефти.

Все теплообменные аппараты, перечисленные выше, основаны на принципе конвективного теплообмена через разделяющую поверхность и эффективны при сравнительно больших градиентах температур охлаждаемых сред. При необходимости снятия низкопотенциального тепла их применение становится практически нереальным ввиду необходимости чрезмерного увеличения поверхности теплообмена и соответственно металлоемкости аппарата.

Сравнение значений коэффициентов теплопередачи различных типов теплообменных аппаратов показывает, что наибольшее значение принадлежит теплопередающему устройству, использующему теплоту парообразования промежуточного теплоносителя на базе замкнутых двухфазных термосифонов.

Выполнен литературный обзор развития и использования термосифонных теплообменных аппаратов на предприятиях нефтепереработки. Замкнутые двухфазные термосифоны характеризуются высокой интенсивностью внутренних процессов тепломассопереноса, возможностью применения различных промежуточных теплоносителей, не требуют применения сложных капиллярных структур (в отличие от тепловых труб) и поэтому отличаются простотой в изготовлении, надежностью в эксплуатации, обладают высокими показателями максимальной теплопередающей способности. Теплообменные аппараты на базе термосифонных труб предназначены для утилизации низкопотенциального тепла.

Результаты анализа, проведенного в первой главе, позволили сформулировать цель работы и задачи исследований.

Вторая глава посвящена определению энергоэффективности работы теплообменного оборудования установок первичной переработки нефти.

Все теплотехнологическое оборудование установки АВТ связано между собой. Их взаимосвязь представлена на рис.1.

Для определения эффективности функционирования того или иного теплотехнологического оборудования установки первичной переработки нефти необходимо получить исходные данные, которые бы позволили в полной мере отобразить протекающие теплообменные процессы Рис. 1. Взаимное влияние теплообменного технологического оборудования установки АВТ:

1- нагревательный блок; 2- нагревательная печь; 3- захолаживающий блок; 4 –ректификационные колонны, отходящие с установки технологические потоки; нефть, поступающая на установку после ЭЛОУ Описана методика проведения экспериментального исследования тепловых характеристик технологического оборудования установки первичной переработки нефти НПЗ. Цель этих экспериментов – получение необходимых исходных данных для дальнейших расчетов.

Следующий раздел второй главы посвящен исследованию термодинамических характеристик нагревательного блока установки первичной переработки нефти и разработке оптимальных энергосберегающих теплообменных систем.

Одним из приоритетных направлений повышения эффективности энергосбережения нефтеперерабатывающих производств является увеличение использования вторичных энергетических ресурсов, максимальное использование рекуперации теплоты и оптимизация режимов работы технологических установок.

Оценку эффективности функционирования теплообменных систем проводят по критерию качества или критерию оптимальности. Поиск критерия оптимальности для конкретных условий представляет собой достаточно сложную комплексную задачу.

Для оптимизации работы существующей схемы нагревательного блока предлагается использовать следующий критерий оптимальности – коэффициент эффективности КЭ.

Где Fфакт – фактически необходимая площадь теплопередающей поi = передающей поверхности теплообменной системы, м2; К з – коэффициент запаса поверхности теплообмена.

При оптимизации нагревательного блока коэффициент КЭ должен стремиться к единице, таким образом:

Использование коэффициента КЭ при разработке оптимальных энергосберегающих теплообменных систем позволяет учитывать не только термодинамические характеристики теплообменной системы, такие. как количество передаваемого тепла (тепловой поток), скорости потоков, коэффициент загрязнения поверхности теплообмена, но и конструктивные характеристики теплообменного аппарата. Выбранный коэффициент эффективности также позволяет судить, насколько полезно используется поверхность теплообмена аппаратов.

Неэффективное использование поверхности теплообмена приводит фактически к простою аппаратов, а значит, к излишним капитальным затратам и амортизационным отчислениям.

С помощью выбранного критерия в качестве примера были оптимизированы схемы нагревательных блоков АВТМ-1,9 ОАО «НУНПЗ». На сегодняшний день степень регенерации тепла на этих установках составляет 37,105 и 49,369 % соответственно, после оптимизации расчетная степень регенерации тепла отходящих технологических потоков 42,613 % для АВТМ-1 и 59,624 % для АВТМ-9. Температура нагрева сырья в теплообменных аппаратах повысилась, что приводит к уменьшению расхода топливного газа в печах более чем 3000 т у. т.

Определению влияния степени регенерации тепла в нагревательном блоке на работу технологических печей установок первичной переработки нефти посвящен третий раздел второй главы.

Как уже было отмечено выше, в печах происходит дополнительный нагрев обессоленной нефти после нагревательного блока перед подачей ее в ректификационную колонну. В результате расход топливного газа увеличивается и ощущается нехватка в сухом газе с установок АГФУ. В этом случае в печь направляется жирный газ первичной переработки, теплотворная способность жирного газа более чем на 35 % превосходит сухой газ, кроме того, температуры их горения отличаются на 600 °С. В диссертационной работе теоретически доказано, что периодическая замена одного вида газа на другой отрицательно влияет на работу трубчатых змеевиков печей.

При недостаточной регенерации тепла технологических потоков в теплообменных аппаратах подогрева нефти эти потоки поступают в холодильники с повышенной температурой. Это приводит не только к потере тепла, которое можно дополнительно использовать в нагревательном блоке и сократить расход топлива, но и к напряженной работе самих холодильников. Не обеспечивается необходимая температура потоков на выходе из холодильников в парк. Технологические продукты направляются с повышенной температурой. Увеличивается температура оборотной воды на выходе из погружных аппаратов. Это приводит к потерям последней от испарения и требует дополнительных затрат на охлаждение. Проведенные промышленные эксперименты на холодильниках установок первичной переработки нефти подтверждают все вышеизложенное.

В третьей главе подробно рассмотрена работа холодильников и конденсаторов погружного типа, а также проведены экспериментальные исследования процесса теплоотдачи при охлаждении жидкого и конденсации многокомпонентного технологических потоков. Приведена методика поверочного расчета поверхностных теплообменных аппаратов с введением уточнений и дополнений при расчете холодильников погружного типа. По рассмотренной методике проведен тепловой расчет аппаратов и произведено сравнение экспериментальных коэффициентов теплоотдачи и расчетных. Выявлено, что коэффициент теплоотдачи со стороны охлаждающей воды, рассчитанный по формуле Скобло А. И., значительно превышает экспериментальный. Так, расчетный коэффициент теплоотдачи по этой формуле достигает значения 7000 Вт/(м2°С), тогда как фактический в среднем находится в пределе 70-130 Вт/(м2°С).

Формулы для расчета коэффициента теплоотдачи со стороны воды для холодильников погружников, несмотря на малую скорость воды, учитывают лишь вынужденную конвекцию. В то же время критерий GrPr, характеризующий наличие естественной (свободной) конвекции, указывает на значительное влияние последней. Поэтому в третьей главе подробно рассмотрены уравнения, определяющие коэффициент теплоотдачи для случаев вынужденной, естественной конвекций и их взаимного влияния. Произведен сравнительный анализ экспериментального коэффициента теплоотдачи и полученного по различным эмпирическим уравнениям для всех вышеописанных видов конвекции. Результаты анализа показали, что экспериментальные значения лежат в области взаимного влияния вынужденной и естественной конвекции. На рис. 2 представлена графическая иллюстрация различия между экспериментальными и расчетными значениями.

Рис. 2. Экспериментальные и расчетные зависимости числа Нуссельта различных видов теплоотдачи для змеевиковых погружных холодильников:

1-естественная конвекция; 2-взаимное влияние естественной и вынужденной конвекции; 3- вынужденная конвекция Для расчета коэффициента теплоотдачи холодильников погружного типа на основании экспериментальных данных были получены следующие эмпирические уравнения:

– для змеевиковых холодильников – для секционных холодильников где Reжdэкв, Reжdн – число Рейнольдса, за определяющий диаметр которого принят эквивалентный и наружный диаметр труб соответственно; dэкв, dн – эквивалентный диаметр межтрубного пространства и наружный диаметр труб соответственно, м; – коэффициент теплопроводности при средней температуре воды, Вт/(м°С).

Кроме холодильников, рассмотрены также и коденсаторы-холодильники погружного типа, предназначенные для охлаждения и конденсации парогазовой смеси прямогонного бензина, поступающей с верха ректификационных колонн.

Проведенные экспериментальные исследования процесса охлаждения потока прямогонного бензина показали, что общее падение температуры потока происходит от 140 до 65,8°С. Холодильный аппарат поверхностью теплообмена 1200 м2 обеспечивает охлаждение в среднем лишь на 10 °С. Остальное падение температуры объясняется тепловыми потерями в окружающую среду, а также присутствием эффекта дросселирования при прохождении потоком парогазовой смеси углеводородов технологической аппаратуры и арматуры.

Поток состоит из трех фаз: паровой, газовой и жидкой. Эффект дифференциального дросселирования приводит к охлаждению только паровой фазы прямогонного бензина.

Температура потока прямогонного бензина на выходе из холодильникаконденсатора составляет 65,8 °С. Эта температура является температурой поверхности трубопровода, в самом потоке температура будет несколько выше.

При такой температуре около 52 % (по объему) потока находится в газообразном состоянии. В несконденсировавшемся парогазовом потоке содержится значительное количество ценных углеводородов (С5Н12), которые при использовании жирного газа в качестве топлива подлежат сжиганию в печах. При обеспечении конденсации паров прямогонного бензина до 35 °С дополнительно может быть получено более 10 тыс. т бензина.

В качестве решения проблемы конденсации и охлаждения прямогонного бензина на установке первичной переработки нефти в работе предлагается для этих целей использовать теплообменный аппарат на базе замкнутых двухфазных термосифонов.

Четвертая глава посвящена разработке расчетно-теоретической и методологической базы для проектирования промышленного образца теплообменного аппарата на базе двухфазных термосифонов, предназначенного для конденсации и охлаждения потока прямогонного бензина. Особенностью расчета является тот факт, что один из теплоносителей – смесь паров углеводородов и неконденсируемого углеводородного газа, при данных рабочих условиях.

Основным затруднением при решении поставленной задачи являлась сложность характера теплообмена в аппарате, а именно – определение коэффициента теплоотдачи при конденсации смеси паров в присутствии неконденсируемого газа. В этом случае наблюдается не только конвективный теплообмен, но и массообмен.

В работе для определения совместного влияния тепло – и массообмена использовалась модель Колборна и Хоугена. Создана методика теплового расчета термосифонного теплообменного аппарата для конденсации парогазового потока углеводородов с учетом влияния массоотдачи на процесс теплопередачи.

Разработана конструкция промышленного образца термосифонного аппарата для осуществления конденсации паров прямогонного бензина применительно к установке первичной переработки нефти (рис. 3).

Термосифонный аппарат состоит из корпуса 1 и закрепленного в его разделительной перегородке 5 пакета термосифонных труб 2 с зонами испарения и конденсации. Испарительная зона аппарата 3 снабжена сегментными перегородками 6. Конденсационная зона 4 – поперечными перегородками. Штуцера А и Б предназначены для входа и выхода потока бензина соответственно. Штуцера В и Г – для входа и выхода охлаждающей воды соответственно. Для установки манометров – патрубки Е1,2,3,4, термометров – З1,2,3,4.

Эффективность теплообменника достигается поперечными сегментными перегородками, которые обеспечивают интенсивный теплообмен в испарительной зоне аппарата. В конденсационной зоне установлены поперечные перегородки, которые предотвращают образование застойных зон при омывании пучка термосифонных труб.

Разъемная конструкция теплообменного аппарата позволяет осуществлять внутренний осмотр корпуса, наружной поверхности термосифонных труб, производить очистку и обеспечивать эксплуатационную надежность. Использование резьбового соединения в трубной решетке позволяет обеспечить герметичность соединения термосифонов с трубной решеткой.

Конструктивные и теплотехнические характеристики разработанного теплообменного аппарата для охлаждения и конденсации паров прямогонного бензина представлены в таблице.

Рис. 3. Конструкция разработанного промышленного образца теплообменного аппарата на базе двухфазных термосифонов для конденсации паров Характеристика промышленного образца термосифонного аппарата п/п Расчетная производительность термосифонного аппа – G = 27675 кг/ч Расчетное давление в термосифонном аппарате Ррасч = 1,6 МПа Температура охлаждаемого потока на входе в термоtвх = 160-150 0С сифонный аппарат (рабочая) Температура охлаждаемого потока на выходе из апtвых = 35 0С Количество теплоты, воспринятое охлаждающей во – Q2 = Q1 = 4,10,95 = Расход охлаждающей воды Температура охлаждающей воды на входе в термосиtвхв = 25 0С фонный аппарат Температура охлаждающей воды на выходе из термоtвыхв = 35 0С сифонного аппарата Диаметр входного и выходного патрубка для воды dв = 350 мм Количество термосифонных трубок в аппарате при диаметре аппарата 2400 мм и общей высоте 6000 мм Высота термосифонных трубок в конденсационной части аппарата (по воде) Высота термосифонных трубок в испарительной часмм ти аппарата ( по бензину) Количество перегородок в испарительной части тершт.

Мосифонного ТОА Количество перегородок в конденсационной части термосифонного ТОА Диаметр входного патрубка для парогазовой смеси Диаметр выходного патрубка для жидкого бензина и смеси углеводородных газов Тепловая мощность (потенциальная), снимаемая терQ = 4,75 МВт мосифонным аппаратом Коэффициент запаса термосифонного аппарата К= Q/ Q1 = 4,75/4,1 = 1, Гидравлические потери при прохождении охлаждаемого потока испарительной части термосифонного Гидравлические потери при прохождении охлажРконд. часть = 0,02 МПа дающего потока (вода) конденсационной части термосифонного аппарата Предлагаемая схема охлаждения потока прямогонного бензина с верха колонны К-1 (рис.4) предполагает охлаждение его до температуры конденсации изопентана – 35°С.

Отбензиненная Рис. 4. Принципиальная схема обвязки промышленного образца термосифонного аппарата для охлаждения и конденсации прямогонного бензина с верха колонны К-1 АВТМ-9 ОАО «НУНПЗ»:

К-1 – колонна АВТ; Х-1 – погружной конденсатор-холодильник; Т-1 – термосифонный конденсатор; Е – разделительная емкость; С – газосепаратор Разработана экспериментальная установка для исследования теплопередающих характеристик термосифонов. Основными элементами установки являются: термосифонные трубы, кожух, контрольно-измерительная и запорная арматура. В качестве горячего теплоносителя используется вода водопроводная открытой системы теплоснабжения, а в качестве холодного – холодная водопроводная вода. Разработана методика проведения экспериментов.

Особую благодарность автор выражает канд. техн. наук Евтюхину Н. А. за оказанную помощь при работе над диссертацией.

1. Промышленные эксперименты на теплотехническом оборудовании установок первичной переработки нефти показали, что применяемые аппараты не в полной мере решают проблему охлаждения технологических потоков, обладающих низкопотенциальным теплом, а также охлаждения многофазных технологических потоков при малом температурном напоре. Показано, что для утилизации низкопотенциального тепла наиболее эффективным является использование устройства на базе двухфазных термосифонов, которое снижает удельные энергозатраты при эксплуатации теплотехнического оборудования рассматриваемых установок.

2. Создана методика оценки энергоэффективности регенерирующих теплообменных систем установок первичной переработки нефти с введением коэффициента эффективности КЭ, позволяющего учитывать не только термодинамические характеристики теплообменной системы, но и конструктивные характеристики теплообменного аппарата. Использование предлагаемой методики на установках АВТМ-1,9 ОАО «НУНПЗ», при разработке оптимальных энергосберегающих регенеративных систем, сократит энергопотребление более чем на 3000 т у. т. в год.

3. Доказано влияние степени регенерации тепла технологических потоков установки первичной переработки нефти на работу технологических печей.

Внедрение предложенных рекомендаций на установке АВТМ-9 ОАО «НУНПЗ» увеличит степень регенерации на 814 % и приведет к снижению расхода топливного газа на 1520%.

4. Получены эмпирические уравнения для расчета коэффициентов теплоотдачи змеевиковых и секционных погружных холодильников со стороны оборотной воды, справедливые для чисел Рейнольдса в интервале 120-1800. Использование этих уравнений повысит точность расчетов при проектировании рассматриваемых аппаратов до 15%.

5. Разработана методика расчета теплообменного аппарата на базе двухфазных термосифонов, когда одним из теплоносителей является поток прямогонного бензина, с учетом влияния конвективного массообмена на процесс теплопередачи, протекающий в нем.

Дополнительная конденсация потока прямогонного бензина увеличит выпуск нефтепродукта более чем на 10 тыс. т в год.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Бакиев Т. А., Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Экономический расчет потерь существующих схем охлаждения легкого бензина после АВТ // Проблемы эффективного использования энергоносителей и низкосортных топлив в промышленности: Материалы Междунар. конф. – Саратов, 2. Бакиев Т. А., Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Анализ процесса теплопередачи системы «газожидкостная фаза – жидкость» // Проблемы эффективного использования энергоносителей и низкосортных топлив в промышленности: Материалы Междунар. конф..- Саратов, 1998.- С. 75-78.

3. Бакиев Т. А., Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Теплообменник на базе двухфазных термосифонных труб для охлаждения легкого бензина // Материалы 49-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. –Уфа, 1999.-С. 230.

4. Евтюхин Н. А., Бурдыгина Е. В. Энергоаудит установки первичной переработки нефти // Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП-V-99): Тез. докл. V Междунар. науч. конф.- Уфа, 1999.-С.246.

5. Евтюхин Н. А., Бурдыгина Е. В.. Промышленные тепломассообменные процессы и установки в примерах и задачах.: Учеб. пособие.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- Ч.1.-203 с.

6. Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Анализ работы оборудования установки первичной переработки нефти при конденсации паров прямогонного бензина// Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Материалы II Междунар. симп.-Уфа: Реактив, 2000.-Т.2.- С. 373.

7. Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Влияние коррозионности сред на надежность оборудования НП и НХП// Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Материалы II междунар. симп. – Уфа: Реактив, 2000.Т.2.- С. 374.

8. Бадретдинов И. М., Евтюхин Н. А., Бурдыгина Е. В. и др. Анализ установки первичной переработки нефти // Материалы 50-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. –Уфа, 2000.-С.

9. Бурдыгина Е. В. Применение эффективной теплообменной аппаратуры при производстве строительных материалов и в нефтеперерабатывающей промышленности как путь снижения их металлоемкости // Проблемы строительного комплекса России: Материалы VI Междунар. науч. техн. конф.– Уфа, Изд-во УГНТУ, 2002.- С. 195-196.

10. Евтюхин Н. А., Бурдыгина Е. В. Результаты проведенного энергоаудита установок первичной переработки нефти Ново-Уфимского НПЗ, получающих масляные фракции // Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения: Тез. докл. VI Всерос. конф. – Нижний Новгород:

Евтюхин, Е. В. Бурдыгина, Т. А. Бакиев, А. В. Бакиев, М. М. Бикбулатов, 20.12.2002 // Открытия. Изобретения. – 2002.- №35. – С. 373.

«Чурилова Татьяна Валерьевна ПОВЫШЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ИЗДЕЛИЙ С ГИБКИМИ МЕТАЛЛИЧЕСКИМИ ОБОЛОЧКАМИ ИЗ ХРОМОНИКЕЛЕВЫХ СТАЛЕЙ ТИПА 18-10 Специальность 05.02.01 – Материаловедение (Машиностроение в нефтегазовой отрасли) Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа – 2004 4 Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете. Научный руководитель доктор технических наук, профессор, Абдуллин Ильгиз Галеевич. Официальные. »

«КАСАТКИНА Елена Геннадьевна ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ПЛАТИНИТА СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ЕГО ПРОИЗВОДСТВА Специальность 05.02.23 – Стандартизация и управление качеством продукции (металлургия) АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Магнитогорск – 2006 2 Работа выполнена в ГОУ ВПО Магнитогорский государственный технический университет им. Г. И. Носова Научный руководитель доктор технических наук, профессор Гун Геннадий Семенович Официальные. »

«УРМАКШИНОВА Елена Рониславовна МЕТОДЫ РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ АНТРОПОМОРФНЫХ ДЕМОНСТРАЦИОННЫХ РОБОТОВ Специальность 05.02.05 – Роботы, мехатроника и робототехнические системы Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Санкт-Петербург 2003 Диссертация выполнена на кафедре Машиноведения ГОУ Бурятский государственный университет. Научный руководитель : доктор технических наук, проф., засл. деятель науки РФ Челпанов Игорь Борисович Официальные. »

«МАННАПОВ Альберт Раисович РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ УПЛОТНЕНИЙ ГАЗОВОЗДУШНОГО ТРАКТА ГТД МЕТОДОМ ИМПУЛЬСНОЙ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ специальность 05.07.05 – Тепловые, электроракетные двигатели и энергоустановки летательных аппаратов АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук Уфа-2009 Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Уфимский государственный. »

«Скляров Андрей Анатольевич ПРИКЛАДНЫЕ МЕТОДЫ СИНЕРГЕТИЧЕСКОГО СИНТЕЗА ИЕРАРХИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ АВТОНОМНЫМИ МОБИЛЬНЫМИ РОБОТАМИ Специальность 05.02.05 Роботы, мехатроника и робототехнические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Таганрог 2013 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. В настоящее время, в связи с нарастающей автоматизацией сфер жизнедеятельности человека, робототехнические системы (РТС) нашли свое. »

«ЯНТУРИН РУСЛАН АЛЬФРЕДОВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ РАСЧЕТОВ ПАРАМЕТРОВ КОМПОНОВОК НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ИХ ЭЛЕМЕНТОВ ДЛЯ БЕЗОРИЕНТИРОВАННОГО БУРЕНИЯ Специальность 05.02.13 – “Машины, агрегаты и процессы” (нефтегазовая отрасль) Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук УФА – 2005 Работа выполнена на кафедре нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного нефтяного технического университета. Научный руководитель доктор. »

«СТРЕЛКОВ Михаил Александрович Определение динамических нагрузок и ресурса одноканатных шахтных подъемных установок Специальность 05.05.06 – Горные машины Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Екатеринбург – 2011 Работа выполнена в ГОУ ВПО Пермский государственный технический университет Научный руководитель – кандидат технических наук, доцент Трифанов Геннадий Дмитриевич Официальные оппоненты : доктор технических наук, профессор. »

«ЛУКАШУК Ольга Анатольевна ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕСУРСА ДЕТАЛЕЙ ГОРНЫХ МАШИН С УЧЕТОМ ДЕГРАДАЦИИ СВОЙСТВ МАТЕРИАЛА Специальность 05.05.06 – Горные машины АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Екатеринбург – 2009 Работа выполнена в ГОУ ВПО государственный Уральский технический университет – УПИ имени первого Президента России Б. Н. Ельцина и ГОУ ВПО государственный горный Уральский университет. Научный руководитель кандидат технических наук. »

«БОЧКОВ Владимир Сергеевич ПОВЫШЕНИЕ ИЗНОСОСТОЙКОСТИ НАКЛЕПОМ ФУТЕРОВОК ШАРОВЫХ МЕЛЬНИЦ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ИХ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ Специальность 05.05.06 – Горные машины Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Санкт-Петербург – 2014 Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Национальный минерально-сырьевой университет Горный Научный руководитель – доктор. »

«Домнин Пётр Валерьевич Разработка процесса формообразования фасонных винтовых поверхностей инструментов на основе применения стандартных концевых и торцевых фрез Специальность 05.02.07 Технология и оборудование механической и физико-технической обработки Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Москва 2012 Работа выполнена на кафедре Инструментальная техника и технология формообразования Федерального государственного бюджетного. »

«БУЯНКИН ПАВЕЛ ВЛАДИМИРОВИЧ ОЦЕНКА УСТОЙЧИВОСТИ ПЛАТФОРМ И НАГРУЗОК В ОПОРНО-ПОВОРОТНЫХ УСТРОЙСТВАХ ЭКСКАВАТОРОВ-МЕХЛОПАТ Специальность 05.05.06 – Горные машины Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Кемерово – 2014 Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Кузбасский государственный технический университет имени Т. Ф. Горбачева. Научный руководитель – доктор. »

«Смирнов Роман Михайлович Повышение эффективности процесса получения армирующих фиброэлементов методом вибрационного точения Специальность 05.03.01 – Технологии и оборудование механической и физико – технической обработки Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Санкт-Петербург 2003 Диссертация выполнена в Санкт-Петербургском государственном политехническом университете Научный руководитель – член-корреспондент АТН РФ, доктор технических. »

«Сидоров Михаил Михайлович ВЛИЯНИЕ УЛЬТРАЗВУКОВОЙ УДАРНОЙ ОБРАБОТКИ НА МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ В УСЛОВИЯХ СИБИРИ И КРАЙНЕГО СЕВЕРА Специальность 05.02.07 Технология и оборудование механической и физико-технической обработки Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Томск – 2014 Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном учреждении науки. »

«Матвеев Иван Александрович ФОРМИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА ИНФОРМАЦИОННОЙ СТРАТЕГИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ Специальность: 05.02.22 – Организация производства (промышленность) АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук Санкт-Петербург 2006 Работа выполнена на кафедре операционного менеджмента и бизнес-информатики факультета менеджмента Санкт-Петербургского государственного университета доктор. »

«Елин Андрей Владимирович Повышение эффективности и качества обработки полимербетонов шлифованием (на примере синтеграна) Специальность 05.03.01 – Технология и оборудование механической и физико-технической обработки Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Москва 2008 Работа выполнена в ГОУ ВПО Российском университете дружбы народов Научный руководитель : Рогов Владимир Александрович доктор технических наук, профессор Зав. Кафедрой. »

«Быков Александр Сергеевич РАЗРАБОТКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО МЕТОДА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗНОСОСТОЙКОСТИ И ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОТКАЗНОСТИ И ДОЛГОВЕЧНОСТИ ВОЛОЧИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА Специальность 05.02.13 – Машины, агрегаты и процессы (Металлургическое машиностроение) Технические наук и АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Магнитогорск 2008 2 Работа выполнена в ГОУ ВПО Магнитогорский государственный технический университет им. Г. И. Носова на кафедре. »

«ОБЪЯВЛЕНИЕ О ЗАЩИТЕ КАНДИДАТСКОЙ ДИССЕРТАЦИИ Ф. И.О Сенкевич Кирилл Сергеевич Название диссертации Разработка технологии получения динамических имплантатов из сплавов на основе титана и никелида титана способом диффузионной сварки 05.02.01 Материаловедение (машиностроение) Специальность Отрасль наук и Технические науки Шифр совета Д 212.110.04 Тел. ученого секретаря 417-8878 E-mail mitom@implants. ru Предполагаемая дата защиты 29 декабря 2009г. в 14.30 диссертации Место защиты диссертации. »

«Булат Андрей Владимирович ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ СКВАЖИННОГО НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ СЕПАРАТОРОВ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ Специальность 05.02.13 – Машины, агрегаты и процессы (нефтяная и газовая промышленность) Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Москва, 2013 2 Работа выполнена в ФГБОУ ВПО Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина Научный руководитель : доктор технических наук. »

«Нафиз Камал Насереддин ОРГАНИЗАЦИЯ РЕКОНСТРУКЦИИ ЗДАНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕРСПЕКТИВНОГО КОМПЛЕКСА ИНЖЕНЕРНЫХ СИСТЕМ (на примере Палестины) Специальность: 05.02.22 – Организация производства (строительство) АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Москва – 2007 2 Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Московском государственном строительном университете (ГОУ ВПО МГСУ). Научный. »

«Колеснев Дмитрий Петрович Тепловые, газодинамические и механические процессы в ступенях поршневых машин Специальность 05.04.03 – Машины и аппараты, процессы холодильной и криогенной техники, систем кондиционирования и жизнеобеспечения АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Санкт-Петербург 2014 2 Работа выполнена в федеральном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургский национальный. »

Http://diss. seluk. ru/av-mashinostroenie/697159-1-povishenie-energoeffektivnosti-teplotehnicheskogo-oborudovaniya-ustanovok-pervichnoy-pererabotki-nefti. php

БУРДЫГИНА ЕКАТЕРИНА ВАЛЕРЬЕВНА ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Специальность 05.02.13 – «Машины, агрегаты и процессы» (Машиностроение в нефтеперерабатывающей отрасли)

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Байков Игорь Равильевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Абдеев Ринат Газизьянович;

Ведущая организация ГУП «Башкирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения»

Защита состоится “ 2 ” июля 2003 года в 10-00 на заседании диссертаци онного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техниче ском университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государст венного нефтяного технического университета.

Актуальность работы Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) являются крупнейшим потреби телем топливно-энергетических ресурсов, в том числе котельно-печного топли ва, тепловой и электрической энергии. Эффективность, рациональность их ис пользования в процессах переработки нефти во многом определяется эффек тивностью работы технологического оборудования завода. Однако технологи ческие установки действующих НПЗ – это, в основном, крупнотоннажные мощ ности, построенные в большинстве случаев много лет назад и не отвечающие современным требованиям по качеству продукции, безопасности, уровню авто матизации управления процессами и т. д.

Для удовлетворения современным требованиям существующие установки подвергаются реконструкции. В ходе такой реконструкции капиталовложение в новое оборудование должно быть сведено к минимуму путем наиболее полного использования уже имеющегося. Оптимизация работы оборудования необхо дима и по другой причине. Существующие заводы были спроектированы и по строены во времена значительно более дешевой, чем сейчас, энергии, поэтому актуальной является необходимость предусмотреть меры по ее экономии.

Особенностью процессов переработки углеводородного сырья является то, что сами технологические процессы несовершенны. Так, процессы первичной переработки нефти потребляют 1,91 т у. т. на переработку 100 т нефти при тео ретически необходимом 1,016. В то же время на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах вся получаемая тепловая энергия используется лишь на 30-35%, а остальная часть (с низкопотенциальной тепловой энергией) стано вится нерекуперативноспособной. Например, около 36% энергии, поступающей на завод, уходит с охлаждающей водой или воздухом, до 16% вместе с дымо выми газами технологических печей выделяется в атмосферу, 12-14% энергии рассеивается в окружающую среду в виде тепла, отдаваемого горячими поверх ностями оборудования.

Зачастую существующее технологическое оборудование на установках НПЗ не обеспечивает необходимые рабочие параметры даже после оптимизации, и экономически целесообразным становится внедрение высокоэффективного ре сурсосберегающего оборудования.

Во многих случаях наряду с повышением тепловой эффективности такого оборудования решаются и другие не менее важные Задачи: снижение металло емкости, повышение эксплуатационной надежности и ремонтопригодности.

2. Разработка энергосберегающих теплообменных систем, позволяющих использовать уже задействованные в технологической цепочке теплооб менные аппараты с минимизацией капитальных затрат.

3. Определение влияния степени регенерации тепла технологических пото ков в нагревательной теплообменной аппаратуре на режим работы техно логических печей и захолаживающего оборудования установки первич ной переработки нефти.

4. Разработка экспериментальной установки для определения степени ва куумирования и проверки работоспособности термосифонных трубок, предназначенных для эксплуатации в трубном пучке термосифонов.

5. Разработка методики расчета теплообменных устройств, работающих на базе замкнутых двухфазных термосифонов, когда одним из теплоносите лей является поток прямогонного бензина, состоящий из жидкой, паровой и газообразной фаз.

Научная новизна 1. Предложен новый метод, позволяющий оценить степень энергоэффек тивности регенерирующих теплообменных систем установок первичной переработки нефти.

2. Получены эмпирические уравнения для расчета коэффициента теплоот дачи змеевиковых и секционных погружных холодильников со стороны охлаждающей воды, справедливые для чисел Рейнольдса в интервале 120-1800.

3. Установлено, что при расчете и проектировании теплообменных аппара тов, предназначенных для охлаждения и конденсации парогазовой смеси прямогонного бензина, необходимо учитывать дифференциальный дрос сельный эффект, влияние которого наблюдается до окончания конденса ции паровой фазы потока. Учет этого эффекта позволит сократить по верхность теплообмена при проектировании теплообменных аппаратов на 20-30%.

4. Установлено, что при расчете коэффициента теплоотдачи теплообменно го аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов, когда горячим теплоносителем является парогазовая смесь прямогонного бензина, необ ходимо учитывать влияние конвективного массообмена, который приво дит к интенсификации процесса теплообмена до 15%.

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, разработан ные конструкции, модели, эмпирические зависимости и практические реко мендации по повышению эффективности работы теплотехнического обору дования установок первичной переработки нефти.

Практическая ценность Применение полученных в работе результатов дает возможность:

– использовать разработанный теплообменный аппарат (на базе замкнутых двухфазных термосифонов) для конденсации и охлаждения паров прямо гонного бензина установок первичной переработки нефти.

Реализация работы 1. Разработанные мероприятия по снижению потребления топливно энергетических ресурсов установок первичной переработки нефти при няты к внедрению на установках АВТМ-1,2,9 ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» (НУНПЗ).

2. Изготовлен промышленный образец разработанного теплообменного ап парата на базе замкнутых двухфазных термосифонов на ОАО «Салават нефтемаш» для конденсации и охлаждения паров прямогонного бензина с верха колонны К-1 установки первичной переработки нефти АВТМ – ОАО «НУНПЗ».

3. Разработанные методики расчета термосифонного теплообменного аппа рата используются в учебном процессе при чтении лекций по дисципли не «Тепломассообменные процессы и установки».

Апробация работы Основные положения работы доложены и обсуждены:

– на 49-й и 50-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 1998 и 1999гг.);

– V Международной научной конференции «Методы кибернетики химико технологических процессов (КХТП –V-99)» (г. Уфа, 1999 г.);

– Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дис персных систем» (г. Уфа, 2000 г.).

Публикации По материалам диссертации опубликовано 10 печатных работ, а также получен 1патент.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций;

Содержит 190 страниц машинописного текста, в том числе 19 таблиц, 32 рисунка, библиографический список использованной лите ратуры из 141 наименования и 4 приложений.

В первой главе диссертации проведен анализ использования теплооб менных аппаратов различной конструкции в области нефтепереработки. Пред ставлена принципиальная схема действующей установки атмосферной пере гонки нефти, из которой следует, что в качестве основной теплообменной аппа ратуры используются теплообменники, холодильники, аппараты воздушного охлаждения.

Нагревательный блок представляет собой группу теплообменных аппара тов, задачей которых является нагрев нефти, поступающей на установку тепло той циркулирующих и отходящих технологических потоков. Теплообменные аппараты в основном кожухотрубчатые, с применением всех известных типов.

Используются также и теплообменники типа «труба в трубе». В последнее вре мя в нефтепереработке нашли свое применение пластинчатые, спиральные и витые теплообменные аппараты.

Аппаратура, обеспечивающая охлаждение технологических потоков по сле теплообменных аппаратов нагревательного блока, представляет собой блок захолаживающей аппаратуры. Отходящие потоки используются в качестве эф фективных теплоносителей для нагрева сырья. Продукты, полученные из него на АВТ, выводятся из ректификационных колонн при температурах от 100 до 400 °С. Эти продукты также необходимо охлаждать. Температура охлаждения диктуется условиями безопасности и хранения, обеспечением транспортабель ности продукта с сохранением его текучести, а также максимальным уменьше нием потерь от испарения. При рациональном использовании тепла отходящих потоков для нагрева сырья в нагревательном блоке значительно уменьшаются расходы топлива (в печах) и охлаждающей воды.

Аппаратурное оформление захолаживающего блока – это холодильники погружного типа, аппараты воздушного охлаждения, кожутрубчатые теплооб менные аппараты. Применение последних предпочтительнее из-за меньшего расхода металла на единицу поверхности охлаждения, объема сточных вод и затрат на организацию оборотного водоснабжения предприятия. Погружные холодильники, а также конденсаторы имеют ряд существенных недостатков:

Значительный расход металла, большая площадь, малый коэффициент теплопе редачи вследствие небольшой скорости воды в коробе, необходимость частого ремонта и чистки. Несмотря на то, что эти аппараты уже физически и морально устарели, их широко используют на действующих нефтеперерабатывающих за водах.

Холодильники и конденсаторы воздушного охлаждения (АВО) по срав нению с погружными имеют ряд преимуществ: экономия охлаждающей воды и уменьшение объема сточных вод на технологической установке, значительное сокращение затрат труда на очистку аппарата ввиду отсутствия отложений на кипи солей. Аппараты воздушного охлаждения наиболее эффективны в тех случаях, когда они предназначены для снижения температуры потока до 60°С.

Все теплообменные аппараты, перечисленные выше, основаны на прин ципе конвективного теплообмена через разделяющую поверхность и эффектив ны при сравнительно больших градиентах температур охлаждаемых сред. При необходимости снятия низкопотенциального тепла их применение становится практически нереальным ввиду необходимости чрезмерного увеличения по верхности теплообмена и соответственно металлоемкости аппарата.

Сравнение значений коэффициентов теплопередачи различных типов те плообменных аппаратов показывает, что наибольшее значение принадлежит теплопередающему устройству, использующему теплоту парообразования про межуточного теплоносителя на базе замкнутых двухфазных термосифонов.

Выполнен литературный обзор развития и использования термосифонных теплообменных аппаратов на предприятиях нефтепереработки. Замкнутые двухфазные термосифоны характеризуются высокой интенсивностью внутрен них процессов тепломассопереноса, возможностью применения различных промежуточных теплоносителей, не требуют применения сложных капилляр ных структур (в отличие от тепловых труб) и поэтому отличаются простотой в изготовлении, надежностью в эксплуатации, обладают высокими показателями максимальной теплопередающей способности. Теплообменные аппараты на ба зе термосифонных труб предназначены для утилизации низкопотенциального тепла.

Результаты анализа, проведенного в первой главе, позволили сформули ровать цель работы и задачи исследований.

Вторая глава посвящена определению энергоэффективности работы те плообменного оборудования установок первичной переработки нефти.

Для определения эффективности функционирования того или иного теп лотехнологического оборудования установки первичной переработки нефти необходимо получить исходные данные, которые бы позволили в полной мере отобразить протекающие теплообменные процессы на установку в парк или на дру гую установку Рис. 1. Взаимное влияние теплообменного технологического оборудова ния установки АВТ:

4 –ректификационные колонны, отходящие с установки тех нологические потоки;

Нефть, поступающая на установку после ЭЛОУ Описана методика проведения экспериментального исследования тепло вых характеристик технологического оборудования установки первичной пере работки нефти НПЗ. Цель этих экспериментов – получение необходимых ис ходных данных для дальнейших расчетов.

Следующий раздел второй главы посвящен исследованию термодинами ческих характеристик нагревательного блока установки первичной переработки нефти и разработке оптимальных энергосберегающих теплообменных систем.

Одним из приоритетных направлений повышения эффективности энерго сбережения нефтеперерабатывающих производств является увеличение исполь зования вторичных энергетических ресурсов, максимальное использование ре куперации теплоты и оптимизация режимов работы технологических устано вок.

Оценку эффективности функционирования теплообменных систем про водят по критерию качества или критерию оптимальности. Поиск критерия оп тимальности для конкретных условий представляет собой достаточно сложную комплексную задачу.

N n К З Fфакт (1,15 1,2) Fфакт КЭ = = i =1 i =, (1) n n F F уст уст i =1 i = n где Fфакт – фактически необходимая площадь теплопередающей по i = n верхности теплообменной системы, м2;

Fуст – установленная площадь тепло i = передающей поверхности теплообменной системы, м2;

При оптимизации нагревательного блока коэффициент КЭ должен стре миться к единице, таким образом:

N n F Fуст КЭ1, когда факт i =1 i = Использование коэффициента КЭ при разработке оптимальных энерго сберегающих теплообменных систем позволяет учитывать не только термоди намические характеристики теплообменной системы, такие. как количество пе редаваемого тепла (тепловой поток), скорости потоков, коэффициент загрязне ния поверхности теплообмена, но и конструктивные характеристики теплооб менного аппарата. Выбранный коэффициент эффективности также позволяет судить, насколько полезно используется поверхность теплообмена аппаратов.

С помощью выбранного критерия в качестве примера были оптимизиро ваны схемы нагревательных блоков АВТМ-1,9 ОАО «НУНПЗ». На сегодняш ний день степень регенерации тепла на этих установках составляет 37,105 и 49,369 % соответственно, после оптимизации расчетная степень регенерации тепла отходящих технологических потоков 42,613 % для АВТМ-1 и 59,624 % для АВТМ-9. Температура нагрева сырья в теплообменных аппаратах повыси лась, что приводит к уменьшению расхода топливного газа в печах более чем 3000 т у. т.

Определению влияния степени регенерации тепла в нагревательном бло ке на работу технологических печей установок первичной переработки нефти посвящен третий раздел второй главы.

Как уже было отмечено выше, в печах происходит дополнительный на грев обессоленной нефти после нагревательного блока перед подачей ее в рек тификационную колонну. В результате расход топливного газа увеличивается и ощущается нехватка в сухом газе с установок АГФУ. В этом случае в печь направляется жирный газ первичной переработки, теплотворная способность жирного газа более чем на 35 % превосходит сухой газ, кроме того, температу ры их горения отличаются на 600 °С. В диссертационной работе теоретически доказано, что периодическая замена одного вида газа на другой отрицательно влияет на работу трубчатых змеевиков печей.

При недостаточной регенерации тепла технологических потоков в тепло обменных аппаратах подогрева нефти эти потоки поступают в холодильники с повышенной температурой. Это приводит не только к потере тепла, которое можно дополнительно использовать в нагревательном блоке и сократить расход топлива, но и к напряженной работе самих холодильников. Не обеспечивается необходимая температура потоков на выходе из холодильников в парк. Техно логические продукты направляются с повышенной температурой. Увеличива ется температура оборотной воды на выходе из погружных аппаратов. Это при водит к потерям последней от испарения и требует дополнительных затрат на охлаждение. Проведенные промышленные эксперименты на холодильниках ус тановок первичной переработки нефти подтверждают все вышеизложенное.

В третьей главе подробно рассмотрена работа холодильников и конден саторов погружного типа, а также проведены экспериментальные исследования процесса теплоотдачи при охлаждении жидкого и конденсации многокомпо нентного технологических потоков. Приведена методика поверочного расчета поверхностных теплообменных аппаратов с введением уточнений и дополне ний при расчете холодильников погружного типа. По рассмотренной методике проведен тепловой расчет аппаратов и произведено сравнение эксперименталь ных коэффициентов теплоотдачи и расчетных. Выявлено, что коэффициент те плоотдачи со стороны охлаждающей воды, рассчитанный по формуле Скобло А. И., значительно превышает экспериментальный. Так, расчетный коэффици ент теплоотдачи по этой формуле достигает значения 7000 Вт/(м2°С), тогда как фактический в среднем находится в пределе 70-130 Вт/(м2°С).

Формулы для расчета коэффициента теплоотдачи со стороны воды для холодильников погружников, несмотря на малую скорость воды, учитывают лишь вынужденную конвекцию. В то же время критерий GrPr, характеризую щий наличие естественной (свободной) конвекции, указывает на значительное влияние последней. Поэтому в третьей главе подробно рассмотрены уравнения, определяющие коэффициент теплоотдачи для случаев вынужденной, естест венной конвекций и их взаимного влияния. Произведен сравнительный анализ экспериментального коэффициента теплоотдачи и полученного по различным эмпирическим уравнениям для всех вышеописанных видов конвекции. Резуль таты анализа показали, что экспериментальные значения лежат в области вза имного влияния вынужденной и естественной конвекции. На рис. 2 пред ставлена графическая иллюстрация различия между экспериментальными и расчетными значениями.

Nuжх 0 300 600 900 1200 1500 Reжx Рис. 2. Экспериментальные и расчетные зависимости числа Нуссельта различ ных видов теплоотдачи для змеевиковых погружных холодильников:

3- вынужденная конвекция Для расчета коэффициента теплоотдачи холодильников погружного типа на основании экспериментальных данных были получены следующие эмпири ческие уравнения:

Dэкв – для секционных холодильников 0,34Re0, = жdн (3), dн где Reжdэкв, Reжdн – число Рейнольдса, за определяющий диаметр которого принят эквивалентный и наружный диаметр труб соответственно;

Dэкв, dн – эк вивалентный диаметр межтрубного пространства и наружный диаметр труб со ответственно, м;

Проведенные экспериментальные исследования процесса охлаждения по тока прямогонного бензина показали, что общее падение температуры потока происходит от 140 до 65,8°С. Холодильный аппарат поверхностью теплообмена 1200 м2 обеспечивает охлаждение в среднем лишь на 10 °С. Остальное падение температуры объясняется тепловыми потерями в окружающую среду, а также присутствием эффекта дросселирования при прохождении потоком парогазо вой смеси углеводородов технологической аппаратуры и арматуры.

Поток состоит из трех фаз: паровой, газовой и жидкой. Эффект дифференци ального дросселирования приводит к охлаждению только паровой фазы прямо гонного бензина.

Температура потока прямогонного бензина на выходе из холодильника конденсатора составляет 65,8 °С. Эта температура является температурой по верхности трубопровода, в самом потоке температура будет несколько выше.

При такой температуре около 52 % (по объему) потока находится в газообраз ном состоянии. В несконденсировавшемся парогазовом потоке содержится зна чительное количество ценных углеводородов (С5Н12), которые при использова нии жирного газа в качестве топлива подлежат сжиганию в печах. При обеспе чении конденсации паров прямогонного бензина до 35 °С дополнительно мо жет быть получено более 10 тыс. т бензина.

Четвертая глава посвящена разработке расчетно-теоретической и мето дологической базы для проектирования промышленного образца теплообмен ного аппарата на базе двухфазных термосифонов, предназначенного для кон денсации и охлаждения потока прямогонного бензина. Особенностью расчета является тот факт, что один из теплоносителей – смесь паров углеводородов и неконденсируемого углеводородного газа, при данных рабочих условиях.

Основным затруднением при решении поставленной задачи являлась сложность характера теплообмена в аппарате, а именно – определение коэффи циента теплоотдачи при конденсации смеси паров в присутствии неконденси руемого газа. В этом случае наблюдается не только конвективный теплообмен, но и массообмен.

В работе для определения совместного влияния тепло – и массообмена использовалась модель Колборна и Хоугена. Создана методика теплового рас чета термосифонного теплообменного аппарата для конденсации парогазового потока углеводородов с учетом влияния массоотдачи на процесс теплопереда чи.

Разработана конструкция промышленного образца термосифонного аппа рата для осуществления конденсации паров прямогонного бензина примени тельно к установке первичной переработки нефти (рис. 3).

Термосифонный аппарат состоит из корпуса 1 и закрепленного в его раз делительной перегородке 5 пакета термосифонных труб 2 с зонами испарения и конденсации. Испарительная зона аппарата 3 снабжена сегментными перего родками 6. Конденсационная зона 4 – поперечными перегородками. Штуцера А и Б предназначены для входа и выхода потока бензина соответственно. Штуце ра В и Г – для входа и выхода охлаждающей воды соответственно. Для уста новки манометров – патрубки Е1,2,3,4, термометров – З1,2,3,4.

Эффективность теплообменника достигается поперечными сегментными перегородками, которые обеспечивают интенсивный теплообмен в испаритель ной зоне аппарата. В конденсационной зоне установлены поперечные перего родки, которые предотвращают образование застойных зон при омывании пуч ка термосифонных труб.

Разъемная конструкция теплообменного аппарата позволяет осуществ лять внутренний осмотр корпуса, наружной поверхности термосифонных труб, производить очистку и обеспечивать эксплуатационную надежность. Использо вание резьбового соединения в трубной решетке позволяет обеспечить герме тичность соединения термосифонов с трубной решеткой.

Конструктивные и теплотехнические характеристики разработанного те плообменного аппарата для охлаждения и конденсации паров прямогонного бензина представлены в таблице.

Е Е Г З2 В З Е А З Е Б З Рис. 3. Конструкция разработанного промышленного образца теплооб менного аппарата на базе двухфазных термосифонов для конденсации паров прямогонного бензина Характеристика промышленного образца термосифонного аппарата № Параметр Показатель п/п Расчетная производительность термосифонного аппа – G = 27675 кг/ч рата V = 3002 м3/ч (0,834 м3/с) Давление рабочее охлаждаемого потока Р = 0,28 МПа Расчетное давление в термосифонном аппарате Ррасч = 1,6 МПа Температура охлаждаемого потока на входе в термо tвх = 160-150 0С сифонный аппарат (рабочая) Температура охлаждаемого потока на выходе из ап tвых = 35 0С парата Тепловая мощность потока Q1 = 4,1 МВт Количество теплоты, воспринятое охлаждающей во – Q2 = Q1 = 4,10,95 = дой =3,895 МВт Gв = 246,48 кг/с Расход охлаждающей воды Vв = 0,247 м3/с Температура охлаждающей воды на входе в термоси tвхв = 25 0С фонный аппарат Температура охлаждающей воды на выходе из термо tвыхв = 35 0С сифонного аппарата Давление охлаждающей воды Рв = 0,2 МПа Диаметр входного и выходного патрубка для воды dв = 350 мм Скорость воды на входе в аппарат в = 1 м/с Количество термосифонных трубок в аппарате при 1560 шт.

Диаметре аппарата 2400 мм и общей высоте 6000 мм Высота термосифонных трубок в конденсационной 850 мм части аппарата (по воде) Высота термосифонных трубок в испарительной час 3000 мм ти аппарата ( по бензину) Диаметр термосифонных трубок 25х2,5 мм Шаг между термосифонными трубками 55 мм Количество перегородок в испарительной части тер 12 шт.

Мосифонного ТОА Количество перегородок в конденсационной части 8 шт.

Термосифонного ТОА Dбвх = 350 мм Диаметр входного патрубка для парогазовой смеси Диаметр выходного патрубка для жидкого бензина и Dбвых = 200 мм смеси углеводородных газов Тепловая мощность (потенциальная), снимаемая тер Q = 4,75 МВт мосифонным аппаратом Коэффициент запаса термосифонного аппарата К= Q/ Q1 = 4,75/4,1 = 1, Гидравлические потери при прохождении охлаждае мого потока испарительной части термосифонного Рисп. часть = 0,037 МПа аппарата Гидравлические потери при прохождении охлаж Рконд. часть = 0,02 МПа дающего потока (вода) конденсационной части тер мосифонного аппарата Вес аппарата 40 т Предлагаемая схема охлаждения потока прямогонного бензина с верха колонны К-1 (рис.4) предполагает охлаждение его до температуры конденсации изопентана – 35°С.

Газ поток прямогонного бензина С Т – К – нефть Е – Х-1 жидкий отбензиненная бензин нефть оборотная оборотная вода вода Рис. 4. Принципиальная схема обвязки промышленного образца термосифонно го аппарата для охлаждения и конденсации прямогонного бензина с верха ко лонны К-1 АВТМ-9 ОАО «НУНПЗ»:

С – газосепаратор Разработана экспериментальная установка для исследования теплопере дающих характеристик термосифонов. Основными элементами установки яв ляются: термосифонные трубы, кожух, контрольно-измерительная и запорная арматура. В качестве горячего теплоносителя используется вода водопроводная открытой системы теплоснабжения, а в качестве холодного – холодная водо проводная вода. Разработана методика проведения экспериментов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Промышленные эксперименты на теплотехническом оборудовании устано вок первичной переработки нефти показали, что применяемые аппараты не в полной мере решают проблему охлаждения технологических потоков, обла дающих низкопотенциальным теплом, а также охлаждения многофазных технологических потоков при малом температурном напоре. Показано, что для утилизации низкопотенциального тепла наиболее эффективным является использование устройства на базе двухфазных термосифонов, которое сни жает удельные энергозатраты при эксплуатации теплотехнического обору дования рассматриваемых установок.

2. Создана методика оценки энергоэффективности регенерирующих теплооб менных систем установок первичной переработки нефти с введением коэф фициента эффективности КЭ, позволяющего учитывать не только термоди намические характеристики теплообменной системы, но и конструктивные характеристики теплообменного аппарата. Использование предлагаемой ме тодики на установках АВТМ-1,9 ОАО «НУНПЗ», при разработке оптималь ных энергосберегающих регенеративных систем, сократит энергопотребле ние более чем на 3000 т у. т. в год.

3. Доказано влияние степени регенерации тепла технологических потоков ус тановки первичной переработки нефти на работу технологических печей.

4. Получены эмпирические уравнения для расчета коэффициентов теплоотдачи змеевиковых и секционных погружных холодильников со стороны оборот ной воды, справедливые для чисел Рейнольдса в интервале 120-1800. Ис пользование этих уравнений повысит точность расчетов при проектирова нии рассматриваемых аппаратов до 15%.

Дополнительная конденсация потока прямогонного бензина увеличит вы пуск нефтепродукта более чем на 10 тыс. т в год.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных тру дах:

2. Бакиев Т. А., Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Анализ процесса теплопере дачи системы «газожидкостная фаза – жидкость» // Проблемы эффектив ного использования энергоносителей и низкосортных топлив в промыш ленности: Материалы Междунар. конф..- Саратов, 1998.- С. 75-78.

3. Бакиев Т. А., Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Теплообменник на базе двухфазных термосифонных труб для охлаждения легкого бензина // Ма териалы 49-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. –Уфа, 1999.-С. 230.

4. Евтюхин Н. А., Бурдыгина Е. В. Энергоаудит установки первичной пере работки нефти // Методы кибернетики химико-технологических процес сов (КХТП-V-99): Тез. докл. V Междунар. науч. конф.- Уфа, 1999.-С.246.

6. Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Анализ работы оборудования установки первичной переработки нефти при конденсации паров прямогонного бен зина// Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Мате риалы II Междунар. симп.-Уфа: Реактив, 2000.-Т.2.- С. 373.

7. Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Влияние коррозионности сред на надеж ность оборудования НП и НХП// Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Материалы II междунар. симп. – Уфа: Реактив, 2000. Т.2.- С. 374.

8. Бадретдинов И. М., Евтюхин Н. А., Бурдыгина Е. В. и др. Анализ установ ки первичной переработки нефти // Материалы 50-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. –Уфа, 2000.-С.

9. Бурдыгина Е. В. Применение эффективной теплообменной аппаратуры при производстве строительных материалов и в нефтеперерабатываю щей промышленности как путь снижения их металлоемкости // Пробле мы строительного комплекса России: Материалы VI Междунар. науч. техн. конф.– Уфа, Изд-во УГНТУ, 2002.- С. 195-196.

10. Евтюхин Н. А., Бурдыгина Е. В. Результаты проведенного энергоаудита установок первичной переработки нефти Ново-Уфимского НПЗ, полу чающих масляные фракции // Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения: Тез. докл. VI Всерос. конф. – Нижний Новгород:

Евтюхин, Е. В. Бурдыгина, Т. А. Бакиев, А. В. Бакиев, М. М. Бикбулатов, Б. Е. Сельский. Заявлено Опубл.

Http://netess. ru/3mashinostroenie/28627-1-povishenie-energoeffektivnosti-teplotehnicheskogo-oborudovaniya-ustanovok-pervichnoy-pererabotki-nefti. php

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ РАЗЛИЧНОЙ КОНСТРУКЦИИ В ‘> ОБЛАСТИ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ.

1.1. Краткое описание процесса и схемы действующей установки атмосферной перегонки нефти НПЗ.

1.2. Анализ конструкций теплообменных аппаратов, применяемых в нефтепереработке.

1.3. Теплообменные устройства на базе двухфазных термосифонов и их применение на предприятиях нефтепереработки.

2.1. Методика проведения экспериментального исследования тепловых характеристик теплотехнического оборудования установок первичной переработки нефти НПЗ.

2.2. Исследование термодинамических характеристик нагревательного блока установок первичной переработки нефти и разработка энергосберегающих теплообменных систем.

2.3 Влияние недостаточной регенерации тепла в нагревательном блоке на работу технологических печей установок первичф ной переработки нефти.

2.4. Влияние недостаточной регенерации тепла в нагревательном блоке на работу захолаживающего блока установок первичной переработки нефти.

ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ТЕПЛООТДАЧИ ПРИ ОХЛАЖДЕНИИ И КОНДЕНСАЦИИ МНОГОКОМПОНЕНТНОГО ПОТОКА В

3.1 К расчету конвективного теплообмена в ограниченном пространстве.

3.2. Методика поверочного расчета поверхностных теплообменных аппаратов.

3.3 Внешняя теплоотдача промышленных аппаратов погружного типа для охлаждения жидких нефтепродуктов.

3.4. Внешняя и внутренняя теплоотдача промышленных аппаратов погружного типа для конденсации многокомпонентных углеводородных паров прямогонного бензина.

РЕШЕНИЙ ДЛЯ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТОКОВ УСТАНОВКИ

4.1. Совершенствование блока захолаживающей аппаратуры установки атмосферной перегонки нефти.

4.2. Разработка конструкции промышленного образца теплооб-менного аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов для осуществления конденсации паров прямогонного бензина.

4.3. Разработка методики теплового расчета теплообменного аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов.

4.4. Экономическая целесообразность применения промышленного образца термосифонного аппарата для охлаждения потока прямогонного бензина.

Нефтеперерабатывающие заводы ( НПЗ ) являются крупнейшим потребителем топливно-энергетических ресурсов, в том числе котельно-печного топлива, тепловой и электрической энергии. Эффективность, рациональность их использования в процессах переработки нефти во многом определяется эффективностью работы технологического оборудования завода. Однако технологические установки действующих I ГПЗ – это, в основном, крупнотоннажные мощности, построенные в большинстве случаев много лет назад и не отвечающие современным требованиям по качеству продукции, безопасности, уровню автоматизации управления процессами и т. д.

Особенностью процессов переработки углеводородного сырья является то, что сами технологические процессы несовершенны. Так, процессы первичной переработки нефти потребляют 1,91 т у. т. на переработку 100 т нефти при теоретически необходимом 1,016. На нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах вся получаемая тепловая энергия используется лишь на 30-35%, а остальная часть (с низкопотенциальной тепловой энергией) становится нерекуперативноспособ-ной. Так, около 36% энергии, поступающей на завод, уходит с охлаждающей водой или воздухом, до 16% вместе с дымовыми газами технологических печей выделяется в атмосферу, 12-14% энергии рассеивается в окружающую среду в виде тепла, отдаваемого горячими поверхностями оборудования.

Во многих случаях наряду с повышением тепловой эффективности такого оборудования необходимо решать и другие не менее важные задачи: снижение металлоемкости, повышение эксплуатационной надежности и ремонтопригодности.

Уменьшение удельных энергозатрат при эксплуатации теплотехнического оборудования установок первичной переработки нефти.

1. Экспериментальное определение степени энергоэффективности работы теплотехнического оборудования установки первичной переработки нефти.

2. Разработка энергосберегающих теплообменных систем, позволяющих использовать уже задействованные в технологической цепочке теплообмен-ные аппараты с минимизацией капитальных затрат.

4. Разработка экспериментальной установки для определения степени вакуу-мирования и проверки работоспособности термосифонных трубок, предназначенных для эксплуатации в трубном пучке термосифонов.

Методы исследований. В качестве методологической базы исследований в работе используются методы теории тепломассопереноса, основные принципы технической термодинамики, математическое моделирование, элементы математической статистики.

1. Предложен новый метод, позволяющий оценить степень энергоэффективности регенерирующих теплообменных систем установок первичной переработки нефти.

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, разработанные конструкции, модели, эмпирические зависимости и практические рекомендации по повышению эффективности работы теплотехнического оборудования установок первичной переработки нефти.

– рассчитывать тепловые и конструктивные параметры термосифонного теп-лообменного аппарата, когда горячим теплоносителем является смесь паров углеводородов и неконденсируемого углеводородного газа потока прямогонного бензина;

1. Разработанные мероприятия по снижению потребления топливно-энергетических ресурсов установок первичной переработки нефти приняты к внедрению на установках АВТМ-1,2,9 ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» (НУНПЗ).

2. Изготовлен промышленный образец разработанного теплообменного аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов на ОАО «Салаватнеф-темаш» для конденсации и охлаждения паров прямогонного бензина с верха колонны К-1 установки первичной переработки нефти АВТМ-9 ОАО « НУНПЗ ».

3. Разработанные методики расчета термосифонного теплообменного аппарата используются в учебном процессе при чтении лекций по дисциплине « Промышленные тепломассообменные процессы и установки ».

– на 49-й и 50-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 1998 и 1999гг.);

– V Международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП – V-99)» (г. Уфа, 1999 г.);

– Международном симпозиуме « Наука и технология углеводородных дисперсных систем » (г. Уфа, 2000 г.).

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цели и задачи исследований, приведено краткое содержание работы, а также сведения о научной новизне и практической ценности.

В первой главе диссертации проведен анализ использования теплообмен-ных аппаратов различной конструкции в области нефтепереработки. Представлена принципиальная схема действующей установки атмосферной перегонки нефти, из которой следует, что в качестве основной теплообменной аппаратуры используются теплообменники, холодильники, аппараты воздушного охлаждения.

Вводятся понятия нагревательного и захолаживающего блоков. Нагревательный блок представляет собой группу теплообменных аппаратов, задачей которого является нагрев нефти, поступающей на установку теплотой циркулирующих и отходящих технологических потоков. Аппаратура, обеспечивающая охлаждение технологических потоков после теплообменных аппаратов нагревательного блока, представляет собой блок захолаживающей аппаратуры.

Рассмотрено аппаратурное оформление как нагревательного, так и захола-живающего блоков.

Выявлено, что теплообменные аппараты, применяемые на установках первичной переработки нефти основаны на принципе конвективного теплообмена через разделяющую поверхность и эффективны при сравнительно больших градиентах температур охлаждаемых сред. При необходимости снятия низкопотенциального тепла (когда разница между начальной и конечной температурами исчисляется лишь несколькими десятками градусов и меньше), их применение становится практически нереальным, ввиду необходимости чрезмерного увеличения поверхности теплообмена и соответственно металлоемкости аппарата.

Сравнение значений коэффициентов теплопередачи различных типов теплообменных аппаратов показывает, что наибольшее значение принадлежит теп-лопередающему устройству, использующему теплоту парообразования промежуточного теплоносителя на базе замкнутых двухфазных термосифонов. Кроме того теплообменные аппараты на базе термосифонных труб предназначены для утилизации низкопотенциального тепла.

Вторая глава посвящена определению энергоэффективности работы теп-лообменного оборудования установок первичной переработки нефти. Рассмотрена взаимосвязь теплотехнологического оборудования установки АВТ.

Предложена методика проведения экспериментального исследования тепловых характеристик технологического оборудования установки первичной переработки нефти НПЗ. Цель этих экспериментов – получение необходимых исходных данных для дальнейших расчетов.

Второй раздел главы посвящен исследованию термодинамических характеристик нагревательного блока установки первичной переработки нефти и разработке оптимальных энергосберегающих теплообменных систем.

Для оптимизации работы существующей схемы нагревательного блока предлагается использовать новый критерий оптимальности – коэффициент эффективности (КЭ).

Использование коэффициента КЭ при разработке оптимальных энергосберегающих теплообменных систем позволяет учитывать не только термодинамические характеристики теплообменной системы, такие как количество передаваемого тепла (тепловой поток), скорости потоков, коэффициент загрязнения поверхности теплообмена, но и конструктивные характеристики теплообменного аппарата. Выбранный коэффициент эффективности также позволяет судить, на сколько полезно используется поверхность теплообмена аппаратов.

С помощью выбранного критерия были в качестве примера оптимизированы схемы нагревательных блоков АВТМ-1,9 ОАО « НУНПЗ » и приведены результаты проведенной работы.

Определено влияние недостаточной регенерации тепла в нагревательном блоке на работу технологических печей установок первичной переработки нефти.

В третьей главе подробно рассмотрена работа холодильников и конденсаторов погружного типа, а также проведены экспериментальные исследования процесса теплоотдачи при охлаждении жидкого и конденсации многокомпонентного технологических потоков. Приведена методика поверочного расчета поверхностных теплообменных аппаратов с введением уточнений и дополнений при расчете холодильников погружного типа. По рассмотренной методике проведен тепловой расчет аппаратов и произведено сравнение экспериментальных коэффициентов теплоотдачи и расчетных. Представлена графическая иллюстрация различия между экспериментальными и расчетными значениями.

На основании экспериментальных данных получены уравнения для расчета коэффициентов теплоотдачи змеевиковых и секционных погружных холодильников со стороны оборотной воды.

Проведенные экспериментальные исследования процесса охлаждения потока прямогонного бензина показали, что общее падение температуры потока происходит от 140 °С до 65,8°С. Холодильный аппарат поверхностью теплообмена

1200 м обеспечивает охлаждение в среднем на 10 °С. Остальное падение температуры объясняется тепловыми потерями в окружающую среду, а также присутствием эффекта дросселирования при прохождении потоком парогазовой смеси углеводородов технологической аппаратуры и арматуры.

В работе доказано, что присутствие дифференциального дросселирования, характеризующегося изменением температуры при незначительном изменении давления, приводит к снижению температуры рассматриваемого потока. Поток состоит из трех фаз: паровой, газовой и жидкой. Эффект дифференциального дросселирования приводит к охлаждению только паровой фазы прямогонного бензина.

Недостаточное охлаждение потока прямогонного бензина в конденсаторах-холодильниках погружного типа приводит к тому, что на выходе около 52 % (по объему) потока находится в газообразном состоянии. В несконденсировавшемся парогазовом потоке содержится значительное количество ценных углеводородов (С5Н12), которые при использовании жирного газа в качестве топлива подлежат сжиганию в печах. При обеспечении конденсации паров прямогонного бензина до 35 °С дополнительно может быть получено 13,4 тыс. т. целевого нефтепродукта.

Четвертая глава посвящена разработке расчетно-теоретической и методологической базы для проектирования теплообменного аппарата на базе двухфазных термосифонов, предназначенного для конденсации и охлаждения светлых нефтепродуктов. Особенностью расчета является тот факт, что один из теплоносителей – смесь паров углеводородов и неконденсируемого газа.

Основным затруднением при решении поставленной задачи являлось сложность характера теплообмена в аппарате, а именно, определение коэффициента теплоотдачи при конденсации смеси паров в присутствии неконденсируемого газа. В этом случае наблюдается не только конвективный теплообмен, но и массо-обмен.

Создана методика теплового расчета термосифонного теплообменного аппарата для конденсации парогазового потока углеводородов с учетом влияния массоотдачи на процесс теплопередачи.

Разработана конструкция теплообменного аппарата на базе замкнутых двухфазных термосифонов для осуществления конденсации паров прямогонного бензина применительно к установке первичной переработки нефти. Расчетно-теоретические, проектно-конструкторские работы и конструктивное решение теплообменного аппарата выполнялись применительно к условиям установки АВТм-9 ОАО НУНПЗ.

В табличной форме представлена теплотехническая характеристика разработанного теплообменного аппарата.

Разработана экспериментальная установка для исследования теплопере-дающих характеристик термосифонов. Основными элементами установки являются термосифонные трубы, кожух, контрольно-измерительная и запорная арматура. В качестве горячего теплоносителя используется вода водопроводная открытой системы теплоснабжения, а в качестве холодного – холодная водопроводная вода. Разработана методика проведения экспериментов.

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И ИНДЕКСЫ ср – массовая теплоемкость потоков, кДж/(кг°С);

Сп – относительная массовая концентрация пара в потоке парогазовой смеси, кг пара/ кг смеси;

Сг – относительная массовая концентрация пара у межфазной поверхности, кг пара/ кг смеси; d – диаметр трубок, м;

Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год;

– площадь проходного сечения теплообменного аппарата, м2; трения – коэффициент сопротивления трения при турбулентном течении потока;

Gfo – массовый расход к-го внешнего теплоносителя в v-м вспомогательном теп-лообменном аппарате, кг/ч; g – ускорение свободного падения, м/с ; Н – энтальпия, кДж/кг; j – плотность удельного массового потока пара к поверхности конденсации; к – капитальные затраты, руб.;

К – критерий оптимальности технических решений; л к – коэффициент теплопередачи, Вт/(м -°С);

N – мощность, затраченная на преодоление гидравлических сопротивлений, кВт; п – число термосифонных трубок в аппарате, шт; Q – тепловой поток, Вт;

П3 – приведенные затраты на систему теплообменных аппаратов, руб/год; rii – стоимость i-ro рекуперативного теплообменного аппарата, руб; Ilj – стоимость j-ro вспомогательного теплообменного аппарата, руб; S2 – продольный шаг трубного пучка, м; V – объем реального газа, м3;

Va и Уд – мольные объемы газа А и жидкости В, см /моль; fdV) – изменение объема рабочего тела при изменении его температуры; р уп – относительная молярная концентрация пара в потоке парогазовой смеси, моль пара/моль смеси; уг – относительная молярная концентрация пара у межфазной поверхности, моль пара/моль смеси;

Фг – поток теплоты за счет охлаждения газа, Вт; Э – эксплуатационные затраты, руб; ai – коэффициент теплоотдачи от горячего теплоносителя к поверхности стенки, Вт/(м2-°С); а2 – коэффициент теплоотдачи от поверхности стенки к холодному теплоносителю, Вт/(м2-°С);

Р – температурный коэффициент объемного расширения среды, 1/°С; Ртепл. пот. – коэффициент местных тепловых потерь; 8 – толщина стенки трубок, м; £■ ss – поправочные коэффициенты; г| – к. п.д. теплообменного аппарата;

X – коэффициент теплопроводности, Вт/(м,0С); л – динамическая вязкость теплоносителя, Па-с; v – кинематическая вязкость теплоносителя, м2/с;

0 – продолжительность работы системы теплообменных аппаратов, год; р – плотность теплоносителя, кг/м3; J рПоо – массовая концентрация пара в потоке парогаз. смеси, кг пара/м смеси; рпг – массовая концентрация пара у межфазной поверхности, кг пара/м смеси; ст – поверхностное натяжение теплоносителя, Н/м; нижние индексы

77 – горячий поток; хп – холодный поток; вн – внутренний; вх – вход в ТОА ; вых – выход из ТОА; „г – парогазовый поток; г – газовый поток; „ – наружный; нп – нефтепродукт; с – стенка; ж – жидкость; тр – трубное пространство; м хр – межтрубное пространство; i. компонент смеси; ср. – средняя; \ кип – кипение; кр – критический; в – вода. исп. час. – испарительная часть термо – пл. – пленка; сифонного аппарата; конд. час.

Рп*> – массовая концентрация пара в потоке парогаз. смеси, кг пара/м3 смеси; – рпг – массовая концентрация пара у межфазной поверхности, кг пара/м3 смеси; с – поверхностное натяжение теплоносителя, Н/м; нижние индексы гп – горячии поток; хп – холодный поток; вн – внутренний;

– вход в ТОА ; 1Х – выход из ТОА; пг – парогазовый поток; г – газовый поток; н – наружный; а – нефтепродукт; с-стенка; ж – жидкость; тр – трубное пространство; млр. – межтрубное пространство; i. компонент смеси;

Ср. – средняя; кип. – кипение; кр. – критический; в – вода. \ исп. час. – испарительная часть термо – пл. – пленка; сифонного аппарата; конд. час.

2. Создана методика оценки энергоэффективности регенерирующих теплообменных систем установок первичной переработки нефти с введением коэффициента эффективности КЭ, позволяющего учитывать не только термодинамические характеристики теплообменной системы, но и конструктивные характеристики теплообменного аппарата. Использование предлагаемой методики на установках АВТМ-1,9 ОАО « НУНПЗ », при разработке оптимальных энергосберегающих регенеративных систем, сократит энергопотребление более чем на 3000 т у. т. в год.

3. Доказано влияние степени регенерации тепла технологических потоков установки первичной переработки нефти на работу технологических печей. Внедрение предложенных рекомендаций на установке АВТМ-9 ОАО « НУНПЗ » увеличит степень регенерации на 8*14 % и приведет к снижению расхода топливного газа на 15*20%.

6. Разработана конструкция промышленного образца теплообменного аппарата на базе двухфазных термосифонов для охлаждения и конденсации парогазовой смеси прямогонного бензина установки первичной переработки нефти. Дополнительная конденсация потока прямогонного бензина увеличит выпуск нефтепродукта более чем на 10 тыс. т в год.

Одним из назначений технологических печей установок первичной переработки нефти является догрев сырья после нагревательного блока перед подачей его в ректификационную колонну. Как показали исследования, это происходит из-за недостаточной регенерации тепла технологических потоков и приводит к значительному перерасходу топлива.

В рассматриваемых технологических печах НПЗ в качестве топлива используется как сухой, так и жирный газ собственного производства. Теплотворная способность жирного газа более чем на 35 % превосходит сухой газ, кроме того, температуры их горения отличаются более чем на 600 °С. Замена сжигания одного вида газа на другой приводит к снижению надежности работы трубчатых змеевиков печей.

Сжигание жирного газа, по сравнению с сухим, приводит к увеличению вы

2.4. Влияние недостаточной регенерации тепла нагревательного блока на работу захолаживающего блока установок первичной переработки нефти Продукты, полученные на АВТ, выводятся из ректификационных колонн при температурах от 100 до 400 °С. Эти фракции используются для нагрева потока нефти, поступающей на установку. В то же время технологические потоки необходимо дополнительно охлаждать до температуры, которая диктуется условиями безопасности и хранения, а также максимальным уменьшением потерь от испарения. Поэтому после теплообменников нагревательного блока технологические потоки направляются для дальнейшего охлаждения в водяные холодильники погружного типа или аппараты воздушного охлаждения.

Вся теплота, которую несут охлаждаемые потоки в холодильники, безвозвратно теряется, переходя в нагрев оборотной воды или воздуха. При недостаточной регенерации тепла технологических потоков в теплообменных аппаратах подогрева нефти, эти потоки поступают в холодильники с повышенной температурой. Это приводит не только к потере тепла, которое можно дополнительно использовать в нагревательном блоке и сократить расход топлива, но и к напряженной работе самих холодильников. Не обеспечивается необходимая температура потоков на выходе из холодильников в парк. Технологические продукты направляются с повышенной температурой. Увеличивается температура оборотной воды на выходе из погружных аппаратов. Это приводит к потерям последней от испарения и требует дополнительным затрат на охлаждение.

Так температура гудрона на выходе из холодильников в среднем имеет температуру 140-180 °С, тогда как допустимая температура по технологическому регламенту установки не выше 150 °С.

При проведении экспериментов было отмечено, что холодильники потоков с высокой температурой, такие как гудроновые, « парят ». Это подтверждает выводы о высокой температуре оборотной воды в них. Кроме потерь оборотной воды от испарения при увеличении температуры, это отрицательно сказывается на состоянии наружных поверхностей нагрева. При температуре воды выше 60 °С, а по некоторым данным и 45 °С, происходит интенсивное выпадение солей, которые осаждаются на змеевиках аппаратов, создавая дополнительное термическое сопротивление [47].

Как уже отмечалось выше, холодильники не обеспечивают необходимой температуры нефтепродуктов. В большей мере это относится к конденсаторам-холодильникам бензиновых паров с верха атмосферной ректификационной колонны. По нормам технологического режима установок первичной переработки нефти температура бензина, откачиваемого с установки, должна быть не более 40 °С [107]. По результатам проведенных промышленных экспериментов, температура бензина в сборном коллекторе холодильника Х-1 АВТМ-9 НУНПЗ составляет 72 °С. При такой температуре не достигается конденсация более чем 42 % мае. потока бензина.

Подробнее процессы конденсации и охлаждения технологических потоков установок первичной переработки нефти на примере аппаратов, участвующих в проведении промышленных экспериментов рассмотрены, в третьей главе диссертационной работы.

1. Адлер Ю. П., Маркова Е. В., Грановский Ю. В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий.- М.: Наука, 1976. 248 с.

2. Алабовский А. Н., Константинов С. М., Недужий И. А. Теплотехника.- К.: Вища шк., 1986.-255 с.

3. Александров А. А., Григорьев Б. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. ГСССД Р-776-98 М.: Изд. МЭИ, 1999.- 168 с.

4. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. — Под ред. Б. И. Бондаренко.- М.: Химия, 1983. 128 с.

5. Антуфьев В. М. Эффективность различных форм конвективных поверхностей.-М.: Энергия, 1966.-233 с.

6. Базаров И. П. Термодинамика: Учеб. для вузов. М.: Высшая школа, 1991.- 376 с.

7. Бакиев Т. А. Система охлаждения с применением двухфазных термосифонов при производстве синтетического каучука // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 05.04.09. Уфа: УГНТУ, 1996.

8. Бакиев Т. А. Разработка теплообменных агрегатов на базе термосифонов для производств нефтепереработки// Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.04.09. Уфа: УГНТУ, 2000.

9. Бакластов A. M., Бобе Л. С., Солоухин В. А. Расчет коэффициентов тепло – и массообмена в паровой фазе при конденсации пара из бинарной смеси.-М.: Изд-во МЭИ, 1977.- Тр. МЭИ; Вып. 332. С.22-26.

10. Безродный М. К., Волков С. С. Мокляк В. Ф. Двухфазные термосифоны в промышленной теплотехнике. Киев.: Выща шк., 1991.-75 с.

11. Безродный М. К., Волков С. С. Основы эффективного применения двухфазных термосифонов в аппаратах промышленной теплотехники //Промышленная теп-лотехника-1992. -№1-3.- С. 6-11.

12. Бродянский В. М. Эксергетический мето термодинамического анализа. М.: энергия, 1973 . – 296 с.

13. Бекиров Т. М. Шаталов А. Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов.- М.: Недра, 1986.-261 с.

14. Бурдыгина Е. В., Бадретдинов И. М., Евтюхин Н. А., Фазлыев И. М. Анализ установки первичной переработки нефти // Материалы 50-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. – Уфа, 2000.-С. 203.

15. Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Влияние коррозионности сред на надежность оборудования НП и НХП// Наука и технология углеводородных дисперсных систем: материалы Второго международного симпозиума. Научные труды. Т.2.-Уфа: Реактив, 2000.- С. 374.

16. Бурдыгина Е. В., Бакиев Т. А., Евтюхин Н. А. Теплообменник на базе двухфазных термосифонных труб для охлаждения легкого бензина // Материалы 49-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. — Уфа, 1999.-С. 230.

17. Бурдыгина Е. В., Евтюхин Н. А. Энергоаудит установки первичной переработки нефти // Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП-V-99): тезисы докладов V Международной научной конференции. Т.2.- Уфа, 1999.-С. 246.

18. Варгафтик Н. Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей.- М.: Физматгиз, 1963.- 708 с.

19. Васильев JI. A. Теплообменники на тепловых трубах. М.: Наука и техника, 1981.- 143 с.

20. Васильев JI. JI., Конев С. В., Хроленок В. В. Интенсификация телообмена в тепловых трубах. Мн.: Наука и техника, 1983.-152 с.

21. Воинов А. П., Зайцев В. А., Куперман Л. И., Сидельковский Л. Н. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты/под ред. Л. Н. Сидельковского. М.: Энергоатомиздат, 1989.- 272 с.

22. Гареев Р. Г., Сайфуллин I1.P. Экологические аспекты тепло – и массообменных процессов //11ефтепереработка и нефтехимия, 1997 №2.-35-36 С.

23. Горбис З. Р., Савченков Г. А. Исследование влияния неконденсирующихся примесей на эффективность теплопереноса испарительного термосифона // Теплоэнергетика. -1973. -№10.- С. 70-73.

24. Григорьев В. А., Колач Т. А., Соколобский B. C., Темкин P. M. Краткий справочник по теплообменным аппаратам. М. – Л.: Госэнергоиздат, 1962. -256 с.

25. Гуревич И. Л. Технология переработки нефти и газа 4.1.М.,Химия, 1972.- 256 с.

26. Гусейнов Д. А., Спектор Ш. Ш, Вайнер Л. З. Технологические расчеты процессов нефтепереработки.- М.: Химия, 1964.- 308 с.

27. Дж. Перри. Справочник инженера химика. В 2 Т, т 1/ пер. с англ. Л.: Химия, 1969.-640 с.

29. Дьяченко С. Н., Катин В. Д. Влияние состава нефтезаводских газов на образование оксидов азота в трубчатых печах // Нефтепереработка и нефтехимия, 2000 -№9.- С. 50-53.

30. Евтюхин Н. А. Отчет о научно-исследовательской работе "Оптимизация энергозатрат нефтеперерабатывающих, нефтехимических производств с сохранением долговечности и ремонтопригодности оборудования". Уфа: УНИ, 1987.145 с.

31. Евтюхин Н. А., Бурдыгина Е. В. Промышленные тепломассообменные процессы и установки в примерах и задачах. Часть 1: Учеб. пособие Уфа: Изд-во УГ-НТУ, 2000.-203 с.

32. Евтюхин Н. А., Кузнецова В. В., Молчанова Р. А. Термодинамический анализ топливосжигающих устройств (на примере технологической печи НПЗ ): Учебное пособие.-Уфа:Изд-во УГНТУ, 1995 69 с.

33. Ентус Н. Р., Шарихин В. В. Трубчатые печи в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.-М.: Химия, 1987- 304 с.

34. Жукаускас А. А. Конвективный перенос в теплообменнике. М.: Наука, 1982. -471 с.

35. Жукаускас А., Жюгжда И. Теплоотдача в ламинарном потоке жидкости. Вильнюс, « Минтис », 1969.- 266 с.

36. Жукаускас А., Макарявичюс В., Шланчяускас А. Теплоотдача пучков труб в поперечном потоке жидкости. Вильнюс, « Минтис », 1968. 189 с.

37. Заявка на выдачу патента № 658974 « Атмосферная установка перегонки нефти »/ Евтюхин Н. А., Бакиев Т. А, Бакиев А. В., Бикбулатов М. М., Бурдыгина Е. В., Сельский Б. Е.

38. Ивановский М. Н., Сорокин В. П. Физические основы тепловых труб. М.: Атомиздат, 1978.-255 с.

39. Игнатьев В. Г., Самойлов А. И. Монтаж, эксплуатация и ремонт холодильного оборудования.- М.: Агропромиздат, 1986.-232 с.

40. Иоффе И. Л. Проектирование процессов и аппаратов химической технологии: Учебник для техникумов. Л.: Химия, 1991.-352 с.

42. Исаченко В. П. и др. Теплопередача. Учебник для вузов. М.: Энергия, 1975. — 488 с.

43. Каждая А. З., Безродный М. К., Баклашов В. Е. Применение двухфазных термосифонов в трубчатых печах //Химия топлива и масел. 1986. -№5.- С. 16-19.

44. Касаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. – М.: Химия,1971. 356 с.

45. Калафати Д. Д., Попалов В. В. Оптимизация теплообменников по эффективности теплообмена. М.: Энергоатомиздат, 1986. – 152 с.

46. Катин В. Д. Охрана окружающей среды при эксплуатации трубчатых печей. – СПб.: ПГУПС, 1994.-237 с.

47. Кларен Д. Г., Бейли Р. Е. Самоочищающиеся теплообменники со взвешенным слоем твердых частиц /11ефтегазовые технологии.-1989-№7.-с.89-91.

48. Клименко А. П., Каневец Г. Е. Расчет теплообменных аппаратов на электронных вычислительных машинах. Киев.: Наукова думка, 1996.-168с.

49. V 57. Костерин Ю. В. Вторичные топливно-энергетические ресурсы и их использование в НПП и ИХ промышленности. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1975. – 104 с.

50. Красникова O. K. Витой трубчатый теплообменник со статически однородной структурой расположения труб // Химическое и нефтяное машиностроение. -1996.-№5.- С. 42-45.

51. Красникова O. K., Попов О. М., Удут В. Н. Новые конструкции эффективных витых трубчатых теплообменников // Нефтегазовые технологии. 1998. – № 5-6.-С.10-11.

52. Кривоногов Б. М. Повышение эффективности сжигания газа и охрана окру

54. Краснощекое Е. А., Сукомел А. С. Задачник по теплопередаче. М.: Госэнергоиз-дат, 1963. -224 с.

55. Кузнецов А. А., Кагерманов С. М. и др. Расчет процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности

56. Кутателадзе С. С. Основы теории теплообмена. Ленинград.: Машгиз, 1962,456 с.

57. Кэйс В. М., Лондон А. Л. Компактные теплообменники. Перевод с английского Сидорова В. Я. под редакцией Петровского Ю. В.- М.: Энергия, 1967.-220 с.

58. Маньковский О. Н., Толчинский А. Р., Александров М. В. Теплообменная аппаратура химических производств. – Д.: Химия, 1976.-368с.

59. Методические указания к дипломному проектированию. Раздел « Расчет термосифонных систем охлаждения высокотемпературных установок » / Сост. М. К. Безродный, С. С. Волков. Киев: КПИ, 1987.- 32 с.

60. Мигай В. К., Фирсова Э. В. Теплообмен и гидравлическое сопротивление пучков труб, Л.: Наука, 1986. -195 с.

61. Митенков Ф., Камышев Б. Новые типы компактных пластинчатых теплообменников / Нефтегазовые технологии,-1998-№5.-с. 12-14.

62. Михеев М. А. Расчетные формулы конвективного теплообмена / Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт.- 1966.-№5.-С. 96-105

63. Михеев М. А., Михеева И. М. Основы теплопередачи. Изд. 2-е, стереотип. М.: Энергия, 1977.- 344 с.

64. Мокляк В. Ф. Теплообмен и гидродинамика при конденсации в термосифонах в режиме двухфазной смеси // Автореферат диссертации на соискание кандидата технических наук. Киев: 1983.

65. Нагуманов А. Х., Подгорецкий В. М., Нагуманов Х. Г. Применение теплообменников на базе термосифонов для утилизации тепла // Материалы Международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России" Уфа: УГНТУ, 1998.

66. Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию / Под ред. Ю. И. Дытнерского. М.: Химия, 1983. -272 с.

67. Павлов К. Ф., Романков П. Г., Носков А. А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Л.: Химия, 1987. – 576 с.

68. Патент № 2194936 на изобретение Термосифонный теплообменник. Авторы: Евтюхин Н. А., Бурдыгина Е. В., Бакиев Т. А., Бакиев А. В., Сельский Б. Е., Бик-булатов Р. С.- Зарегистрирован 20.12.2002 г.

69. Петровский Ю. В., Фастовский В. Г. Современные эффективные теплообменники. М.: Энергоиздат, 1962. – 256 с.

70. Пиоро И. П., Антоненко В. А., Пиоро П. С. Эффективные теплообменники с Jfcz двухфазными термосифонами. Киев: Полиграфкнига, 1991. – 245 с.

71. Пиоро JI. C., Пиоро И. Л. Двухфазные термосифоны и их применение в промышленности Киев: Наук, думка, 1988.-136 с.

72. Поликаров И. И., Перелыгин О. А., Доронин В. Н. Машины и аппараты химических производств. М.: Машиностроение, 1989. – 367 с.

73. Практикум по теплопередаче: Учеб. пособие для вузов / А. П. Солодов, Ф. Ф. Цветков, А. В. Елисеев, В. А. Осипова ; Под ред. А. П. Солодова. М.: Энерго-атомиздат, 1986 – 296 с.

74. Промышленная и технологическая безопасность: проблемы и перспективы //Сборник научных трудов/ Редкол.: Р. Г. Шарафиев и др. Уфа: ГУП « Уфимский политграфкомбинат », 2002.-282 с.

75. Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов: научно-техническое издание / Н. Р. Ямуров, Н. И. Крюков, Р. А. Кускильдин, Ю. А. Фролов, Р. Г. Шарафиев, Р. И. Хайрудинов, М. В. Шахматов, В. В. Ерофеев, Ю. С. Петухов.-М: РАЕН, 2001.-159с.

76. Промышленные тепломассообменные процессы и установки: Учебник для вузов/ A. M. Бакластов, В. А. Горбенко, O. JI. Данилов и др.; Под ред. A. M. Бакла-стова.- М.: Энергоатомиздат. 1986.- 328 с.

77. Рабинович О. М. Сборник задач по технической термодинамике.- М.: Машиностроение, 1969. 276 с.

78. Равич М. Б. Топливо и эффективность его использования. М., Наука, 1971 — 358 с.

79. Расчет и проектирование термических деаэраторов. Руководящий техническийj материал/ под ред. С. В. Иовенко. JI.: НПОЦКТИ, 1979. -130 с. j 93.Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки. Справочник /

81. Рей Д. Экономия энергии в промышленности: справочное пособие для инж. i1.техн. Работников: пер с анг.- М.: Энергоатомиздат, 1983.- 208 с.

82. Ривкин C. JL, Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяногоj пара : справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1984. -80 с.

83. Рид Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Перевод с англ. Под ред. В. Б. Когана. – JL: Химия, 1971.- 704 с.

84. Рихтеров В. Повышение КПД трубчатых печей. // Промышленная энергетика, j* 1981, №2. – С. 39-41.j 98. Роддатис К. Ф., Полтарейкин А. Н. Справочник по котельным установкам малойIпроизводительности/ под ред. К. Ф. Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат, 1989. -488 с.

85. Сидоров С. А., Виноградов О. С. Теплообменник на установке первичной переработки нефти // Нефтепереработка и нефтехимия. 1988.-№ 7.- С. 15-16.

86. Симаков В. А., Евтюхин Н. А., Кузнецова В. В. Реконструкция нагревательного блока АВТ -2. Башкирский межотраслевой территориальный центр научно-технической информации и пропаганды. Информационный листок №471-89.-4 с.

87. Скобло А. И., Трегубова И. А., Егоров Н. Н. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности М.: Гостоптехиздат, 1962.-652 с.

88. Смирнов Г. Ф., Бирюков O. K., Косой Б. В. Теплотехнические расчеты тепло-обменных аппаратов на тепловых трубах и термосифонах // Теплоэнергетика. -1993.-№ 1.-С. 68-70.

89. Смирнов Г. Ф., Захарченко А. Ф., Борисов В. В., Хаджибуед И. Теплообменные аппараты на основе « капиллярных » испарительных термосифонов для энергосберегающих технологий // Промышленная теплотехника.- 2002.-№2-3.1. А С. 74-79.

90. Справочник молодого аппаратчика-химика/ Я. А. Гурвич.- М.: химия, 1991.256 с.

91. Справочник по теплообменникам: В 2 т./ Пер с англ., под ред. Б. С. Петухо-ва, В. К. Шикова.- М.: Энергоатомиздат, 1987.-560 с.

93. Танатаров М. А., Ахметшина М. Н., Фасхутдинов Р. А. Технологические расчеты установок переработки нефти. М.: Химия, 1987. – 352 с.

94. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент.: Справочник // Под общей ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина 2-е изд. перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 560 с.

95. Теплоиспользующие установки промышленных предприятий / Под ред. О. Т. Ильиченко. X.: Вища шк. Изд-во при Харьк. ун-те, 1985. – 384 е.

96. Теплопередача в двухфазном потоке/ Под ред. Д. Баттерворса и Г. Хьюитта: Пер. с англ. М.: Энергия, 1980.- 328 с.

97. Теплотехника: учебник для вузов / А. П. Баскаков, Б. В. Берг и др.; Под ред. А. П. Баскакова. М.: Энергоиздат, 1982.-264 с.

98. Теплотехническое оборудование и теплоснабжение промышленных предприятий: Учебник для техникумов/ Голубков Б. Н., Данилов O. J1. и др.; Под ред. Б. Н. Голубкова.-2-е изд., перераб.- М.: Энергия, 1979.- 544 с.

99. Теплотехнический справочник. Под ред. С. Г. Герасимова,- Государственное энергетическое издание, Москва. 1958.- 672 с.

100. Теплофизические свойства технически важных газов при высоких температур и давлениях: Справочник / В. Н. Зубарев, А. Д. Козлов, В. М. Кузнецов и др.- М.: Энергоатомиздат, 1989. 232 с.

101. Технические системы (процессы, конструкции, эффективность). Р. Я. Ами-ров, И. М. Уракаев, Р. Г. Гареев, В. И. Глазунов, А. Н. Гришин, Р. Г. Шарафиев и др.- Уфа: Гилем, 2001.-600 с.

102. Тугунов П. И., Новоселов В. Ф. Типовые расчеты при проектировании и экс1.плуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учеб. пособие для вузов. М.: Недра,1981.-184 с. I

103. Физическая химия. Теоретическое и практическое руководство. Учеб. пособие для вузов / Под ред. Б. П. Никольского Л.: Химия, 1987.-880 с.

104. Филиппов Ю. В., Попович М. П. Физическая химия. М.: Изд-во МГУ, 1980.- 400 с.

105. Хейвуд Р. У. Термодинамика равновесных процессов. Руководство для инженеров и научных работников. Пер. с англ. М.: Мир, 1983. — 492 е., ил.

106. Цедерберг Н. В. Теплопроводность газов и жидкостей. М.: Энергоиздат, 1963.-408 с.

107. Чечеткин А. В. Высокотемпературные теплоносители. М.: Госэнергоиздат, 1992.-424 с.

108. Чечеткин А. В., Занемонец Н. А. Теплотехника: Учеб. для хим. технол. спец. вузов. М.: Высш. шк., 1986.- 344 с.

109. Чи С. Тепловые трубы: теория и практика / пер. с англ.- М.: Машиностроение, 1981.-207 с.

110. Щеголев М. М., Гусев Ю. Л., Иванова М. С. Котельные установки. Учебник для вузов. – М.: Стройиздат, 255 с.

111. Эстеркин Р. И. Промышленные котельные установки: Учебник для техникумов. -2-е изд. перераб. и доп.- Л.: Энергоатомиздат, 1985. -400с., ил.

112. Эстеркин Р. И., Иссерлин А. С., Певзнер М. И. Теплотехнические измерения при сжигании газового и жидкого топлива. Л.: Недра, 1981.- 424 с.

113. Casarosa Claudio, Dobran Flavio Experimental investigation and analytical modeling of a closed two-phase thermosyphons with imposed convection boundary conditions//Int. J. Heat and Mass Transfer. 1988. – 31, №9. – C. 1815-1833.

114. Churchill S. W. and Usagi R. F General Expression for the Correlation of Rates ofTransferand Other Phenomena, AIChE J., vol. 18, pp. 1121-1128, 1972.

115. Colburn A. P. and Hougen O. A. Design of cooler condensers for mixture of vaporous with non condensing gases. Ind. Engng. Chem. 26, 1178-82.

116. Fukano Т., Kadoguuchi K., Tien C. L. Oscillation phenomena and operating limitsLof the closed two-phase thermosyphon // I leat Transfer 1986: Proc. 8 Int.

117. Heat pipe exchangers // Prospect by Furukawa Electronic сотр. Yokohama, 1982.

118. Lee Y., Bedrossian. The characteristics of heat exchangers using heat pipers or thermosyphons//Int. Y. Ytat and Mass Transfer.-1978.-21,.№2.- P. 221-229.

119. Nguyen Y., Groll M. The influence of wall roughness on the maximum performance of closed two-phase thermosyphons // 15th thermophys. Conf/- Colorado, 1980.-№ 80. S. 1503.

120. Ostrach S. An analysis of Laminar Free-Convection Flow and Heat Transfer About a Flat Plate Parallel to the direction of the Generating Body Force, NACA Rept. 1111, Washington, D. C., 1953.

122. Patent USA, 5219020, 1993. Structure of Micro-heat pipe / Н/Akachi

123. Standiford, F. C., Effect of Non-condensables on Condenser Desing and Heat Transfer, Chemical Engineering Progress, vol. 75, Part. 2, 1979, pp. 59-62.

В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.

Http://www. dissercat. com/content/povyshenie-energoeffektivnosti-teplotekhnicheskogo-oborudovaniya-ustanovok-pervichnoi-perera

В данной статье мы рассмотрим такие вопросы, как увеличение выхода светлых фракций, которая включает в себя увеличение глубины переработки нефти и интенсификация данного процесса.

В условиях дефицита нефти в Мире основной задачей, стоящей перед отечественной нефтеперерабатывающей промышленностью, является ее скорейшая модернизация, направленная на повышение производства светлых моторных топлив и доведение их качества до требований по категории Евро 4-5 с одновременной минимизацией выход мазута.

Сегодня в нефтеперерабатывающей промышленности широко используется способ первичной переработки нефти, состоящий в разделении нефти на углеводородные фракции путем испарения легко кипящих фракций из нефти, вводимой внутрь ректификационной колонны, и последующей конденсации углеводородных фракций на тарелках, расположенных на различных высотах колонны. При использовании такого способа в зависимости от уровня технического оснащения нефтеперерабатывающих заводов от 6 до 15 % светлых фракций (выкипающих при температуре от начала кипения до 360 °С) остаются в мазуте.

Широкое распространение в последние годы получил метод кавитационной обработки углеводородного сырья, позволяющий увеличивать выход легколетучих фракций (20–30 % бензина, 40–50 % дизельного топлива, 20–30 % мазута, битума и других тяжелых товарных продуктов) при перегонке нефти. В процессе импульсной кавитационной обработки нефти и нефтепродуктов энергия, выделяющаяся при схлопывании кавитационных пузырьков, используется для разрыва химических связей между атомами больших молекул углеводородных соединений, вызванная микрокрекингом молекул и процессом ионизации.

В результате протекания этих процессов в системе накапливаются «активированные» частицы: радикалы, ионы, ионно-радикальные образования.

Кавитационная обработка в аппаратах вихревого слоя АВС ускоряет диффузию нефти в полости парафина, интенсифицирует процесс его разрушения. Ускорение растворения парафина идет за счет интенсификации перемешивания нефти на границе нефть-парафин и действия импульсов давления, которые разбрызгивают частицы парафина в индукционном поле.

Кавитация разрывает непрерывную цепочку, разрушая связи между отдельными частями молекул, влияет на изменение структурной вязкости, т. е. на временный разрыв Ван-дер-ваальсовых связей, (Ван-дер-ваальсовые силы межмолекулярного (и межатомного) взаимодействия с энергией 10—20 кДж/моль).

Под воздействием кавитации (в вихревом слое аппарата интенсификации технологических процессов АВС-100 или АВС-150) кавитация большой интенсивности на протяжении длительного времени нарушаются С-С связи в молекулах парафина, вследствие чего происходят изменения физико-химического состава (уменьшение молекулярного веса, температуры кристаллизации и др.) и свойств нефтянных продуктов (вязкости, плотности, температуры вспышки и др.).

В процессе кавитационной обработки нефти и нефтепродуктов энергия, выделяющаяся при схлопывании кавитационных пузырьков, используется для разрыва химических связей между атомами больших молекул углеводородных соединений. Уникальность АВС так же в том что кавитация возникает за счет вихревого слоя движущихся хаотически и перемагничивающихся ферромагнитных элементов, неравноосных ферромагнитов, иголок другим словом.

Для разрыва связей в молекулах углеводородных соединений необходимо обеспечить на сложную многокомпонентную систему, которой является нефть и нефтепродукты, многофакторное энергетическое воздействие в импульсной форме. Такое воздействие можно получить только аппаратах типа АВС.

Энергия диссоциации связи C-H колеблется в зависимости от молекулярной массы и структуры молекулы, в пределах 322-435 кДж/моль, энергия диссоциации связи С-С – 250-348 кДж/моль. При разрыве связи С-Н от углеводородной молекулы отрывается водород, при разрыве связи С-С – углеводородная молекула разрывается на две неравные части.

При обработке внутри камеры интенсификации на АВС углеводородного сырья происходит деструкция молекул, вызванная микрокрекингом молекул и процессами ионизации. В результате протекания этих процессов в системе накапливаются «активированные» частицы: радикалы, ионы, ионно-радикальные образования и другие явления свойственные только аппаратам интенсификации процессов типа АВС.

АВС-100 и АВС-150 используются, чтобы перерабатывать такие системы как «жидкость-жидкость», «жидкость – твердое тело», “твердое тело – твердое тело” и «газ – жидкость» за счет широкого спектра факторов воздействия.

Http://avs. globecore. ru/uvelichenie-vyhoda-svetlyh-frakcij. html

Швейцарская производственно-инжиниринговая компания ENCE GmbH (ЭНЦЕ ГмбХ) образовалась в 1999 году, имеет 16 представительств и офисов в странах СНГ, предлагает оборудование и комплектующие с производственных площадок в США, Канаде и Японии, готова разработать и поставить по Вашему индивидуальному техническому заданию оборудование для подготовки и очистки нефти.

«AMR Process Inc» – канадский производитель, разрабатывающий и предоставляющий лицензированные решения и комплексные проекты нефтяной (подготовка и очистка нефти) и газовой индустрии.

Вне зависимости от того, тяжелая это нефть, дизельное топливо, дегидрация, обессоливание или демеркаптанизация, решение будет подобрано с учетом конкретной ситуации.

Производитель «AMR Process Inc.» обладает обширными знаниями о конструкции нефтяного и газового технологического оборудования.

Официальный дистрибьютор на территории СНГ – производственно-инжиниринговая компания ENCE GmbH (Швейцария): Россия, Казахстан, Украина, Узбекистан, Латвия, Литва, Туркменистан

Компания ENCE GmbH предлагает следующие проекты и лицензионные решения по подготовке и очистке нефти

установки для отделения воды от нефти, дегидраторы, обессоливатели коалесцеры воды в нефти косвенные нагреватели, нагреватели на водяном термостате, нагреватели на соляной бане. высокоэффективные сепараторы

Усовершенствованные сепараторы – вертикальный поток, горизонтальный аппарат с усовершенствованными возможностями электростатической дегидратации нефти. Обессоливатель – вертикальный поток, горизонтальный аппарат с усовершенствованными возможностями электростатической дегидратации и обессоливания нефти. Процесс может происходить в один или в два этапа. Промысловый сепаратор – электростатический коагулятор, горизонтальный аппарат электростатического коагулятора. Содержит начальный участок дымогарной трубы секции нагрева с целью предварительного нагрева. Электромеханические сепараторы – горизонтальный аппарат, который отличается сочетанием электростатических решеток, коалисцирующие блоки и начальный участок дымогарной трубы секции нагрева с целью предварительного нагрева.

Продолжающееся укрупнение производств и комбинирование оборудования в целях улучшения технологии, а также широкое использование каталитических процессов, влечет за собой повышение и ужесточение требований к наличию хлоридов и металлов в поступающей на процессы переработки нефти. Также на работу технологического оборудования нефтеперерабатывающих предприятий негативно влияют следующие факторы:

наличие в нефти воды в большом объёме (способствует повышению давления на линиях перегонки нефти, а также снижению характеристик их производительности и нарастанию расходов энергии); наличие солей в трубопроводах печей или теплообменников (способствует появлению отложений, требующих регулярного удаления, уменьшает коэффициент теплопередачи и вызывает коррозию оборудования); присутствующие в остаточных нефтепродуктах (гудроне и мазуте) солей и механических примесей (способствует ухудшению качества этих нефтепродуктов).

Все это обуславливает необходимость перед перегонкой подвергать нефть тщательной очистке с помощью процессов обезвоживания (разрушение водно-нефтяной эмульсии с помощью деэмульгаторов) и обессоливания (разделенные соли и воду удаляют с помощью процедур, мало отличающихся от методов обезвоживания). Часто процессы очистки нефти реализуются в одной установке.

Нефть в чистом состоянии без наличия не углеводородных примесей (солей разных металлов) и вода (пресная) не растворяются друг в друге. Их смесь при отстаивании легко расслаивается. При наличии не углеводородных примесей нефть и вода создают трудноразделимую нефтяную эмульсию, в которой одна из жидкостей диспергирует в другую в качестве мелких капель, видимых визуально только под оптическим микроскопом. В целях получения очищенной нефти (подготовки нефти) водонефтяные эмульсии подвергают разрушению и различным воздействиям, которые направлены на укрупнение капель воды и снижению вязкости нефти. Это приводит к увеличению разности плотностей фаз, что в свою очередь вызывает усиленное расслоение. Для реализации процедур обезвоживания и обессоливания нефти (подготовка нефти) применяются следующие технологические процессы:

отстой нефти гравитационным способом; отстой горячей нефти; фильтрация; подогрев эмульсии (т. е. термическая обработка); использование электрического поля, (т. е. электрическая обработка).

Технологически более простым считается процесс гравитационного отстаивания, когда нефтью заполняют большие ёмкости и выдерживают её в течение более 48 часов. За этот период происходит коагуляция водных капель, которые, укрупняясь и становясь тяжелее, оседают под своей тяжестью на дно (гравитационное осаждение). При этом образуется слой скапливающейся воды. Однако процесс гравитационного отстаивания холодной нефти считается процессом малой производительности и недостаточно эффективным.

Более производительным и эффективным является отстой обводнённой нефти горячим методом, при котором нефть предварительно нагревается до определённой температуры (около 60°С), что значительно облегчает процесс осаждения водных капель, за счет чего в целом ускоряется обезвоживание нефти, а следовательно и очистка нефти. Нагрев эмульсии приводит с одной стороны к снижению расхода требуемого деэмульгатора, но с другой стороны влечёт ряд негативных, достаточно серьёзных последствий. Повышенная температура сильно увеличивает электропроводные характеристики нефти, что, соответственно, усложняет работу изоляторов (проходных и подвесных) и увеличивает расход электроэнергии (в случае электрообессоливающих установок).

В связи с этим подогрев разных сортов нефти на предварительных этапах её переработки проводят в температурных интервалах от 60 до 150 °С. Оптимальное значение температуры, обеспечивающие минимальные затраты на обессоливание, подбирается для каждого сорта нефти в отдельности и зависит от ее свойств. Научные изыскания и многолетний опыт эксплуатации промышленных электрообессоливающих установок показали, что для сортов нефти с низкой характеристикой вязкости (легкая нефть), не образующих устойчивых эмульсий, достаточно поддержание температуры в электродегидрарах около 70 °С. Для средневязких нефтей следует считать оптимальной температуру обессоливания от 100 до 120 °С. Более высокие температуры подогрева от 130 до 150 °С могут быть рекомендованы лишь для некоторых тяжелых и вязких сортов нефтяного продукта, образующих устойчивые эмульсии.

Для интенсификации процесса механического разделения эмульсии вместо гравитационных сил можно использовать центробежную силу, подвергая эмульсию процессу центрифугирования. Скоростью свободного осаждения частиц под действием силы земного притяжения оказывается значительно ниже скорости осаждения той же частицы в центрифуге под действием поля центробежных сил. В то же время более сложность оборудования для реализации данного метода является ограничивающим фактором.

Методом, основанным на обычной фильтрации, разрушают нестойкие эмульсии. В роли фильтров выступают вещества, которые не смачиваются водой. Эти фильтры обладают эффектом селективного смачивания. Данная система фильтрации обычно представляет собой цилиндрическую конструкцию вертикальной формы в виде сосуда, в средней зоне которого установлен фильтр. Снизу подаётся нефтяная эмульсия, которая подвергается процессу фильтрации, при этом очищенная нефть удаляется через верх, а сброс воды происходит в нижней области сосуда.

Для разрушения нефтяной эмульсии могут быть использованы деэмульгаторы, представляющие собой активные вещества дифильной структуры. Благодаря их сосредоточению на поверхности частиц дисперсной фазы происходит уменьшение межфазного натяжения в глобулах водонефтяной эмульсии, что приводит к разрушению их защитного слоя из природных стабилизаторов (асфальтены, парафины, смолы). Находят применение деэмульгаторы неэлектролитные и деэмульгаторы коллоидного типа.

К первому типу относятся растворяющие нефть органические вещества, снижающие вязкость нефти при растворении, такие как бензол, спирты, керосин. При этом происходит быстрое слияние водных капель и последующие их осаждение. Этот тип деэмульгаторов используют в лабораториях и при проведении различных исследований.

Промышленное применение деэмульгаторов в процессах обезвоживания нефти не базируется на неэлектролитах, так как их использование связано с чрезмерным их расходом и высокой ценой, а также сложным отделением от нефти уже после осаждения водяного слоя. Предпочтение отдается коллоидным поверхностно-активным веществам, среди которых выделяют анионоактивные, катионоактивные и неионогенные (не образующие в воде ионов) виды. В возникающих вследствие дестабилизации нестойких эмульсиях легко инициируются процессы укрупнения водных капель, которые затем осаждаются и выделяются в сплошную фазу. Эта стадия дестабилизации является лимитирующей для всего процесса обезвоживания и обессоливания. Растворимые деэмульгаторы в промышленности более предпочтительны благодаря ряду причин:

легко смешиваются с нефтью; не так сильно подвержены вымыванию водой; не вызывают механического засорения сточных вод; степень обводненности нефти не влияет на их расход; не вызывают коррозию металлов; их остаток в нефти направлен на предупреждение образования стойких, способных к «старению» эмульсий.

На практике чаще всего используют сочетание термодинамического разрушения эмульсии с электрическим способом. Вследствие индукции электрического поля водные капли подвергаются поляризации и деформации (вытягиванию) с последующим разрушением защитного плёночного слоя. Часто происходящая смена полярности (около 50 раз в секунду) электродов вызывает сталкивание и укрупнение капель, что приводит к их осаждению и образованию отдельной водной фазы. При увеличении глубины обезвоживания увеличивается расстояние между остаточными каплями и замедляется их слияние. Остаток воды в нефти после её обработки в переменном электрическом поле обычно представляет собой следы до 0,1 %. Слияние (коалесценцию) оставшихся водных капель можно усилить, повысив до определенных параметров напряжённость электрического поля. Различные сорта нефти обладают разной степенью эмульсионности (предрасположенность к образованию эмульсии), подразделяясь на 3 группы:

высокоэмульсионные нефти с эмульсионностью 80 – 100 %; промежуточная группа с эмульсионностью нефти 40 %; низкоэмульсионные нефти с эмульсионностью 1,3 – 8,0 %.

Определение степени эмульсионности помогает подобрать оптимальный режим процедур обезвоживания и обессоливания нефти (подготовки нефти). Для конкретного типа эмульсий следует подбирать и разные размеры электродов, а также устанавливать разные расстояния между ними. В целях увеличения скорости процесса электрического обезвоживания также осуществляют предварительный подогрев нефти при температуре более 60 °С.

Наряду с процессом обезвоживания необходимо осуществлять процедуру глубокого обессоливания нефти. Обессоливание представляет собой перемешивание уже обезвоженной нефти с пресной водой. Эмульсия, возникшая в результате смешивания, вновь подвергается обезвоживанию. Необходимость такой периодичности технологических процедур объясняется тем, что даже в предварительно обезвоженной нефти есть остатки некоторого объёма воды, в котором находятся растворённые соли. Смешиваясь с пресной водой, соли равномерно распределяются по всему объёму воды, за счет чего происходит выравнивание ее концентрации. При повторном обезвоживании значительная часть растворенных солей удаляется в виде раствора. Также промывная вода постоянно перемешивает нефтяную эмульсию, вследствие чего происходит дополнительное слипание (коалисценция) капель.

Чтобы достичь высокой степени обессоливания, промывная пресная вода вливается в нефть в определенном количестве. Только 1% подаваемой воды смешивается с каплями солёной воды в эмульсии, а остальная ее часть помогает взбалтывать эмульсию, выступая в качестве турбулизатора. Однако увеличение объёма промывной воды способствует росту затрат на процедуру обессоливания нефти и увеличивает количество образующихся стоков. В целях экономии пресной промывной воды на обессоливающих установках многих нефтеперерабатывающих заводов применяют двухступенчатые системы очистки нефти с противоточной подачей воды. Поток свежей воды подают на вход последней ступени, а из первой ступени отводят дренажную воду. Количество ступеней (одна, две или три) при обессоливании нефти определяется характеристиками исходной эмульсии и содержащихся в ней солей.

Для очистки нефти от солей и воды используются следующие установки, на которых реализуют процедуры обезвоживания и обессоливания (оборудование для подготовки нефти):

термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ); электрические установки обессоливания (ЭЛОУ).

Основной объём воды вместе с растворёнными в ней солями и механическими примесями отделяется ещё на промыслах. А окончательные процессы по обезвоживанию и обессоливанию нефти проводятся на нефтеперерабатывающих предприятиях с использованием электрообессоливающих установок. На нефтеперерабатывающих предприятиях, в качестве оборудования для подготовки нефти, эксплуатируется в основном три типа электрообессоливающих установок. Конечный выбор установки определяется типом используемых электродегидраторов и характером их связи с нефтеперегонными аппаратами.

К первому типу относятся отдельно смонтированные электрообессоливающие установки, на которых обессоливание нефти выполняют обычно в одну стадию. Процесс осуществляется в нескольких электродегидраторах (аппаратах электрического обезвоживания и обессоливания) вертикального исполнения. Нефть подогревают с помощью водяного пара. ЭЛОУ такого типа не связана напрямую с установкой атмосферно-вакуумной перегонкой нефти, поэтому нефть охлаждается и сбрасывается в промежуточную ёмкость, откуда она в дальнейшем с помощью насоса транспортируется на атмосферно-вакуумную перегонку.

Ко второму типу относятся двухступенчатые электрообессоливающие установки, соединённые напрямую со станциями атмосферной или атмосферно-вакуумной перегонки нефти. Такие типы ЭЛОУ оснащаются электродегидраторами шарового типа по одному аппарату на ступень. Нефть подогревают на таких установках не с помощью водяного пара, а посредством тепла продуктов, образующихся при перегонке нефти. Нефть после обессоливания на установке этого типа не охлаждается и не сбрасывается в промежуточную ёмкость, а минует её и поступает на насос станции атмосферно-вакуумной перегонки.

К третьему типу относятся двухступенчатые электрообессоливающие установки (иногда трехступенчатые), соединённые напрямую со станциями атмосферной или атмосферно-вакуумной перегонки нефти. Процесс осуществляется в электродегидраторах вертикального исполнения. Нефть здесь также нагревается посредством тепла продуктов, образующихся при её перегонке. В установке насоса необходимости нет, так как современные электрообессоливающие установки обычно идут в комплект с ним.

В случае проектирования двухступенчатых электроустановок обессоливания в 1-й ступени электродегидраторы удаляют 75-80 % объёма солёной воды и 95-98 % солей, а электродегидраторы 2-й ступени убирают 60-65 % объёма оставшейся эмульсиии около 92 % объёма оставшихся солей. Количество проектируемых в двухступенчатых электроустановках обессоливания электродегидраторов зависит от общего объема и качественных характеристик обрабатываемой нефти (количества воды и солей, показателей стойкости у эмульсий), показателей производительности и от типа установки. Нефтеперерабатывающие предприятия, в качестве оборудования для очистки нефти, применяют электродегидраторы 3-х типов:

цилиндрические электродегидраторы вертикального исполнения, с горизонтальными электродами круглой формы; нефть идет между электродами; шаровые электродегидраторы, имеющие кольцевые электроды; нефть движется между электродами; электродегидраторы горизонтального исполнения, с электродами прямоугольной формы и подачей нефти в нижний отсек устройства под уровень с отстоявшейся водой.

Современные электрообессоливающие установки проектируются с электродегидраторами только горизонтального исполнения, и входят в состав оборудования по подготовке нефти: как атмосферных, так и атмосферно-вакуумных установок. Горизонтальная конструкция электродегидраторов обладает рядом преимуществ, таких как большая площадь электродов и, соответственно, большее приходящееся количество нефти на единицу сечения устройства, меньшая вертикальная скорость движущегося потока нефти, что обеспечивает благоприятные условия для отстаивания воды, а также реализация процессов с более высокими показателями давления и температуры. Нефть подаётся в нижнюю ступень устройства, что обеспечивает её дополнительную промывку и прохождение через 2 электрических поля: слабое и сильное.

При горизонтальном исполнении электродегидраторов нефть поступает снизу по трубчатому распределителю с горизонтальными отводами из перфорированного материала. Через коллекторное устройство обессоленная нефть сверху выводится из электродегидратора. Если в электродегидраторе нарушена процедура отстоя, то отстойная вода уходит через дренажный коллектор в канализацию (дополнительный отстойник), откуда жидкая смесь насосом откачивается и снова поступает в процесс. Нефть, ещё не полностью обезвоженная, из электродегидратора 1-й ступени под давлением поступает сверху в электродегидратор 2-й ступени. В смесителе поток нефти промывается свежей, подаваемой насосом водой (химически очищенной), которая предварительно нагревается паром в подогревательном устройстве до 80 – 90 °С. Нефть в обессоленном и обезвоженном состоянии из электродегидратора 2-й ступени выводится с установки в ёмкости.

Электродегидраторы горизонтального типа имеют ряд преимуществ по сравнению с конструкциями вертикального и шарового исполнения. Для них характерны:

более благоприятные условия для осаждения водных капель; удельная производительность, в 3 раза превышающая вертикальные и шаровые конструкции при наличии малой удельной массы и меньшей стоимости устройства; простота конструкции, небольшое количество электрооборудования (однако площадь электродов больше), удобство монтажа, доступность обслуживания и ремонтопригодность; возможность работы с повышенными параметрами давления и температуры.

Процесс обессоливания нефти (подготовки или очистки нефти) потребляет огромное количество воды. В этой связи на нефтеперерабатывающих предприятиях применяются конденсаты водяных паров, взятых из замкнутого цикла технологических процессов. Пресную воду с целью экономии подают на установки очистки нефти только в последнюю ступень, повторно используя дренажную воду со следующей ступени для промывания нефти в предыдущей ступени, что в итоге позволяет понизить потребление пресной воды более чем вдвое.

Повторное использование воды, как при переходе на следующую ступень, так и внутри самих ступеней, заметно снижает её потребление. Сточные воды с оборудования для подготовки (очистки) нефти нефтеперерабатывающих предприятий в случае содержания в них нефтяных солей и при наличии загрязнений должны подвергаться выпариванию на агрегатах термического обезвоживания стоков до получения сухого остатка. Образующимся при этом водным дистиллятом промывают нефть на электрообессоливающих установках, а твёрдый остаток с неорганическими солями подлежит обязательному захоронению в специальных контейнерах.

Рациональности использования каждого из методов для очистки нефти определяется в каждом отдельном случае по их качественными показателями, такими как эффективность, наиболее полная степень отделения сухих солей и воды, необходимость нагрева, простота оборудования и самого метода, экономичность и гибкость процесса. В этой связи на нефтеперерабатывающих предприятиях используют сочетание различных методов обессоливания и обезвоживания. Например, на электрообессоливающей установке могут комбинировать сразу четыре способа воздействия на эмульсию: подача деэмульгаторов, подогрев эмульсии, электрическое поле и гравитационное отстаивание.

Одной из новых разработок и, соответственно, одним из сравнительно последних предложений в отношении усовершенствования технологий по подготовке нефти является процесс коалесцирующего фильтрования, которому подвергается в ФКУ нагретая водонефтяная эмульсия. ФКУ это фильтрующе-коалесцирующие устройства в виде влагоотделительного пакета, состоящего из сочетания пористо-ячеистых материалов, имеющих высокоразвитую коалесцирующую поверхностную структуру и высокую эффективность воздействия. Высокий показатель эффективного действия ФКУ при подготовке нефти на таком сложном технологическом этапе, как обезвоживание и обессоливание, объясняется тем, что влагоотделительный пакет состоит из олеофильных и гидрофильных материалов, подобранных при учёте свойств и характеристик обрабатываемой углеводородной среды, которой являются водонефтяные эмульсии. Процессы глубокой степени обезвоживания и обессоливания позволяют заметно уменьшить коррозионную активность, которой обладает нефтяное сырьё при транспортировке.

В настоящее время среди оборудования для подготовки (очистки) нефти широкое распространение получили сложные электрообессоливающие установки комбинированного типа. В них сочетаются отдельные агрегаты, предназначенные и для процессов обессоливания и обезвоживания нефти в сыром виде, для атмосферной перегонки предварительно обессоленной нефти, для вакуумной перегонки мазута, для стабилизации и в целях вторичной перегонки бензина, для последующего получения сырья для линий каталитического риформинга. Они служат также для гидроочистки многих видов дизельного топлива и керосина, на них налажено производство битума и получение компонентов продуктов нефти в качестве товарных, таких как бензин, мазут, вакуумный газойль, дизельное топливо.

Http://oil-filters. ru/oil_treatment_and_refining/

Поделиться ссылкой: