Проект установки первичной переработки Дмитриевской нефти СIII Куйбышевской области

Введение

В технологических схемах нефтеперерабатывающих заводов установки первичной переработки нефти являются головными, производящими товарную продукцию и ее компоненты или сырье для вторичных процессов, и от показателей работы этих установок во многом зависят показатели работы завода в целом. Эффективность работы установок первичной переработки нефти определяется точностью проектных расчетов аппаратуры, ее конструктивным оформлением. От четкой надежной работы этих установок в значительной мере зависят показатели последующих процессов каталитического риформинга, адсорбционного выделения жидких парафинов и др.

Современные установки первичной перегонки нефти бывают неглубокой перегонки — атмосферные трубчатые (АТ) установки и глубокой перегонки — атмосферно-вакуумные трубчатые (АВТ) установки. Дистилляция нефти, осуществляемая на установках АТ и АВТ, имеет принципиальные особенности, обусловленные природой сырья, ассортиментом получаемых нефтепродуктов и предъявляемыми к ним требованиями.

Установки АВТ (атмосферно-вакуумной трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти методом многократного (двухи трехкратного) испарения. При первичной переработке нефти используются физические процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы переработки базируются в основном на деструктивных методах (термический, каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация и др.).

Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего — трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензиненную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350−360 °С.

Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического крекинга или гидрокрекинга). Установки АВТ, как правило, комбинируются с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ). Кроме того, используются установки вторичной перегонки бензина для получения узких бензиновых фракций. Куйбышевская область — крупный нефтедобывающий район страны. Нефтяные залежи области связаны с отложениями пермского, каменноугольного и девонского возрастов. К самым крупным месторождениям области относится Дмитриевское. Основное количество нефти в области добывается из залежей каменноугольного возраста. Это сернистые, смолистые и парафиновые нефти; содержание светлых нефтепродуктов 15 — 28% (фракции до 200°C) и 35 — 54% (фракции до 350°C). Из всех нефтей области прямой перегонкой могут быть получены лишь компоненты автомобильных бензинов с низким октановым числом.

Это можно объяснить высоким содержанием парафиновых углеводородов (54 — 78%) во фракции н.к.-200°C. Легкие керосиновые дистилляты из большинства нефтей области содержат незначительное количество серы, однако многие из них необходимо очищать от меркаптановой серы. Дизельные фракции большинства нефтей удовлетворяют требованиям ГОСТ на дизельные топлива летних и зимних марок, однако многие из них также нужно очищать от серы. Кроме того из большинства нефтей Куйбышевской области можно получать мазуты основных марок, отвечающие требованиям ГОСТ. Суммарный выход базовых масел с ИВ 85 составляет 16,4 — 28% (на нефть).

В данном курсовом проекте изложен технологический расчет установки АВТ для перегонки Дмитриевской нефти СIII, которая позволяет получить из нее бензины и дизельные топлива хорошего качества.

1. Теоретические основы процесса

1.1 Индексация нефтей для выбора технологической схемы и варианта ее переработки

1.1.1 Установки первичной перегонки нефти Установки первичной перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °C, то ее именуют атмосферной трубчатой (АТ) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой.

При комбинировании ее с блоком глубокого обессоливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ.

Нефть из резервуара 1 сырьевым насосом под давлением 1,5 — 1,8 МПа прокачивается через две группы теплообменников, в которых она нагревается за счет тепла готовых или циркулирующих нефтепродуктов. В первой группе теплообменников (до электродегидратора 2) нефть нагревается потоками керосина, ПЦО колонны 4, дизельного топлива, ВЦО колонны 5 и вакуумного газойля и с температурой 130 — 140 °C при давлении 0,8 — 1,2 МПа поступает в электродегидраторы блока ЭЛОУ. На рисунке условно показан один электродегидратор. За счет подачи деэмульгатора и промывной воды из нефти из нефти извлекаются минеральные соли (до 5 — 7 мг/л0, и с остаточным содержанием эмульгированной воды 0,1 — 0,2% (мас.) нефть поступает во вторую группу теплообменников. Здесь она нагревается потоками ПЦО колонны 5 и гудрона до 220 — 240 °C и с долей отгона 5 — 15%(мас.) поступает в отбензинивающую колонну 3.

Назначение этой колонны — извлечь из нефти остатки растворенного в ней газа (если нефть не прошла стабилизацию) и легкую бензиновую фракцию с температурой конца кипения 85 °C (или 120 °C).

Для повышения четкости выделения этой фракции из нефти при кратности орошения 1,5 — 2,0 в низ отбензинивающей колонны поводится поток тепла «горячей струей» (ГС).

Число тарелок в отбензинивающей колонне обычно 20 — 25, диаметр ее 3,6 — 4,0 м, температура паров наверху — 110 — 115 °C, внизу — 240−260 °C.

Из сепаратора этой колонны отбирается жирный углеводородный газ II с давлением, близким к давлению в отбензинивающей колонне (0,2 — 0,4 МПа). Этот газ обычно используют как топливо в печах этой же установки АВТ. Нестабильный бензин 28 — 85 °C (или 120 °C) VII из этого же сепаратора, имеющий температуру 25 — 30 °C, насосом частично возвращают в колонну как орошение, а остальную балансовую часть прокачивают через теплообменник, нагревают до 50 — 70 °C и подают в колонну стабилизации 7.

Колонна стабилизации (диаметр 1,2 — 1,4 и, число тарелок — 30−40) предназначена для отделения от нестабильной легкой бензиновой фракции углеводородов С1 — С4. Давление в этой колонне поэтому повышенное (0,8 — 1,0 МПа), а конденсацию паров сверху колонны осуществляют в конденсаторе водяного охлаждения. Для обеспечения в этой колонне необходимой кратности орошения (2 — 4) внизу ее подводится тепловой поток через ребойлер, обогреваемый водяным паром или другим теплоносителем.

Из сепаратора колонны стабилизации выводят углеводородный газ (С1 С3.) под указанным выше давлением и сжиженные углеводороды С3 — С4.(с примесью С5.) IV, часть которых возвращается в колонну как холодное орошение, а балансовое количество выводится с установки. Стабильный бензин снизу колонны 7 (из ребойлера) насосом откачивается в колонну вторичной перегонки бензина 8. В эту колонну поступает бензин, отбираемый сверху атмосферной колонны 4.

Колонна 8 (диаметр 2,4 — 3,2 м, число тарелок 30−35) предназначена для разделения смеси бензина на две фракции — легкую головку н.к. — 85 °C (или н.к. — 62) и остаток 85 — 180 °C (или 62 — 180). Давление в этой колонне 0,3 — 0,4 МПа, кратность орошения — 2,0−2,5, дополнительное тепло подводится с низу также через ребойлер. Головка бензина V и тяжелый бензин VI отводятся с установки как балансовые продукты.

Отбензиненная нефть VIII снизу колонны 3 насосом прокачивается через трубчатую, атмосферную печь 9, где нагревается до 340 — 360 °C. По тепловой мощности атмосферная печь наибольшая на установке (120 — 130 МВт), поэтому часто устанавливают две трубчатые печи по 60 — 65 МВт, работающие параллельно.

Нагретый до 340 — 360 °C поток отбензиненной нефти частично (15 — 20%) возвпащается в нижнюю часть отбензинивающей колонны (ГС) для создания в ней потока паров в отгонной секции, а балансовое качество в парожидком состоянии [доля отгона 45 — 60% (мас.)] поступает в секцию питания атмосферной колонны 4. Эта колонна (диаметр 6,4 — 7,0 м, число тарелок 40 — 45) предназначена для разделения предварительно отбензининой нефти на несколько светлых (топливных) фракций. Обычно эта стабильная бензиновая фракция IX, выкипающая до 160 — 180 °C, керосиновая фракция (140 — 230 °C) X и фракция дизельного топлива (200 — 350 °C) XI. Давление в этой колонне поддерживается близким к атмосферному (0,12 — 0,15 МПа в сепараторе бензина), а тепло подводится только потоком нагретого сырья из-за невозможности повысить температуру внизу колонны без опасности термического разложения остатка. Поэтому для создания потока паров в отгонной части колонны 4 под нижнюю тарелку отгонной части подают перегретый до 380 — 400 °C водяной пар в количестве 1,2 — 2,0% (мас.) на сырье колонны. Количество укрепляющих тарелок по секциям атмосферной колонны обычно составляет: от верха колонны до вывода 1-го бокового погона (керосина) — 12−16, между выводами 1-го и 2-го боковых погонов — 12−14, от вывода 2-го бокового погона до ввода сырья — 8−10 и ниже ввода сырья — 4−6. В стриппингах обычно по 4 тарелки, и под нижнюю из них вводят также перегретый водяной пар в количестве 5 — 8% (мас.) в расчете на отводимый снизу стриппинга дистиллят.

Для создания потока орошения во всех укрепляющих секциях избыточное тепло отводят острым орошением наверху колонны (возвратом части бензина из сепаратора) и одним промежуточным орошением (ПЦО) под тарелкой вывода.

Сверху атмосферной колонны из сепаратора отбирают оставшуюся в отбензиненной нефти часть бензиновой фракции IX, которая в смеси со стабильным бензином (остаток колонны 7) поступает в колонну вторичной перегонки 8. Из того же сепаратора отбираются оставшиеся легкие углеводороды С4 — С5 II в газовой фазе, используемые как газовое топливо в печах. Боковые погоны (керосин X и дизельное топливо XI) выводят снизу стриппингов 6, прокачивают насосом через теплообменники для нагрева нефти, холодильники воздушного охлаждения и направляют в резервуарный парк. Температура паров бензина, уходящих сверху колонны, обычно составляет 115 — 125 °C, выхода керосина снизу стриппинга — 145 — 160 °C и дизельного топлива — 240 — 260 °C. ПЦО выходит из колонны с температурой 170 — 190 °C и возвращается охлажденным до 60 — 80 °C.

Подачей водяного пара в низ соответствующих стриппингов в них осуществляется отпарка легкокипящих фракций и регулируются точка начала кипения и температуры вспышки этих дистиллятов.

Изменения температуры конца кипения керосина или дизельного топлива производится за счет изменения количества флегмы, перетекающей из колонны в стриппинг (чем больше это количество, тем выше температура конца кипения).

Мазут XII снизу атмосферной колонны с температурой 300 — 310 °C насосом прокачивается через трубчатую вакуумную печь 10 мощностью 30−40 МВт, где нагревается до 400 — 420 °C, и в парожидком состоянии (доля отгона 60 — 70%) поступает эвапорационное пространство вакуумной колонны 5 (диаметр 9 — 10 м, число тарелок 18 — 26). В зоне ввода сырья давление в этой колонне составляет обычно 10 — 15 кПа (0,01 — 0,015 МПа), а наверху ее — 5 — 7 кПа (0,005 — 0,007 МПа). Такое давление поддерживается за счет откачки из системы «печь — колонна — коммуникации» атмосферного воздуха (подсасываемого через неплотности фланцевых соединений) и легких углеводородов (С1 — С7), образующихся за счет небольшой деструкции мазута при его нагреве в печи 10 [обычно их образуется не более 0,1%(мас.) от мазута].

Для откачки этой смеси несконденсированных газов используют пароэжекторные насосы 11 (2- или 3-ступенчатые с конденсацией паров между ступенями). В качестве эжектируемого агента применяют перегретый водяной пар давлением 1,0 — 1,5 МПа. Поток несконденсированного газа XIII направляется обычно в топку печи 10 для сжигания, чтобы не загрязнять атмосферу углеводородами и сероводородом.

Пароэжекторный насос 11 откачивает газы и пары из сепаратора, в который поступает сконденсированный поток паров сверху колонны. После разделения этого конденсата во втором сепараторе на легкую газойлевую фракцию (100 — 250 °C) и конденсат водяного пара они отдельными насосами выводятся из этого сепаратора (XIV и КВ).

На верху вакуумной колонны для отвода тепла на группе конденсационных тарелок циркулируют ВЦО, задачей которого является полная конденсация углеводородного парового потока. Однако достичь полной конденсации не удается, потому что при температуре входа ВЦО в колонну около 60 — 80 °C температура паров на верху колонны обычно не ниже 70 °C, а при этой температуре и давлении 5 кПа в смеси с водяным паром не конденсируется до 1 — 2% на мазут легких углеводородных фракций (из-за их низкого парциального давления — около 1 — 3 кПа), и они выводятся из конденсационно-вакуумсоздающей системы XIV.

Часть циркулирующей наверху флегмы ВЦО выводится из колонны с температурой 220 — 260 °C как материальный поток легкого вакуумного газойля XV, выкипающего до 350 — 380 °C.

Основной дистиллят вакуумной колонны — вакуумный газойль 350 — 500 °C XVI, используемый обычно как сырье для каталитического крекинга. Между выводами этих боковых погонов XV и XVI обычно расположено 8 — 10 тарелок. С нижней из этих тарелок (сборной) балансовая часть потока выводится в стриппинг 6, в который подается водяной пар (4 — 6% на вакуумный газойль) и снизу которого откачивается через теплообменник нагрева нефти и воздушный холодильник вакуумный газойль, а другая часть насосом циркулирует (через холодильник) как ПЦО. Температура вывода вакуумного газойля из колонны — 320 — 340 °C.

Внизу отгонной части колонны вводится перегретый водяной пар в количестве 0,8 — 1,5% (мас.) на сырье колонны. Остаток вакуумной перегонки — гудрон с температурой 360 — 380 °C — насосом через теплообменники и холодильник откачивается в парк.

В тех случаях, когда нефть пригодна для получения смазочных масел (1-я или 2-я группа нефтей по их индексации), в вакуумной колонне вместо вакуумного газойля XVI получают обычно 2 — 3 фракции масляных дистиллятов (350 — 420 °C, 400 — 500 °C), которые направляют на очистку и получение их масел.

Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн. т/год.

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дельнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка).

Первичная переработка нефти — это тепловой процесс, и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение, электроэнергия на перекачки, водяной пар). Если перевести по соответствующим эквивалентам все энергоносители в топливный эквивалент, то на первичную 1 т нефти в среднем затрачивается 50 — 60 кг топлива с теплотой сгорания, близкой к теплоте сгорания нефти (или 60 — 80 кг условного топлива).

1.1.2 Выбор технологической схемы и варианта ее переработки в связи с индексацией нефтей Первичная перегонка нефти (ППН) — наиболее отработанный и устоявшийся процесс, в основе которого лежит ректификация нефти.

Исходной информацией для него является индексация нефти, т. е.:

— класс нефти (содержание серы 0,5; 0,51 — 2,0 и выше 2,0%): соответственно класс нефти 1 (малосернистая, 2 (сернистая), 3 (высокосернистая).

— тип нефти (содержание фракций до 350 °C выше 55%, 54,9 45% и менее 45%): соответственно тип нефти 1 (легкая), 2 (средняя), 3 (тяжелая).

— группа нефти (по содержанию базовых масел в % на нефть и мазут): 1 — в нефти > 25%, в мазуте > 45%, 2 — соответственно 15 — 24,9% и 45%, 3 — 15 — 24,9% и 30 — 44,9%, 4 — < 15% и < 30%.

— подгруппа нефти (по индексу вязкости масел от 95 до 85 и ниже): 1 — индекс вязкости масел > 95, 2 — соответственно 90 — 95, 3 — 85 — 90 и 4 — индекс вязкости < 85.

— вид нефти (по содержанию твердого парафина от 1,5 до 6% и выше): 1 малопарафинистая, содержание парафина (% масс.)? 1,5, 2 — парафинистая (1,5 — 6,0% масс), 3 — высокопарафинистая (> 6,0% масс).

В зависимости от индекса нефти выбирается схема ППН и последующей очистки дистиллятов. ППН осуществляют на атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. Установка АВТ на нефтеперерабатывающем заводе является головной, вариант ее работы в значительной мере определяет профиль завода в целом — топливный, топливно-масляный или топливно-масляно-нефтехимический.

Под вариантом первичной перегонки нефти понимают ассортимент дистиллятов, который в дальнейшем обеспечит работу НПЗ по одному из указанных профилей.

Вариант перегонки нефти выбирают на основе шифра нефти и качества основных нефтепродуктов, получение которых из нее возможно. В связи с тем, что светлые фракции нефти (до 350 °C) во всех случаях используют как топлива, топливный или масляный профиль определяют по группе и подгруппе нефти.

Принципиальную технологическую схему АВТ выбирают после уточнения варианта перегонки. При этом исходят из следующих соображений.

В атмосферной части (рис. 2) схема перегонки может быть одноколонной — А-1 и двухколонной — А-2 (с предварительным отбензиниванием нефти). Выбор той или иной из них зависит в первую очередь от типа нефти и ее класса (особенно по содержанию меркаптановой серы) и от содержания в нефти растворенных газов. Каждая из этих схем имеет достоинства и недостатки.

Принципиальная схема вакуумной ступени АВТ может иметь варианты:

— В-1 — одноколонная схема, где дистилляты могут быть как масляные, так и топливные;

— В-2 — одноколонная схема с доиспарителем гудрона, от которого доотгоняется тяжелый дистиллят (тВГ) с температурой конца кипения до 540 560 °C. Такая схема обычно целесообразна для получения только топливных дистиллятов;

— В-3 — двухколонная схема масляного профиля, где первая колонна служит для отделения фракции до 350 °C (лВГ) и получения широкой фракции (ШФ) 350 — 550 °C, которая после повторного нагрева разделяется на масляные дистилляты (лМД и сМД) во второй колонне.

Выбор той или иной схемы вакуумной ступени определяется вариантом переработки нефти, а также рядом других соображений (глубина отбора дистиллятов, энергозатраты, простота обслуживания установки и др.).

При составлении общей схемы рассчитываемой АВТ включаются также блоки ЭЛОУ и вторичной дистилляции бензиновых фракций.

В соответствии с принятым вариантом переработки нефти составляется общий и поступенчатый материальный баланс дистилляции нефти. Исходной информацией для этого служит фракционный состав нефти по ИТК.

Выходы конечных продуктов в общем материальном балансе АВТ принимаются равными выходу соответствующих фракций по ИТК.

Поступенчатый материальный баланс дистилляции нефти составляется для каждой ступени установки. Принятые выходы продуктов пересчитывают затем в массовые количества (в кг/ч и тыс. т/г) в зависимости от заданной мощности АВТ по нефти.

На основании поступенчатого баланса составляется общий (сводный) материальный баланс установки. В этом балансе суммированы углеводородные газы и фракции дизельного топлива.

На основе составленного материального баланса по каждой ступени выполняют технологический расчет этих ступеней.

1.2 Физические основы дистилляции нефти на фракции

1.2.1 Технология обезвоживания и обессоливания нефти Современная обессоливающая установка (ЭЛОУ) может быть как автономной, так и блоком в комплексе с установкой дистилляции нефти. Последний вариант является наиболее распространенным.

Сырьевым насосом нефть прокачивается через группу рекуперативных теплообменников, где за счет тепла дистиллятов, получаемых их нефти, нагревается до 130 — 140 °C и под давлением 1,4 — 1,5 МПа через смесительный клапан 9 входит через маточник в электродегидратор первой ступени. Перед смесительным клапанов в поток нефти подаются деэмульгатор и промывная вода, рециркулирующая со второй ступени Вц2−1 и на первой ступени Вц1. Оба этих потока воды в заданном количестве подаются насосами и из емкостей отстойников.

Спуск воды из электродегидратора осуществляется через регулирующий клапан 10 по уровню раздела фаз вода — нефть. После первой ступени нефть направляется также через смесительный клапан в электродегидратор второй ступени. На вход смесителя этой ступени подается насосом свежая пресная вода и рециркулирующая вода этой степени Вц2.

После второй ступени обессоливания нефть проходит группу высокотемпературных теплообменников, где нагревается до 200 — 230 °C, поступает в первую дистилляционную колонну.

Вместе с водой в емкости попадает нефть (эмульсия «нефть в воде»), которая в этих емкостях отстаивается и периодически откачивается на прием насоса 1.

Дренажная вода IV после отстоя в течение 1 ч в емкости сбрасывается в промышленную канализацию и поступает на очистку.

Основными аппаратами ЭЛОУ являются электродегидраторы. Они могут быть различные по устройству (шаровые, вертикальные, цилиндрические, горизонтальные цилиндрические), но наиболее эффективной и получившей наибольшее распространение конструкцией стали горизонтальные электродегидраторы ВНИИнефтемаш типа 2ЭГ-160.

Они имеют диаметр 3,4 м, длину около 18 м, рассчитаны на давление 1,8 МПа и включают два решетчатых электрода, подвешенных через изоляторы к корпусу аппарата.

Электроды представляют собой горизонтальные решетки, сваренные из металлических прутков диаметром 15 — 18 мм, с окном решетки 150×150 мм или 200×200 мм. Одна из решеток соединена с корпусом аппарата (нулевой электрод), а к другому подведено высокое напряжение (20 — 30 кВ).

Устройство электродегидраторов, используемых при промысловой подготовке нефти (обезвоживании), несколько иное и также отличается большим разнообразием.

В аппарате совмещены три зоны; слева от перегородки — термическая, где нефть нагревается и крупные капли оседают; между перегородками и, где для коалесценции капель используется электрическое поле, и справа от перегородки — зона механической коалесценции за счет фильтрации нефти через пакеты гофрированных пластин из полистирола (гофры под углом 30 — 60 ° расположены поперечно у смежных пакетов). Сочетание этих зон дает большой эффект как по производительности аппарата, так и по глубине обезвоживания. Температура нефти после зоны нагрева обычно 65 — 70 °C. При начальной обводненности нефти 9 — 10% (масс.) на выходе из такого аппарата содержание воды составляет не более 0,3%[обычно 0,1 — 0,25% (масс.)]. Размеры аппарата: диаметр — 2,4 м, длина — 7,6 м.

Технологический режим глубокого обезвоживания и обессоливания нефти на ЭЛОУ зависит от конкретной нефти. Если нефть содержит большое количество органических кислот, то нефть (после ЭЛОУ или на ее последнюю ступень) подают раствор щелочи обычно в количестве 1 — 5 г/т (из расчета обеспечения рН 5,5 — 7,0).

Важным элементом технологии установок ЭЛОУ является промывная вода. Для того чтобы сократить или свести до нуля использование пресной воды из внешних источников (водопровода, реки), в качестве свежей воды на ЭЛОУ подают технологические конденсаты водяного пара, образующиеся на установке перегонки нефти, в состав которой входит блок ЭЛОУ, а также конденсаты с других технологических установок (каталитического крекинга, гидроочистки и др.). Конденсат с установки перегонки нефти используют обычно без специальной обработки, конденсаты с других установок часто содержат сульфиды и гидросульфиды аммония, которые при нагревании распадаются на сероводород и аммиак. Такие конденсаты перед подачей на ЭЛОУ продувают водяным паром для отдувки сероводоода и аммиака.

В процессе эксплуатации блоков ЭЛОУ обычно контролируют следующие показатели:

— температуру и давление в электродегидраторах;

— содержание воды и хлоридов на выходе и входе блока ЭЛОУ;

— содержание хлоридов в свежей воде (в том числе технологическом конденсате) и воде, сбрасываемой в промышленную канализацию с ЭЛОУ;

— содержание нефтепродукта в дренажной воде;

— содержание деэмульгатора в дренажной воде.

1.2.2 Принципы простой перегонки нефти Под простой перегонкой нефти понимают процесс одноили многократного испарения нефти с конденсацией образующейся паровой фазы без ее обогащения.

В простейшем случае нефть нагревают в нагревателе (печь или другой тип подогревателя) до определенной температуры (например, t1), и при отсутствии перепада давления между нагревателем и испарителем она с той же температурой поступает в испаритель. При определенном давлении РА (атмосферное или несколько выше) в последнем однократно испаряются легкие фракции нефти (паровая фаза), которые конденсируют и поступают в сборник 4 конденсата паровой фазы II. Жидкая фаза отбирается снизу испарителя и также охлаждается.

Графически кривые ИТК нефти и ИТК паровой и жидкой фаз при температуре t1 и давлении РА. Если этот процесс провести при более высокой температуре t2 >t1,то кривые ИТК паровой и жидкой фаз будут иметь иной вид: утяжеляется по концу кипения и по началу кипения.

Выход паровой фазы (доля отгона) зависит как от состава исходной нефти, так и от режимных параметров процесса (t и Р). При давлениях, близких к атмосферному (0,1 — 0,3 Мпа), перегонку называют атмосферной, и из нефти при ее нагреве перед испарителем до 330 — 350 °C может быть отобрана паровая фаза, выкипающая по ИТК до 360 — 400 °C.

При однократном испарении таких сложных смесей, как нефть, на границе раздела паровой и жидкой фаз достигается наименьшая четкость разделения углеводородов между фазами, и часть их распределяется как в той, так и в другой фазах.

Температура конца кипения по ИТК паровой фазы выше, чем температура начала кипения по ИТК жидкой фазы. Соответствующие разности температур Дt1 = tк.к.п1 — tн.к.ж1 и Дt2 = tк.к.п2 — tн.к.ж2 представляют температурный интервал распределенный между фазами компонентов, называемый иногда «налеганием» температур. Чем меньше это налегание, тем четче разделение фаз. В идеальном случае, когда Дt=0, четкость разделения абсолютная, т. е. распределенных углеводородов между фазами нет. Максимальное налегание наблюдается при однократном испарении, когда нет обогащения целевым компонентом ни паровой, ни жидкой фаз.

Налегание температур (Дt) зависит также от того, каким методом определяется фракционный состав смежных продуктов. Чем выше разрешающая способность метода определения этого состава, тем ближе к истинному будет значение Дt.

На практике для удобства пользуются оценкой налегания на основе стандартного состава по ГОСТ 2177– — 87. Разрешающая способность этого метода наименьшая, однако, метод общепринят и стандартизован, и это позволяет оценить налегание температур в сопоставимых значениях.

Однако в этом случае значение Дt могут быть и отрицательными за счет того, что стандартный метод определения фракционного состава не позволяет фиксировать близкими к истинным температуры конца и начала кипения.

Наиболее типичным вариантом простой перегонки нефти следует считать изображенный на рис. 6б, когда между нагревателем и зоной испарения имеется гидравлическое сопротивление (на рисунке показано в виде дроссельного клапана). В этом случае температура в испарителе всегда будет ниже, чем после нагревателя, так как при снижении давления между нагревателем и испарителем поток нефти поток нефти будет испаряться без подвода тепла извне, но при неизменной энтальпии. Основные положения, описанные для варианта а, сохраняются и в этом варианте, но при температуре и давлении в испарителе, отличных от тех же параметров нагревателе.

Если нефть очень тяжелая по составу или перегонке подвергается мазут (тяжелый остаток нефти выше 350 °C), то перегонка возможна двумя путями: повышением температуры при том же давлении в испарителе или при той же температуре нагрева, но при пониженном давлении в испарителе.

Первый из этих путей неприемлем потому, что при повышении температуры нагрева нефти (мазута) выше 350−370 °C начинается термическая деструкция тяжелых углеводородов, т. е. химические их превращения. Поэтому приемлем и широко используется в нефтепереработке другой путь — перегонка при пониженном давлении (рис. 6в), которое создается вакуумным насосом, откачивающим из системы неконденсируемые (воздух и легкие углеводороды) газы (Г). Обычно создается остаточное давление порядка 1,5 — 10,0 кПа, в этом случае при температуре нагрева 380 — 400 °C может быть отогнано, например, от мазута до 60% паровой фазы с концом кипения ее до 550 — 560 °C (в пересчете на атмосферное давление). Остаток такой перегонки (Ж) — гудрон — не может быть подвержен дальнейшей перегонке без разложения.

Эффект, подобный понижению давления в испарителе, может оказать ввод в него какого-либо низкомолекулярного инертного газа, в качестве которого часто используют перегретый водяной пар, конденсат которого легко отделяется от сконденсированных нефтяных паров.

В соответствии с законом Дальтона парциальное давление нефтяных паров (рнп) связано с общим давлением в испарителе (Ро) следующим отношением:

рнп = Ро / {1 + Z/18*Мнп/Gнп}

где Z — количество поступающего в систему водяного пара, кг/ч; Gнп — количество образующихся в системе нефтяных паров, кг/ч; Мнп — средняя мольная масса нефтяных паров.

Из этого соотношения следует, что чем больше подается водяного пара в систему, тем ниже рнп, а это снижение при определенной температуре в испарителе стимулирует дополнительное испарение легких компонентов от жидкой фазы.

Все рассмотренные варианты перегонки касались случая разделения нефти на две фракции — легкую и остаток. В действительности же при первичной перегонке нефть разделяют одновременно на 3 и более фракций, используя многоступенчатую перегонку или конденсацию.

По варианту ступенчатого нагрева, а нефть нагревают вначале до температуры t1 (например, 120 °C), отделяют образовавшуюся легкую паровую фазу, а жидкую снова нагревают. Температура нагрева на второй ступени выше (например, t2 = 160 °C), и из нефти выделяются среднекипящие углеводороды. Образовавшуюся среднюю паровую фазу также отделяют. Жидкую фазу после второй ступени нагревают до температуры t3 (например, до 300 — 330 °C) и испарившиеся при этом еще более тяжелые углеводороды в виде тяжелой паровой фазы также выводят на конденсацию.

Таким же путем можно продолжить перегонку остатка третьей ступени, но при пониженном давлении.

По второму варианту нефть нагревают однократно, но до высокой температуры t'3, близкой к температуре t3 (например, до 330 — 350 °C). В состав паров фазы, отделяемой при этом в первом испарителе, входят почти все углеводороды, определяющие состав паровых фаз по варианту а. Остаток перегонки выводится при этом из первого испарителя, а широкая фракция паров из него проходит две ступени парциальной конденсации, на которых конденсируются и выводятся фракции, а легкая фракция из последнего испарителя конденсируется полностью.

На установках промышленной дистилляции нефти наибольшее распространение получила именно эта схема последовательной конденсации. Кривые ИТК получаемых при этом фракций, а также остатка.

1.2.3 Перегонка нефти с ректификацией (дистилляция) Задачей первичной перегонки нефти является не только разделение ее на фракции, но и обеспечение заданных свойств этих фракций (по фракционному составу и другим физико-химическим свойствам). Поэтому простая перегонка нефти на фракции в однократно-ступенчатом виде практически не применяется, а является лишь исходным элементом технологии.

Для того чтобы при перегонке получить фракции нефти с определенными параметрами (по интервалу выкипания, плотности, температуре вспышке и др.), паровая и жидкая фазы после однократного испарения должны быть подвергнуты концентрированию по низкокипящим целевым углеводородам и высококипящим углеводородам. Эта цель достигается ректификацией паровой и жидкой фаз. Сущность процесса ректификации состоит в многократном контактировании встречных потоков паров и жидкости, каждый акт контакта которых сопровождается парциальной конденсацией паров и парциальным испарением жидкости, при этом пары обогащаются более низкокипящими компонентами, а жидкость — более высококипящими.

При этом отогнанные от жидкости легкокипящие компоненты По поступают на конденсацию в укрепляющую часть 3, а сконденсированные в последней высококипящие компоненты в виде жидкого потока (флегмы) поступают в отгонную часть.

В укрепляющей части 3 поток паров (П + По), поднимаясь вверх по колонне, проходит каскад контактных устройств (тарелок), на которых встречается со стекающей вниз по ним жидкостью, поступающей на верхнюю тарелку в виде орошения Ор. Такой многократный встречный контакт обогащает пары легкими фракциями, а жидкость — более тяжелыми, так как в каждом таком контакте наиболее высококипящие углеводороды конденсируются из паров в жидкость, а из последней за счет тепла конденсации испаряются наиболее низкокипящие углеводороды и переходят в поток парок. Обогащенный поток паров сверху колонны направляется в конденсатор, после чего продукт конденсации собирается в приемник, из которого отбирается легкий дистиллят (ректификат) — Д, а часть его возвращается в колонну на орошение (Ор).

Наиболее легкие углеводороды, несконденсированные в конденсаторе, отбираются из приемника в виде углеводородного газа (УГ).

В отгонной части, куда поступает жидкая фаза из испарителя Ж и жидкий поток флегмы Жу из укрепляющей части этот жидкий поток (Ж + Жу) также проходит каскад тарелок, где встречается с поднимающимися кверху потоком паров. Последний создается под нижней тарелкой либо за счет ввода перегретого водяного пара, либо за счет дополнительного подвода тепла и испарения части остатка R. На тарелках отгонной части, также за счет многократности контакта, в паровом потоке концентрируются более легкокипящие компоненты (и затем потоком По направляются в укрепляющую часть), а в жидком потоке конденсируются более высококипящие компоненты и выводятся снизу колонны остатком R.

В действительности зону испарения нефти 2 не выносят из колонны, а совмещают ее с колонной, образуя между нижней тарелкой укрепляющей части и верхней тарелкой отгонной части зону испарения, называемую также эвапорационным пространством.

Качественная картина изменения фракционного состава по ИТК основных потоков. На выходе из испарителя (простая перегонка, т. е. однократное испарение) кривые ИТК паровой и жидкой фаз имеют большое налегание температур Дt'. За счет ректификации этих фаз (т.е. их концентрации по целевым компонентам) кривые ИТК ректификата Д и остатка R имеют значительно меньшую область налегания Дt, т. е. четкость разделения этих фракций значительно выше и соответственно будут другими физико-химические показатели качества и (вязкость, температура вспышки, плотность и т. д.).

Для ректификационного разделения нефти на несколько фракций должно быть использовано несколько ректификационных колонн, по принципу действия аналогичных описаний.

По варианту а, так же как и в простейшем случае, ректификационные колонны работают последовательно по остатку: перед каждой колонной сырье нагревается, а сверху колонн получают соответствующий ректификат, в данном случае — бензин (Б), керосин (К), дизельное топливо (ДТ). Остаток дистилляции — мазут (М) выводится в этом случае снизу последней по ходу технологии колонны.

Вариант представляет собой развитие простой перегонки за счет многоступенчатой ректификации паровой фаза нефти, однократно нагретой в печи перед первой колонной (вначале в теплообменниках, а затем в печи). В этом случае в первой колонне К-1 ректификатом является сумма всех дистиллятов, которые отделяются от нефти (Б + К + ДТ), а остатком — мазут. Во второй колонне К-2 остатком получают наиболее тяжелый дистиллят (дизельное топливо), а сверху ректификатом является сумма двух остальных дистиллятов (бензин и керосин). В третьей колонне К-3 происходит ректификационное разделение этих паров на бензин (сверху колонны) и керосин — снизу. Ректификаты первых двух колонн проходят парциальные конденсаторы, в которых конденсируемые тяжелые фракции возвращаются в колонну как орошение. Пары сверху третьей колонны конденсируются полностью, и часть сконденсированного бензина возвращается на орошение.

Развитием варианта является ректификация нефти на несколько фракций в одной сложной колонне.

Такое устройство позволяет значительно упростить схему разделения и иметь всего одну колонну вместо трех самостоятельных. Поток паров нефти в этом случае проходит от эвапорационного пространства до верха колонны, парциально конденсируясь за счет встречного потока орошения, перетекающего из одной укрепляющей части в другую.

Сконденсированный поток флегмы по переточным трубам поступает в заданных количествах в соответствующие стрппинги 3 и 4, куда подается в качестве отпаривающего агента водяной пар, и снизу которых выводятся соответствующие боковые дистилляты (керосин и дизельное топливо). Такая сложная (составная) колонна обычно называется атмосферной колонной для перегонки нефти, так как процесс в ней ведется при давлении, близком к атмосферному (0,15 — 0,2 МПа).

Для того чтобы отобрать из нефти дистилляты, кипящие выше 350? С, используют перегонку под вакуумом.

Мазут снизу атмосферной колонны 1, в этом случае без охлаждения, догревается (от 300 — 320? С до 400 — 410? С) в печи 3 и в парожидком состоянии доля отгона 40 — 70% (мас.) поступает в эвапорационное пространство вакуумной колонны 2. Пониженное давление (5 — 10 кПа) в колонне поддерживается за счет откачки из системы насосом смеси неконденсируемых газов VI (подсасываемый через неплотности воздух и легкие неконденсируемые углеводороды, образующиеся при незначительном термическом разложении мазута при нагреве в печи). В остальном процесс ректификации в вакуумной колонне аналогичен сложной атмосферной колонны.

Очень важным элементом технологии ректификации нефти на фракции являются подвод и отвод тепла в колонны, поскольку ректификация — это термодинамический процесс с непрерывным подводом и отводом тепла, что позволяет формировать температурный профиль по высоте колонны и соответственно движущую силу процесса ректификации.

Чем больший тепловой поток подводится в ректификационную колонну (и соответственно — отводится), тем больше будет в колонне кратность орошения (отношение количества флегмы на тарелках к количеству отбираемого ректификата) и тем выше будет в итоге четкость ректификации. Одновременно растут и удельные энергозатраты на процесс, т. е. ухудшаются экономические показатели.

Повод тепла в ректификационные колонны осуществляется в двух сечениях — ниже укрепляющей части, потоком нагретого во внешнем нагревателе сырья, и внизу отгонной части.

Возможности нагрева теплового потока с сырьем обычно ограничены. Так, нефть при давлениях, близких к атмосферному, можно нагревать в печи без заметного термического разложения до 350 — 360 °C, а мазут — при пониженных давлениях — до 400 — 410 °C.

Если учитывать указанное ограничение по верхнему температурному пределу нагрева нефти и мазута в ректификационных колоннах для их разделения на фракции, поток сырья является единственным источником тепла, определяющим параметры ректификации. Подвести тепловой поток внизу этих колонн также не представляется возможным из-за температурных ограничений, поэтому для создания потока паров в их отгонной части вводится перегретый водяной пар, понижающий парциальное давление углеводородных паров.

В отдельных случаях, когда от нефти отбирается только бензиновая фракция и температура внизу колонны не превышает 200 — 250 °C, возможны подвод тепла циркуляцией «остатка» колонны через печь и подача нагретого до 300 — 350 °C потока в отгонную часть («горячая струя»). Такой прием получил широкое применение для низкотемпературных нефте-перегонных колонн.

Если в колоннах подвергаются ректификации более легкие нефтепродукты (например, стабилизируется бензин или он разделяется на более узкие фракции), температуры термической деструкции которых выше, чем у нефти (450 °C и более), а температура испарения значительно ниже, то внизу таких колонн дополнительный тепловой поток можно подвести с помощью кипятильников, обогреваемых водяным паром или другим теплоносителем. При этом отличие вариантов в и г состоит в том, что в первом случае из кипятильника в колонну направляется только поток образовавшихся в нем паров П и остаток R выводится не из колонны, а из кипятильника. Во втором случае кипятильник является термосифоном, и весь нагретый в нем поток в парожидком состоянии (ПЖ) возвращается в колонну, а остаток R выводится поэтому снизу последней.

Отвод тепла осуществляется только в укрепляющей части колонны и служит для создания жидкого потока внутреннего орошения тарелок. В простых колоннах, не имеющих отбора боковых дистиллятов, тепло отводится всегда в одном сечении — наверху колонн. В сложных колоннах, где кроме верхнего дистиллята выводятся через стриппинги боковые дистилляты, тепло может отводиться как в одном сечении (наверху), так и в нескольких сечениях по высоте колонны.

Из сепарационной емкости верхний дистиллят колонны (ректификат) откачивается как готовый продукт I, а остальная часть II возвращается в колонну в качестве орошения. Попадая вновь в колонну, этот поток нагревается, испаряется полностью и в виде паров вновь конденсируется в конденсаторе 4, затем поступает в сепаратор. Таким образом, сверху колонны в конденсатор непрерывно поступает количество паров, равное сумме (I + II), из которых поток II циркулирует (испаряясь и конденсируясь), а поток I отводится как балансовый.

Если ректификат может быть сконденсирован достаточно полно при температуре 40 — 45 °C (например, бензин), применяют конденсатор воздушного охлаждения. Если верхним продуктом являются более низкокипящие углеводороды (например, С3 — С5), для конденсации используют аппарат водяного охлаждения (вместо 4) или искусственное охлаждение.

Другой способ отвода тепла — неиспаряющееся циркуляционное орошение.

В этом случае часть флегмы, стекающей с одной из тарелок (2-й — 4-й сверху) забирается насосом, прокачивается через аппараты для отвода тепла (теплообменники и холодильник) и охлажденной возвращается на верхнюю тарелку колонны. Такое орошение называют верхним циркуляционным орошением (ВЦО). Циркулирующий поток жидкости в этом случае не испаряется, а за счет разности температур на выходе его из колонны и входе в нее (обычно Дt = 50? 100 °C) конденсирует часть потока паров, поднимающихся в колонне, за счет этого создается орошающий лежащие ниже тарелки поток флегмы. В конденсатор 4 в этом случае поступает такое количество паров, которое равно выводимому балансовому потоку ректификата I. Таким образом, ВЦО выполняет в этом случае роль парциального конденсатора смешения.

В некоторых случаях используют комбинированное верхнее орошение колонны, сочетая ВЦО и острое испаряющееся орошение.

При отводе тепла в сложной колонне только в верхнем сечении (ВЦО или острым орошением) должно быть отведено такое количество тепла, которое необходимо для создания орошающего потока жидкости по всей высоте колонны от верха до эвапорационного пространства. В этом случае в верхней укрепляющей части колонны (до выхода первого бокового погона) количество стекающей по тарелкам жидкости будет максимальным и по мере отвода боковых погонов будет уменьшаться книзу. Чтобы сделать этот поток равномернее, по секциям сложной колонны можно отводить тепло отдельно наверху каждой укрепляющей секции. Для этого на одной-двух верхних тарелках соответствующей секции циркулирует часть флегмы, охлаждаемой в теплообменниках. Такое неиспаряющееся орошение называют промежуточным циркуляционным орошением (ПЦО). Число ПЦО обычно бывает не более 2-х (по числу укрепляющих секций в сложной колонне). Сочетание острого орошения (или ВЦО) в верхней секции с ПЦО позволяет создать более равномерный поток флегмы по высоте колонны и сократить за счет этого ее диаметр.

1.3 Аппаратурное оформление установок АВТ

1.3.1 Ректификационные колонны В среднюю часть колонны поступает подлежащее ректификации сырье, нагретое до температуры tF. Сырье может подаваться в колонну в виде жидкости, паров или смеси паров и жидкости. При входе сырья в колонну происходит процесс однократного испарения, в результате которого образуются пары GF состава yF* и жидкость gF состава xF*, находящиеся в равновесии.

Для обеспечения ректификации необходимо в верхней части колонны навстречу парам организовать поток жидкости (флегмы, орошения). Для этого наверху колонны тем или иным способом отнимается тепло Qd (тепло парциального конденсатора). За счет этого часть паров, поднимающихся с верхней тарелки, конденсируется, образуя необходимый нисходящий поток жидкости.

В нижней части колонны нужно обеспечить восходящий поток паров. Для этого в низ колонны тем или иным способом подводится тепло QB (тепло кипятильника). При этом часть жидкости, стекающей с нижней тарелки, испаряется, образуя поток паров.

При таком режиме самая низкая температура tD будет в верху колонны, а самая высокая tW — в низу колонны. Отбираемый с верху колонны продукт D, обогащенный НКК, называется ректификатом (или дистиллятом), — а снизу колонны W, обогащенный ВКК — остатком (или нижним продуктом).

Та часть колонны, куда вводится сырье, называется секцией питания, или эвапорационным пространством, часть ректификационной колонны, находящаяся выше ввода сырья — верхней, концентрационной или укрепляющей, а ниже ввода сырья — нижней, отгонной или исчерпывающей. В обеих частях колонны протекает один и тот же процесс ректификации.

В зависимости от назначения колонны могут быть полными, т. е. иметь концентрационную и отгонную части, или неполными, имеющими одну из названных частей. Укрепляющая колонна имеет только верхнюю часть, и сырье подается в низ колонны. Отгонная колонна имеет только нижнюю часть, и сырье вводится на верхнюю тарелку (рис).

Рис. Схемы простых (I) и сложных (II) колонн: а — полная; б — укрепляющая; в — отгонная; г — с отбором дополнительных продуктов (Д1 и W1) из основной колонны; д — с отбором дополнительного продукта Д1 из отпарной колонны Неполные колонны применяются в тех случаях, когда к чистоте нижнего продукта укрепляющей колонны или верхнего продукта отгонной колонны не предъявляются высокие требования. Наличие конденсатора и кипятильника в таких колоннах позволяет обеспечить необходимые жидкостные и паровые нагрузки.

Наряду с простыми колоннами, которые делят смесь на два продукта, различают также сложные колонны, в которых число отбираемых продуктов больше двух. Эти продукты могут выводиться из основной или из отпарных колонн в виде дополнительных боковых погонов.

Контактные устройства Контактными называются внутренние устройства колонны, на которых происходит контакт паровой и жидкой фаз, в результате которого реализуется процесс теплои массообмена и в итоге процесс ректификационного разделения сложной смеси.

В зависимости от способа организации этого контакта устройства делятся на две большие группы — насадки и тарелки.

Насадки представляют собой ячейки (элементы), заполняющие объем колонны на определенной высоте и имеющие развитую внешнюю поверхность в единице объема колонны (100−800 м2/м3). За счет такой развитой поверхности создается соответствующая поверхность пленки, стекающей по насадке жидкости, и интенсифицируются в единице объема колонны теплои массообмен.

В зависимости от того, как располагаются ячейки насадки в объеме колонны, насадки бывают нерегулярные и регулярные. Нерегулярными считаются насадки, элементы которых засыпаются в колонну на определенную высоту и располагаются в ней хаотично. Наиболее распространены насадки кольцевого типа. К регулярным относятся насадки, расположение элементов которых в объеме колонны подчинено определенному геометрическому порядку, создающему упорядоченные каналы для прохода паров. По основным параметрам регулярные насадки существенно превосходят нерегулярные. Любая насадка эффективно работает тогда, когда по всей ее поверхности равномерно распределяется поток жидкости. Для достижения этого используют устройства, распределяющие жидкость по насадке по всему сечению колонны.

Одним из существенных недостатков насадок (особенно нерегулярных) является то, что даже при строго равномерном распределении жидкости наверху слоя насадки по мере ее стекания по насадке вниз эта равномерность заметно нарушается. Потоком движущегося снизу вверх пара жидкость оттесняется от центра колонны к ее стенкам, и это ведет к снижению эффективности массообмена, т. е. снижается разделительный эффект колонны. Такое оттеснение жидкости тем заметнее, чем больше диаметр колонны.

Тарелки представляют собой такой тип контактного устройства, на котором контакт (и соответственно теплои массообмен) пара и жидкости осуществляется в барботажном струйном или вихревом режиме. Эти режимы контакта определяются конструктивным устройством тарелки. В отличие от насадок, где контакт пара и пленки жидкости непрерывен вдоль всей высоты слоя насадки (противотоком), в тарельчатой колонне этот контакт дискретно осуществляется на каждой тарелке, после чего обе фазы разделяются и вступают в новый контакт на смежных тарелках — пар на вышележащей, а жидкость — на нижележащей.

Клапанные тарелки по принципу устройства ближе к дырчатым, но в отличие от них позволяют регулировать проходное сечение отверстий для паров. Для этого над каждым отверстием (диаметром от 30 до 50 мм) имеется устройство (клапан), который в зависимости от количества паров под их напором приподнимается (или поворачивается) над отверстием, изменяя таким образом проходное сечение для паров. Существует множество разных конструкций клапанных тарелок, различающихся устройством клапанов. Клапанные тарелки сочетают в себе ряд преимуществ (малая металлоемкость, простота сборки, равномерный барботаж в широком интервале нагрузок по пару и жидкости и др.), которые позволили им стать самым распространенным видом тарелки, начиная с 1970;х годов и до настоящего времени. Эти тарелки применяют практически во всех типах колонн нефтепереработки — от газоразделительных до вакуумных.

Гидравлическое сопротивление тарелки определяет область ее применения: в колоннах с повышенным давлением 200−800 кПа могут применяться тарелки с гидравлическим сопротивлением (при средних нагрузках по пару и жидкости) порядка 0,6−1 кПа (5−7 мм рт.ст.). В вакуумных колоннах, где абсолютное давление составляет всего 5−10 кПа, тарелка должна иметь гидравлическое сопротивление 0,15−0,3 кПа, но не более 0,5 кПа (3,5 мм рт.ст.).