Производство мазута

1. Область применения мазута

2. Физико-химические свойства мазута

3. Способы получения мазута и особенности выбранного метода

4. Описание схемы производства

5. Простые расчёты

6. Химическое и коррозионное действия среды на материал и оборудование

7. Перечень основного оборудования в технологической схеме

8. Описание конструктивной схемы и работы ректификационной колонны Список использованных источников

Уже второе столетие нефть играет решающую роль в снабжении человечества энергией. Кроме того, она является ценнейшим сырьем для нефтехимического синтеза, а также для производства продуктов различного назначения — от растворителей до кокса и технического углерода. Россия — одна из основных нефтедобывающих стран мира, обладающая огромными запасами нефтяного сырья, и нефтяная отрасль в энергетическом секторе экономики работает по-настоящему в конкурентных условиях. Проблема рациональной глубокой переработки нефти, получения качественных продуктов с улучшенными экологическими свойствами весьма актуальна. В этой связи подготовка нефти к переработке и первичная переработка — прямая перегонка — имеют огромное значение. Разделение нефти на фракции на атмосферно-вакуумных установках — важная стадия в общей схеме переработки, обеспечивающая сырьем все технологические установки нефтеперерабатывающего предприятия.

Превращение отечественной нефтеперерабатывающей промышленности в наукоемкую отрасль экономики XXI века трудно представить себе без дипломированных инженеров-технологов, владеющих современными представлениями о природе нефтяного сырья, новейшими мировыми достижениями в области теории и практики технологии переработки нефти, нефтезаводского оборудования и т. д. Структура переработки нефти в различных регионах и странах отличается, несмотря на общемировые тенденции в развитии отрасли. Она в значительной степени зависит от экономических и экономико-географических особенностей потребления разных нефтепродуктов в каждой конкретной стране (или группы стран в регионах); наличия самой нефти, других энергоносителей, степени автомобилизации, потребностей химических производств в углеводородных полупродуктах, совершенства техники, технологии нефтеперерабатывающих предприятии. Лидерство Северной Америки в производстве бензина обусловлено размерами автопарка, особенно в США. Ведущая роль Азии и Западной Европы в получении мазута определяется использованием его на тепловых электростанциях. Дизельное топливо в ведущих регионах его потребления используется на разных видах транспорта (в США — железнодорожный, автомобильный, водный; в Восточной Европе — автомобильный). Основные данные о нефтяной отрасли приведены в таблице 1, которая открывает возможности для довольно детального анализа.

Данные колонки 1 позволяют охарактеризовать географическое распределение разведанных запасов нефти. Они показывают, что доля развивающихся стран в этих запасах составляет 86%, доля стран — членов ОПЕК-77%, а доля стран ближнего и Среднего Востока- 66%. Важно обратить внимание и на то, что запасы свыше 10 млрд. т имеют только пять стран Персидского залива. Что касается запасов нефти в бывшем СССР, то в западных источниках они обычно оценивались в 8−10 млрд. т. Исходя из того, что на долю России приходится 85% всех запасов бывшего СССР (Казахстана — 9%, Азербайджана-2,3%, Туркменистана-2%), все запасы, по-видимому, можно оценить примерно в 7,5 млрд. т. Впрочем, согласно другим источникам только в недрах Тюменской области залегает 12,8 млрд. т нефти.

B начале ХХ века добыча нефти велось в 20 странах мира, а больше всего ее добывали США, Венесуэла и Россия. K 1940 году число нефтедобывающих стран увеличилось до 40, причем основными производителями были США, СССР, страны Ближнего Востока и Венесуэла. B 1970 году нефтедобывающих стран стало уже 60, а в 1990 году — 80. B 50-х годах в число нефтедобывающих стран мира вошли Китай, Индия, Алжир, в 60-х годах — ОАЭ, Нигерия, Ливия, Египет, Австралия, в 70-х годах — Великобритания, Норвегия. Если до конца 60-х годов более ½ мировой добычи нефти давали страны Западного полушария, то затем первенство перешло к странам Восточного полушария. Запасы и добыча нефти в мире и в отдельных его регионах и странах представлены в табл. 1.

Таблица 1

1.Цель реферата: изучение технологии производства мазута, его назначение и применение.

2.Задачи: осветить назначение и применение мазута, его физико-химические свойства, технологическую схему производства, устройство и назначение оборудования.

3.Тема: Производство мазута.

1. Область применения мазута

Мазут (возможно, от арабского мазхулат — отбросы), жидкий продукт темно-коричневого цвета, остаток после выделения из нефти или продуктов ее вторичной переработки бензиновых, керосиновых и газойлевых фракций, выкипающих до 350−360°С. Мазут это смесь углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000 г/моль), нефтяных с мол (с молекулярной массой 500−3000 и более г/моль), асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих металлы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Са).

Мазуты применяются в качестве топлива для паровых котлов, котельных установок и промышленных печей. Выход мазута составляет около 50% по массе в расчете на исходную нефть. B связи с необходимостью углубления ее дальнейшей переработки мазут во все большем масштабе подвергают дальнейшей переработке, отгоняя под вакуумом дистилляты, выкипающие в пределах 350−420, 350−460, 350−500 и 420−500°С. Вакуумные дистилляты применяют как сырье для получения моторных топлив и дистиллятных смазочных масел. Остаток вакуумной перегонки мазута используют для переработки на установках термического крекинга и коксования, в производстве остаточных смазочных масел и гудрона, затем перерабатываемого на битум.

Основные потребители мазута — промышленность и жилищно-коммунальное хозяйство. B 2005 году из России было экспортировано 45,8 млн. тонн мазута на 10,2 млрд долл. Мазут занимает четвёртое место после нефти, газа и дизельного топлива в структуре экспорта России (в денежном выражении).

Из мазута путём дополнительной перегонки получают смазочные масла для смазки различных механизмов. Перегонку ведут под уменьшенным давлением, чтобы снизить температуру кипения углеводородов и избежать разложения их при нагревании. После перегонки мазута остаётся нелетучая тёмная масса — гудрон, идущая на асфальтирование улиц.

Топливо мазутное суперлегкое используется в качестве технологического топлива на промышленных предприятиях, на предприятиях теплоснабжения, а также на судах морского и речного флота.

2. Физико-химические свойства мазута

Топливо мазутное суперлегкое содержит 25−50% стабилизированного газового конденсата с содержанием в нем фракции C1-C4 в количестве не более 0,3−1,0% и остальное мазут топочный марки М100 и/или М40.

Физико-химические свойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгона дистиллятных фракций и характеризуются следующими данными: вязкость 8−80 мм²/с (при 100 °С), плотность 0,89−1 г/см³ (при 20 °С), температура застывания 10−40°С, содержание серы 0,5−3,5%, золы до 0,3%, низшая теплота сгорания 39,4−40,7 МДж/моль. Типичное распределение смолисто-асфальтеновых веществ в мазуте представлено в табл. 2.

Таблица 2.

Основными характеристиками мазута является: плотность, вязкость, и температура застывания, которые более детально описаны в табл. 3.

Таблица 3.

3. Способы получения мазута и особенности выбранного метода

Подготовленная на ЭЛОУ нефть поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции и мазут или гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные нефтепродукты. Поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов в соответствии с вариантом переработки нефти.

Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами: имеет непрерывный характер вскипания, невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих и практически нелетучих смолистоасфальтеновых и серо-, азоти металлорганических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства нефтепродуктов и затрудняющих последующую их переработку.

Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута — в вакууме. Выбор температурной границы деления нефти при атмосферном давлении между дизельным топливом и мазутом определяется не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка. Так, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300 ⁰С, т. е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива низкой вязкости.

Однако такой вариант в настоящее время не является основным. В последние годы для расширения ресурсов дизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга-наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего переработку нефти-на установках атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки (АТ и АВТ) осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно. Для получения же котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки.

Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти зависит от вариантов технологических схем перегонки нефти и мазута и вариантов переработки нефти в целом.

Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяным паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет избежать уноса капель паровым потоком.

4. Описание схемы производства

В конце 40-х годов установки АВТ имели производительность 500— 600 тыс. т/год. Вскоре эти мощности оказались недостаточными для удовлетворения растущей потребности в массовых нефтепродуктах. С 1950 г. ускоренными темпами начали строить установки АВТ, работающие по схеме двукратного испарения, мощностью 1, 1,5 и 2 млн. т/год. Схема такой промышленной установки мощностью 2 млн. т/год приводится на рис. 1.

Рис. 1. Принципиальная схема типовой установки двукратного испарения нефти на промышленной АВТ

1-сырьевой насос; 2-теплообменник для нагрева сырья; 3-первая ректификационная колонна; 4- конденсатор-холодильник; 5-насос полуотбензиненной нефти; 6-печь; 7-основная ректификационная колонна; 8-отпарные колонны; 9-теплообменники; 10-холодильники;

I-обессоленная нефть; II-легкая фракция; III-острое орошение; IV-горячая струя-теплоноситель; V-смесь водяных и бензиновых паров; VI-VIII-компоненты светлых нефтепродуктов; IX-мазут; X-водяной пар: XI-промежуточное циркуляционное орошение.

Предварительно обезвоженная и обессоленная нефть забирается насосом 1 и после нагрева за счет тепла горячих потоков в теплообменнике 2 подается в первую ректификационную колонну 3 (число тарелок 28). Газы и легкие бензиновые пары удаляются с верха колонны и поступают в конденсатор-холодильник 4. Полуотбензиненная нефть с низа колонны 3 насосом 5 подается в печь 6, откуда, нагретая примерно до 350 °C, направляется в основную ректификационную колонну 7 (число тарелок 40). Часть нагретой полуотбензиненной нефти возвращается из печи 6 в качестве горячей струи в первую ректификационную колонну 3 для получения дополнительного количества тепла. Колонна 7 оборудована трехсекционной отпарной колонной 8. Эти установки рассчитаны на переработку стабильных и нестабильных малосернистых и сернистых нефтей восточных районов страны.

Температура и давление в аппаратах установки приведены ниже:

Температура ⁰С:

подогрева нефти в теплообменниках 200−230

подогрева отбензиненной нефти в змеевиках трубчатой печи 330−360

паров, уходящих из отбензинивающей колонны 120−140

внизу отбензинивающей колонны 240−260

паров, уходящих из основной колонны 120−130

внизу основной колонны Давление, МПа:

в отбензинивающей колонне 0,4−0,5

в основной колонне 0,15−0,20

В колоннах создается разное давление. Как известно, давление в колонне определяется фракционным составом головного погона и, в конечном счете — остаточным давлением насыщенных паров жидкости после конденсации паров головного погона и их отделения в емкости (газосепараторе).

В К-1 в паровой фазе отбирается легкая (головная) бензиновая фракция н.к. — 62 ⁰С или н.к. — 85 ⁰С, а в К-2 — тяжелая бензиновая фракция, выкипающая выше 62 ⁰С или 85 ⁰С, поэтому давление в К-1 выше, чем в К-2 (0,4−0,5 МПа по сравнению с 0,15−0,20 МПа). Это вызвано необходимостью после конденсации паров сохранения фракций в жидкой фазе при температуре окончательного охлаждения 30−35 ⁰С. Однако для более легкой фракции полная конденсация затруднительна. Более полная конденсация достигается применением дополнительного водяного охлаждения (после воздушного). При этом удается полнее сконденсировать легкие бензиновые фракции (особенно это важно в летнее время и в жарком климате).

5. Простые расчеты

Тепловой баланс ректификационной колонны

Важнейшим этапом технологического расчета аппарата является составление теплового баланса.

Ректификационные колонны тщательно изолируют, поэтому потери тепла в окружающую среду малы и ими при составлении теплового баланса можно пренебречь. Для всей ректификационной колонны уравнение теплового баланса имеет вид:

Q_F+Q_d+Q_B=Q_D+Q_w;

где Q_F -тепловой поток вводимого сырья; Q_d -тепловой поток, подаваемого верхнего орошения; Q_B -тепловой поток паров из кипятильника; Q_D-тепловой поток выводимого дистиллята; Q_W-тепловой поток кубого остатка;

По этому уравнению по заданному Q_D можно найти Q_B, и наоборот. Если колонна работает без кипятильника, то Q_B= 0.

Нормальная работа технологического аппарата и колонны, в частности обеспечивается равенством подводимого и отводимого тепла (Qприх=Qрасх).

Для колонн прямой перегонки нефти обычно характерен избыток вводимого тепла, так как общее количество тепла (вносимого или выносимого) определяется массой и энтальпией потока. Энтальпия зависит от температуры и фазового состояния потока. Энтальпия паров всегда превышает энтальпию жидкости при той же температуре на величину скрытой теплоты испарения.

В основную атмосферную и вакуумную колонны установок перегонки нефти поступает поток питания с более высокой температурой, чем все выводимые дистиллятные продукты, т. е. сырье преднамеренно перегревается, чтобы создать восходящий поток, часть которого необходимо сконденсировать и отвести в виде боковых погонов.

Для съема избыточного тепла используют, как правило, острое (верхнее) и циркуляционные орошения. Количество острого орошения задается исходя из практических данных. Кратность орошения к балансовому количеству головного погона составляет от 1:1 до 5:1. На практике чаще всего это соотношение равно 2:1. Температура входа верхнего острого орошении определяется эффективностью конденсации и охлаждении верхнего погона бензина и равна 20−35 ⁰С. Поскольку основное назначение острого орошения создание флегмы, то избыток тепла, снимаемый острым орошением, изначально учтен в общем тепловом балансе колонны.

Несмотря па подачу верхнего острого орошения, в колонне тем не менее остается избыток тепла (?Q=Qприх?Qрасх), снимаемый боковыми циркуляционными орошениями, количество которых соответствует количеству боковых погонов (обычно 1−3). При наличии трех циркуляционных орошений происходит более равномерный съем тепла по высоте колонны, что благоприятно влияет на режим работы колонны и качество боковых погонов. Более трех циркуляционных орошений в колонне приводит к увеличению расхода электроэнергии, ухудшению экономических показателей и приводит к перегрузке колонны по жидкой фазе. Расход циркуляционного орошения (Gцо) определяется по уравнению:

Gцо=?Q (q₁-q₂),

где q₁, q₂— энтальпия циркуляционного орошения при температурах выхода и входа в колонну соответственно.

Температура выхода циркуляционного орошения близка к температуре выхода соответствующего бокового потока, а температура входа циркуляционного орошения задается, исходя из практических данных (70−100 °С). В том случае, если циркуляционных орошений несколько, то? Q делится на число орошений, расход которых определяется в соответствии с температурами их выхода.

В тепловом балансе колонны следует учитывать тепло, вносимое в низ колонны для создания восходящего потока паров и регулирования качества остатка, выводимого с низа колонн.

6. Химическое и коррозионное действия среды на материал и оборудование

Мазут относиться к слабо коррозионно-активным жидкостям, скорость коррозии металлов при контакте с мазутом составляет 0,05−0,1 мм. металла в год. В связи с этим при выборе материала для изготовления оборудования применяются легированные стали с содержанием хрома, марганца, титана и т. п. Для изготовления оборудования используются стали марок: 08Г2С, Х18Н10Т и т. п. При расчетах на прочность аппаратов и оборудования с учетом коррозии вводят поправки на толщину стенки. К примеру, если срок службы аппарата составляет 12 лет, то с учетом коррозии толщину стенку увеличивают на 1,2 мм. А для борьбы с коррозийностью нефти как сырья для получения мазута применяют электрообессоливающие установки (ЭЛОУ). ЭЛОУ состоит из:

— Электродегидраторов, включаемых в схему последовательно или параллельно.

— Реагентного хозяйства, служащего для хранения и ввода в сырье (нефти) деэмульгатора и воды.

Для защиты колонного оборудования от коррозии применяют антикоррозионные добавки: ингибитор коррозии и нейтрализатор коррозии, которые вводятся непосредственно в «шлемовые» трубопроводы колонн К-1 и К-2. На старых установках используют для защиты от коррозии 2−4% раствор аммиачной воды, которую также вводят «шлемовые» трубопроводы колонн К-1 и К-2.

7. Перечень основного оборудования в технологической схеме

Основным технологическим оборудованием установки по первичной переработке нефти является:

1.Ректификационная колонна К-1 (отпарная или эвапарационная). Предназначена для отделения легких фракции бензина из нефти;

2.Ректификационная колонна К-2. Предназначена для разделения отбензиненной нефти на фракции тяжелого бензина, керосина, дизельного топлива, легроина и мазута;

3.Нагревательная печь П-1. Служит для нагревания нефти с температурой 190−200 ⁰С до температуры 360−370 ⁰С;

4.Теплообменники. Служат для нагревания нефти до температуры 190−200 ⁰С за счет тепла отходящих фракции из колонны К-2, в зависимости технологических схем количество теплообмеников бывает от 8 до 24 штук, в зависимости от конструкции применяют теплообменники типа «труба в трубе», кожухотрубчатые или пластинчатые.

5.Насосы подачи сырья на установку. Применяются как правило центробежные консольного типа с двойным торцовым уплотнением или центробежные герметичные насосы.

6.Насосы подачи отбензиненной нефти через нагревательную печь П-1 в колонну К-2.

7.Насосы подачи «острого» орошения бензином в К-1 и откачки «легкого» бензина с установки.

8.Насосы подачи «острого» орошения бензином в К-2 и откачки «тяжелого» бензина с установки.

9.Насосы подачи циркуляционного орошения керосина К-2.

10.Насосы подачи циркуляционного орошения диз. топлива К-2.

11.Насосы вывода фракции керосина с установки.

12.Насосы вывода фракции диз. топлива с установки.

13.Насосы вывода мазута с установки.

14.Аппараты воздушного охлаждения (АВЗ, АВГ, АВО и т. п.), служат для конденсации паров бензина поступающих из колонн К-1 и К-2.

15.Емкостное оборудование, служащее для промежуточного сбора нефтипродуктов.

16.Электродегидраторы. Входят в состав ЭЛОУ, служат для отделения воды и солей от нефти.

8. Описание конструктивной схемы и работы ректификационной колонны

Ректификационная колонна предназначена для разделения сырья (нефти) на фракции для получения прямогонного бензина, фракций керосина и дизельного топлива, мазута, способом многократного испарения-конденсации (ректификации).

Представляет собой аппарат колонного типа. Диаметр, высота, конструктивные размеры аппарата определяются расчетом исходя из объема переработки сырья. Внутри колонны находятся контактные устройства (тарелки), тип и количество, которых определены расчетом. По конструктивному исполнению бывают: клапанные, ситчатые, колпачковые, желобчатые, S-образные.

Для сбора жидкости колонна оборудуется «карманами». Для ввода циркуляционных орошении, «острого» орошения, подачи пара вниз колонны применяются распределители жидкости, такие как: перфорированная плита, плита с патрубками, плита с наклонными отражателями и напорный маточник-распределитель. Выбор типа распределителя зависит от диаметра колонны, типа насадки, расхода орошения и других факторов.

Нагретые в печи П₁ потоки отбензиненной нефти до температуры 340₃₇₀°С на выходе объединяются и поступают на 6_ю тарелку эвапорационной части ректификационной колонны К₂.

Основные режимные параметры работы колонны К-2 приведены в табл. 4.

Таблица 4. Режимные параметры работы колонны К₂

Для улучшения отпарки бензиновых, керосиновых и дизельных фракций из нефти под первую тарелку колонны К₂ через маточник подаётся технологический перегретый водяной пар с температурой 400 °C и давлением 2,0 кгс/см² из пароперегревателя, смонтированного в конвекционной части печи П₁.

Пары тяжелой бензиновой фракции и воды из шлемовой части колонны К₂ с температурой 90₁₆₀°С и давлением не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см²) поступают в аппараты воздушного охлаждения АВЗ. Ректификационная колонна К-2 имеет два промежуточных контура циркуляционного орошения:

верхний — керосиновое циркуляционное орошение (КЦО) — осуществляется по схеме:

тарелки колонны К-2 насос ц/о керосина теплообменник холодильник тарелки колоны К-2;

нижний — дизельное циркуляционное орошение (ДЦО) — осуществляется по схеме:

тарелка К-2 насос ц/о дизтоплива теплообменники холодильник тарелки К-2.

Использование дизельного и керосинового циркуляционных орошений позволяет более четко регулировать качество вырабатываемых продуктов и полупродуктов за счет съема избыточного количества тепла в наиболее нагруженных по парам частях колонны и выравнивания ее теплового режима.

По переточному трубопроводу колонны К₂ выводится в стриппинг Е-1 керосин прямой перегонки с температурой не более 220 °C.

В стриппинге происходит отпарка «хвостовых» низкокипящих бензиновых фракций (тяжёлого бензина) за счёт подачи острого пара с температурой ~ 400 °C в низ стриппинга Е-1.

Пары тяжелого бензина вместе с водяным паром из стриппинга возвращаются вколонну К₂.

По переточному трубопроводу колонны К₂ выводится компонент дизтоплива с температурой 240−320°С в стриппинг Е₂, где происходит отпарка «хвостовых» низкокипящих керосиновых фракций за счёт подачи острого пара с температурой ~ 400 °C в низ стриппинга Е₂. Пары хвостовых керосиновых фракции вместе с парами воды с верха стриппинга Е₂ возвращаются в колонну К₂.

Кубовый продукт (мазут прямой перегонки) колонны К₂ с температурой не выше 350 °C центробежными насосами через теплообменники, где отдаёт тепло нефти.

Список использованных источников

1.Глаголева, О. Ф. Технология переработки нефти. Часть первая. Первичная переработка нефти [Текст]/ О. Ф. Глаголева; Под ред. В. М. Капустина, Е. А. Чернышева.- М.: Химия, КолосС, 2005.-400 с.

2.Рудин, М. Г. Карманный справочник нефтепереработчика [Текст]/ М. Г. Рудин;- Л.: Химия, 1989.-464 с.

3.Рудин, М. Г. Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов [Текст]/ М. Г. Рудин, Г. Ф. Смирнов;- Л.: Химия, 1984.-256 с.

4.Рахмилевич, З. З. Справочник механика химических и нефтехимических производств [Текст]/ З. З. Рахмилевич, И. М. Радзин, С. А. Фарамазов;- М.: Химия, 1985.-592 с.