Производство мазута

Содержание

Введение

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

Введение

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 1/2 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-, азот- и 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 °С, 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 1,2мм. 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 П‑1 потоки отбензиненной нефти до температуры 340‑370°С на выходе объединяются и поступают на 6‑ю тарелку эвапорационной части ректификационной колонны К‑2.

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

Таблица 4. Режимные параметры работы колонны К‑2

Для улучшения отпарки бензиновых, керосиновых и дизельных фракций из нефти под первую тарелку колонны К‑2 через маточник подаётся технологический перегретый водяной пар с температурой ~ 400°С и давлением 2,0 кгс/см² из пароперегревателя, смонтированного в конвекционной части печи П‑1.

Пары тяжелой бензиновой фракции и воды из шлемовой части колонны К‑2 с температурой 90‑160°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 К‑2 выводится в стриппинг Е-1 керосин прямой перегонки с температурой не более 220°С.

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

Пары тяжелого бензина вместе с водяным паром из стриппинга возвращаются вколонну К‑2.

По переточному трубопроводу колонны К‑2 выводится компонент дизтоплива с температурой 240–320°С в стриппинг Е‑2, где происходит отпарка «хвостовых» низкокипящих керосиновых фракций за счёт подачи острого пара с температурой ~ 400°С в низ стриппинга Е‑2. Пары хвостовых керосиновых фракции вместе с парами воды с верха стриппинга Е‑2 возвращаются в колонну К‑2.

Кубовый продукт (мазут прямой перегонки) колонны К‑2 с температурой не выше 350°С 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.