Оценка возможности дооборудования печей нефтепереработки системами подавления окислов азота и рекуперации тепла дымовых газов

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Основная цель всех современных производств состоит в получении максимально высокой прибыли. В связи с этим снижение эксплуатационных затрат представляется весьма актуальной задачей, поскольку данным способом предприятие имеет возможность уменьшить себестоимость выпускаемой продукции, а значит, достигнуть наилучших результатов своей деятельности и оставаться конкурентоспособным.

В настоящее время экономия энергоресурсов является одной из важнейших задач, что связано с высокой стоимостью топлива. Эксплуатация технологических печей на нефтеперерабатывающих предприятиях всегда связана с большим расходом топлива, поэтому необходимо искать пути сокращения энергозатрат. Одним из таких путей является применение рекуператоров. Продукты сгорания топлива выносят значительное количество тепла, которое может быть использовано для нагревания воздуха перед подачей его в печи АВТ-1. Применение рекуператоров на тепловых трубах позволит существенно сократить расход топливного газа на П-1 и П-2.

На современном этапе развития промышленности вопросам экологии уделяется все больше внимания. Нормы по выбросам различных веществ в окружающую среду становятся все более жесткими. Согласно экологической политике Нефтяной Компании «ЛУКОЙЛ» необходимо постоянно уменьшать количество выбросов в окружающую среду с целью улучшения экологической обстановки и снижения непроизводительных расходов на оплату штрафов. Сокращение выбросов окислов азота особенно важно, поскольку они являются основным компонентом смога. В связи с этим целесообразно дооборудовать печи П-1 и П-2 системами подавления окислов, что позволит уменьшить выбросы и соответствовать самым высоким европейским стандартам.

Целью данного дипломного проекта является оценка возможности дооборудования печей П-1 и П-2 установки АВТ-1 системами подавления окислов азота и рекуперации тепла дымовых газов с помощью рекуператоров на тепловых трубах.

печь нефтепереработка тепловой выброс азот рекуператор

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Первичная перегонка нефти

Поступающее на нефтетехнологические установки нефтяное сырье значительно различается по физико-химическим константам: углеводородному составу, плотности, вязкости, содержанию растворимых в нефтях минеральных солей, газа, серы, парафина, механических примесей и др. Кроме углерода и водорода, которые обычно составляют 95 - 97 мас, % (в том числе С - 84 - 85 мас. %, Н - 12 - 14 мас. %), в нефти находится не менее 3-4 мас. % побочных элементов и соединений - кислорода, фосфора, серы, газа, воды и др. Присутствие этих побочных элементов и соединений в нефти вызывает затруднения в процессе ее переработки.

Для современных промышленных установок, перерабатывающих типовые восточные нефти, рекомендуются следующие фракции, из которых составляются материальные балансы переработки: бензин 62 - 140°С (180°С), керосин 140 (180) - 240°С, дизельные топлива 240 - 350°С, вакуумные дистилляты 350 - 490°С (500°С), тяжелый остаток - гудрон > 490°С (500°С). Нефти сильно различаются по фракционному составу. Некоторые нефти богаты содержанием компонентов светлых, и количество в них фракций, выкипающих до 350°С, достигает 60 - 70 мас. %. Фракционный состав нефтей играет важную роль при составлении и разработке технологической схемы процесса, расчете ректификационной системы и отдельных аппаратов установки. Температуры выкипания отдельных фракций зависят от физико-химических свойств нефти. Последние учитываются при разработке и выборе схем первичной переработки, аппаратурном и материальном оформлении установки. Так, при переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей - депарафинизационные установки по обеспарафиниванию фракций, особенно керосино-газойлевых. Для проектирования новых установок необходимо разработать соответствующий регламент и получить нужные рекомендации.

Наипростейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов - бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут; он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают масляные фракции и тяжелый остаток - гудрон. Для получения из мазута масляных фракций сооружают атмосферно - вакуумные установки (АВТ).

Наиболее распространены установки АВТ, на которых нефть перерабатывают при сравнительно низких температурах (до 420°С) и абсолютном давлении около 2 кгс/см².

На современных установках сооружаются блоки ЭЛОУ, поскольку содержание соли и воды в нефтях, поступающих на перерабатывающую установку, строго нормируется: соли не более 5-7 мг/л воды 0,2 мас. %. Обессоленная и обезвоженная нефть направляется в секции атмосферной перегонки, и в результате термической обработки из нефти выделяются легкие компоненты, выкипающие в пределах 62 - 350°С. В вакуумной части установки мазут, во избежание термического разложения высококипящих компонентов, перерабатывают при остаточном давлении наверху вакуумной колонны 40 - 60 мм рт. ст. При этом получают отдельные фракции или широкую вакуумную фракцию, включающую компоненты, выкипающие при 350 - 500°С, и остаток - гудрон. Температуры выкипания отдельных фракций зависят от физико-химических свойств перерабатываемой нефти. На установках первичной переработки нефти суммарный выход целевых продуктов достигает 65 - 75 мас. %.

Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо- и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость - высококипящими компонентами. При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокипящих, и жидкость - из высококипящих компонентов. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонии, а паровое орошение при ректификации жидкости - путем испарения части ее внизу колонны.

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

На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна - вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки -одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

При ступенчатом осуществлении процесса ректификации контакт пара и жидкости может происходить в противотоке, в перекрестном токе и в прямотоке. Если ректификация идет непрерывно во всем объеме колонны, то контакт пара и жидкости при движении обеих фаз может происходить только в противотоке.

На большей части действующих установок ректификация протекает нечетко. Получаемые компоненты светлых и масляных дистиллятов не соответствуют требуемому фракционному составу, наблюдается налегание фракций, часть наиболее тяжелых фракций светлых нефтепродуктов -дизельного топлива - проваливается в низ колонны, в мазут. Поэтому исследованию и анализу работы ректификационных колонн, разработке и испытанию новых типов барботажных тарелок, совершенствованию методов их расчета уделяется большое внимание.

Современные ректификационные аппараты классифицируются в зависимости от их технологического назначения, давления, способа осуществления контакта между паром и жидкостью и внутреннего устройства, обеспечивающего этот контакт. По технологическому назначению на современных комбинированных установках АВТ ректификационные аппараты делятся на колонны атмосферной перегонки нефти, вакуумной перегонки мазута, стабилизации легких .фракций, абсорбции жирных газов переработки нефти, вторичной перегонки широкой бензиновой фракции и др. По проводимому процессу различают следующие ректификационные колонны: атмосферные, вакуумные, стабилизаторы и др. В зависимости от давления колонны делятся на вакуумные, атмосферные и работающие под давлением. В качестве контактного устройства в колоннах применяют тарелки. Часто эти колонны именуются тарельчатыми. По способу контакта между паром (газом) и жидкостью все ректификационные аппараты на установках первичной перегонки нефти характеризуются непрерывной подачей обеих фаз. На конструкцию ректификационной колонны оказывают влияние технологические особенности: система подачи сырья, отвод боковых жидких погонов, подача орошений, пара и др.

Типовая схема работы атмосферной ректификационной колонны состоит в следующем: нагретое до 340 - 350°С сырье (в основном в парожидкостном состоянии) поступает в среднюю часть колонны. Сверху отбирается парогазовая смесь -- продукт, обогащенный низкокипящими компонентами и содержащий водяной пар. В средней части с соответствующих тарелок отбирают боковые флегмы -компоненты светлых нефтепродуктов, а снизу остаток -мазут, обогащенный высококипящими компонентами. Часть колонны, расположенная выше ввода сырья, называется концентрационной, или укрепляющей, а расположенная ниже ввода сырья, - отгонной, или исчерпывающей. Верхняя тарелка отгонной части колонны, на которую поступает сырье, обычно называется тарелкой питания.

Для ректификации многокомпонентных смесей на установках AT и АВТ применяется ректификационная колонна, состоящая фактически из нескольких отдельно работающих колонн (по числу отбираемых фракций). Сырьем для каждой последующей колонны может служить дистиллят или остаток предыдущей колонны. Такие колонны весьма сложны, так как кроме верхнего и нижнего продуктов (бензин и мазут) в них получают несколько боковых погонов: лигроин, керосин, дизельное топливо. Каждый боковой погон, отводимый из колонны, отправляется в свою отпарную колонну, где отпариваются легкие фракции, направляемые затем обратно в основную колонну. Отпарные колонны конструктивно выполнены в одном корпусе, но отделены друг от друга глухой перегородкой. В отпарных колоннах создается орошение водяным паром, который снижает парциальное давление нефтяных паров и способствует их испарению. Недостаток сложной колонны -наличие при одном верхнем орошении различных паровых и жидкостных нагрузок в разных сечениях. В связи с этим в каждой секции весьма целесообразно создание самостоятельного циркулирующего орошения. Атмосферные и вакуумные колонны с промежуточным циркуляционным орошением широко применяются.

Один из способов повышения эффективности работы атмосферных колонн за счет экономии энергоресурсов. Ряд энергосберегающих мероприятий может быть предложен для блоков вторичной перегонки бензинов установок АВТ. На этих установках обычно используют схемы, состоящие из нескольких ректификационных колонн, в каждой из которых затрачивается энергия на испарение жидкости и конденсацию пара соответственно в кипятильниках и дефлегматорах. Таким образом, в этих колоннах тепловые потоки создаются за счет тепла печи, водяного пара и т.д., а также в результате затрат электроэнергии в воздушных холодильниках.

С внедрением контактных тарелок на 40% повысилась производительность азеотропных установок и на 10% производительность установки АВТ. Кроме того, на азеотропных установках стало возможным получение «суммарных» ксилолов, а на установке АВТ - авиационного керосина ТС-1.

Особенно широкое применение нашли клапанные прямоточные тарелки, отличающиеся высокой производительностью (в 1,5 - 2 раза выше, чем у желобчатых), достаточно высокой эффективностью в широком диапазоне нагрузок и относительно низким перепадом давлений (267 - 400 Па) на одну тарелки Последнее очень важно для вакуумных колонн, rze перегоняются тяжелые остатки. С использованием этих тарелок осуществлен перевод установки ТК на схем> ЭЛОУ-АТ, Подернизированных установках АВТ и блок переработки смолы пиролиза. В результате увеличилась пропускная способность ректификационных колонн, снизился объем ремонтных работ внутри аппаратов из-за отсутствия коррозии деталей тарелок, улучшилось качество получаемых продуктов. Большая работа проведена по модернизации желобчатых и колпачковых тарелок. С большим эффектом эти тарелки работают в отгонных секциях атмосферных и вакуумных колонн установок АВТ, где при сниженном расходе водяного пара внизу аппаратов достигнут повышенный отбор фракции дизельного топлива от мазута.

Для повышения эффективности работы высокопроизводительных струйных тарелок было предложено использовать разного рода интенсификаторы, например продольные вертикальные перегородки с окнами, оснащенными козырьками, направленными навстречу друг другу и образующими диффузоры и конфузоры [1]. При работе тарелки газожидкостный поток разделяется, одна часть его, обтекая козырьки, направляется в окна, другая -в диффузоры. В результате изменения направления движения и скорости газожидкостного потока в диффузорах и контактирования его с козырьками перегородок под острым углом происходят турбулизация жидкой фазы, вследствие чего повышается эффективность массообмена при незначительном росте гидравлического сопротивления.

Конструкция струйной тарелки с интенсификаторами типа диффузор -конфузор исследована на полупромышленном стенде с колонной диаметром 1200 мм, состоящей из трех царг высотой 700 мм. На полотне тарелки из стального листа, в шахматном порядке выштампованы полукруглые лепестки радиусом 25 мм, отогнутые под углом 30° в сторону движения жидкости. Свободное сечение тарелки составляет 12,6 % свободного сечения колонны. Тарелки снабжены сплошной переливной планкой высотой 40 мм. Продольные вертикальные перегородки высотой 100 мм установлены над полотном с зазором 25 мм. Конструктивные параметры исследуемых интенсификаторов девяти модификаций изменялись в следующих пределах: ширина каналов между перегородками -- от 150 до 250 мм; угол отгиба козырьков -- от 25 до 45°.

Эксперименты проводили на системе вода - воздух. Унос жидкости замеряли фотоколориметрическим методом. Режимные параметры изменяли в следующих пределах: плотность орошения - от 5 до 70 м /(мхч), скорость газа в свободном сечении колонны - от 1,6 до 2,9 м/с.

Сравнение струйных тарелок с интенсификаторами, расположенными непосредственно на полотне в слое жидкости, по величине гидравлического сопротивления показало, что при сопоставимых режимах струйная тарелка с интенсификаторами типа диффузор -- конфузор имеет наименьшее гидравлическое сопротивление. Это объясняется взаимодействием газовых струи с интенсификаторами под острым, а не под прямым углом, как в других сравниваемых конструкциях. Струйные тарелки с интенсификаторами типа диффузор - конфузор целесообразно использовать при больших жидкостных нагрузках (до 70 м3 /(м*ч)) и скорости газа в свободном сечении колонны 1,5 - 2,9 м/с. Такие тарелки внедрены в колонне К-2 установки АВТ Рязанского НПЗ.

М.Н. Миннуллин, М.М. Калимуллин, Г.Г. Теляшев, Р.Ф. Кадыров, С.Г. Миннулдина. Ф.А. Арсланов, В.В. Набержнев предложили модернизировать колонную аппаратуру на установках АВТ АО «НОВО-УФИМСКИЙ НПЗ» [2]. Колонная аппаратура является сердцевиной нефтепереработки и от того, как работает фракционирующее оборудование, во многом зависит качество и отбор продуктов, энергозатраты и затраты на эксплуатацию и ремонт. Из-за нестабильных поставок нефти, или затруднений со сбытом нефтепродуктов в настоящее время более гибкими в эксплуатации являются установки АВТ мощностью 1-3 млн. т нефти в год. На многих заводах эксплуатируются или находятся в резерве такие установки, однако длительная эксплуатация или консервация требует обновления контактных устройств. В АО «Ново-Уфимский НПЗ» разработан ряд конструкций массообменного оборудования, которые по эффективности, технологичности изготовления, монтажа, ремонта и эксплуатационным характеристикам не уступают лучшим мировым образцам, а по некоторым показателям превосходят их. Много лет надежно эксплуатируются прямоточные клапанные тарелки с отбойниками, эжекционные клапанные тарелки. Разработаны и испытаны на крупногабаритных холодных и горячих стендах, а также прошли промышленные испытания насадки, работающие по принципу противотока и перекрестного тока, изготовленные из просечно-вытяжного листа [2]. Хорошие показатели получены при испытаниях на стендах и в промышленных колоннах трапециевидных клапанных тарелок. На двух установках АВТ в отгонных частях атмосферных колонн желобчатые тарелки были заменены на эжекционные клапанные, что позволило сократить подачу водяного пара на 300 - 500 кг/ч, в мазуте при этом остается 4-6 мас. % светлых, выкипающих до 360°С. Следует отметить, что в некоторых случаях, увеличивая отбор дизельного топлива за счет модернизации отгонной части (4-5 тарелок), утяжеляется по концу кипения и дизельное топливо. В связи с этим рекомендуется замена желобчатых или прямоточных клапанных тарелок конструкции ВНИИнефтемаша на эжекционные или трапециевидные клапанные тарелки. Некоторые современные колонны в отгонной части имеют трапециевидные клапанные тарелки конструкции ВНИИнефтемаша [2]. Хотя эти тарелки обладают довольно высоким КПД, однако клапаны на полотнах расположены таким образом, что на тарелках не достигается эффективный барботажный слой. Это объясняется большим промежутком между рядами клапанов по направлению движения газожидкостного слоя (180 - 200 мм). Заглушив отверстия в полотнах тарелок, рекомендовано установить на этих же полотнах эжекционные клапанные или трапециевидные конструкции Ново-Уфимского НПЗ. Наустановке АВТМ сняты проблемы по вспышке и фракционному составу путем установки в отпарной колонне диаметром 1 м четырех эжекционных клапанных тарелок. В настоящее время ужесточаются требования по качеству топлив, в связи с чем разрабатываются мероприятия по добавлению различных модификаторов, присадок. Однако экономически выгоднее прежде всего улучшать фракционный состав за счет модернизации контактных устройств (тарелок, насадок). Отбор, качество, энергозатраты в вакуумных колоннах в основном зависят от работы внутренних устройств колонн. Наряду с контактными устройствами важное значение имеют устройства ввода сырья, конструкция отбойника, температура нагрева, вакуум создающая система и другие. В вакуумных колоннах на заводе разработан ряд оригинальных конструкций ввода сырья, отбойников из просечно-вытяжного листа.

Следует отметить, что горизонтальные отбойники из гофрированного просечно-вытяжного листа более эффективны, чем из обычной сетки. Насадки, обладая преимуществом по гидравлическому сопротивлению, требуют правильно сконструированного, изготовленного и смонтированного распределительного устройства, что не всегда удается сделать. Многие известные конструкции распределителей жидкости очень чувствительны к колебаниям нагрузок, что существенно ухудшает работу насадок. На установке АВТ в вакуумной колонне диаметром 4200 мм были смонтированы в концентрационной части насадки конструкции ВНИИнефтемаша, работающие по принципу противотока. В отгонной части были установлены четыре модернизированные желобчатые тарелки. После пуска колонны отбор вакуумного газойля составил около 16 мас. %. При вскрытии после эксплуатации в течении 6 лет обнаружены недостатки при монтаже распределителей жидкости, а также значительные разрушения в элементах насадки. Насадки были демонтированы, взамен установлены клапанные тарелки с отбойниками. Над вводом был смонтирован горизонтальный отбойник из просечно-вытяжного листа, перераспределено орошение колонны. В отгонной части две желобчатые тарелки были заменены на две трапециевидные. После пуска колонны отбор выводимых вакуумных газойлей (легкого и тяжелого) достиг 20 мас. % и более при хорошем качестве.

Сидоров Г.М., Деменков В.Н., Мощенко Г.Г., Ливенцев В.Т., Демьяненко Е.А., Бапанич А.А., Кондратьев А.А. (УНИ, Павлодарский НПЗ) предложили получать тяжелые фракции сырья процесса риформинга в колоннах фракционирования нефти [3]. За последние 15-20 лет выход прямогонных бензиновых фракций возрос за счет увеличения производительности установок первичной переработки нефти и облегчения состава нефтей. Это привело, к повышению нагрузки колонн стабилизации бензина по сырью, в результате чего не обеспечивается качество продуктов разделения. В рефлюксе, направляемом на газофракционирующую установку (ГФУ), содержится до 30-40 мас. % бензиновых фракций, в то же время в стабильном бензине остается значительное количество растворенных газов. Вот почему при отсутствии блока вторичного фракционирования бензина остаток колонны, направляемый на риформинг, содержит большое количество газовых компонентов и фракций бензина н.к. - 80°С. Это приводит к увеличению нагрузки установки риформинга по сырью, снижению выхода и октановой характеристики риформата.

С целью уменьшения нагрузки стабилизатора бензина по сырью и улучшения качества продуктов разделения возможно раздельно получать легкий бензин в колонне К-1 для частичного отбензинивания нефти, а тяжелую фракцию его в сложной атмосферной колонне К-2 и далее подвергать стабилизации лишь бензин колонны К-1, а тяжелую фракцию направлять на риформинг. Однако такая схема выделения бензина из нефти связана с необходимостью предварительного защелачивания тяжелой фракции, что требует расхода щелочи и кроме безвозвратных потерь ценных сернистых соединении приводит к ухудшению экологических условий работы завода.

Другая возможная схема раздельного получения легкой и тяжелой фракций бензина - отбор тяжелой фракции боковым погоном из колонн К-1 и К-2. Такая схема может быть использована при наличии достаточного количества тарелок в укрепляющей секции обеих колонн и отпарной секции для получения тяжелой фракции бензина, не требующей при этом ее защелачивания. Этим условиям удовлетворяет схема установки ЛК-6У. Вывод тяжелой фракции бензина по этой схеме осуществляют в виде верхнего бокового погона колонны К-2 через отпарную секцию, что позволяет разгрузить стабилизатор бензина и улучшить подготовку сырья для риформинга. Однако дальнейшее снижение нагрузки стабилизатора по сырью за счет уменьшения вывода бензина с верха колонн К-1 и К-2 и увеличения вывода из колонны К-2 тяжелой фракции бензина было бы нежелательным, вследствие необходимости увеличения тепловой мощности печи для нагрева частично отбензиненной нефти и нагрузки тарелок колонны К-2. В связи с этим разработана схема, включающая вывод из средней части укрепляющей секции колонны К-1 тяжелой фракции бензина и подачу ее совместно с верхним боковым погоном колонны К-2 в отпарную секцию. Для этой схемы расчетами на ЭВМ выбрано место вывода бокового погона из колонны К-1 и его расход. Расчеты обеих колонн К-1 и К-2 проводились на основе данных, снятых при работе действующей установки.

В колонне К-1, имеющей диаметр 5 м, установлены 32 клапанные тарелки. Нефть в количестве 880 т/ч подается на четырнадцатую тарелку (с низа колонны). Исходя из промышленных показателей работы колонны, массо- и теплообменный коэффициент полезного действия тарелок укрепляющей секции принят равным 0,55, отгонной секции 0,45, что соответствует КПД относительно теоретической тарелки 0,40 и 0,30 соответственно. Давление верха колонны 0,47 Мпа. Сырье - малосернистая, западносибирская нефть с содержанием фр. Н.к. - 360 °С по ИТК, равным 66,9 мас. %, а содержание в ней фр. Н.к. -180°С составляет 28,2 мас %. Температура нефти на входе в колонну 190°С. В низ колонны подается около 30 % на нефть горячей струи с температурой 350°С.

В укрепляющей секции колонны К-2 установлено 46, в отгонной 5 и в боковых отпарных секциях по десять клапанных тарелок. Диаметр колонны К-2 7 м за исключением верхней части, имеющей диаметр 5 м (12 тарелок). Массо- и теплообменный КПД тарелок укрепляющей секции принят равным 0,65, отгонной и отпарных секций 0,45, что соответствует КПД относительно теоретической тарелки 0,50 и 0,30 соответственно. Давление верха колонны 0,21 Мпа. Перепад давления на одну тарелку, как и в колонне К-1, принят равным 0,0007 Мпа, в паровых трубопроводах 0,20 Мпа. Температура частично отбензиненной нефти на входе в колонну 350°С. В низ колонны и отпарные секции керосина и фракции легкого дизельного топлива вводится водяной пар. Имеются два промежуточных циркуляционных орошения. Одно из них организовано в зоне под тарелкой вывода керосина в отпарную секцию, другое - под тарелкой вывода фракции легкого дизельного топлива. С верха колонны К-2 выводится бензин. Часть его подается на орошение, а остальное количество поступает на смещение с легким бензином, выводимым с верха колонны К-1, и смесь бензинов в количестве 18 - 19 % на нефть подается в стабилизатор. Из-за перегрузки по сырью стабилизатор не обеспечивает необходимое качество продуктов разделения. Между тем в укрепляющей секции колонны К-1 имеется достаточное количество тарелок, чтобы вывести боковым погонном тяжелую фракцию бензина, которую после отпарки из нее легких фракций можно использовать в качестве сырья для установки риформинга без дополнительной стабилизации.

Для расчета на ЭВМ системы разделения с выводом фракции тяжелого бензина из обеих колонн составлялись две эквивалентные схемы, соответствующие колонне К-1 и колонне К-2 с отпарными секциями. В начале рассчитывалась колонна К-1, а затем колонна К-2.

Рассчитано несколько вариантов работы колонн К-1 и К-2. Варианты отличаются величиной вывода из укрепляющих секций обеих колонн тяжелой фракции бензина (фр. 80 - 180°С), направляемой после отпарки из нее легких фракций в отпарной секции на риформинг, минуя блок стабилизации. Вывод бокового погона в отпарную секцию осуществляется с двадцать четвертой тарелки (с низа колонны). В расчетах по всем вариантам принято одинаковое суммарное количество бензина, получаемого с верха колонны К-1 и боковым погоном. В принятых условиях по мере увеличения отбора боковым погоном тяжелой фракции бензина состав легкой фракции бензина, выводимой с верха колонны, облегчается, и ухудшаются условия ее конденсации, что приводит к увеличению потерь бензина с газом. Так, если в промышленном варианте суммарное количество газа и сконденсировавшейся части бензина при температуре 60°С в емкости орошения составляет около 5 т/ч, то в расчетном варианте 1 оно равно 7,1 т/ч, а в варианте 4 - 9,4 т/ч. В то же время с увеличением отбора бокового погона уменьшается тепловая нагрузка конденсаторов - холодильников колонны К-1, что показано в табл. 1.1. При имеющейся поверхности конденсаторов - холодильников уменьшение тепловой нагрузки позволяет поддерживать более низкую температуру в емкости орошения и сократить потери легких фракции бензина с газом.

Уменьшение тепловой нагрузки конденсаторов -холодильников колонны К-1 объясняется тем, что при отборе тяжелой фракции бензина боковым погоном сокращается количество бензина, получаемого с верха колонны. При этом тяжелая фракция бензина выводится боковым погоном с более высокой температурой, чем бензин из емкости орошения.

Было исследовано влияние изменении номера тарелки вывода бокового погона на его качество при отборе 6 % на нефть. Как и ожидалось, при переходе от отбора с нижерасположенных тарелок к вышерасположенным, содержание в боковом погоне нежелательной фр. 180°С - к.к. уменьшается. Однако при этом возрастает содержание легких, также нежелательных фракций, что ведет к увеличению теплоподвода в кипятильник отпарной секции и нагрузки верхних тарелок и конденсаторов-холодильников колонны К-2. Поэтому в дальнейших расчетах вывод бокового погона из колонны K-I осуществлялся с 21-й тарелки, что обеспечивает допустимое содержание фр. 180°С - к.к. в тяжелой фракции бензина, получаемой в виде смеси боковых погонов колонн К-1 и К-2, после отпарки из нее легких фракций в отпарной секции.

Было также исследовано влияние изменения величины отбора целевой фр. 80 - 180°С при одинаковом суммарном отборе продуктов разделения обеих колонн. Расчеты показали, что в исследованном интервале отбора фр. 80 - 180°С существует оптимальная величина, равная 62,5 т/ч. Ей соответствует вывод из колонны К-2 бокового погона в количестве 38 т/ч (4,3 % на нефть). При одинаковой величине тепловой нагрузки кипятильника отпарной секции увеличение расхода бокового погона колонны К-2 с 38 до 48 т/ч и соответственно фр. 80-180°С с низа отпарной секции с 62,5 до 72,5 т/ч приводит к существенному увеличению содержания фр. н.к. - 80°С в целевой фр. 80 -180°С (с 4,82 до 7,18 мас. %).

При снижении расхода бокового погона с 38 до 22 т/ч содержание фр. н.к. - 80°С во фр. 80 - 180°С уменьшается с 4,82 до 3,32 мас. %, что показано в табл. 1.2. В то же время отбор целевой фракции сокращается с 62,5 до 46,5 т/ч, что ведет к повышению отбора бензина с верха колонна К-2 и к перегрузке стабилизатора бензина.

Изучали также выбор места вывода бокового погона на показатели работы колонны К-2 при отборе его в количестве 38 т/ч. При изменении тарелки вывода бокового погона с шестой на девятую (счет с верха колонны) содержание в целевой фр. 80 - 180°С фр. н.к. - 80°С снижается с 4,82 до 3,7 % масс, но при этом почти в два раза (с 2,28 до 4,5 мас. %) увеличивается содержание в ней фр. 180°С - к.к. При переходе с шестой тарелки на третью содержание фр. н.к. - 80°С во фр. 80 - 180°С существенно возрастает (с 4,8 до 7,1 мас. %). Поэтому было принято выводить боковой погон из колонны К-2 с шестой тарелки. Таким образом, вывод боковым погоном тяжелой фракции бензина в количестве около 6 % из укрепляющей секции колонны К-1 и 4,3 % на нефть из атмосферной колонны с последующей отпаркой из нее легких фракций позволяет использовать ее в качестве сырья риформинга, не подвергая стабилизации. При этом на 20 - 25 % снижается отбор бензина с верха колонн К-1 и К-2 и на эту же величину разгружается колонна стабилизации бензина по сырью.

В связи с тем, что тяжелая фракция бензина выделяется примерно при тех же энергозатратах, что и по традиционной промышленной схеме работы колонны, и, минуя блок стабилизации, подается на риформинг, то такой способ, кроме улучшения работы стабилизатора бензина и качества продуктов разделения его, позволяет снизить энергозатраты на стадии стабилизации бензина.

Оптимальный расход тяжелой фракции бензина, выводимой боковым погоном, зависит от фракционного состава нефти, схемы и технологического режима работы колонн К-1 и К-2. В связи с этим для подтверждения, возможности получения тяжелой фракции бензина и на других установках были проведены расчеты фракционирования нефти в условиях отсутствия отпарной секции для целевой фр. 80 - 180°С. В связи с этим для отпарки легких фракций бензина из бокового погона предложено использовать кипятильник с паровым пространством по эффективности разделения эквивалентный одной теоретической тарелке. Кроме того, боковой погон, выводится лишь из укрепляющей секции колонны К-1, так как малое количество тарелок в верхней секции колонны К-2 выше места отбора керосина не позволяет осуществить отбор тяжелого бензина необходимого качества.

На установке нефть с содержанием в ней бензиновых фракций 18,9 % вводится в колонну К-1 с температурой 205°С. В колонне размещено 28 тарелок. Нефть в количестве 725 т/ч подается на 16 тарелку (счет с низа). В расчетах массо - и теплообменный КПД тарелок укрепляющей секции принят равным 0,55, отгонной секции 0,35, что соответствует КПД относительно теоретической тарелки 0,40 и 0,20 соответственно. Давление верха колонны 0,40 МПа. Вывод тяжелой фракции бензина осуществляется с 24 тарелки колонны в кипятильник с паровым пространством. Пары кипятильника возвращаются в место вывода бокового погона из колонны.

Как и в предыдущем примере, с увеличением расхода выводимого бокового погона облегчается фракционный состав дистиллята. В связи с этим увеличивается количество газа, выводимого из. емкости орошения. Как показывают итоги расчетов, для данной установки приемлемым расходом бокового погона, выводимого из кипятильника, является 15 т/ч или 2,1 % на нефть. При одинаковой величине теплоподвода в кипятильник увеличение количества бокового погона с 15 до 20 т/ч приводит к повышению содержания в нем легких фракций и растворенных газов с 0,39 до 0,53 мас. %, сероводорода с 3,9х104 до 5,3х 102 % ,то есть он становится менее стабильным и при переработке нефтей с большим содержанием сернистых соединений может оказаться коррозионным. Тогда возникает необходимость в его стабилизации или защелачивании. Кроме того, при таком отборе бокового погона значительно возрастают потери пропана, бутана и ценных легких бензиновых фракций с газом, выводимым из емкости орошения колонны К-1. При температуре в емкости орошения 50°С расход газа по сравнению с промышленным вариантом увеличивается с 2,34 до 3,37, при температуре 55°С с 4,38 до 5,56 и при 60°С с 6,93 до 8,01 т/ч.

Анализ итогов расчета двух установок показывает, что при наличии достаточно большого числа тарелок в укрепляющей секции колонны К-1 и верхней части колонны К-2 возможно получение тяжелой фракции бензина для риформинга. В рассмотренном первом примере фракционирования нефти, содержащей большое количество бензиновых фракций, отбор бокового погона из обеих колонн позволяет получать 6-7 %-на нефть тяжелой фракции бензина, направляемой на риформинг. Во втором примере отбор такой фракции составил лишь около 2 %, что связано с отсутствием отпарной секции для получения тяжелой фракции бензина и выводом бокового погона лишь из укрепляющей секции колонны К-1. Способ получения тяжелой фракции бензина боковым погоном из колонн К-1 и К-2, разработанный на основе расчетных исследований на ЭВМ, внедрен на установке ЛК-6У Павлодарского НПЗ в 1991 г. Эксплуатация установки после реконструкции показала, что отбор боковым погоном фр. 80 - 180°С и использование ее без стабилизации в качестве сырья риформинга позволяет разгрузить колонну стабилизации по сырью, улучшить качество продуктов разделения и уменьшить энергозатраты на фракционирование.

1.2 Классификация и конструкция трубчатых печей нефтепереработки и нефтехимии

Предприятия нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности оснащены различными трубчатыми печами, предназначенными для огневого нагрева, испарения и перегрева жидких и газообразных сред, а также для проведения высокотемпературных термотехнологических и химических процессов. Трубчатые печи различаются по технологическим, теплотехническим, конструктивным и другим признакам.

Одним из основных классификационных признаков промышленных трубчатых печей является их целевая принадлежность - использование в условиях определенной технологической установки. Так, большая группа печей, применяемых в качестве нагревателей сырья, характеризуются высокой производительностью и умеренными температурами нагрева(300-500°С) углеводородных сред (установки AT, ABT, вторичная перегонка бензина, ГФУ). Другая группа печей многих нефтехимических производств одновременно с нагревом и перегревом сырья используется в качестве реакторов. Их рабочие условия отличаются параметрами высокотемпературного процесса деструкции углеводородного сырья и невысокой массовой скоростью (установки пиролиза, конверсии и др.).

Выбор типа печи, конструктивные решения по отдельным узлам, материальное оформление, система сжигания топлива, оснащение приборами контроля и автоматического управления и другие вопросы прорабатываются на стадии проектирования печей с учетом свойств углеводородных сред и рабочих условий эксплуатации [4].

Большинство применяемых трубчатых печей радиантно-конвекционные. Они состоят из радиационной камеры, где сжигается топливо, и тепло к трубчатым сырьевым змеевикам передается, главным образом, излучением от пламени и раскаленных поверхностей огнеупорной футеровки, и конвекционной камеры, куда поступают продукты сгорания топлива из камеры радиации. В камере конвекции тепло к сырью передается в основном конвекцией и частично излучением трехатомных компонентов дымовых газов.

Нагреваемое углеводородное сырье проходит последовательно сначала по змеевикам камеры конвекции, а затем направляется в змеевики камеры радиации. При таком противоточном движении сырья и продуктов сгорания топлива наиболее полно используется тепло. полученное при его сжигании.

Радиантно-конвекционные печи отличаются одна от другой следующими признаками:

- формой - коробчатые ширококамерные и коробчатые узкокамерные, цилиндрические, кольцевые, секционные, многокамерные;

- расположением змеевиков - горизонтальные, вертикальные;

- топливной системой и способом сжигания - для жидкого либо газообразного топлива, либо

- комбинированного жидкого и газообразного топлива; факельное горение, беспламенное сжигание и др.;

- конструктивными решениями - по отводу дымовых газов из печи; числом камер радиации и конвекции; длиной и геометрией трубчатых змеевиков, видом огнеупорной обмуровки и т. п. [5].

1.3 Методы снижения выбросов окислов азота

В связи с ужесточившимися в последние годы требованиями к охране окружающей среды борьба с вредными выбросами в атмосферу оксидов азота, являющихся одним из основных загрязнителей, пробрела особую актуальность.

В различных странах мира разработаны десятки методов обезвреживания отходящих газов, многие из которых прошли опытно-промышленную проверку и внедрены в ряде отраслей промышленности. Многообразие методов объясняется разнохарактерностью газовых выбросов (объёмы газов, их температура и влагосодержание, степень окисления и концентрация оксидов, наличие пыли и сопутствующих газообразных примесей и т.д.), фоновыми загрязнениями конкретных регионов, которые определяют требования к глубине очистки газов, наличие требуемых хемосорбентов или катализаторов, потребность в продуктах утилизации либо возможность утилизации отработанного поглотителя или катализатора, экономику процессов и т.д.

Выбор метода очистки зависит от конкретных условий и определяется технико-экономическими расчётами.

Важным мероприятием по снижению образования NO_х является усовершенствование технологии сжигания топлива, с помощью которого удаётся снизить содержание NO_х в дымовых газах на 10-40%. Этого, однако, недостаточно для удовлетворения норм, введённых в ряде индустриально развитых стран. Указанное мероприятие, как правило, эффективно лишь в сочетании с очисткой газов. Ниже мы кратко остановимся на основных методах очистки.

1) Селективное некаталитическое восстановление:

Наиболее распространённым восстановителем NO_х является аммиак.

На процесс восстановления влияют следующие параметры: степень перемешивания NH₃ с дымовыми газами, соотношение NH_3/NO_х, температура. Процесс рекомендуется проводить в области температур 800-1000^оС. При температуре 1100^оС и выше аммиак окисляется до NO, что отрицательно сказывается на эффективности очистки. При применении в качестве восстановителя водорода или метана оптимальная температура снижается. Так, при соотношении H₂/ NO_х =2 оптимальная температура составляет 697^оС.

Достаточно большой опыт по применению некаталитического восстановления даёт основание сделать вывод о том, что процесс не позволяет достигнуть требуемой по стандартам степени очистки газов от NO_х.

Таким образом, метод некаталитического восстановления может быть применён лишь в отдельных случаях.

2) Селективное каталитическое восстановление:

Данный процесс получил в настоящее время наибольшее распространение в различных странах, особенно в сочетании с технологическими мероприятиями по предотвращению образования оксидов азота.

Все установки полностью автоматизированы. Автоматическое регулирование подачи аммиака базируется на сигнале о содержании NO_х до реактора и после него с коррекцией о содержании NH₃ за реактором. Измерения показали хорошую равномерность в распределении потоков NO_х (±5%) и NH₃ (±10%). Отмечено, что при подаче избытка аммиака возможно образование сульфатов и сульфитов аммония, которые откладываются в воздухоподогревателе и в другом оборудовании. При этом в одном случае было отмечено увеличение аэродинамического сопротивления воздухоподогревателя на 1000 Па в течение месяца, что требует периодических водных промывок.

Важнейшим является вопрос о правильном выборе катализатора для очистки газов с различными характеристиками. Процесс восстановления оксидов азота в дымовых газах состоит из нескольких элементарных актов: адсорбция NH₃ на поверхности катализатора; диффузия NO_х к NH₃ и их реакция; десорбция продуктов реакции и регенерация катализаторов. Наиболее распространённым на промышленных установках является катализатор, основу которого составляет V₂O₅ на носителе (чаще TiO₂).

Используются также катализаторы, выполненные из керамики с добавкой оксидов металлов. Срок службы катализаторов достигает 16000 ч.

В качестве катализаторов используют также цеолиты, содержащие активные по отношению к NO_х оксиды металлов.

Предложен процесс очистки дымовых газов от оксидов азота на катализаторе, содержащем благородный металл, при температуре 180-250^оС. Очистка проводится с добавлением аммиака при объёмной скорости газа 10-15 тыс.ч^-1. При наличии в газах диоксида серы образуются значительные количества сульфата аммония.

Продолжается поиск и других катализаторов, позволяющих проводить процесс при более низких температурах и имеющих более низкую стоимость.

3) Неселективное каталитическое восстановление:

Восстановление оксидов азота возможно при температурах 200-500^оС

на катализаторах, содержащих благородные металлы. В качестве восстановительного агента применяются водород, монооксид углерода и лёгкие углеводороды. Наиболее предпочтительным является применение метана.

4) Адсорбционные методы очистки:

К преимуществам адсорбционных методов следует отнести развитую поверхность контакта между твёрдой и газовой фазами, компактность аппаратуры и простоту её конструкции, отсутствие жидких стоков.

Основными недостатками этих методов очистки являются цикличность (стадии адсорбции-регенерации) и необходимость проведения высокотемпературной регенерации с последующей утилизацией оксидов азота. Широкое внедрение адсорбционных методов в промышленность осложняется и тем, что адсорбент поглощает не только оксиды азота, но и другие примеси, включая влагу.

Перечень предлагаемых в настоящее время твёрдых поглотителей NO_х довольно обширен, однако большинство исследований и патентов базируется на основных сорбентах: активированных углях, силикагелях, цеолитах.

5) Применение обводненного жидкого топлива:

Жидкие тяжёлые вязкие обводнённые топлива, влажностью от 10 до 20%, могут быть достаточно эффективно использованы в широких масштабах без применения дорогих и малопроизводительных способов их обезвоживания.

При использовании влажного жидкого топлива, конечно, понижается его теплопроизводительность, увеличивается содержание водяных паров в продуктах сгорания, вследствие чего растут потери тепла с уходящими газами и уменьшается к.п.д. установки.

Вместе с тем, нужно отметить, что недостатков при использовании топлив не так много, как кажется на первый взгляд.

Влажность жидких топлив в пределах до 20% не даёт резкого снижения показателей топочного процесса. При влажности топлива до 10% эти показатели почти не отличаются от показателей, получаемых при сжигании топлива влажностью 1 %, соответствующей ГОСТу.

Главной причиной, вызывающей трудности сжигания влажных жидких топлив, является не присутствие воды, а неравномерное распределение в массе топлива. Чтобы добиться устойчивой работы топок при сжигании влажных жидких топлив, необходимо воду, содержащуюся в топливе слоями, распределить по всей его массе равномерно. Так как в мазуте содержатся природные поверхностно-активные вещества - эмульгаторы, процесс превращения топливно-водяных смесей в стойкие и совершенные эмульсии является естественным, технически эффективным и экономически целесообразным.

Известно, что все тяжёлые жидкие топлива обладают меньшей теплоёмкостью и теплотой испарения, чем вода. В то же время температура кипения мазута в три раза выше, чем для воды.

Естественно, что когда капли эмульсии, представляющие систему из двух жидкостей, начинают прогреваться, то при достижении 150-200^оС физическое состояние каждой жидкости начинает изменяться. Топливная часть капли ещё остаётся в жидком состоянии, тогда как другая её составляющая - вода - превращается в пар.

Вследствие упругости водяного пара капля эмульсии превращается в своеобразный снаряд, который под действием расширяющегося водяного пара разрывается на более мелкие частицы. Это явление названо микровзрывом. Дополнительное дробление капель под действием такого рода микровзрыва не только ускоряет процесс превращения топлива в пары, т.к. увеличивается поверхность испарения, но и улучшает процесс перемешивания горючего с кислородом воздуха и в целом интенсифицирует процесс горения топлива.

При использовании жидкого топлива в виде водотопливных эмульсий содержание NO_х в дымовых газах обычно снижается на 20-30%, также значительно снижается содержание сажи. Однако, при добавке к мазуту 10% воды к.п.д. котла снижается на 0,7%.

В разных работах для снижения вредных выбросов рекомендуется различное соотношение между количествами мазута и воды в эмульсии.

6) Применение специальных горелок:

Основными факторами, от которых зависит величина выбросов оксидов азота, являются характеристика топлива и конструкция топочного устройства, определяющая уровень температур, а также концентрацию кислорода на начальном участке факела.

Для подавления оксидов азота чаще всего применяются следующие первичные методы:

- ступенчатое сжигание применительно к отдельной горелке;

- рециркуляция дымовых газов;

- ступенчатое сжигание применительно к топочной камере в целом.

Первый из перечисленных методов состоит в использовании вихревых горелок, в которых вторичный воздух делится на два потока. Подмешивание наружного потока к воспламенившемуся топливу происходит за пределами начального участка факела, что и приводит к подавлению образования NO_х.

Рециркуляция дымовых газов снижает образование оксидов азота за счёт двух факторов: уменьшение пика температур в ядре горения и снижения действующей концентрации кислорода на начальном участке факела.

Всё большее распространение приобретают схемы ступенчатого сжигания. Препятствием для увеличения “ступенчатости” подачи воздуха является появление за котлом продуктов неполного сгорания и других загрязнителей атмосферы, для устранения которых приходится повышать.

Варианты ступенчатого сжигания имеют одну главную особенность: часть воздуха поступает в топку не вместе с топливом, а вводится в промежуточную зону факела. В последние годы всё больше внимания уделяют более сложной схеме. Здесь кроме ступенчатой подачи воздуха имеются дополнительные горелки, в которые небольшая часть топлива подаётся газами рециркуляции. Выше этих дополнительных горелок размещают ряд воздушных сопл для дожигания продуктов неполного сгорания, образующихся в факеле дополнительных горелок.

Разработка мероприятий по снижению NO_x необходимо рассматривать индивидуально для каждой печи. [6]

1.4 Воздухоподогреватели трубчатых печей

В целях экономии топлива трубчатые печи укомплектовывают воздухоподогревателями для подогрева воздуха, который используют для сжигания топлива. При подаче нагретого воздуха к горелкам процесс горения топлива интенсифицируется, увеличивается температура топочных газов и возрастает передача тепла к трубчатым змеевикам излучением. Подогрев воздуха выгоден еще и потому, что позволяет сжигать топливо с минимальным избытком воздуха и уменьшить образование диоксида серы из топлива, содержащего сернистые соединения. При небольшом коэффициенте избытка воздуха (1,05-1,07) только 3% диоксида серы переходит в триоксид, в то время как при 1,2 происходит окисление до 20% диоксида серы. Чтобы уменьшить коррозию оборудования, содержание кислорода в продуктах сгорания не должно превышать 0,5-1,5%.

По сравнению с котлами-утилизаторами воздухоподогреватели обладают преимуществами: более простой конструкцией, они менее сложны и более безопасны в эксплуатации. Однако и для их применения требуются значительные капитальные вложения, которые обусловлены необходимостью иметь большую теплообменную поверхность и использовать для изготовления аппаратов коррозионностойкие дорогостоящие материалы. Кроме того, применение в печном агрегате воздухоподогревателя приводит к снижению конечной температуры уходящих из печи топочных газов, росту аэродинамического сопротивления в дымовом тракте, а также уменьшению тяги в печи. Для ее повышения необходимо либо устанавливать достаточно мощные дымососы, либо сооружать более высокую дымовую трубу, футерованную кислотостойкими материалами.

Воздухоподогреватель нормально эксплуатируется, если температура поверхности нагрева выше точки росы уходящих дымовых газов на 10-15°С. В этом случае удается избежать конденсации влаги на охлажденных элементах конструкции аппарата и образования диоксида серы. Температура точки росы зависит от содержания серы в котельном топливе и сероводорода в производственном газе. При содержании в котельном топливе 1% серы температура точки росы топочных газов повышается до 130 °С; с увеличением содержания серы на один процент эта температура возрастает приблизительно на 4 °С. При сжигании башкирских мазутов (4% серы) температура точки росы составляет 148-152 °С. Для мазутов, которые содержат сернистые соединения, указанную температуру можно снизить, если на сжигание подавать небольшой избыток воздуха. Уменьшение подачи воздуха с 1,47 до 1,07 сопровождается понижением температуры точки росы топочных газов с 145 до 126 °С.

Несовершенство конструкции горелок печей и котлов для сжигания топлива и недостаточная герметичность топок не позволяют пока работать при малых избытках воздуха. Поэтому считают, что температура трубок воздухоподогревателей должна быть выше температуры точки росы агрессивных дымовых газов, т.е. не ниже 130 °С. Для этого применяют предварительный или промежуточный подогрев холодного воздуха или специальные схемы компоновок поверхности нагрева. Имеются аппараты, конструктивно оформленные так, что поверхность теплообмена со стороны дымовых газов значительно больше, чем со стороны атмосферного воздуха, поэтому секции воздухоподогревателей компонуют из труб с разным коэффициентом оребрения, увеличивающимся к холодному концу (к месту входа холодного воздуха), и таким образом температура стенки труб приближается к температуре дымовых газов. По такому принципу сконструированы воздухоподогреватели Башоргэнергонефти из чугунных ребристых и ребристо-зубчатых труб с хорошими эксплуатационными показателями.