ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ

Отдельные процессы переработки нефти осуществляются
на технологических установках, каковых на нефтеперерабатывающем
предприятии может быть от нескольких штук до нескольких десятков.
На установках, в зависимости от конкретного технологического процес-
са, присутствует специфическое оборудование, которое будет рассмот-
рено при нашем дальнейшем знакомстве с этим процессом.

Однако, достаточно многие виды оборудования применяются в боль-
шинстве, если не во всех технологических процессах нефтепереработки.

Резервуары. Они используются для хранения больших количеств
нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении. Нефтяные резер-
вуары могут быть поистине гигантских размеров — до 500000 м³. Ре-
зервуары обычно изготавливают из стальных листов, но бывают и бе-
тонные, и кирпичные резервуары. Резервуары оборудуются устройства-
ми для снижения потерь углеводородов при испарении в атмосферу —
дыхательными клапанами и понтонами. Объединенные в группы резер-
вуары образуют резервуарные парки (сырьевые или продуктовые).

Трубопроводы и арматура. Газы и жидкости, а также их смеси
транспортируются между технологическими установками и внутри них
по трубопроводам (или, проще говоря, по трубам). Трубы могут бытьсамого разного диаметра. При проектировании трубопроводов их диаметр рассчитывается для обеспечения определенных оптимальных ско-

ростей потока. В зависимости от кор-
розионной активности среды выбира-
ют материал, из которого изготавли-
вают трубопровод. Как правило, это
различные марки сталей. Части трубо-
провода соединяют между собой свар-
ными швами или, в местах, где их
нужно иногда разбирать — фланца-
ми (плоскими кольцами, которые стя-
гиваются между собой на болтах или
шпильках). Герметичность соединения
в этом случае достигается установкой между фланцами специальных прокладок. Их чаще всего изготавлива-
ют из термостойкого пластичного материала — паронита.

У кого есть возможность наблюдать промышленные трубопроводы,
часто может заметить, что длинные трубопроводы проложены не по
прямой. Двигаясь в определенном направлении, трубопровод вместе с
соседними трубами, если таковые имеются, опорами и всей конструкци-
ей эстакады делает неожиданный поворот на 90°, через десяток метров
снова поворачивает, и потом еще раз, описывая букву «П», изображен-
ную на рис. 4.3, и, наконец, снова продолжает идти в нужном направ-
лении до следующей такой же фигуры. Понятно, что на выписывание

таких зигзагов уходят дополнитель-
ные материалы и трудозатраты, и де-
лается это не просто так. Дело в том,что тела при нагревании расширяются. Углеродистые стали, из которых,
как правило, изготавливаются трубопроводы при протяженности участка 100 м расширяются приблизительно на 1,2 мм при увеличении температуры на 1°С. Если увеличение температуры составит 100°С, то удлинение
участка составит уже 12 см, и это уже довольно существенно. Жестко
закрепленные конструкции будут выламывать опоры, труба будет выгибаться, сварные швы трещать. Во избежание этого и применяются описанные выше П-образные компенсаторы. Температурные расширения трубопроводов при их нагревании и охлаждении компенсируются пружинящими изгибами буквы «П».

Для компенсации температурных расширений трубопроводов применя-
ются и другие специальные устройства, например, линзовые компенса-

торы (рис. 4.4), где расширения компенсируются обратимой деформацией пружинообразного эле-
мента. В сальниковых компенсаторах один из концов трубопровода движется при изменении темпе- ратуры внутри уплотняющего кожуха. В ряде слу-
чаев это помогает сэкономить при строительстве трубопровода за счет исключения ненужных зиг-загов. Однако, применение линзовых и сальнико-
вых компенсаторов ограничено в зависимости от температуры, давления и агрессивности среды, а П-образные компенсаторы могут применяться во
всех случаях.

Трубопроводной арматурой называют специальные устройства, предназначенные для открытия и закрытия потока, а также для регулирования его расхода. Задвижка — наиболее распространенный
вид запорной арматуры. Вращая верхнее колесо,
называемое штурвалом, по часовой стрелке мы пе-
рекрываем расход потока, против часовой стрел-
ки — открываем. Для перекрытия расхода исполь-
зуются и другие виды запорной арматуры: вен-
тиль, поворотный кран, заслонка. Они отличают-

ся от задвижки конструкцией. Запорная арматура обозначается на схе-
мах, как это показано в табл. 4.1.

Регулировать расход потока можно и вручную, задвижкой, но для
более точной, а главное, для автоматической регулировки применяются
регулирующие клапаны. В них движение рабочего (запирающего поток

или открывающего ему путь) органа осуществляется за счет давления сжатого приборного воздуха (воздуха КИП), схема распределения которого есть на каж-дой технологической установке. Сигнал с пульта управления (место, где он находится на установке, называется операторная), поступает на клапан в виде изменения давления приборного воздуха. Это называется пневматическим приводом. Как правило, на установках применяется пневматический, а не электриче-
ский привод клапанов из соображений безопасности, так как случайная
электрическая искра может воспламенить газо-воздушную смесь, потенциальная возможность образования которой в результате, например,
негерметичности фланца или коррозии трубопровода всегда есть на
нефтеперерабатывающем предприятии

С помощью клапанов регулируются все технологические параметры.
Прикрывая клапан, мы снижаем расход потока в трубопроводе и дав-
ление после клапана. Наоборот, открыв клапан на выводе газа из аппа-
рата, снижаем давление в самом аппарате. Также, открывая клапан на
выводе из аппарата жидкости (т. е. увеличивая ее расход) мы снижаем
уровень жидкости в аппарате. Регулируя клапаном расход топлива в
печь, мы регулируем температуру продукта на выходе из печи

Насосы и компрессоры. Продвижение нефтепродуктов по трубам
происходит за счет разности давления на входе и на выходе трубо-
провода. Чаще всего повышенное давление на входе нужно создать.

Для этого нужны насосы и компрессоры,
составляющие собой группу динамического
оборудования.

Насосы — это машины для перекачки жидкостей, компрессоры — для перекачки
газов. Перекачивать жидкость компрессором невозможно и даже очень опасно. Точно также газы нельзя перекачивать насосами. Более всего распространены два типа насосов и компрессоров — центробежные и

поршневые. В центробежных насосах (рис. 4.6) и компрессорах созда-
ние избыточного давления на выкиде и перемещение нефтепродукта
осуществляется за счет быстрого вращения рабочего колеса в корпусе
машины. В поршневых машинах расход нефтепродукта обеспечивается
выдавливанием его из цилиндра поршнем, совершающим возвратно-поступательные движения.

Сепараторы. Сепаратор — это аппарат для разделения двух веществ,
образующих разные, несмешивающиеся между собою фазы. Газовую
фазу в сепараторе можно отделить от жидкости, воду от углеводородов,
твердый осадок от жидкости. Сепаратор — это самый простой аппарат.
Если он не оборудован устройствами для увеличения скорости и каче-
ства разделения фаз, то это обычная горизонтальная или вертикальная
бочка, в которую с одной стороны входит газожидкостная смесь, а с
другой стороны сверху выходит газ, а снизу — жидкость, как это по-
казано на рисунке. Хотя, нужно отметить, что сепаратор на рисунке
усложнен системой отделения воды от нефтепродукта — отстойником
для воды, который еще называют «сапог» (boot). Сепараторы часто на-
зывают просто емкостями.

Теплообменники. Практически все процессы нефтепереработки вклю-
чают в себя стадии нагревания (иногда до 500°С и выше) и охлаждения
нефтепродуктов. Можно нагреть нефтепродукт в печи, а потом охла-
дить его потоком воздуха, но это не рационально. Общее правило: го-
рячие продукты, которые нужно охладить, должны нагревать холодные
продукты, которые нужно нагреть. При этом горячий и холодный потоки не должны смешиваться между собой. В настоящее время чаще всего процесс теплообмена осуществляется в кожухо-трубчатых теплообменниках. Один из потоков идет по трубному пучку (трубное пространство), а другой с наружной поверхности труб (межтрубное пространство). Перегородки межтрубного пространства служат для турбулизации (перемешивания) потока. Для окончательного захолаживания применяют водяные холодильники, которые от кожухо-трубчатых теплообменников принципиально не отличаются, но одним из потоков является
охлаждающая вода. Если в качестве одного из потоков используют
водяной пар, то теплообменник становится паровым подогревателем.

Особое место среди теплообменников занимают аппараты воздуш-
ного охлаждения (АВО). Охлаждаемый нефтепродукт движется в них
по оребренным для увеличения поверхности теплообмена трубкам, а
снизу мощным вентилятором подается воздух.

Ректификационные колонны. Ректификация — это процесс раз-
деления жидких веществ за счет разницы в их температурах кипения
путем перевода части исходной смеси в газообразное состояние, мно-
гократного контакта жидкой и газовой фаз с последующей конденсацией газовой фазы. Ректификация осуществляется в ректификационных колоннах. Стоит уточнить, что общий принцип работы колонны и аппарата для определения фракционного состава, изображенного на рис. 3.1, одинаков. Однако, если в лабораторном аппарате осуществляется простая перегонка (легкие компоненты смеси испаряются, а затем конденсируются в холодильнике и попадают в приемник), то в ректификационной колонне пары еще несколько десятков раз отдают часть унесенных с собою тяжелых компонентов жидкости, забирая у нее легкие, на тарелках ректификационной колонны.

Итак, основным элементом ректификационной колонны является рек-
тификационная тарелка. Схематично две из них изображены на рис. 4.10.
Тарелка представляет собой металлический лист, в котором имеются
отверстия для прохода паров. Пары движутся снизу вверх. Жидкость
стекает на тарелку по переливному устройству с вышележащей тарелки
и далее движется горизонтально до следующего переливного устрой-
ства, причем с определенным уровнем, который поддерживается на та-
релке переливной перегородкой. При движении пузырьков пара через
слой жидкости на тарелке жидкая и газообразная фазы обмениваются
между собою компонентами: более легкие из жидкости переходят в
пар, а более тяжелые (высококипящие) — из пара в жидкость. Это
и представляет собой элементарный акт ректификации. Отверстия на
тарелке оборудованы специальными устройствами — клапанами или
колпачками, которые улучшают контакт жидкости и газа. Проходу газа
через пространства за сливными перегородками препятствуют гидроза-
творы, образуемые при нормальной работе колонны уровнем жидкости,
преодолеть сопротивление которых пары не в состоянии.

Следует отметить, что вместо тарелок в ректификационной колонне
может быть использована насадка, керамические или металлические

изделия с большой площадью поверхности,
на которой и происходит контакт жидкости и газа. Когда насадку располагают внутри ко-
лонны крупными, ориентированными в про-
странстве блоками, она называется регуляр-
ной. Нерегулярная насадка состоит из от-
дельных мелких элементов, которые беспо-
рядочно грузятся внутрь колонны на опор-
ную тарелку. Простейший пример нерегуляр-
ной насадки — кольца Рашига, представляю-
щие собой полые цилиндры.

Схема включения, или как говорят тех-
нологи, обвязки колонны представлена на
рис. 4.12. Сырье (смесь легкого и тяжелого
компонента) поступает в колонну на средние

тарелки. Предварительно оно нагревается до температуры приблизи-
тельно равной температуре на той тарелке, где смонтирован ввод сырья.
На схеме подогрев осуществляется теплом кубового продукта, отво-
димого с низа колонны.

Эта схема типична для многих процессов нефтепереработки. Сама
жидкость в кубе колонны подогревается в теплообменнике (рибойле-
ре), предположим, что водяным паром. Выделяемые при ее кипении
пары поднимаются вверх. По колонне снизу вверх создается градиент
температуры. Внизу она максимальная, вверху (в шлеме колонны) на-
много ниже. На каждой тарелке, как уже говорилось, из стекающей
вниз жидкости испаряются легкие' компоненты, тяжелые компоненты
из газа абсорбируются жидкостью. Пары легкого компонента из шлема
колонны поступают в холодильник, где конденсируются и в сепараторе
отделяются от несконденсировавшихся газов.

Далее насосом часть легкого компонента выводится в качестве го-
тового продукта, а часть подается на орошение колонны. Это так назы-
ваемое острое орошение (в отличие от внутреннего, которое создается
при конденсации паров внутри колонны). Чем больше расход острого
орошения (в пределах устойчивой работы тарелок), тем лучше качество
деления легкого и тяжелого компонентов, но, тем больше энергии тра-
тится на испарение и конденсацию компонентов острого орошения. Для
характеристики работы колонны применяют понятия флегмового числа
(отношение расхода орошения к расходу верхнего продукта колонны —
флегмы) и кратности орошения (отношения расхода орошения к рас-
ходу сырья колонны).

Итак, работа колонны обеспечивает непрерывное разделение легко-
го и тяжелого компонентов. Сырье непрерывно поступает в среднюю
часть колонны, низкокипящий компонент (или компоненты) выводится
из сепаратора орошения, а из куба колонны постоянно откачивается
пысококипящий компонент. Его расход обычно регулируется в зависи-
мости от уровня жидкости в кубе колонны. Очень важно, чтобы жид-
кость не залила нижние тарелки, а то они перестанут работать и даже
могут быть деформированы при кипении жидкости.

Стоит отдельно поговорить о терминах. Почему не сказать, что вы-
сококипящий компонент выводится с низа колонны, а не с куба? Что
такое куб? Все ректификационные колонны цилиндрические с полу-
сферическими днищами, в них нет никаких характерных для геомет-
рической фигуры куба прямоугольных граней и углов. Термин «куб»
пришел из понятия «перегонный куб», т.е. емкость, из которой велась
перегонка смеси. Тяжелый компонент назывался кубовым остатком. Но
нсрегонный куб был аппаратом периодического действия, в отличии
от ректификационной колонны. Термин «куб», обозначающий низ рек-
тификационной колонны, характерен только для русского языка, но
поскольку он прочно вошел в систему терминов отечественной нефте-
переработки, мы предлагаем оставить все как есть и употреблять «куб»
и «кубовый продукт», а не «низ» и «нижний продукт», хотя последние
два термина были бы более понятны непосвященному читателю.

Трубчатые печи. Нагрев нефтепродуктов часто осуществляется в
печах. Нефтепродукт в них движется по трубам, которые зигзагооб-
разно соединены в змеевик. Поэтому печи и называются трубчатыми.
Ранее был распространен дизайн шатровой печи, которая напоминает
внешним видом деревенский домик. Более современными считаются
вертикальные (цилиндрические или коробчатые печи) у которых на-
много выше коэффициент полезного действия.

Нефтепродукт сначала поступает в змеевик камеры конвекции пе-
чи. В нем потоку передается тепло дымовых газов. Далее, уже более
горячий нефтепродукт поступает в змеевик камеры радиации. Она на-

зывается так потому, что тепло от сжи-
гания топлива передается в ней продук-
ту за счет теплового излучения (которое тоже иногда называют радиацией).
Змеевик в камере радиации вертикаль-
ной печи расположен по всем четырем
стенам, образуя так называемые экраны.
В поду, т. е. в полу печи, расположены
форсунки или горелки. В них сгорает
топливо с образованием факела.

Форсункой называется устройство для распыления жидкого печно-
го топлива и газового топлива внутри печи для обеспечения их эф-
фективного сжигания. Если используется только газовое топливо, то
используемое для его сжигания устройство называется горелкой, хотя
термин «форсунка» применяют и в этом случае.

5 ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ -
ОБЕССОЛИВАНИЕ, АТМОСФЕРНАЯ
И ВАКУУМНАЯ РЕКТИФИКАЦИЯ

Нефть, поступающая с месторождений на нефтеперераба-
тывающий завод, содержит в своем составе воду, которая распределена
I) объеме углеводородов в виде очень мелких капелек — эмульсии. По-
падая затем на установки ректификации, вода может вызвать техноло-
гические проблемы, связанные с коррозией оборудования. А главное,
растворенные в ней соли при испарении воды осаждаются на внут-
ренних поверхностях аппаратов, ухудшая теплообмен, снижая проходимость трубопроводов, что в конечном счете может привести к выходу оборудования из строя или даже к серьезной аварии.

Чтобы избавиться от эмульгиропанной (т. е. находящейся в ви-
де эмульсии) воды к нефти добавляют дополнительные количества
промывочной воды, а также специальные вещества — деэмульгаторы, которые способствуют разрушению эмульсии. Нефть подогревают
до 70-130°С для снижения ее вязкости. Все эти процедуры направлены на то, чтобы капельки эмульгированной воды укрупнялись,слипаясь с каплями промывочной воды и друг с другом, и под действием силы тяжести падали вниз и образовывали отдельную водную фазу, которую затем легко было бы отделить. В водной фазе в растворенном виде оказываются также все
неорганические соли.

Однако, всех перечисленных выше усилий для требуемой степени
обезвоживания нефти оказывается не достаточно и требуется применение специальных аппаратов — электродегидраторов. Они представляют
собою сепараторы с размещенными внутри электродами. Между элек-
тродами создается напряжение около 2000 В. В его переменном поле
капли воды начинают интенсивно колебаться и за счет более частых со-
ударений быстрее слипаются между собой. Уровень отстоявшейся воды
поддерживается намного ниже электродов, чтобы избежать короткого
замыкания. Распространенный старый дизайн электродегидраторов —
форма шара. Современные электродегидраторы цилиндрического вида.

Установки обезвоживания и обессоливания нефти называют ЭЛОУ
(электрообессоливающие установки). Часто в виде технологического
блока они входят в состав установок ректификации нефти.

Установки ректификации нефти называются в России АВТ или AT.
Первое означает атмосферно-вакуумная трубчатка (или атмосферно-
вакуумная трубчатая). На такой установке происходит ректификация
нефти сначала при близком к атмосферному давлении, затем — под ва-
куумом. AT — атмосферная трубчатка, здесь все ограничивается толь-
ко атмосферной ректификацией. Не совсем понятным остается термин
«трубчатка». Он возник для того, чтобы обозначить большую роль труб-
чатых печей в работе установки. Однако, трубчатые печи играют боль-
шую роль и на других технологических установках, но не входят в их
название. Возможно, более понятно было бы название «установка АВР»
(атмосферной и вакуумной ректификации), но так уж сложилось, что
термины АВТ и AT являются общепринятыми и повсеместно употреб-
ляемыми и нам только остается смириться и принять их.

Прежде всего, необходимо четко уяснить, для чего нефть разго-
няют на фракции, т. е. нефтепродукты, выкипающие в более узком,
чем нефть интервале. Выделение фракций исходит из необходимости
получать в дальнейшем товарные' продукты. Двигатели внутреннего
сгорания с принудительным воспламенением (от искры) могут рабо-
тать только на бензине (температура конца кипения, как правило, не
выше 215°С), потому, что более высококипящие продукты либо будут
обладать совсем уже никуда не годной детонационной стойкостью, либо
быстро закоксуют свечи. Точно также автомобильные дизельные дви-
гатели созданы для дизельной фракции нефти, умеренно склонной к
самовоспламенению при сжатии в цилиндре двигателя. Промежуточная
(между бензиновой и дизельной) керосиновая фракция является подхо-
дящим топливом для реактивных двигателей самолетов. Она не засты-
вает при температуре забортного воздуха (—50°С), не испаряется при
пониженном давлении верхних слоев атмосферы. Выделяемые при ва-
куумной перегонке дистилляты после соответствующей обработки ис-
пользуются в качестве основы смазочных масел. Крайние фракции неф-
ти — газы и тяжелые остатки атмосферной и вакуумной перегонок наименее ценны. Они используются в качестве топлива как внутри нефте-
перерабатывающего завода, так и за его пределами на электростанциях
и в котельных, но могут быть и переработаны в более ценные продукты.

Таблица 5.1. Основные нефтяные фракции

Таблица 5.1. Основные нефтяные фракции

Таблица 5.1. (Продолжение)

Рассмотрим технологическую схему установки АВТ. Предваритель-
но нефть нагревается продуктами перегонки в системе теплообмена,
которая включает в себя несколько десятков теплообменников и поэто-
му представлена на рис. 5.2 весьма упрощенно. После теплообменников
нефть поступает в колонну предварительного отбензинивания К-1, где
в процессе ректификации из сепаратора Е-1 выделяются газовые ком-
поненты нефти и часть бензиновой фракции. Колонна предваритель-
ного отбензинивания не является обязательным элементом установки
АВТ, необходимость ее присутствия в технологической схеме связана
с потенциальным содержанием газовых и бензиновых компонентов в
перерабатываемой нефти. Если оно достаточно высоко, то целесооб-
разно использовать двухколонную схему, чтобы снизить нагрузку на
основную фракционирующую колонну К-2, иначе это потребует значи-
тельного увеличения ее диаметра и, в конечном счете, более высоких
капитальных затрат.

После нагрева в печи до ~ 360°С отбензиненная нефть поступает в
основную фракционирующую колонну К-2. В куб колонны для облегче-
ния испарения углеводородов подается водяной пар. В отличие от рас-
сматриваемых нами ранее простых ректификационных колонн колонна

К-2 сложная. Это означает, что деление исходной смеси происходит в
пей не на два, а на несколько продуктов. Из емкости орошения колон-
ны (Е-2) выводится бензин, неиспарившаяся часть — остаток атмосфер-
ной ректификации мазут выводится с куба, а в средней части колонны
расположены еще по крайней мере два вывода продуктов — дизель-
ной фракции и керосина. Эти, так называемые средние дистилляты,
собираются в колонне на специальных тарелках, оборудованных карма-
нами для отстоя жидкости и приборами контроля ее уровня. Границы
и четкость деления фракций регулируются расходом циркуляционных
орошений (ЦО). Верхнее орошение называется острым, а боковые —
циркуляционными. Они задают температурный профиль колонны и на-
грузки на тарелки. Средние дистилляты, выводимые из колонны, со-
держат в своем составе более легкие, нежелательные в данном случае
компоненты. Они удаляются в небольших вспомогательных колоннах —
стрипингах К-3 и К-4 при помощи водяного пара. Пары из К-3 и К-4
направляются обратно в основную колонну К-2.

Мазут далее, после нагрева в печи поступает в колонну вакуумной
ректификации. На схеме она не показана. Температуры, при которых
ведется процесс в вакуумной колонне практически такие же, как в К-2,
по за счет более низкого давления достигается извлечение фракций
выкипающих при атмосферном давлении выше 360°С. В К-5 из ма-
зута выделяется так называемое вакуумное дизельное топливо (часть
дизельной фракции, которая не удалось испарить в К-2) и вакуум-
ные дистилляты. Принципиальная схема обвязки вакуумной колонны
напоминает таковую для атмосферной колонны К-2, за исключением
наличия вакуум создающей системы.

Создание вакуума в колонне достигается одним из трех способов с
использованием следующих аппаратов:

вакуумный насос;

паровой эжектор;

барометрический конденсатора.

В последнем случае вакуум создается за счет абсорбции (поглоще-
ния) паров с верха колонны холодным дизельным топливом.

В состав установок АВТ также часто входит блок вторичной ректи-
фикации широкой бензиновой фракции (объединенного бензина колонн
К-1 и К-2). Вопрос ректификации бензина будет рассмотрен позднее,
в конце гл. 7, посвященной каталитическому риформингу и изомеризации.

ГИДРООЧИСТКА

Гидроочистка — это процесс очистки нефтепродукта при

помощи водорода (а не воды, как может показаться человеку, впервые
услышавшему это название). Гидроочистке на современных нефтепере-
рабатывающих предприятиях подвергаются практически все фракции
нефти. Делается это, прежде всего, для удовлетворения все возрастаю-
щих экологических требований к получаемым из нефти топливам и, в
первую оче<