XIII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2021

Описание процессов первичной переработки нефти.

Нефть состоит из множества компонентов — фракций, — свойства, область применения и технологии переработки которых различны. Первичные процессы нефтеперерабатывающего производства позволяют выделить отдельные фракции, подготовив тем самым сырье для дальнейшего получения всем нам хорошо знакомых товарных продуктов — бензина, дизеля, керосина и многих других.

Прежде чем попасть на производство, нефть еще на промысле проходит первоначальную подготовку. При помощи газонефтяных сепараторов из нее удаляют наиболее легкие, газообразные составляющие. Это попутный нефтяной газ (ПНГ), состоящий преимущественно из метана, этана, пропана, бутана и изобутана, то есть из углеводородов, в молекулах которых содержится от одного до четырех атомов углерода (от CH4 до C4H10). Этот процесс называется стабилизацией нефти — подразумевается, что после него нефть будет сохранять свой углеводородный состав и основные физико-химические свойства при транспортировке и хранении.

Объективно говоря, разгазирование пластовой нефти начинается еще в скважине по мере продвижения ее наверх: из-за падения давления в жидкости газ из нее постепенно выделяется. Таким образом, наверху приходится иметь дело уже с двухфазным потоком — нефть / попутный газ. Их совместное хранение и транспортировка оказываются экономически невыгодными и затруднительными с технологической точки зрения. Чтобы переместить двухфазный поток по трубопроводу, необходимо создать в нем условия постоянного перемешивания, чтобы газ не отделялся от нефти и не создавал в трубе газовые пробки. Все это требует дополнительных затрат. Намного проще оказывается пропустить газонефтяной поток через сепаратор и максимально отделить от нефти ПНГ. Получить абсолютно стабильную нефть, составляющие которой совсем не будут испаряться в атмосферу, практически невозможно. Некоторое количество газа все равно останется и будет извлечено в процессе нефтепереработки.

Сам попутный нефтяной газ — это ценное сырье, которое может использоваться для получения электроэнергии и тепла, а также в качестве сырья для нефтехимических производств. На газоперерабатывающих заводах из ПНГ получают технически чистые отдельные углеводороды и их смеси, сжиженные газы, серу.

Также на месторождении от нефти отделяют воду и механические примеси. После этого она поступает в магистральный нефтепровод и отправляется на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Прежде чем приступить к переработке, нефть необходимо очистить от содержащихся в ней солей (хлоридов и сульфатов натрия, кальция и магния), которые вызывают коррозию оборудования, оседают на стенках труб, загрязняют насосы и клапаны. Для этого используются электрообеспечивающие установки (ЭЛОУ). Нефть смешивают с водой, в результате чего возникает эмульсия – микроскопические капельки воды в нефти, в которых растворяется соль. Получившуюся смесь подвергают воздействию электрического поля, из-за чего капли соленой воды сливаются друг с другом и затем отделяются от нефти.

Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений. С помощью первичной перегонки ее можно разделить только на части — дистилляты, содержащие менее сложную смесь. Из-за сложного состава нефтяные фракции выкипают в определенных температурных интервалах.

Фракционный состав

Многие процессы на НПЗ требуют подогрева нефти или нефтепродуктов. Для этого используются трубчатые печи. Нагрев сырья до требуемой температуры происходит в змеевиках из труб диаметром 100–200 мм.

Нефть состоит из большого количества разных углеводородов. Их молекулы различаются массой, которая, в свою очередь, определяется количеством составляющих их атомов углерода и водорода. Чтобы получить тот или иной нефтепродукт, нужны вещества с совершенно определенными характеристиками, поэтому переработка нефти на НПЗ начинается с ее разделения на фракции.

В одной фракции нефти могут содержаться молекулы разных углеводородов, но свойства большей части из них близки, а молекулярная масса варьируется в определенных пределах. Разделение фракций происходит путем перегонки нефти (дистилляции), основанной на том, что у разных углеводородов температура кипения различается: у более легких она ниже, у более тяжелых — выше.

Основные фракции нефти определяют по интервалам температур, при которой кипят входящие в них углеводороды: бензиновая фракция — 28—150°C, керосиновая фракция — 150—250°C, дизельная фракция, или газойль, — 250—360°C, мазут — выше 360°C. Например, при температуре 120°C большая часть бензина уже испарилась, но керосин и дизельное топливо находятся в жидком состоянии. Когда температура поднимается до 150°C, начинает кипеть и испаряться керосин, после 250°C — дизель.

Рисунок 1 – Схема первичной переработки нефти

Существует ряд специфических названий фракций, используемых в нефтепереработке. Так, например, головной пар — это наиболее легкие фракции нефти, полученные при первичной переработке. Их разделяют на газообразную составляющую и широкую бензиновую фракцию. Боковые погоны — это керосиновая фракция, легкий и тяжелый газойль.

Простейшую атмосферную перегонку нефти можно провести путем обычного нагревания жидкости и дальнейшей конденсации паров. Весь отбор здесь заключается в том, что собирается конденсат паров, образовавшихся в разных интервалах температуры кипения: сначала выкипают и затем конденсируются легкие низкокипящие фракции, а затем средние и тяжелые высококипящие фракции углеводородов. Конечно, при таком способе говорить о разделении на узкие фракции не приходится, так как часть высококипящих фракций переходит в дистиллят, а часть низкокипящих не успевает испариться в своем температурном диапазоне. Чтобы получить более узкие фракции, применяют перегонку с ректификацией, для чего строят ректификационные колонны

Отдельные фракции могут подвергаться и повторной атмосферной перегонке для разделения на более однородные компоненты. Так, из бензинов широкого фракционного состава получают бензольную, толуольную и ксилольную фракции — сырье для получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола). Повторной перегонке и дополнительному разделению могут подвергать и дизельную фракцию.

Перегонка нефти на современных атмосферных установках и на атмосферных секциях комбинированных установок может осуществляться разными способами: как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения. Также ректификационные колонны могут быть вакуумными, где конденсация паров происходит при минимальном давлении.

Фракции, кипящие при температуре свыше 360°C, при атмосферной перегонке (перегонке при атмосферном давлении) не отделяются, так как при более высокой температуре начинается их термическое разложение (крекинг): крупные молекулы распадаются на более мелкие и состав сырья меняется. Чтобы этого избежать, остаток атмосферной дистилляции (мазут) подвергают перегонке в вакуумной колонне. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, это позволяет разделить и более тяжелые составляющие. На этом этапе выделяются фракции смазочных масел, сырье для термического или каталитического крекинга, гудрон.

Перегонка нефти на современных атмосферных установках и на атмосферных секциях комбинированных установок может осуществляться разными способами: как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения. Также ректификационные колонны могут быть вакуумными, где конденсация паров происходит при минимальном давлении.

Фракции, кипящие при температуре свыше 360°C, при атмосферной перегонке (перегонке при атмосферном давлении) не отделяются, так как при более высокой температуре начинается их термическое разложение (крекинг): крупные молекулы распадаются на более мелкие и состав сырья меняется. Чтобы этого избежать, остаток атмосферной дистилляции (мазут) подвергают перегонке в вакуумной колонне. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, это позволяет разделить и более тяжелые составляющие. На этом этапе выделяются фракции смазочных масел, сырье для термического или каталитического крекинга, гудрон.

В ходе первичной переработки получают разные виды сырья, которые затем будут подвергаться химическим преобразованиям в рамках вторичных процессов. У них уже привычные названия — бензин, керосин, дизель, — но они еще не соответствуют требованиям к товарным нефтепродуктам. Их дальнейшая трансформация необходима, чтобы улучшить потребительские качества, очистить, создать продукты с заданными характеристиками и повысить глубину переработки нефти. [1]

Классификация установок первичной переработки нефти

Промышленные установки первичной перегонки делятся на:

атмосферные (АТ),

вакуумные (ВТ),

комбинированные (например, АВТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ со вторичной переработкой бензина и др.).

Эти установки составляют основу всех НПЗ и предназначены для разделения нефти на фракции, которые используются как компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и сырьё нефтехимии.

Установки атмосферной перегонки нефти (АТ)

Установка АТ с однократным испарением нефти.

По этой технологии нефть нагревается сначала в регенеративных теплообменниках, затем в трубчатой печи до температуры 300…330о С. При этом нефть частично, однократно испаряется и затем подаётся в сложную колонну, где разделяется на светлые фракции и остаток – мазут.

Установка АТ с двукратным испарением нефти.

Наиболее широко применяемая схема. Технологическая схема установки представлена на (рис. 2) Установка работает по принципу двукратного испарения нефти и является наиболее универсальной и технологически гибкой. Обессоленная и обезвоженная нефть насосом 1 подаётся двумя параллельными потоками в теплообменники 2, 3, 4 для одного потока и теплообменники 5, 6 для второго потока. После теплообменников нефть объединённым потоком с температурой 200…230°С поступает в среднюю часть отбензинивающей колонны 7. Давление в колонне 7 составляет 0,4…0,5 МПа, температуры верха 120…140°С, низа 240…260°С. В качестве дистиллята в колонне 7 отбираются газы, пары воды и фракция лёгкого бензина н.к.-85о С, которая конденсируется в аппарате воздушного охлаждения (АВО) 8, охлаждается в водяном холодильнике 9 и разделяется в сепараторе 10. Несконденсировавшийся газ отводится с верха сепаратора, конденсат разделяется на два слоя - нижний водный - отводится с установки и верхний – бензиновая фракция – насосом 11 частично идёт в качестве орошение в колонну 7, остальное количество уходит с установки (на стабилизацию и вторичную перегонку).

Рисунок 2 - Технологическая схема установки АТ с двукратным испарением нефти

Рисунок 3 - Второй вариант схемы установки АТ с двукратным испарением нефти

Установки вакуумной перегонки мазута (ВТ)

Установки ВТ (вакуумная трубчатка) предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и остаток - гудрон используют в качестве сырья для получения дополнительных количеств топливных фракций, смазочных масел, битума, кокса, асфальта и др. Это позволяет увеличить глубину переработки нефти.

Рисунок 4 - схема направлений переработки мазута на нефтеперерабатывающих заводах

Для глубокой переработки нефти по топливному варианту применяют установки АВТ топливного варианта. Для этого мазут перегоняется в блоке ВТ с получением вакуумного газойля и гудрона. А вакуумный газойль далее используется в качестве сырья установок каталитического, термического или гидрокрекинга. При глубокой переработки по масляному варианту применяют установки АВТ масляного варианта. В этом случае в блоке АТ получают бензиновые и керосино-газойлевые фракции, а утяжелённый мазут перегоняется в блоке ВТ с получением одной или нескольких масляных фракций и гудрона [2].

Требования к устройствам управления типовыми установками АВТ

Устройство управления типовыми установками АВТ обеспечивают автоматическое регулирование технологических процессов, обеспечивая при этом минимизацию производственных потерь (рис.5).

Рисунок 5 – Схема минимизации потерь на типовых установках АВТ

где Х1 — значение величины расхода нефти, т/ч;  

Х2  ­ расхода пара, т/ч;.  

Х3 ­ значение величины расхода воды, т/ч  значение величины 

Х4значение  величины расхода газа, т/ч 

X 5 значение величины расхода мазута, т/ч. 

В результате анализа рассмотренных моделей было определено, что для одной установки при разных условиях необходима перенастройка устройств управления. Это явилось основанием для разработки устройств управления типовыми установками АВТ позволяющих минимизировать производственные потери. Для этого использован программный комплекс САПР устройств управления типовыми установками АВТ, реализующих задачу минимизации потерь.

Интерфейс САПР позволяет организовать в наглядной форме формирование структурной схемы устройства управления в целом и всех его контуров по отдельности, ввод основных параметров его звеньев, а также организовать моделирование вариантов типовой установки АВТ на основе реальных статистических данных.

Алгоритм работы САПР

Первоначально выбирается вариант работы установки из БД. В случае отсутствия варианта его возможно смоделировать заново, для чего вводят файлы с реальными статистическими данными с датчиков и файл с информацией о качестве нефти и ее разгонки на фракции выбранного варианта типовой установки АВТ. После ввода файлов моделируется установка АВТ и процесс разгонки нефти. Если вариант работы установки уже смоделирован, то задаются значения показателей качества нефти. [3].

Оптимизация параметров химико-технологических процессов

Процессы химической технологии это сложные физико-химические про­цессы, в которых участвуют потоки энергии и многофазные и многокомпо­нентные потоки вещества.

Параметры химико-технологических систем

Входными переменными ХТС являются физические параметры входных потоков сырья или исходных продуктов, а также параметры различных физи­ко-химических воздействий на процесс функционирования ХТС. Входные переменные по характеру воздействия на ХТС можно разделить на три типа .

- неизменные входные параметры. Ими называются такие параметры, значения которых могут быть измерены, но возможность воздействия, на ко­торые отсутствует. Значения указанных параметров не зависят от режима процесса (например, состав исходного сырья);

- управляющие параметры. Это такие параметры, на которые можно ока­зывать прямое воздействие в соответствии с теми или иными требованиями, что позволяет управлять процессом (например, регулирование расхода веще­ства);

- возмущающие параметры. Такими называются параметры, значения которых случайным образом изменяются с течением времени (например, расход нефти).

Под выходными понимаются параметры, величины которых определяют­ся режимом процесса и которые характеризуют его состояние, возникающее в результате суммарного воздействия входных, управляющих и возмущаю­щих параметров.

Отметим, что действие возмущающих параметров проявляется в том, что параметры состояния процесса при известной совокупности входных и управляющих параметров определяются неоднозначно. Процессы, для кото­рых влияние случайных возмущений велико называют стохастическими. В обратном случае — детерминированными.

Для изучения стохастических процессов обычно используют математиче­ский аппарат теории вероятностей. С его помощью параметры состояния оцениваются в терминах математического ожидания, а возмущающие пара­метры характеризуются вероятностными законами распределения. В теории оптимизации работают, как правило, с детерминированными процессами.

Параметры ХТС и параметры технологического режима элементов обу­славливают характер процесса функционирования системы, т.е. некоторый закон изменения состояния системы. Параметры ХТС подразделяются на конструкционные и технологические. Конструкционными параметрами ХТС являются геометрические характеристики аппаратурного оформления эле­ментов системы (например, диаметр и высота слоя насадки в массообменном аппарате). К технологическим параметрам ХТС относятся коэффициенты степеней превращения и степеней разделения химических компонентов, ко­эффициенты теплопередачи и массопередачи, константы скоростей химиче­ских реакций и т.д.

Параметрами технологического режима элементов ХТС называют сово­купность основных факторов (параметров) внутри элемента (температура, давление, расход), которые влияют на скорость технологического процесса, выход и качество химических продуктов.

Следует различать оптимизацию параметров физико-химических процес­са и оптимизацию технологического процесса, оптимизацию схемы, оптими­зацию управления процессом и оптимизацию самого процесса выбора.

Также следует различать оптимизацию ХТС на стадии проектирования и на стадии реконструкции (в связи с тем, что значительная часть оборудова­ния не может быть заменена, возникает большое количество дополнительных граничных условий).

Критерии оптимизации

Понятие критерия оптимизации необходимо четко различать с понятием цель оптимизации. Целью оптимизации в химико-технологическом процессе является получение заданного продукта (вещества) с заданными параметрами (например, состав или количество). С понятиями критерий оптимизации и цель оптимизации тесно связаны такие понятия как граничные условия по входным, выходным и управляющим параметрам системы. Граничными ус­ловиями называются такие, в рамках которых могут варьироваться входные, выходные и управляющие параметрам системы (например, температура как управляющий параметр процесса может варьироваться только в определен­ном диапазоне). Критерий оптимизации имеет смысл, если при его определе­нии учтены граничные условия по входным, выходным и управляющим па­раметрам системы.

Выбор критерия оптимизации является одним из первых и ответственных этапов работ по выбору оптимальных решений. Прежде чем искать наилуч­шее решение той или иной задачи, необходимо четко определить, что мы бу­дем понимать под понятием «наилучшее». Выбор критерия недостаточно полно отражающего постановку задачи, может привести к серьезным просче­там, приводящим в последствии к не достижению цели оптимизации.

Обычно считается, что как при разработке и проектировании производст­ва, так и при управлении им, оптимальным является решение, обеспечиваю­щее наибольшую экономическую эффективность производства. Для само­стоятельного производственного комплекса, исходные и конечные продукты которого являются товарными, это положение стало общепризнанным. В случае отдельных аппаратов и узлов технологической схемы наряду с крите­рием эффективности используют и «технологические» критерии.

Основная трудность в формировании экономического критерия оптими­зации обусловлена тем, что из математической постановки задачи вытекает требование использовать в качестве критерия единственный обобщенный показатель. В то же время экономическая эффективность производства имеет множество частных аспектов, и для их оценки применяются многочисленные самостоятельные показатели, в том числе такие, как производительность, се­бестоимость продукции, прибыль, рентабельность и др.

При выборе обобщенного показателя речь идет не только об учете в той или иной степени нескольких аспектов экономической эффективности, но и о сопоставлении их в эквивалентных соотношениях, которые позволяли бы со­измерять выигрыш за счет улучшения одних показателей с проигрышем за счет ухудшения других.

Необходимость такого сопоставления вытекает из компромиссного ха­рактера большинства задач оптимизации. Компромиссный характер оптими­зации обусловлен тем, что варьирование параметров в окрестностях оптиму­ма приводит, как правило, к благоприятному изменению лишь некоторых ча­стных показателей эффективности и одновременно сопровождается неблаго­приятным изменением остальных частных показателей. Так, например, при снижении себестоимости продукции, вследствие более полной конверсии ис­ходных продуктов реакции, требуется увеличение объема реактора, т.е. про­исходит рост капитальных затрат. Увеличение чистоты продукта, при прочих равных условиях, часто может быть достигнуто при увеличении капитальных и эксплуатационных затрат по узлу разделения. Следует отметить, что в не­которых случаях оптимальный компромисс может находиться за пределами допустимых значений варьируемых параметров, ограниченных теми или иными техническими условиями, требованиями безопасности и т.п.

Из множества частных показателей эффективности производства можно выделить основные экономические параметры, которые при заданных ценах и нормативных показателях однозначно определяют значения подавляющего большинства остальных показателей. Часто главными экономическими па­раметрами выбирают следующие:

- количество реализованной продукции;

- качество продукции, которое по каждому из конечных продуктов мо­жет оцениваться совокупностью физических или физико-химических пара­метров, например температура плавления, содержание примесей, мутность раствора и т.п.;

- эксплуатационные, т.е. регулярные затраты на производство продук­ции;

- капитальные, т.е. единовременные затраты, включая затраты на созда­ние необходимых для функционирования производства оборотных фондов.

Как правило, варьируя их в тех или иных пропорциях, получают обоб­щенный критерий эффективности производства

Сформулированному обобщенному критерию оптимизации схемы в це­лом не должны противоречить критерии оптимального функционирования отдельных ее составных частей. Локальные критерии оптимизации должны, с одной стороны, выбираться автономно для данного узла или аппарата, но с другой стороны не вступать в конфликт с глобальным критерием. Известно, что совокупность оптимальных критериев составных частей общего не обя­зательно дает совокупный критерий оптимизации целого. Верно и обратное утверждение. [4].

Задачи и функции системы автоматизации проектирования устройств управления типовыми установками первичной переработки нефти

Разработка систем автоматизированного проектирования должна выпол­няться на основе комплекса взаимоувязанных государственных стандартов на САПР, который устанавливает основные положения, правила организации работ по созданию, функционированию и развитию систем: содержание и правила оформления документации; определяет требования и общие положе­ния по разработке компонентов, комплексов средств, типовых методов и ре­шений по автоматизации проектирования.

Комплекс государственных стандартов является единой нормативной ос­новой создания, функционирования и развития САПР, обеспечивающий со­кращение затрат и сроков на создание САПР и повышение технико- экономической эффективности за счет унификации и типизации методов, проектных решений и компонентов САПР, а также расширения взаимообме­на разработками в области САПР между организациями и предприятиями.

На основе комплекса государственных стандартов на САПР разрабаты­вают отраслевые стандарты и стандарты предприятия, конкретизирующие и развивающие отдельные положения комплекса применительно к специфике отрасли или предприятия.

ГОСТ 34.601-90 устанавливает стадии и этапы создания и развития авто­матизированных систем, в том числе САПР, и основные результаты выпол­нения работ на каждой стадии.

Создание САПР представляет собой совокупность работ, взаимосвязан­ных, объединенных в стадии, соответствующей заданным требованиям.

Состав, содержание и порядок выполнения работ на установленных стан­дартом стадиях и этапах определяют в нормативно-технической документа­ции по созданию автоматизированных систем соответствующего вида.

Задачи САПР устройств управления

К задачам САПР устройств управления относятся:

анализ устойчивости, качества, надежности устройств управления;

синтез регуляторов;

построение математических моделей объектов регулирования;

сборка и стыковка отдельных конструкторских узлов;

учет реальных характеристик объекта регулирования и физической природы его элементов;

испытание устройств управления.

Исходя из общих задач САПР устройств управления были сформулиро­ваны функции САПР устройств управления технологическими воздействия­ми на типовых установках АВТ должна выполнять следующие функции:

проектирование устройств управления, анализ их устойчивости и ка­чества;

разработка и исследование математических моделей процесса разгон­ки нефти для анализа проектного решения;

разработка и исследование математических моделей типовых устано­вок АВТ в зависимости от качества нефти для анализа проектного решения;

оптимизация технологических воздействий на установках АВТ;

исследование отдельных блоков устройств управления установками АВТ.

Для разработки САПР устройства управления технологическими воздей­ствиями на типовых установках первичной переработки нефти определена его структура [5].

Рисунок 6 - Структурная схема системы автоматизации проектирования устройств управления технологическими воздействиями

Вывод

В результате исследований основан критерий эффективности алгоритма оптимизации техноло­гических воздействий для минимизации потерь на установках первичной пе­реработки нефти АВТ, рассмотрен алгоритм формирования математических моделей устано­вок первичной переработки нефти АВТ для определения расхода компонен­тов в зависимости от качества нефти и рассмотрен алгоритм оптимизации технологических воздействий для сокращения потерь на установках первичной переработки нефти АВТ.

Список литературы

Официальный сайт компании ПАО «Газпром нефть». Электронный ресурс.

https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2016-may-projects/1113436/(Дата обращения: 09.12.2020)

Учебное издание Савченков А. Л. ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА. -2014.- с. 28-36 (Дата обращения: 11.12.2020)

Рулёва Е. Автоматизация весового комплекса на предприятиях нефтехимической промышленности // Control Engineering Россия – Февраль 2014 (Дата обращения: 11.12.2020)

Рягузов М.И. АСУ ТП первичной переработки нефти на установке АВТ6  [Текст]/ М.И. Рягузов, С.Н. Чижма, М.Ю. Савельев // Приборы и системы.  Управление, контроль, диагностика. — Москва, 2010. — Вып.1. — С. 1-­5 (Дата обращения: 13.12.2020)

Тищенко Н. М. Введение в проектирование систем управления [Текст]. -М.: Энергоатомиздат, 1986. -248 е.: ил.(Дата обращения: 13.12.2020)

Код для цитирования: Скопировать