Distillazione atmosferica del greggio

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1 2.2 Distillazione atmosferica del greggio La distillazione atmosferica, condotta a pressione leggermente superiore alla pressione atmosferica, ha lo scopo di frazionare la carica (greggio) in diversi prodotti con caratteristiche mirate a soddisfare la domanda di mercato di carburanti (benzina, cherosene, gasolio diesel), combustibili (GPL, cherosene, gasolio da riscaldamento e olio combustibile) e di cariche per la petrolchimica. I prodotti ottenuti possono essere utilizzati tal quali o, nella maggior parte dei casi, devono essere sottoposti a successive lavorazioni in raffineria (isomerizzazione, reforming catalitico, desolforazione, distillazione sotto vuoto, ecc.) per poter essere utilizzati come prodotti finiti. Oltre all idrogeno e al carbonio, nelle molecole costituenti il greggio possono essere presenti eteroatomi quali zolfo, azoto e ossigeno, e composti metallo-organici contenenti ferro, vanadio, nichel, sodio, arsenico, ecc. Inoltre, anche se il greggio è trattato a bocca pozzo per disidratarlo e stabilizzarlo, una parte dell acqua di giacimento rimane in esso; parimenti il trasporto via nave può inquinare il greggio con acqua residua rimasta nelle cisterne. Si tratta generalmente di acqua che contiene sali (cloruri) che possono determinare problemi di corrosione nelle successive operazioni di riscaldamento e condensazione. Infine il greggio può contenere, disciolti, dei gas (solfuro di idrogeno, azoto, biossido di carbonio) in percentuale diversa, a seconda del tipo di greggio e della efficacia delle operazioni di stabilizzazione effettuate, nonché delle modalità adottate (via pipeline o nave) per il trasporto dal sito di produzione a quello di utilizzo. Pertanto, oltre alle operazioni di frazionamento tramite distillazione, devono essere effettuate particolari operazioni di trattamento: per esempio, si ricorre alla dissalazione quando è necessario rimuovere l acqua, i sali e i sedimenti presenti nei greggi. I gas disciolti, come il solfuro di idrogeno, l azoto e il biossido di carbonio, sono separati a seguito del riscaldamento, mentre altri gas (cloruro e solfuro di idrogeno) che si possono produrre a seguito del riscaldamento e della decomposizione debbono essere neutralizzati, nella fase di condensazione, tramite l aggiunta di additivi specifici per evitare problemi di corrosione. L impianto di distillazione atmosferica del greggio (o topping) consente di ottenere i distillati (costituiti dal prodotto di testa e dalle frazioni laterali) e il residuo tramite la separazione fisica di una miscela di componenti omologhi. Tale separazione, che sfrutta la diversa ripartizione dei componenti tra fase vapore e fase liquida, ha luogo in stadi operanti in condizioni vicine all equilibrio. In fig. 1 è riportato uno schema tipico di tale impianto. La separazione tra le diverse frazioni del distillato è realizzata tramite condensazione frazionata dei vapori del distillato, operazione che richiede sottrazione di calore. Nel caso della colonna di distillazione tale sottrazione di calore è realizzata con una serie di riflussi: riflusso esterno, costituito da parte del prodotto di testa condensato, e riflussi intermedi, costituiti da liquido prelevato dalla colonna e rinviato in essa, dopo raffreddamento, in una zona superiore alla zona di prelievo. I riflussi intermedi sono comunemente denominati circulating refluxes o pumparound. La carica, proveniente dai serbatoi di stoccaggio, è inviata tramite pompe al forno di riscaldamento, dopo un preriscaldamento con recupero di calore mediante scambio con i vapori di testa, le frazioni laterali, i riflussi intermedi e il residuo atmosferico. Dopo essere stata riscaldata nel forno alla temperatura richiesta dalle condizioni di esercizio, la carica, attraverso la linea di collegamento (transfer line), entra nella zona flash della colonna atmosferica dove ha luogo la separazione tra la frazione vaporizzata equivalente al totale dei distillati e il residuo liquido. Nelle sezioni di colonna compresa tra la zona flash e la testa colonna per raffreddamento e condensazione parziali viene effettuata la separazione della carica nelle frazioni laterali e nel prodotto di testa. Le frazioni late- VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA 89

2 PROCESSI DI DISTILLAZIONE gas combustibile inibitore di corrosione D-3 acqua agente neutralizzante C-1 C-2 D-2 C-6 GPL naphtha leggera soluzione sodica D-1 vapore H-1 C-3 C-4 naphtha pesante cherosene C-5 gasolio leggero acqua oleosa gasolio pesante acqua disemulsionante soluzione sodica residuo atmosferico greggio fig. 1. Schema semplificato di un unità di distillazione atmosferica del greggio. D-1, dissalatore; C-1, colonna principale; C-2-C-5, colonne di stripping; C-6, stabilizzatrice; D-2 e D-3, accumulatori di riflusso; H-1, forno. rali e il prodotto di fondo vengono estratti dalle colonne in fase liquida; il prodotto di testa viene estratto in fase vapore e successivamente raffreddato, condensato e in parte ricircolato in testa alla colonna come riflusso esterno (v. oltre). Le frazioni laterali vengono inviate alle colonne laterali di stripping (stripper), dove sono rimosse le componenti leggere mediante invio di vapor d acqua, al fine di migliorarne le caratteristiche di infiammabilità; le parti più leggere ritornano nella colonna. Le frazioni laterali, dopo il raffreddamento per scambio termico con la carica e con i mezzi refrigeranti disponibili, sono inviate allo stoccaggio o costituiscono la carica di unità a valle. I riflussi circolanti intermedi, dopo il raffreddamento per scambio termico con la carica ed eventualmente con i mezzi refrigeranti disponibili, ritornano in colonna. Il residuo atmosferico è inviato allo stoccaggio, in seguito allo scambio termico con la carica e al raffreddamento finale con i mezzi refrigeranti disponibili, oppure direttamente come carica all impianto di distillazione sotto vuoto. In condizioni stazionarie, il bilancio entalpico di una colonna di distillazione atmosferica esprime l uguaglianza fra l entalpia entrante e quella uscente. L entalpia entrante è data dalla somma dell entalpia della carica in ingresso e dell entalpia del vapor d acqua inviato alle colonne di stripping. L entalpia uscente si ottiene sommando all entalpia dei distillati e del residuo di fondo i calori sottratti negli scambiatori di calore disposti nei circuiti del riflusso esterno e dei riflussi intermedi. I vapori uscenti dalla testa colonna sono raffreddati e condensati con modalità diverse a seconda del numero di accumulatori di testa previsti; in parte costituiscono il riflusso di testa e in parte vengono inviati alla stabilizzazione (fig. 2). Nel caso vi siano due accumulatori, si ha una prima condensazione e la fase liquida ottenuta viene utilizzata come riflusso caldo inviato in testa alla colonna, a una temperatura intermedia fra quella di uscita dalla colonna e quella che si mantiene nel secondo accumulatore. I vapori residui provenienti dal primo accumulatore vengono successivamente condensati per ottenere il prodotto di testa e acqua. Nel secondo accumulatore si può avere una condensazione totale o parziale in funzione delle condizioni di temperatura e pressione adottate e della natura del greggio impiegato. Infat- 90 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

3 DISTILLAZIONE ATMOSFERICA DEL GREGGIO ti, nel caso di greggi con contenuti particolarmente elevati di idrocarburi leggeri e in presenza di incondensabili, la condensazione totale potrebbe richiedere temperature troppo basse, non compatibili con i sistemi refrigeranti disponibili. In alternativa, si dovrebbe aumentare il livello di pressione nell accumulatore, con conseguente incremento del profilo di pressione in tutta la colonna e necessità di aumentare il livello di temperatura all uscita dal forno per ottenere la quantità di distillati richiesta. Nel caso in cui venga adottato un solo accumulatore, i vapori di testa colonna debbono essere condensati fino a ottenere la condensazione del riflusso, del distillato di testa e dell acqua. La fase idrocarburica liquida è in parte utilizzata come riflusso freddo, mentre la parte rimanente è inviata in carico alle colonne di stabilizzazione e splitter per il frazionamento in gas combustibile, GPL, naphtha leggera e pesante. La temperatura nell accumulatore finale è generalmente compresa fra 40 e 50 C, compatibilmente con i sistemi di raffreddamento disponibili (acqua di raffreddamento o aria). Anche nel caso di un solo accumulatore si può avere condensazione parziale o totale del prodotto di testa, in funzione delle condizioni di esercizio del separatore del prodotto di testa stesso. La fase vapore, costituita prevalentemente da idrocarburi leggeri (C 1 -C 4 ) più eventuali gas incondensabili quali azoto, solfuro di idrogeno, ecc., è inviata al collettore di blow down e successivamente alla torcia o, se richiesto, bruciata come combustibile o, ancora, recuperata mediante compressione. L acqua condensata è generalmente inviata a un trattamento per rimuovere i componenti inquinanti, così da consentirne un successivo riutilizzo Dissalazione La dissalazione del greggio è un trattamento destinato a eliminare i sali normalmente presenti nella fase acquosa che è generalmente presente insieme a esso. Il contenuto di sali, espresso come NaCl, di alcuni greggi è riassunto in tab. 1. Tipici sali contenuti nel greggio sono i cloruri di sodio, magnesio e calcio. La necessità di tale trattamento è dovuta al fatto che i sali, se non rimossi, possono dare luogo a depositi nelle apparecchiature (per esempio, sulle superfici degli scambiatori, riducendo l efficienza dello scambio ter- inibitore di corrosione gas combustibile agente neutralizzante D-2 D-3 acqua C-1 C-2 naphtha leggera non stabilizzata soluzione sodica D-1 vapore H-1 C-3 C-4 naphtha pesante cherosene C-5 gasolio leggero acqua oleosa gasolio pesante acqua disemulsionante soluzione sodica residuo atmosferico D-4 greggio fig. 2. Schema semplificato di un unità di topping con inserimento del preflash (a valle del forno) e del doppio accumulatore in testa alla colonna principale. D-1, dissalatore; C-1, colonna principale; C-2-C-5, colonne di stripping; D-2, accumulatore con riflusso totale; D-3, accumulatore finale a freddo; D-4, preflash; H-1, forno. VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA 91

4 PROCESSI DI DISTILLAZIONE tab. 1. Contenuto di sali, espresso come NaCl, di alcuni greggi Greggio Provenienza Contenuto di sali (mg/l) Marlim Brasile 100 Cerro Negro Venezuela 655 Iranian Heavy Iran 102 Rospo Italia 388 Ural Russia 72 Athabasca Bitumen Canada mico) e formare cloruro di idrogeno (HCl) per idrolisi di MgCl 2 e CaCl 2, con conseguenti fenomeni di corrosione, soprattutto nella sezione di condensazione dei prodotti di testa della colonna di distillazione atmosferica. Inoltre il trattamento di dissalazione, generalmente a due stadi (fig. 3) per minimizzare il contenuto residuo dei sali e/o dei solidi, è raccomandabile qualora il residuo (atmosferico o da vuoto) venga inviato a trattamento di conversione termica o catalitica, per evitare problemi negli impianti a valle. Il contenuto di acqua e sali in un greggio dipende dalle caratteristiche del giacimento e dal trattamento che il greggio stesso ha subito a bocca pozzo (normalmente condotto attraverso processi di disidratazione che riducono il contenuto di acqua a circa 0,5-2% in volume). L acqua può anche derivare dal trasporto via nave, qualora rimanga H 2 O di zavorra nei comparti utilizzati per il trasporto del greggio. L acqua si presenta sotto forma di particelle disperse di dimensioni variabili fino a 1 µm di diametro. Le caratteristiche dell acqua e del greggio (densità, tensione superficiale, costituenti chimici) e il metodo di produzione determinano le dimensioni delle particelle e la stabilità dell emulsione, favorita fra l altro dalla presenza di agenti emulsionanti naturali nel greggio, come asfalteni, resine, paraffine, acidi organici e particelle solide inorganiche. Il trattamento di dissalazione richiede anzitutto l aggiunta di acqua al greggio così da formare una emulsione di goccioline di H 2 O disperse nell olio. L acqua solubilizza i sali contenuti nel greggio, quindi quanto maggiore è il suo dosaggio, tanto minore risulterà il contenuto salino in uscita. Tuttavia un eccesso di acqua di lavaggio può portare a trascinamenti di greggio nell acqua e viceversa. Un quantitativo tipico è pari al 5-8% di H 2 O in volume rispetto al greggio in ingresso. La formazione dell emulsione acqua/olio è favorita dalla presenza di una valvola di miscelazione (mixing valve) che, attraverso un salto di pressione normalmente compreso fra 0,5 e 3 bar, garantisce l intimo contatto olio/acqua. Il salto di pressione determinato dalla valvola di miscelazione è il parametro principale per la corretta operazione del dissalatore. Il valore ottimale di tale salto è funzione di numerosi fattori, quali il tipo di greggio, la temperatura operativa del dissalatore, la velocità della miscela olio/acqua, la presenza di agenti emulsionanti nel greggio, la qualità dell acqua di lavaggio. Pertanto solo l analisi della reale operazione del dissalatore permette di determinare il corretto salto di pressione. Non si devono tuttavia adottare salti di pressione troppo elevati per la valvola di miscelazione, poiché per valori eccessivi la rimozione dei sali si riduce drasticamente, a causa della formazione di una emulsione stabile che impedisce la separazione della fase acquosa. La pressione operativa nel dissalatore deve essere mantenuta circa 2-3 bar al di sopra di quella corrispondente alla temperatura di ebollizione del greggio, a valori tali da evitare la formazione di vapori che possono comprometterne il corretto funzionamento. Formata così l emulsione, occorre procedere alla sua destabilizzazione tramite la sedimentazione della fase più pesante discontinua (le goccioline di acqua). In con- fig. 3. Schema di funzionamento di un dissalatore a due stadi: dlc, controllore di livello differenziale; PC, controllore di pressione. greggio in ingresso miscelatore alimentazione elettrica valvola di miscelazione alimentazione elettrica miscelatore valvola di miscelazione greggio dissalato acqua di diluizione acqua con sali riciclo 92 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

5 DISTILLAZIONE ATMOSFERICA DEL GREGGIO tab. 2. Velocità di sedimentazione dell acqua, in greggio leggero tipico, in funzione del diametro delle goccioline Diametro delle goccioline (mm) Velocità di sedimentazione (cm/h) 2 0, , , , ,10 dizioni di caduta libera e in assenza di turbolenza, la velocità di sedimentazione segue la legge di Stokes; pertanto la velocità di caduta aumenta (e quindi è favorita la separazione) se crescono le dimensioni delle particelle, se diminuisce la viscosità della fase continua e se aumenta la differenza di densità tra le due fasi. Nel trattamento di dissalazione di un greggio, per favorire l aumento delle dimensioni delle particelle si sottopone l olio (non conduttivo) contenente l acqua (conduttiva) all azione di un campo elettrico. Sotto tale azione, le particelle conduttive sono forzate ad aggregarsi, in quanto subiscono il fenomeno dell induzione elettrostatica e tendono a disporsi secondo le linee di forza del campo elettrico: essendo quindi attratte dagli elettrodi, nel loro moto sono soggette a fenomeni di coalescenza e formano particelle sempre più grandi, finché non cadono sotto l azione della gravità. In un greggio leggero tipico (39 API) la velocità di sedimentazione dell acqua varia in funzione del diametro delle goccioline, come indicato in tab. 2. La riduzione della viscosità della fase continua, che ha luogo mediante un aumento della temperatura di esercizio e che favorisce la coalescenza e la precipitazione, migliora anche l efficacia di contatto del greggio con l acqua iniettata. Un aumento di temperatura però provoca un aumento della conduttività dell olio, che sopra 120 C è molto rapido. In presenza di emulsioni particolarmente stabili, può essere necessario l utilizzo di disemulsionanti che, modificando le proprietà dell interfaccia olio/acqua, favoriscono la solubilizzazione nell olio degli agenti stabilizzanti e riducono la tensione superficiale delle goccioline di acqua, in modo da permetterne la coalescenza. In questo modo viene ridotto il tempo richiesto dalla separazione, favorendo le prestazioni del dissalatore. Il dissalatore consiste essenzialmente in un recipiente contenente due (tre in altre configurazioni) elettrodi, uno sul lato terra del recipiente, l altro sospeso a isolatori; un dispositivo elettrico fornisce un opportuno potenziale elettrico all elettrodo sospeso. La disposizione e la distanza degli elettrodi sono funzione delle caratteristiche della carica, delle sostanze da eliminare e delle condizioni di processo. Il sistema a tensione alternata si basa sull applicazione di un campo elettrico ad alto voltaggio che genera una carica elettrica sulle gocce d acqua presenti nella fase idrocarburica, causando la loro oscillazione durante l attraversamento degli elettrodi. In tale oscillazione le gocce sono prima allungate e poi schiacciate a causa dell alternanza del campo elettrico. Per effetto di questa agitazione le particelle tendono ad aggregarsi in particelle di dimensioni sempre maggiori, fino a dare luogo alla separazione per gravità e formare uno strato acquoso sul fondo del dissalatore Vaporizzazione Dopo il trattamento di dissalazione, il greggio deve essere riscaldato fino alla temperatura richiesta in ingresso alla colonna di frazionamento. Ciò avviene attraverso una serie di scambiatori di calore, dove l energia termica delle correnti calde provenienti dalla colonna di frazionamento è utilizzata per preriscaldare il greggio. Tipicamente questo recupero consente di raggiungere temperature comprese fra 240 e 280 C. La restante parte di energia è fornita in un forno che porta la carica in ingresso alla colonna alla temperatura richiesta per vaporizzare sia i prodotti che poi verranno estratti come tagli laterali, sia una parte corrispondente a circa il 10-20% del prodotto di fondo. Questa ultima frazione, dopo la condensazione nei piatti in colonna immediatamente sopra la zona di alimentazione (zona flash), costituisce il riflusso interno liquido. La frazione liquida proveniente dal forno e il riflusso interno liquido vengono impiegati per alimentare una sezione di stripping con vapore, prevista nel fondo della colonna atmosferica, al fine di rimuovere i componenti più leggeri e quindi di ottenere una maggior resa in gasolio. La temperatura richiesta in uscita dal forno, a cui corrisponde una determinata entalpia, dipende dal tipo di greggio trattato (greggio leggero, medio o pesante) e, a parità di pressione, è correlata alla resa in distillati che si vuole ottenere. La temperatura massima ammissibile di alimentazione in colonna dipende quindi dalle caratteristiche della carica e di norma non supera il valore di C. Se si supera questo limite si possono infatti avere fenomeni di cracking nella parte terminale dei serpentini del forno e formazione di coke, con conseguente aumento della perdita di carico sul forno e diminuzione delle prestazioni complessive dell impianto. Qualora si verifichino eccessivi depositi di coke, sarà necessario fermare l impianto e procedere alla rimozione del coke depositato (operazione di decoking). Una variante allo schema tradizionale prevede l inserimento di un recipiente di preflash (v. ancora fig. 2) che, operando a una temperatura di C e a una pres- VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA 93

6 PROCESSI DI DISTILLAZIONE temperatura ( C) A temperatura ( C) B CP 20 CP 40 1 CP 60 CP delta entalpia (kw) CP delta entalpia (kw) fig. 4. Rappresentazione (A) e costruzione di una hot composite curve (B). temperatura ( C) recupero termico 2 Q Hmin 960 Q Cmin delta entalpia (kw) fig. 5. Utilizzo delle hot e cold composite curves per determinare il recupero termico. sione di 4-6 bar, rimuove la parte leggera del greggio e la invia direttamente nella colonna di frazionamento principale, mentre la frazione liquida viene successivamente riscaldata fino alla temperatura della zona flash. In alternativa si può considerare l inserimento di una colonna di preflash che permette di separare come prodotto di testa il gas e la naphtha leggera non stabilizzata. Sul fondo della colonna di preflash si può prevedere lo stripping con vapore o un forno ribollitore. Il prodotto di fondo della colonna di preflash viene ulteriormente riscaldato con l utilizzo di scambiatori e di un forno fino alla temperatura richiesta in zona flash. Questa ultima soluzione si adotta quando si vuole ridurre il diametro della colonna di distillazione. Un aspetto chiave della sezione di vaporizzazione è quello della massimizzazione del recupero energetico dalle correnti calde a favore del greggio da riscaldare. La metodologia comunemente usata per ottimizzare il recupero termico e contestualmente ridurre la superficie degli scambiatori di calore minimizzando il costo di investimento fa uso delle cosiddette tecniche di pinch technology, la quale rappresenta un approccio rigoroso e strutturato per arrivare a determinare il minimo quantitativo di energia necessario in un processo e indirizza la progettazione in tale senso. Nelle applicazioni come quelle che si stanno descrivendo, la pinch technology arriva a stabilire la configurazione più appropriata di una serie di scambiatori, cercando di minimizzare i contributi delle utility di riscaldamento (combustibile per il forno) e di raffreddamento (aria e acqua). Questo obiettivo viene raggiunto analizzando le composite curves che, nel diagramma delta entalpia-temperatura delle correnti, forniscono i profili grafici dell energia disponibile nel processo (hot composite curve) e della richiesta energetica del sistema (cold composite curve). La fig. 4 B mostra la costruzione di una hot composite curve a partire da due correnti calde (1 e 2), dove CP (kj/ C s) indica la portata termica della corrente, che risulta dal prodotto del calore specifico C p (kj/ C kg) per la portata in massa M (kg/s). La rappresentazione di una hot composite curve in termini di variazioni di entalpia nell unità di tempo-temperatura è invece illustrata in fig. 4 A. Le composite curves forniscono una rappresentazione in controcorrente dello scambio termico e sono usate per individuare la minima richiesta di energia da parte del sistema. Ciò è ottenuto cercando di sovrapporre le hot e cold composite curves, fino alla minima differenza di temperatura ottenibile in modo economico. La fig. 5 riporta il grado di sovrapposizione che consente il massimo recupero termico possibile, evidenziando la parte residua di riscaldamento (Q Hmin ) e di raffreddamento (Q Cmin ) che dovranno essere assicurate da fluidi esterni Frazionamento Il frazionamento è l operazione di base effettuata sul greggio in ogni raffineria, da cui si ottengono i prodotti che alimentano gli impianti a valle. Ogni idrocarburo ha un suo punto di ebollizione che, a pressione atmosferi- 94 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

7 DISTILLAZIONE ATMOSFERICA DEL GREGGIO ca, è inferiore a 0 C per i composti più leggeri (da C 1 a C 4 ), mentre per i composti più pesanti può raggiungere temperature così elevate da dare luogo a fenomeni di rottura delle molecole con formazione di prodotti di cracking. Il greggio opportunamente riscaldato fino a ottenere una parziale vaporizzazione viene inviato nella sezione di fondo di una colonna, nella quale, per effetto dello scambio materiale e termico che si verifica sui singoli piatti, si stabilisce un profilo di temperature decrescenti verso l alto. Lo scambio materiale e termico è determinato dal contatto fra i vapori che salgono verso l alto e il liquido a più bassa temperatura che scende verso il basso o il liquido freddo (riflusso) inviato sulla testa della colonna. In ogni punto della colonna si raccoglieranno miscele di idrocarburi liquidi la cui temperatura di ebollizione corrisponde, alla pressione specifica in quel punto, alla temperatura di equilibrio sul piatto stesso. I prodotti più leggeri, in fase vapore, continueranno a salire verso la sommità della colonna. I profili di temperatura e pressione in corrispondenza degli stadi teorici in una colonna di frazionamento sono mostrati in tab. 3. Lo stadio teorico 1 rappresenta il condensatore di testa, mentre gli stadi teorici 30 e 31 simulano i piatti di stripping. Il frazionamento viene assicurato dalla presenza, nella colonna, di dispositivi (piatti) che favoriscono il contatto tra la fase liquida e quella vapore. Sui piatti della colonna ha luogo infatti uno scambio termico e materiale tra i vapori che salgono e il liquido che scende che, nel caso di piatto teorico, permette di raggiungere condizioni di equilibrio tra i vapori e il liquido uscenti dal singolo stadio. Nello scambio materiale e termico che ha luogo, i vapori si arricchiscono delle frazioni a temperatura di ebollizione più bassa che evaporano dal liquido e si impoveriscono delle frazioni a temperatura di ebollizione più elevata che condensano. In condizioni stabili di funzionamento è perciò possibile prelevare, a diverse altezze della colonna, dei tagli laterali con composizione e caratteristiche richieste dai trattamenti a valle o per l invio allo stoccaggio. Tipici tagli di una colonna di frazionamento atmosferico sono: prodotto di testa: miscela contenente la parte idrocarburica più leggera (fino a C 4 ), la naphtha leggera e quella pesante (in altri assetti, la naphtha pesante può costituire il primo taglio laterale); prima frazione laterale: naphtha pesante o cherosene; seconda frazione laterale: gasolio leggero (tipico utilizzo per autotrazione); terza frazione laterale: gasolio pesante (tipico utilizzo come combustibile da riscaldamento o flussante per l olio combustibile); residuo: prodotto destinato o a produrre, dopo eventuale aggiunta di un flussante, olio combustibile o come carica all impianto di distillazione sotto vuoto (vacuum). tab. 3. Andamenti della temperatura e della pressione per una colonna di distillazione atmosferica Piatto Temperatura ( C) Pressione (bar) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,80 Gli intervalli di ebollizione delle diverse frazioni e le condizioni operative del topping devono essere stabiliti a priori. Nel far ciò si prevedono più combinazioni di rese, in quanto si deve consentire all impianto una certa flessibilità, tale da adeguarlo prontamente a variazioni della qualità del greggio e/o delle richieste di prodotti da parte del mercato. La base di partenza per conoscere quantità e caratteristiche provvisorie dei prodotti è la distillazione TBP (True Boiling Point); secondo le specifiche dei prodotti finiti e l esperienza, si procede a calcolare rese e caratteristiche principali delle frazioni, VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA 95

8 PROCESSI DI DISTILLAZIONE assumendo arbitrariamente i punti finali di ebollizione dei prodotti potenzialmente ottenibili dal particolare greggio. Questi prodotti sono compresi tra zone di confine che rappresentano frazioni comuni a due prodotti adiacenti. Le zone di confine consentono, quando necessario, di spostare i punti finali specificati in origine, sottraendo, tutta o in parte, una certa frazione di confine a questo o a quel prodotto e aggiungendola al prodotto adiacente. Stabilite le caratteristiche dei prodotti che si vogliono ottenere, rimane da stabilire l efficienza con cui si intende separare tra loro le frazioni; nell industria della raffinazione ciò si fa con metodi convenzionali, data la complessità della composizione delle miscele in gioco. In pratica, si parte dalla curva ASTM D 86 (v. cap. 2.1) delle frazioni, osservando la differenza fra la temperatura alla quale distilla il 5% della frazione immediatamente più altobollente e quella alla quale distilla il 95% della frazione immediatamente meno altobollente; se tale differenza è positiva si ha un distacco (gap) e il frazionamento è considerato buono, se è negativa si ha una sovrapposizione (overlap) e il frazionamento è scadente. A titolo di esempio, la fig. 6 mostra che naphtha pesante e cherosene sono ben frazionati, cioè ben separati tra loro data l esistenza di un gap di 13 C; invece gasolio leggero e gasolio pesante non sono ben separati, dato un overlap di 42 C, ovvero il gasolio leggero contiene circa il 30% di prodotti che dovrebbero far parte del gasolio pesante, mentre quest ultimo contiene circa il 20% di prodotti che dovrebbero far parte del gasolio leggero. temperatura di distillazione ( C) overlap: 318 C 360 C 42 C gap: 164 C 151 C 13 C In base al valore del rapporto di riflusso interno, che dipende a sua volta da altre variabili di processo (caratteristiche delle frazioni, overflash, riflussi intermedi), viene definito il numero di piatti teorici necessari a soddisfare il valore del prodotto del rapporto di riflusso interno per il numero di piatti, determinato in funzione della deviazione dal frazionamento ideale (Fenske, 1932; Gilliland, 1940; Colburn, 1941). Il numero di piatti reali viene determinato dividendo il numero dei piatti teorici per un efficienza che dipende sia dalle caratteristiche fisiche dei fluidi in oggetto, sia dalla tipologia dei piatti selezionati (Gunness, 1936; Ballast [ ] 1974). Caratteristiche dei dispositivi di contatto Piatti di frazionamento I piatti di frazionamento più usati sono del tipo a valvola, forato e a campanella. I piatti a valvola sono basati sul principio delle valvole di ritegno (fig. 7). Quando la portata di vapore aumenta, il galleggiante inizia ad alzarsi e il vapore attraversa la valvola. Al 20-30% del carico di vapore alcuni galleggianti iniziano a muoversi verso l alto e al 50-70% sono completamente sollevati. Ciò permette un ampio intervallo di carichi operativi (alta flessibilità), mantenendo una buona efficienza del piatto. I piatti a valvola richiedono particolare attenzione quando sono usati nelle colonne che lavorano sotto vuoto perché in caso di variazioni di pressione le valvole si possono incollare al piano del piatto o essere soggette a erosione. I piatti a valvola non sono adatti in presenza di fluidi che possono dare origine a incrostazioni, corrosioni e formazione di residui carboniosi. Vengono invece consigliati nei casi in cui è richiesta un elevata flessibilità, per operazioni non sotto vuoto. Alcuni esempi di utilizzazione si riferiscono a: portate di vapore che variano notevolmente e imprevedibilmente in una sezione della colonna; colonne di frazionamento che vengono utilizzate in modo discon gasolio pesante gasolio leggero volume (% distillato) cherosene naphtha pesante fig. 6. Curve di distillazione ASTM di frazioni di petrolio con rappresentazione dell efficienza del frazionamento tramite distacco e sovrapposizione (Giavarini, 1999). fig. 7. Dettaglio di piatto a valvola (per cortesia Koch-Glitsch). 96 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

9 DISTILLAZIONE ATMOSFERICA DEL GREGGIO fig. 8. Piatto forato (per cortesia Jaeger). tinuo con portate e composizioni dell alimentazione che possono variare anche sensibilmente; colonne che possono operare con ampie variazioni della portata, fino a circa il 30% rispetto al valore di progetto. I piatti forati (fig. 8) sono caratterizzati da un basso costo, da una ottima efficienza, da una buona capacità e da una sufficiente flessibilità (dove per flessibilità si intende il rapporto tra la massima carica ancora compatibile con una prestazione soddisfacente e la carica di progetto). I piatti forati possono essere usati in quasi tutte le condizioni di funzionamento e sono progettati per operare soddisfacentemente in un vasto campo di condizioni operative. La massima capacità di un piatto forato è almeno uguale, se non maggiore, di quella di un piatto a valvola; la sua flessibilità può arrivare fino a un massimo di circa 3. Possono essere usati anche in presenza di fluidi sporcanti purché i fori abbiano un diametro di mm. I piatti forati non sono adatti in condizioni di funzionamento che richiedono un alta flessibilità, per le quali devono essere usati piatti a campanella e a valvola, anche se più costosi. A velocità di vapore molto bassa (come durante l avviamento) i piatti forati hanno difficoltà a mantenere un sufficiente battente di liquido sul piatto e manifestano fenomeni di gocciolamento, fino a perdere totalmente il liquido. Pertanto, quando sono previsti ribollitori a termosifone con prelievo da una vaschetta installata sotto il discendente da un piatto forato, è necessario assicurarne l alimentazione installando una linea ausiliaria dal fondo colonna all ingresso del ribollitore, oppure un piatto camino sotto quello forato, come piatto di prelievo. I piatti a campanella (fig. 9) hanno un costo notevole, dal 50 al 100% in più rispetto ai piatti a valvola. Dovrebbero quindi essere presi in esame solo quando si desidera una flessibilità elevata ed esistono problemi di incrostazioni o di formazione di residui carboniosi. Impaccamento L impaccamento in una colonna di frazionamento viene usato per lo stesso scopo dei piatti, cioè assicurare un buon contatto tra le fasi liquida e vapore per permettere lo scambio di materia (Tsai, 1985; Oglebay Norton Co., 1987). Dal punto di vista economico i piatti sono più vantaggiosi per trattare grandi volumi di vapori e di liquido. Le colonne a impaccamento sono di norma prese in considerazione in presenza di fluidi corrosivi ma non incrostanti, nelle zone di scambio di calore, nelle colonne che lavorano sotto vuoto (dove è richiesta fig. 9. Piatto a campanella (per cortesia Rashig). VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA 97

10 PROCESSI DI DISTILLAZIONE fig. 10. Tipi di impaccamento. anelli Rashig anelli Pall selle Berl una bassa perdita di carico) e nelle colonne con diametro inferiore a mm, in alternativa ai piatti a cartuccia. Per la scelta del migliore impaccamento si devono valutare la capacità, l efficienza, la resistenza alla corrosione e il costo. La fig. 10 mostra alcuni tipi di impaccamento. Come prima scelta devono essere considerati gli anelli Pall in acciaio, che presentano il vantaggio di un elevata capacità, sono infrangibili e hanno la più alta flessibilità tra i vari tipi di impaccamento. La vita di un impaccamento con anelli Pall si può considerare molto alta, se non c è corrosione. Gli anelli Pall sono disponibili anche in altri materiali: quelli in alluminio si possono usare per zone di pumparound di idrocarburi pesanti; quelli in plastica possono essere usati fino a temperature di 120 C; quelli in ceramica sono preferibili in ambiente corrosivo ma hanno vita limitata, anche se in colonne ben condotte possono durare fino a dieci anni. Gli anelli di ceramica sono resistenti agli acidi, agli alcali e ai solventi, con l eccezione delle soluzioni caustiche e dell acido fluoridrico. Nella progettazione di una colonna di frazionamento si deve considerare anche la possibilità di installare impaccamenti di tipo ordinato (o strutturato), illustrati in fig. 11. Generalmente questo tipo di impaccamento è più costoso, ma trova normale applicazione quando sono richieste elevate prestazioni di separazione con basse perdite di carico, per esempio nelle colonne di superfrazionamento o in quelle che operano sotto vuoto. distillazione della naphtha. In questa colonna vengono eliminati quei componenti che sono rimasti disciolti nella naphtha: tale operazione prende il nome di stabilizzazione. La miscela, costituita prevalentemente da metano ed etano, viene ottenuta in forma gassosa ed è inviata alla rete del gas combustibile di raffineria. Questa corrente gassosa può inoltre contenere minori quantità di propano e butano (normalbutano e isobutano) con concentrazioni variabili a seconda della pressione dell accumulatore di testa e della temperatura. Si ottiene inoltre una miscela liquida che prende il nome di GPL e che ha impiego domestico e nell autotrazione. Il GPL è liquido a temperatura ambiente e a un adeguata pressione che dipende dal rapporto relativo delle concentrazioni di propano e butano. La naphtha in uscita dal fondo della colonna stabilizzatrice può essere a sua volta inviata a una colonna dove le varie frazioni (leggera, media e pesante) sono separate; in questo caso si parla di colonna di splitting. I tagli laterali della colonna di frazionamento principale (cherosene, gasolio leggero e pesante) sono invece inviati ad alimentare ognuno una colonna contenente da 4 a 6 piatti di frazionamento dove, con l ausilio di Stripping e stabilizzazione In queste sezioni dell impianto di distillazione atmosferica si trattano i tagli laterali e quello di testa, per portarli alle specifiche richieste. Il taglio che esce dalla testa della colonna, composto in genere da GPL (Gas di Petrolio Liquefatti) e naphtha, viene inviato a una colonna di ridistillazione della naphtha, che opera di norma a valori di pressione compresi tra 8 e 10 bar e a una temperatura di circa 180 C sul fondo. La temperatura di fondo di questa colonna è funzione della pressione e del punto finale di fig. 11. Dettaglio di impaccamento strutturato (per cortesia Koch-Glitsch). 98 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

11 DISTILLAZIONE ATMOSFERICA DEL GREGGIO una iniezione di vapore d acqua surriscaldato, vengono rimosse le tracce dei componenti più leggeri. L operazione di trattamento con vapore d acqua surriscaldato, come già accennato, prende il nome di stripping e le colonne dove viene effettuata sono chiamate unità o colonne di stripping. La frazione di testa della colonna di stripping (strip out) viene poi rinviata alla colonna principale. Questa operazione permette di aumentare il flash point del taglio laterale. In alcuni casi, soprattutto per la frazione cherosene, risulta difficile ottenere il valore di flash point richiesto per semplice stripping con vapor d acqua: in questo caso viene previsto un ribollitore per trattare il liquido di fondo della colonna di stripping. In altri casi, per esempio per la frazione gasolio che viene utilizzata come carburante per i motori diesel, è necessario rimuovere le tracce di acqua, che normalmente si trovano disciolte nella frazione, quando si effettua lo stripping con il vapore. L eliminazione delle tracce di acqua fino a raggiungere valori residui di alcune decine di ppm, si ottiene inviando il prodotto di fondo della colonna di stripping a una colonna di essiccamento sotto vuoto. In alternativa la frazione gasolio può essere inviata a un essiccatore con sali, seguito da un coalescer. Una volta effettuata questa rifinitura, i prodotti sono inviati ai relativi serbatoi, dopo opportuno raffreddamento. Con le operazioni di stabilizzazione e di stripping si completa il processo di un impianto di distillazione atmosferica. La tab. 4 mostra le rese e le caratteristiche (densità, contenuto in zolfo) ottenibili attraverso questo processo, quando viene alimentato un tipico greggio proveniente dal Medio Oriente Problemi di corrosione e materiali Nella scelta dei materiali da adottare per un impianto di distillazione atmosferica si devono valutare principalmente la qualità e la quantità dei prodotti corrosivi contenuti nel greggio. Una valutazione orientativa del potere corrosivo del greggio è data dalla quantità totale di acidi pesanti, che può essere sommariamente indicata dal numero di neutralizzazione, espresso in mg di KOH necessari per neutralizzare un grammo di greggio. Questo valore corrisponde alla neutralizzazione di tutti gli acidi presenti nel greggio, organici e inorganici, forti e deboli, dei composti solforosi quali solfuro di idrogeno, mercaptani, tiofenoli, degli esteri idrolizzabili, dei sali formati da acidi forti e basi deboli (MgCl 2 ). In termini più specifici, i prodotti presenti nel greggio che influenzano la scelta dei materiali sono i sali, lo zolfo e gli acidi naftenici. Pur se in quantità variabile, i primi due sono sempre presenti. Corrosione da sali I sali sono presenti nel greggio, in quantità variabile a seconda del giacimento di provenienza e delle modalità di trasporto, sotto forma di NaCl, MgCl 2, CaCl 2 e NaHCO 3 in un rapporto più o meno equivalente a quello che si osserva nell acqua di mare. Se il contenuto in sali è inferiore a 8,5 g/m 3, il greggio non è considerato corrosivo. La corrosività dei sali è dovuta alla decomposizione di MgCl 2 e CaCl 2 che avviene nei serpentini del forno a elevata temperatura. In tal caso si ha sviluppo di HCl che, a temperature superiori al punto di rugiada dell acqua, non è corrosivo, mentre diventa estremamente aggressivo a temperature più basse. I fenomeni corrosivi si manifestano dove si ha la condensazione dell acqua (zona di testa colonna, condensatori e accumulatori di raccolta del riflusso e/o del prodotto di testa). Normalmente i sali vengono rimossi nella sezione di dissalazione. Corrosione da zolfo Lo zolfo è presente sotto forma di solfuro di idrogeno (H 2 S) disciolto nel greggio o come zolfo organico combinato nelle molecole degli idrocarburi; in quest ultimo caso può presentarsi come solfuro, zolfo mercaptanico e zolfo tiofenico. La quantità limite di zolfo che distingue un greggio corrosivo da uno non corrosivo è compresa tra 0,5 e 1% in peso. Tuttavia accade che greggi con contenuto di zolfo minore dello 0,5% siano più corrosivi di altri che ne contengono più dell 1%. Questo dipende dalla forma in cui lo zolfo è presente e dalla temperatura a cui si trovano le frazioni idrocarburiche. La corrosione è causata dalla decomposizione a seguito del riscaldamento delle molecole contenenti zolfo, con produzione di H 2 S; tali molecole iniziano a decomporsi a 260 C. La decomposizione procede a velocità abbastanza alta fra 340 e 400 C ed è quasi completa a 480 C. tab. 4. Rese e caratteristiche delle frazioni ottenute nelle operazioni di stripping e di stabilizzazione Naphtha leggera Naphtha pesante Cherosene Gasolio Residuo Resa (% in volume sul greggio) 4,9 12,1 16,5 24,1 40,2 Densità (kg/dm 3 ) a 15 C 0,66 0,720 0,788 0,865 0,958 Contenuto di zolfo (% in peso) 0,02 0,03 0,1 1,4 3,2 VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA 99

12 PROCESSI DI DISTILLAZIONE Corrosione da acidi naftenici Con la definizione di acidi naftenici si identificano nell industria petrolifera tutti gli acidi organici presenti nel greggio. Il loro nome deriva dai primi acidi scoperti nel greggio, derivati dalla struttura del ciclopentano. I greggi tuttavia contengono una grande varietà di acidi organici, che include sia acidi a basso peso molecolare, come gli acidi grassi, sia acidi saturi e insaturi costituiti da singole o multiple strutture ad anello. Pertanto, attualmente gli acidi naftenici comprendono una vasta famiglia di composti idrocarburici che contengono tutti il radicale acido COOH. Generalmente questi acidi nella distillazione atmosferica si concentrano nei tagli dei gasoli pesanti e del residuo; la loro corrosività si manifesta a temperature operative superiori a 240 C. Una volta accertata la base acida del greggio, si considera aggressivo un greggio quando il valore del numero di neutralizzazione è maggiore di 0,5 mg KOH/g. L aggressività di questi acidi si manifesta maggiormente dove vi è elevata turbolenza, come per esempio nelle pompe centrifughe, nei forni (specialmente nelle curve dei serpentini), nella linea di collegamento tra forno e colonna di frazionamento e nella sezione di ingresso del greggio parzialmente vaporizzato nella colonna. Scelta dei materiali La selezione dei materiali in un impianto di distillazione atmosferica è critica per le seguenti aree: sezione di vaporizzazione e sezione di frazionamento. Nella parte più calda della sezione di vaporizzazione, sopra 250 C, dove si può avere sulfidazione del materiale dovuta alla presenza di zolfo, si utilizzano acciai a maggior contenuto di cromo. I tubi del forno (alta temperatura e alte velocità interne) sono di solito realizzati in 5Cr-0,5Mo o in 9Cr-1Mo. Nel caso di greggi naftenici con numero di neutralizzazione superiore a 0,5 mg KOH/g, i serpentini dei forni sono in acciaio inossidabile tipo AISI 316L, almeno per la parte terminale in cui si ha vaporizzazione e quindi vi sono alte velocità. Nella sezione di frazionamento la colonna è normalmente in acciaio al carbonio, con la parte inferiore rivestita (cladded) in 12Cr; in caso di presenza nel greggio di carica di acidi naftenici, si utilizza acciaio inossidabile tipo AISI 316L. In corrispondenza delle sezioni nelle quali il mantello della colonna è rivestito in 12Cr o AISI 316L anche i piatti sono previsti nello stesso materiale. La sezione di testa del frazionatore è quella a più elevato rischio di corrosione, per la presenza di HCl che si concentra nel vapor d acqua condensante. Oltre a materiali particolari come il monel, utilizzato sia come materiale di rivestimento del mantello sia per i 3-4 piatti di testa, sono previste normalmente iniezioni di inibitori di corrosione e di agenti neutralizzanti per controllare che il ph dell acqua, che viene condensata e rimossa dal ricevitore di testa colonna, sia compreso nell intervallo tra 5,5 e 6,5. Nelle parti prevalentemente soggette a corrosione è previsto un maggior sovraspessore. Inoltre vengono effettuati dei provini di corrosione o delle misure con ultrasuoni per verificare che lo spessore residuo sia sempre superiore ai valori di sicurezza Variabili operative Per la corretta operazione di una unità di distillazione atmosferica è essenziale considerare l effetto del cambiamento dei valori assunti dalle principali variabili operative (descritte di seguito) sia sulla qualità e la resa dei prodotti ottenuti, sia sui costi operativi. Temperatura di uscita dal forno e di ingresso nella colonna di distillazione Questa variabile deve essere accuratamente controllata, in quanto determina il grado di vaporizzazione del greggio e la quantità di calore fornito alla colonna di distillazione. La temperatura di entrata del greggio in colonna è correlata alle caratteristiche del greggio stesso e alla quantità e alla qualità delle frazioni che si vogliono produrre; poiché tutta l energia viene fornita attraverso il preriscaldamento del greggio, ogni variazione della temperatura comporta una perturbazione del profilo di equilibrio tra le fasi e di temperatura in tutta la colonna, così da causare una variazione delle caratteristiche dei prodotti se non si interviene con i sistemi di controllo. Una bassa temperatura di uscita dal forno determina una minore quantità di vaporizzato e quindi una ridotta quantità di distillati, mentre una temperatura troppo elevata dà luogo a reazioni di cracking con formazione di gas e deposito carbonioso, in particolare sui serpentini del forno, determinando la necessità di fermate più frequenti dell impianto per la pulizia/decoking del forno stesso. Pressione operativa della colonna di distillazione Definita la pressione nell accumulatore della sezione di testa, in funzione delle caratteristiche del greggio, delle condizioni dei sistemi di raffreddamento (acqua di raffreddamento o aria) e della opportunità di ottenere il massimo grado di condensazione per evitare perdita di prodotti, la pressione operativa della colonna di distillazione è determinata dalla quantità di vaporizzato presente nella colonna. Il vaporizzato, a pressione costante, dipende dalla composizione della carica, dalla temperatura di uscita dal forno, dal grado di stripping con vapor d acqua operato nella sezione di fondo, dal calore rimosso dai riflussi laterali (pumparound), dalla portata delle fra- 100 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

13 DISTILLAZIONE ATMOSFERICA DEL GREGGIO zioni laterali estratte dalla colonna e dalle portate degli strip out entranti nella colonna dalle unità di stripping laterali. Qualora la temperatura in colonna venga usata come misura indiretta della composizione dei prodotti, la pressione in colonna deve essere accuratamente controllata. Tipici valori di pressione operativa sono 2,1 bar nella sezione di fondo e 1,4 bar nella sezione di testa della colonna. Pressioni più elevate richiedono, a parità di produzione di distillati, una temperatura di uscita dal forno più alta e quindi comportano un maggior consumo energetico e la possibilità di deposito carbonioso sui tubi del forno stesso. Infatti, operando a pressione maggiore, a parità di altre condizioni, risulta più oneroso il frazionamento tra frazioni contigue. Tuttavia, operando a pressione maggiore si riducono le portate volumetriche, con la conseguente possibile riduzione del diametro della colonna. Il controllo della pressione nella sezione di testa di una colonna di frazionamento può avvenire secondo due tipologie principali: sistemi a condensazione parziale e sistemi a condensazione totale. Alcune delle possibili configurazioni di controllo della pressione attraverso la parziale condensazione sono riportate in fig. 12. Lo schema di fig. 12 A si applica a sistemi nei quali il prodotto di testa viene condensato; tuttavia la condensazione totale non è opportuna a causa della presenza di gas inerti o di quantità significative di metano ed etano, che pertanto devono essere rimossi in modo continuo sotto forma di gas per mantenere costante la pressione al valore desiderato. Lo schema di fig. 12 B si applica a colonne in cui si richiede di mantenere costante la pressione sulla testa della colonna, agendo sulla portata di non condensato che è presente nell accumulatore e che viene inviato all unità a valle. Questo schema si applica prevalentemente alle colonne stabilizzatrici nelle quali si ha sempre la presenza di una frazione di gas come prodotto. Lo schema di fig. 12 C, denominato anche a riflusso totale, si applica a colonne in cui il distillato di testa è presente solo in fase vapore e il liquido condensato è utilizzato solo come riflusso. Il controllore di pressione mantiene costante la pressione in testa alla colonna, mentre un controllore differenziale di pressione, agendo sul by-pass del condensatore, mantiene costante la pressione anche nel ricevitore di testa. Esistono diverse configurazioni in sistemi a condensazione totale per regolare la pressione di esercizio in colonne di frazionamento senza produzione di gas di testa (distillato sottoraffreddato o al bubble point). È importante, per scegliere il sistema più adeguato, tenere presenti la flessibilità richiesta al sistema stesso, il valore assoluto della pressione di esercizio, la disponibilità di gas inerte (per esempio, azoto) a una pressione adeguata, la possibilità di contaminazione dovuta al gas di polmonazione. Nella configurazione rappresentata in fig. 13 (distillato al bubble point, cioè alla temperatura in corrispondenza della quale, per un liquido formato da due o più componenti, si forma la prima bolla di gas), il controllore di pressione varia l efficienza del condensatore, agendo sia sulla valvola prevista a valle di esso, attraverso la modifica della portata dei vapori inviati alla condensazione e quindi della portata di condensato ottenuto, sia sulla valvola installata sulla linea di by-pass caldo. Se la pressione in testa colonna sale, la valvola A si apre e la valvola B si chiude; se la pressione scende, avviene A B C fig. 12. Parziale condensazione con spurgo di gas inerti (A); parziale condensazione dove il non condensato è utilizzato per il controllo della pressione (B); parziale condensazione del solo riflusso in colonna (C). PC, controllore di pressione; dpc, controllore di pressione differenziale; LC, controllore di livello; FC, controllore di portata. 22Montanari Ricci fig 12 VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA 101

14 PROCESSI DI DISTILLAZIONE A by-pass caldo a rete gas combustibile o torcia fig. 13. Condensazione totale con by-pass caldo. TI, indicatore di temperatura; HIC, controllore manuale degli incondensabili. B linea di bilanciamento fig. 14. Condensazione totale con sottoraffreddamento. azoto fig. 15. Condensazione totale con polmonazione di gas inerte. a rete gas combustibile o torcia a torcia il contrario. È previsto inoltre un sistema manuale per scaricare eventuali incondensabili che si accumulano. Questa modalità di controllo viene adottata per tenere conto delle diverse prestazioni del condensatore al variare della temperatura di ingresso dell acqua di raffreddamento o dell aria, a seconda del tipo di condensatore utilizzato, in funzione delle stagioni o del ciclo giorno/notte. Nella configurazione di fig. 14 (distillato sottoraffreddato, cioè portata nulla di vapore prodotto) l azione del controllore di pressione sulla valvola di controllo ha come conseguenza quella di variare la portata attraverso il condensatore. Se la pressione in colonna scende, la valvola di regolazione viene progressivamente chiusa e il liquido nell accumulatore si riporta alla temperatura di bubble point con parziale passaggio di vapori attraverso la linea di bilanciamento; il contrario accade se la pressione sale. La configurazione rappresentata in fig. 15 si applica quando è richiesta la condensazione totale con sottoraffreddamento del prodotto liquido; pertanto la pressione nell accumulatore deve essere mantenuta tramite una polmonazione con un gas incondensabile (azoto), in quanto la tensione di vapore del prodotto liquido sarebbe inferiore al valore di pressione da mantenere. Il controllore di pressione agisce sulla relativa valvola di regolazione se è richiesto l ingresso di azoto per mantenere la pressione al valore desiderato, oppure sull altra valvola, con scarico verso la torcia, se si evidenzia una tendenza all aumento di pressione, a seguito di accumulo di incondensabili oppure di un aumento di livello che tenderebbe a comprimere l azoto presente nel volume soprastante il liquido contenuto nell accumulatore. Portate e temperature dei riflussi in colonna Il calore che non viene rimosso attraverso i prodotti uscenti dalla colonna deve essere estratto prelevando il liquido da opportune sezioni di questa e rinviandolo nuovamente in colonna dopo raffreddamento. In una colonna di distillazione atmosferica sono presenti in genere tre riflussi intermedi: quello di testa, quello del cherosene e quello del gasolio. Ovviamente le quantità di calore asportate dai pumparound sono funzione della temperatura di prelievo, della temperatura di ritorno e della sua portata; tali quantità di calore sono determinanti per il bilancio termico della colonna e per i valori assunti dalle portate di liquido e di vapore nelle varie sezioni della colonna stessa. La distribuzione del calore asportato lungo la colonna è determinata dal grado di frazionamento richiesto, così come dal livello termico a cui il calore è rimosso. Oltre alla temperatura, anche la portata dei vari riflussi in colonna ha un effetto sul frazionamento. Alte portate del riflusso in colonna possono determinare allagamenti nella zona di ritorno e fenomeni di gocciolamento (weeping) sui piatti sottostanti, causando così una riduzione dell efficienza dei piatti stessi. Basse portate di riflusso possono indurre invece trascinamenti di vapore (blowing) verso i piatti sovrastanti al punto di ritorno in colonna, causando ancora una riduzione dell efficienza del frazionamento. 102 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

15 DISTILLAZIONE ATMOSFERICA DEL GREGGIO Vapore di stripping alla colonna Il vapor d acqua surriscaldato è iniettato nella parte inferiore della colonna di distillazione atmosferica per rimuovere dal prodotto di fondo i componenti più leggeri, cioè a minor temperatura di ebollizione. L effetto del vapore è tale da ridurre la pressione parziale della fase idrocarburica, consentendo così ai componenti a minor temperatura di ebollizione di passare dalla fase liquida a quella gassosa. Un valore tipico di portata di tale iniezione è equivalente al 2% in peso, riferito alla portata di residuo atmosferico in uscita dal fondo della colonna. Una portata troppo bassa tende a lasciare una parte di distillato leggero nel residuo di fondo, mentre un valore troppo elevato può causare la contaminazione dei distillati superiori con tracce di prodotto pesante. Portate delle estrazioni laterali dalla colonna di distillazione In ogni punto lungo la colonna di distillazione, e in particolare nel punto di estrazione dalla colonna di una corrente o di un taglio laterale, la temperatura del liquido rappresenta la temperatura di ebollizione del liquido in quel preciso punto. Pertanto un aumento della portata di liquido estratto dalla colonna porta a una diminuzione del riflusso interno; come risultato il liquido diventa più ricco nei componenti meno volatili e, di conseguenza, aumenta la sua temperatura di ebollizione nella sezione considerata. Al contrario, una riduzione della portata di liquido estratto determina un maggiore riflusso interno nella parte sottostante della colonna, con una conseguente riduzione della temperatura. Come regola generale si può affermare che, aumentando la portata di estrazione, si innalza il punto di ebollizione del liquido estratto, mentre riducendola se ne abbassa il punto di ebollizione, che risulta pertanto più ricco nei componenti più volatili. Bibliografia generale Bolles W.L., Fair J.R. (1963) Tray hydraulics. Perforated trays, in: Smith B.D. (editor in chief) Design of equilibrium stage processes, New York-London, McGraw-Hill, Chapter 14. Bolles W.L., Fair J.R. (1982) Improved mass-transfer model enhances packed-column design, «Chemical Engineering», July, Chin T.G. (1979) Guide to distillation pressure control methods, «Hydrocarbon Processing», 10, Fair J.R. (1963) Tray hydraulics. Bubble-cap trays, in; Smith B.D. (editor in chief) Design of equilibrium stage processes, New York-London, McGraw-Hill, Chapter 15. Fonseca S. et al. (1997) Refinery energy and yield improvements using pinch technology, in: AspenWorld97. Proceedings of the conference, Boston (MA), October. Giavarini C. (1999) Guida allo studio dei processi di raffinazione e petrolchimici, Roma, Siderea. Hatch L.F., Matar S. (1981) From hydrocarbons to petrochemicals, Houston (TX), Gulf, Perry s chemical engineers handbook (1999), New York, McGraw-Hill, Ricci G., Bealing C. (2003) Using an integrated approach conserves energy and hydrogen, «Hydrocarbon Processing», 12, Snamprogetti (1975) Guida alla progettazione degli impianti petrolchimici e di raffinazione, Milano, Pirola. Spiegel L., Meier W. (1987) Correlations of performance characteristics of the various mellapack types (capacity, pressure drop and efficiency). Proceedings of the 4 th International symposium on distillation and absorption, Brighton, 7-9 September, Sulzer Chemtech Document Vital T.J. et al. (1984) Estimating separation efficiency, «Hydrocarbon Processing», 12, 75. White R.A., Ehmke E.F. (1991) Materials selection for refineries and associated facilities, Houston (TX), National Association of Corrosion Engineers, 5-7. Bibliografia citata Ballast tray design manual. Bulletin 4900 (1974), Dallas (TX), Glitsch. Colburn A.P. (1941), «American Institute of Chemical Engineering. Transaction», 37, 805. Fenske M.R. (1932), «Industrial and Engineering Chemistry», 24, 482. Gilliland E.R. (1940), «Industrial and Engineering Chemistry», 32, Gunness R.C. (1936) Sc.D. Thesis, Cambridge (MA), Massachusets Institute of Technology. Oglebay Norton Co. (1987) Bulletin 1HP-1. Tsai T.C. (1985) Packed-tower program has special features, «Oil & Gas Journal», September, 77. Paolo Ricci Romolo Montanari Snamprogetti San Donato Milanese, Milano, Italia VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA 103

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