2.2 distillazione atmosferica del greggio...la distillazione atmosferica, condotta a pressione...

La distillazione atmosferica, condotta a pressione leg-germente superiore alla pressione atmosferica, ha loscopo di frazionare la carica (greggio) in diversi pro-dotti con caratteristiche mirate a soddisfare la doman-da di mercato di carburanti (benzina, cherosene, gaso-lio diesel), combustibili (GPL, cherosene, gasolio dariscaldamento e olio combustibile) e di cariche per lapetrolchimica. I prodotti ottenuti possono essere uti-lizzati tal quali o, nella maggior parte dei casi, devonoessere sottoposti a successive lavorazioni in raffineria(isomerizzazione, reforming catalitico, desolforazione,distillazione sotto vuoto, ecc.) per poter essere utiliz-zati come prodotti finiti.

Oltre all’idrogeno e al carbonio, nelle molecole costi-tuenti il greggio possono essere presenti eteroatomi qualizolfo, azoto e ossigeno, e composti metallo-organici con-tenenti ferro, vanadio, nichel, sodio, arsenico, ecc. Inol-tre, anche se il greggio è trattato a bocca pozzo per disi-dratarlo e stabilizzarlo, una parte dell’acqua di giacimen-to rimane in esso; parimenti il trasporto via nave può‘inquinare’il greggio con acqua residua rimasta nelle cister-ne. Si tratta generalmente di acqua che contiene sali (clo-ruri) che possono determinare problemi di corrosione nellesuccessive operazioni di riscaldamento e condensazione.Infine il greggio può contenere, disciolti, dei gas (solfu-ro di idrogeno, azoto, biossido di carbonio) in percentua-le diversa, a seconda del tipo di greggio e della efficaciadelle operazioni di stabilizzazione effettuate, nonché dellemodalità adottate (via pipeline o nave) per il trasporto dalsito di produzione a quello di utilizzo. Pertanto, oltre alleoperazioni di frazionamento tramite distillazione, devonoessere effettuate particolari operazioni di trattamento: peresempio, si ricorre alla dissalazione quando è necessariorimuovere l’acqua, i sali e i sedimenti presenti nei greg-gi. I gas disciolti, come il solfuro di idrogeno, l’azoto e ilbiossido di carbonio, sono separati a seguito del riscalda-mento, mentre altri gas (cloruro e solfuro di idrogeno) chesi possono produrre a seguito del riscaldamento e della

decomposizione debbono essere neutralizzati, nella fasedi condensazione, tramite l’aggiunta di additivi specificiper evitare problemi di corrosione.

L’impianto di distillazione atmosferica del greggio(o topping) consente di ottenere i distillati (costituitidal prodotto di testa e dalle frazioni laterali) e il resi-duo tramite la separazione fisica di una miscela di com-ponenti omologhi. Tale separazione, che sfrutta la diver-sa ripartizione dei componenti tra fase vapore e faseliquida, ha luogo in stadi operanti in condizioni vicineall’equilibrio. In fig. 1 è riportato uno schema tipico ditale impianto.

La separazione tra le diverse frazioni del distillato èrealizzata tramite condensazione frazionata dei vaporidel distillato, operazione che richiede sottrazione di calo-re. Nel caso della colonna di distillazione tale sottrazio-ne di calore è realizzata con una serie di riflussi: riflus-so esterno, costituito da parte del prodotto di testa con-densato, e riflussi intermedi, costituiti da liquido prelevatodalla colonna e rinviato in essa, dopo raffreddamento, inuna zona superiore alla zona di prelievo. I riflussi inter-medi sono comunemente denominati circulating refluxeso pumparound.

La carica, proveniente dai serbatoi di stoccaggio, èinviata tramite pompe al forno di riscaldamento, dopoun preriscaldamento con recupero di calore mediantescambio con i vapori di testa, le frazioni laterali, i riflus-si intermedi e il residuo atmosferico. Dopo essere statariscaldata nel forno alla temperatura richiesta dalle con-dizioni di esercizio, la carica, attraverso la linea di col-legamento (transfer line), entra nella zona flash dellacolonna atmosferica dove ha luogo la separazione tra lafrazione vaporizzata equivalente al totale dei distillati eil residuo liquido.

Nelle sezioni di colonna compresa tra la zona flashe la testa colonna per raffreddamento e condensazioneparziali viene effettuata la separazione della carica nellefrazioni laterali e nel prodotto di testa. Le frazioni late-

89VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA

2.2

Distillazione atmosfericadel greggio

rali e il prodotto di fondo vengono estratti dalle colon-ne in fase liquida; il prodotto di testa viene estratto infase vapore e successivamente raffreddato, condensatoe in parte ricircolato in testa alla colonna come riflussoesterno (v. oltre).

Le frazioni laterali vengono inviate alle colonne late-rali di stripping (stripper), dove sono rimosse le compo-nenti leggere mediante invio di vapor d’acqua, al fine dimigliorarne le caratteristiche di infiammabilità; le partipiù leggere ritornano nella colonna. Le frazioni laterali,dopo il raffreddamento per scambio termico con la cari-ca e con i mezzi refrigeranti disponibili, sono inviate allostoccaggio o costituiscono la carica di unità a valle. I riflus-si circolanti intermedi, dopo il raffreddamento per scam-bio termico con la carica ed eventualmente con i mezzirefrigeranti disponibili, ritornano in colonna. Il residuoatmosferico è inviato allo stoccaggio, in seguito allo scam-bio termico con la carica e al raffreddamento finale con imezzi refrigeranti disponibili, oppure direttamente comecarica all’impianto di distillazione sotto vuoto.

In condizioni stazionarie, il bilancio entalpico di unacolonna di distillazione atmosferica esprime l’ugua-

glianza fra l’entalpia entrante e quella uscente. L’ental-pia entrante è data dalla somma dell’entalpia della cari-ca in ingresso e dell’entalpia del vapor d’acqua inviatoalle colonne di stripping. L’entalpia uscente si ottienesommando all’entalpia dei distillati e del residuo di fondoi calori sottratti negli scambiatori di calore disposti neicircuiti del riflusso esterno e dei riflussi intermedi.

I vapori uscenti dalla testa colonna sono raffreddatie condensati con modalità diverse a seconda del nume-ro di accumulatori di testa previsti; in parte costituisco-no il riflusso di testa e in parte vengono inviati alla sta-bilizzazione (fig. 2). Nel caso vi siano due accumulato-ri, si ha una prima condensazione e la fase liquida ottenutaviene utilizzata come riflusso caldo inviato in testa allacolonna, a una temperatura intermedia fra quella di usci-ta dalla colonna e quella che si mantiene nel secondoaccumulatore. I vapori residui provenienti dal primo ac-cumulatore vengono successivamente condensati perottenere il prodotto di testa e acqua. Nel secondo accu-mulatore si può avere una condensazione totale o par-ziale in funzione delle condizioni di temperatura e pres-sione adottate e della natura del greggio impiegato. Infat-

90 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

PROCESSI DI DISTILLAZIONE

naphthaleggera

GPL

gas combustibile

naphtha pesante

acqua

acqua

vapore

soluzione sodica

soluzione sodica

acquaoleosa

disemulsionante

greggio

cherosene

gasolio leggero

gasolio pesante

inibitore di corrosione

agente neutralizzante

C-1C-2

D-2

D-1

D-3

C-3

C-4

C-5

C-6

H-1

residuo atmosferico

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.

ti, nel caso di greggi con contenuti particolarmente ele-vati di idrocarburi leggeri e in presenza di incondensa-bili, la condensazione totale potrebbe richiedere tempe-rature troppo basse, non compatibili con i sistemi refri-geranti disponibili. In alternativa, si dovrebbe aumentareil livello di pressione nell’accumulatore, con conseguenteincremento del profilo di pressione in tutta la colonna enecessità di aumentare il livello di temperatura all’usci-ta dal forno per ottenere la quantità di distillati richiesta.Nel caso in cui venga adottato un solo accumulatore, ivapori di testa colonna debbono essere condensati finoa ottenere la condensazione del riflusso, del distillato ditesta e dell’acqua. La fase idrocarburica liquida è in parteutilizzata come riflusso freddo, mentre la parte rima-nente è inviata in carico alle colonne di stabilizzazionee splitter per il frazionamento in gas combustibile, GPL,naphtha leggera e pesante. La temperatura nell’accu-mulatore finale è generalmente compresa fra 40 e 50 °C,compatibilmente con i sistemi di raffreddamento dispo-nibili (acqua di raffreddamento o aria).

Anche nel caso di un solo accumulatore si può averecondensazione parziale o totale del prodotto di testa, infunzione delle condizioni di esercizio del separatore del

prodotto di testa stesso. La fase vapore, costituita preva-lentemente da idrocarburi leggeri (C1-C4) più eventualigas incondensabili quali azoto, solfuro di idrogeno, ecc.,è inviata al collettore di blow down e successivamente allatorcia o, se richiesto, bruciata come combustibile o, anco-ra, recuperata mediante compressione. L’acqua conden-sata è generalmente inviata a un trattamento per rimuo-vere i componenti inquinanti, così da consentirne un suc-cessivo riutilizzo.

2.2.1 Dissalazione

La dissalazione del greggio è un trattamento destina-to a eliminare i sali normalmente presenti nella faseacquosa che è generalmente presente insieme a esso.Il contenuto di sali, espresso come NaCl, di alcunigreggi è riassunto in tab. 1. Tipici sali contenuti nelgreggio sono i cloruri di sodio, magnesio e calcio. Lanecessità di tale trattamento è dovuta al fatto che i sali,se non rimossi, possono dare luogo a depositi nelleapparecchiature (per esempio, sulle superfici degliscambiatori, riducendo l’efficienza dello scambio ter-


DISTILLAZIONE ATMOSFERICA DEL GREGGIO

naphthaleggera

non stabilizzata

gas combustibile

naphthapesante

acqua

acqua

vapore

soluzionesodica

soluzionesodica

acquaoleosa

disemulsionante

greggio

cherosene

gasolio leggero

gasolio pesante

inibitore di corrosione

agente neutralizzante

C-1C-2

D-2

D-1

D-3

D-4

C-3

C-4

C-5

H-1

residuo atmosferico

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.

mico) e formare cloruro di idrogeno (HCl) per idroli-si di MgCl2 e CaCl2, con conseguenti fenomeni di cor-rosione, soprattutto nella sezione di condensazione deiprodotti di testa della colonna di distillazione atmo-sferica. Inoltre il trattamento di dissalazione, general-mente a due stadi (fig. 3) per minimizzare il contenu-to residuo dei sali e/o dei solidi, è raccomandabile qua-lora il residuo (atmosferico o da vuoto) venga inviatoa trattamento di conversione termica o catalitica, perevitare problemi negli impianti a valle.

Il contenuto di acqua e sali in un greggio dipendedalle caratteristiche del giacimento e dal trattamento cheil greggio stesso ha subito a bocca pozzo (normalmentecondotto attraverso processi di disidratazione che ridu-cono il contenuto di acqua a circa 0,5-2% in volume).L’acqua può anche derivare dal trasporto via nave, qua-lora rimanga H2O di zavorra nei comparti utilizzati peril trasporto del greggio. L’acqua si presenta sotto formadi particelle disperse di dimensioni variabili fino a 1 µmdi diametro. Le caratteristiche dell’acqua e del greggio(densità, tensione superficiale, costituenti chimici) e ilmetodo di produzione determinano le dimensioni delleparticelle e la stabilità dell’emulsione, favorita fra l’al-tro dalla presenza di agenti emulsionanti naturali nel

greggio, come asfalteni, resine, paraffine, acidi organi-ci e particelle solide inorganiche.

Il trattamento di dissalazione richiede anzitutto l’ag-giunta di acqua al greggio così da formare una emulsio-ne di goccioline di H2O disperse nell’olio. L’acqua solu-bilizza i sali contenuti nel greggio, quindi quanto mag-giore è il suo dosaggio, tanto minore risulterà il contenutosalino in uscita. Tuttavia un eccesso di acqua di lavag-gio può portare a trascinamenti di greggio nell’acqua eviceversa. Un quantitativo tipico è pari al 5-8% di H2Oin volume rispetto al greggio in ingresso.

La formazione dell’emulsione acqua/olio è favori-ta dalla presenza di una valvola di miscelazione (mixingvalve) che, attraverso un salto di pressione normal-mente compreso fra 0,5 e 3 bar, garantisce l’intimocontatto olio/acqua. Il salto di pressione determinatodalla valvola di miscelazione è il parametro principa-le per la corretta operazione del dissalatore. Il valoreottimale di tale salto è funzione di numerosi fattori,quali il tipo di greggio, la temperatura operativa deldissalatore, la velocità della miscela olio/acqua, la pre-senza di agenti emulsionanti nel greggio, la qualità del-l’acqua di lavaggio. Pertanto solo l’analisi della realeoperazione del dissalatore permette di determinare ilcorretto salto di pressione. Non si devono tuttavia adot-tare salti di pressione troppo elevati per la valvola dimiscelazione, poiché per valori eccessivi la rimozio-ne dei sali si riduce drasticamente, a causa della for-mazione di una emulsione stabile che impedisce laseparazione della fase acquosa. La pressione operati-va nel dissalatore deve essere mantenuta circa 2-3 baral di sopra di quella corrispondente alla temperaturadi ebollizione del greggio, a valori tali da evitare laformazione di vapori che possono comprometterne ilcorretto funzionamento.

Formata così l’emulsione, occorre procedere alla suadestabilizzazione tramite la sedimentazione della fasepiù pesante discontinua (le goccioline di acqua). In con-



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 15-45

greggiodissalato

alimentazioneelettrica

alimentazioneelettrica

valvola dimiscelazione

valvola dimiscelazione

greggio iningresso

miscelatore mis

cela

tore

acqua didiluizione

acqua con sali riciclo

° °

fig. 3. Schemadi funzionamentodi un dissalatorea due stadi: dLC, controlloredi livellodifferenziale; PC, controllore di pressione.

dizioni di caduta libera e in assenza di turbolenza, lavelocità di sedimentazione segue la legge di Stokes; per-tanto la velocità di caduta aumenta (e quindi è favoritala separazione) se crescono le dimensioni delle parti-celle, se diminuisce la viscosità della fase continua e seaumenta la differenza di densità tra le due fasi.

Nel trattamento di dissalazione di un greggio, perfavorire l’aumento delle dimensioni delle particelle sisottopone l’olio (non conduttivo) contenente l’acqua(conduttiva) all’azione di un campo elettrico. Sotto taleazione, le particelle conduttive sono forzate ad aggre-garsi, in quanto subiscono il fenomeno dell’induzioneelettrostatica e tendono a disporsi secondo le linee diforza del campo elettrico: essendo quindi attratte daglielettrodi, nel loro moto sono soggette a fenomeni di coa-lescenza e formano particelle sempre più grandi, finchénon cadono sotto l’azione della gravità.

In un greggio leggero tipico (39 °API) la velocità disedimentazione dell’acqua varia in funzione del diame-tro delle goccioline, come indicato in tab. 2. La riduzio-ne della viscosità della fase continua, che ha luogomediante un aumento della temperatura di esercizio eche favorisce la coalescenza e la precipitazione, miglio-ra anche l’efficacia di contatto del greggio con l’acquainiettata. Un aumento di temperatura però provoca unaumento della conduttività dell’olio, che sopra 120 °C èmolto rapido.

In presenza di emulsioni particolarmente stabili, puòessere necessario l’utilizzo di disemulsionanti che, modi-ficando le proprietà dell’interfaccia olio/acqua, favori-scono la solubilizzazione nell’olio degli agenti stabiliz-zanti e riducono la tensione superficiale delle goccioli-ne di acqua, in modo da permetterne la coalescenza. Inquesto modo viene ridotto il tempo richiesto dalla sepa-razione, favorendo le prestazioni del dissalatore.

Il dissalatore consiste essenzialmente in un recipientecontenente due (tre in altre configurazioni) elettrodi, unosul lato terra del recipiente, l’altro sospeso a isolatori;un dispositivo elettrico fornisce un opportuno potenzia-le elettrico all’elettrodo sospeso. La disposizione e ladistanza degli elettrodi sono funzione delle caratteristi-

che della carica, delle sostanze da eliminare e delle con-dizioni di processo. Il sistema a tensione alternata si basasull’applicazione di un campo elettrico ad alto voltag-gio che genera una carica elettrica sulle gocce d’acquapresenti nella fase idrocarburica, causando la loro oscil-lazione durante l’attraversamento degli elettrodi. In taleoscillazione le gocce sono prima allungate e poi schiac-ciate a causa dell’alternanza del campo elettrico. Pereffetto di questa agitazione le particelle tendono ad aggre-garsi in particelle di dimensioni sempre maggiori, finoa dare luogo alla separazione per gravità e formare unostrato acquoso sul fondo del dissalatore.

2.2.2 Vaporizzazione

Dopo il trattamento di dissalazione, il greggio deve esse-re riscaldato fino alla temperatura richiesta in ingresso allacolonna di frazionamento. Ciò avviene attraverso una seriedi scambiatori di calore, dove l’energia termica delle cor-renti calde provenienti dalla colonna di frazionamento èutilizzata per preriscaldare il greggio. Tipicamente questorecupero consente di raggiungere temperature compresefra 240 e 280 °C. La restante parte di energia è fornita inun forno che porta la carica in ingresso alla colonna allatemperatura richiesta per vaporizzare sia i prodotti che poiverranno estratti come tagli laterali, sia una parte corri-spondente a circa il 10-20% del prodotto di fondo. Que-sta ultima frazione, dopo la condensazione nei piatti incolonna immediatamente sopra la zona di alimentazione(zona flash), costituisce il riflusso interno liquido.

La frazione liquida proveniente dal forno e il riflus-so interno liquido vengono impiegati per alimentareuna sezione di stripping con vapore, prevista nel fondodella colonna atmosferica, al fine di rimuovere i com-ponenti più leggeri e quindi di ottenere una maggiorresa in gasolio.

La temperatura richiesta in uscita dal forno, a cui cor-risponde una determinata entalpia, dipende dal tipo digreggio trattato (greggio leggero, medio o pesante) e, aparità di pressione, è correlata alla resa in distillati chesi vuole ottenere. La temperatura massima ammissibiledi alimentazione in colonna dipende quindi dalle carat-teristiche della carica e di norma non supera il valore di370-380 °C. Se si supera questo limite si possono infat-ti avere fenomeni di cracking nella parte terminale deiserpentini del forno e formazione di coke, con conse-guente aumento della perdita di carico sul forno e dimi-nuzione delle prestazioni complessive dell’impianto.Qualora si verifichino eccessivi depositi di coke, sarànecessario fermare l’impianto e procedere alla rimozio-ne del coke depositato (operazione di decoking).

Una variante allo schema tradizionale prevede l’inse-rimento di un recipiente di preflash (v. ancora fig. 2) che,operando a una temperatura di 170-200 °C e a una pres-



tab. 2. Velocità di sedimentazione dell’acqua, in greggio leggero tipico, in funzione del diametro

delle goccioline

Diametro delle goccioline (mm)

Velocità disedimentazione (cm/h)

2 0,033

10 0,813

30 7,366

100 82,55

400 133,10

sione di 4-6 bar, rimuove la parte leggera del greggio e lainvia direttamente nella colonna di frazionamento princi-pale, mentre la frazione liquida viene successivamenteriscaldata fino alla temperatura della zona flash. In alter-

nativa si può considerare l’inserimento di una colonna dipreflash che permette di separare come prodotto di testa ilgas e la naphtha leggera non stabilizzata. Sul fondo dellacolonna di preflash si può prevedere lo stripping con vapo-re o un forno ribollitore. Il prodotto di fondo della colon-na di preflash viene ulteriormente riscaldato con l’utiliz-zo di scambiatori e di un forno fino alla temperatura richie-sta in zona flash. Questa ultima soluzione si adotta quandosi vuole ridurre il diametro della colonna di distillazione.

Un aspetto chiave della sezione di vaporizzazione èquello della massimizzazione del recupero energeticodalle correnti calde a favore del greggio da riscaldare.La metodologia comunemente usata per ottimizzare ilrecupero termico e contestualmente ridurre la superfi-cie degli scambiatori di calore minimizzando il costo diinvestimento fa uso delle cosiddette tecniche di pinchtechnology, la quale rappresenta un approccio rigorosoe strutturato per arrivare a determinare il minimo quan-titativo di energia necessario in un processo e indirizzala progettazione in tale senso. Nelle applicazioni comequelle che si stanno descrivendo, la pinch technologyarriva a stabilire la configurazione più appropriata di unaserie di scambiatori, cercando di minimizzare i contri-buti delle utility di riscaldamento (combustibile per ilforno) e di raffreddamento (aria e acqua). Questo obiet-tivo viene raggiunto analizzando le composite curvesche, nel diagramma delta entalpia-temperatura delle cor-renti, forniscono i profili grafici dell’energia disponibi-le nel processo (hot composite curve) e della richiestaenergetica del sistema (cold composite curve).

La fig. 4 B mostra la costruzione di una hot compositecurve a partire da due correnti calde (1 e 2), dove CP (kJ/°Cs) indica la portata termica della corrente, che risulta dalprodotto del calore specifico Cp (kJ/°C kg) per la portatain massa M (kg/s). La rappresentazione di una hot com-posite curve in termini di variazioni di entalpia nell’unitàdi tempo-temperatura è invece illustrata in fig. 4 A.

Le composite curves forniscono una rappresentazio-ne in controcorrente dello scambio termico e sono usateper individuare la minima richiesta di energia da partedel sistema. Ciò è ottenuto cercando di sovrapporre le hote cold composite curves, fino alla minima differenza ditemperatura ottenibile in modo economico. La fig. 5 ripor-ta il grado di sovrapposizione che consente il massimorecupero termico possibile, evidenziando la parte residuadi riscaldamento (QHmin) e di raffreddamento (QCmin) chedovranno essere assicurate da fluidi esterni.

2.2.3 Frazionamento

Il frazionamento è l’operazione di base effettuata sulgreggio in ogni raffineria, da cui si ottengono i prodottiche alimentano gli impianti a valle. Ogni idrocarburo haun suo punto di ebollizione che, a pressione atmosferi-



CP�40

CP�40

CP�20

CP�60

0

80

120

160

200

40

02.000 4.000 6.000

tem

pera

tura

(°C

)

delta entalpia (kW)

CP�20

1

2

0

80

120

160

200

40

02.000 4.000 6.000

tem

pera

tura

(°C

)

delta entalpia (kW)

fig. 4. Rappresentazione (A) e costruzione di una hot composite curve (B).

0

80

120

160

200

40

02.000 4.000 6.000

tem

pera

tura

(°C

)

delta entalpia (kW)

recupero termico

QHmin�960

QCmin�120

fig. 5. Utilizzo delle hot e cold composite curves perdeterminare il recupero termico.

A

B

ca, è inferiore a 0 °C per i composti più leggeri (da C1 aC4), mentre per i composti più pesanti può raggiungeretemperature così elevate da dare luogo a fenomeni di rot-tura delle molecole con formazione di prodotti di cracking.Il greggio opportunamente riscaldato fino a ottenere unaparziale vaporizzazione viene inviato nella sezione difondo di una colonna, nella quale, per effetto dello scam-bio materiale e termico che si verifica sui singoli piatti,si stabilisce un profilo di temperature decrescenti versol’alto. Lo scambio materiale e termico è determinato dalcontatto fra i vapori che salgono verso l’alto e il liquidoa più bassa temperatura che scende verso il basso o illiquido freddo (riflusso) inviato sulla testa della colon-na. In ogni punto della colonna si raccoglieranno misce-le di idrocarburi liquidi la cui temperatura di ebollizio-ne corrisponde, alla pressione specifica in quel punto,alla temperatura di equilibrio sul piatto stesso. I prodot-ti più leggeri, in fase vapore, continueranno a salire versola sommità della colonna. I profili di temperatura e pres-sione in corrispondenza degli stadi teorici in una colon-na di frazionamento sono mostrati in tab. 3. Lo stadioteorico 1 rappresenta il condensatore di testa, mentre glistadi teorici 30 e 31 simulano i piatti di stripping.

Il frazionamento viene assicurato dalla presenza, nellacolonna, di dispositivi (piatti) che favoriscono il contattotra la fase liquida e quella vapore. Sui piatti della colonnaha luogo infatti uno scambio termico e materiale tra i vapo-ri che salgono e il liquido che scende che, nel caso di piat-to teorico, permette di raggiungere condizioni di equilibriotra i vapori e il liquido uscenti dal singolo stadio. Nelloscambio materiale e termico che ha luogo, i vapori si arric-chiscono delle frazioni a temperatura di ebollizione piùbassa che evaporano dal liquido e si impoveriscono dellefrazioni a temperatura di ebollizione più elevata che con-densano. In condizioni stabili di funzionamento è perciòpossibile prelevare, a diverse altezze della colonna, dei taglilaterali con composizione e caratteristiche richieste dai trat-tamenti a valle o per l’invio allo stoccaggio.

Tipici tagli di una colonna di frazionamento atmo-sferico sono:• prodotto di testa: miscela contenente la parte idro-

carburica più leggera (fino a C4), la naphtha leggerae quella pesante (in altri assetti, la naphtha pesantepuò costituire il primo taglio laterale);

• prima frazione laterale: naphtha pesante o cherose-ne;

• seconda frazione laterale: gasolio leggero (tipico uti-lizzo per autotrazione);

• terza frazione laterale: gasolio pesante (tipico utiliz-zo come combustibile da riscaldamento o flussanteper l’olio combustibile);

• residuo: prodotto destinato o a produrre, dopo even-tuale aggiunta di un flussante, olio combustibile ocome carica all’impianto di distillazione sotto vuoto(vacuum).

Gli intervalli di ebollizione delle diverse frazioni ele condizioni operative del topping devono essere stabi-liti a priori. Nel far ciò si prevedono più combinazionidi rese, in quanto si deve consentire all’impianto unacerta flessibilità, tale da adeguarlo prontamente a varia-zioni della qualità del greggio e/o delle richieste di pro-dotti da parte del mercato. La base di partenza per cono-scere quantità e caratteristiche provvisorie dei prodottiè la distillazione TBP (True Boiling Point); secondo lespecifiche dei prodotti finiti e l’esperienza, si procede acalcolare rese e caratteristiche principali delle frazioni,



tab. 3. Andamenti della temperatura e della pressioneper una colonna di distillazione atmosferica

Piatto Temperatura (°C) Pressione (bar)

1 127 2,2

2 150 2,22

3 166 2,24

4 174 2,25

5 178 2,27

6 181 2,29

7 184 2,31

8 187 2,32

9 190 2,34

10 194 2,36

11 197 2,38

12 201 2,40

13 206 2,41

14 213 2,43

15 223 2,45

16 235 2,47

17 255 2,49

18 266 2,50

19 273 2,52

20 277 2,54

21 281 2,56

22 284 2,57

23 288 2,59

24 294 2,61

25 307 2,63

26 328 2,65

27 341 2,66

28 349 2,68

29 357 2,70

30 363 2,75

31 359 2,80

assumendo arbitrariamente i punti finali di ebollizionedei prodotti potenzialmente ottenibili dal particolare greg-gio. Questi prodotti sono compresi tra zone di confineche rappresentano frazioni comuni a due prodotti adia-centi. Le zone di confine consentono, quando necessa-rio, di spostare i punti finali specificati in origine, sot-traendo, tutta o in parte, una certa frazione di confine aquesto o a quel prodotto e aggiungendola al prodottoadiacente.

Stabilite le caratteristiche dei prodotti che si voglio-no ottenere, rimane da stabilire l’efficienza con cui siintende separare tra loro le frazioni; nell’industria dellaraffinazione ciò si fa con metodi convenzionali, data lacomplessità 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 tempera-tura alla quale distilla il 5% della frazione immediata-mente più altobollente e quella alla quale distilla il 95%della frazione immediatamente meno altobollente; setale differenza è positiva si ha un distacco (gap) e il fra-zionamento è considerato buono, se è negativa si ha unasovrapposizione (overlap) e il frazionamento è scadente.A titolo di esempio, la fig. 6 mostra che naphtha pesan-te e cherosene sono ben frazionati, cioè ben separati traloro data l’esistenza di un gap di �13 °C; invece gaso-lio leggero e gasolio pesante non sono ben separati,dato un overlap di �42 °C, ovvero il gasolio leggerocontiene circa il 30% di prodotti che dovrebbero farparte del gasolio pesante, mentre quest’ultimo contie-ne circa il 20% di prodotti che dovrebbero far parte delgasolio leggero.

In base al valore del rapporto di riflusso interno, chedipende a sua volta da altre variabili di processo (carat-teristiche delle frazioni, overflash, riflussi intermedi),viene definito il numero di piatti teorici necessari a sod-disfare il valore del prodotto del rapporto di riflusso in-terno per il numero di piatti, determinato in funzionedella deviazione dal frazionamento ideale (Fenske, 1932;Gilliland, 1940; Colburn, 1941). Il numero di piatti realiviene determinato dividendo il numero dei piatti teoriciper un’efficienza che dipende sia dalle caratteristichefisiche dei fluidi in oggetto, sia dalla tipologia dei piat-ti selezionati (Gunness, 1936; Ballast […] 1974).

Caratteristiche dei dispositivi di contatto

Piatti di frazionamentoI piatti di frazionamento più usati sono del tipo a val-

vola, forato e a campanella.I piatti a valvola sono basati sul principio delle val-

vole di ritegno (fig. 7). Quando la portata di vaporeaumenta, il galleggiante inizia ad alzarsi e il vapore at-traversa la valvola. Al 20-30% del carico di vaporealcuni galleggianti iniziano a muoversi verso l’alto eal 50-70% sono completamente sollevati. Ciò permet-te un ampio intervallo di carichi operativi (alta flessi-bilità), mantenendo una buona efficienza del piatto. Ipiatti a valvola richiedono particolare attenzione quan-do sono usati nelle colonne che lavorano sotto vuotoperché in caso di variazioni di pressione le valvole sipossono ‘incollare’ al piano del piatto o essere sog-gette a erosione. I piatti a valvola non sono adatti inpresenza di fluidi che possono dare origine a incro-stazioni, corrosioni e formazione di residui carbonio-si. Vengono invece consigliati nei casi in cui è richie-sta un’elevata flessibilità, per operazioni non sottovuoto. Alcuni esempi di utilizzazione si riferiscono a:portate di vapore che variano notevolmente e impre-vedibilmente in una sezione della colonna; colonne difrazionamento che vengono utilizzate in modo discon-



460

420

380

340

300

260

220

180

140

1000 10 20

overlap:318 °C�360 °C��42 °C

30 40 50 60 70 80 90 100volume (% distillato)

tem

pera

tura

di d

isti

llaz

ione

(°C

)

gap: 164 °C�151 °C�13 °C

gasolio pesantegasolio leggero

cherosenenaphtha pesante

fig. 6. Curve di distillazione ASTM di frazionidi petrolio con rappresentazione dell’efficienzadel frazionamento tramite distacco e sovrapposizione (Giavarini, 1999).

fig. 7. Dettaglio di piatto a valvola(per cortesia Koch-Glitsch).

tinuo con portate e composizioni dell’alimentazioneche possono variare anche sensibilmente; colonne chepossono 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 bassocosto, da una ottima efficienza, da una buona capacità eda una sufficiente flessibilità (dove per flessibilità siintende il rapporto tra la massima carica ancora compa-tibile con una prestazione soddisfacente e la carica diprogetto). I piatti forati possono essere usati in quasi tuttele condizioni di funzionamento e sono progettati per ope-rare soddisfacentemente in un vasto campo di condizio-ni operative. La massima capacità di un piatto forato èalmeno uguale, se non maggiore, di quella di un piatto

a valvola; la sua flessibilità può arrivare fino a un mas-simo di circa 3. Possono essere usati anche in presenzadi fluidi sporcanti purché i fori abbiano un diametro di20-25 mm. I piatti forati non sono adatti in condizionidi funzionamento che richiedono un’alta flessibilità, perle quali devono essere usati piatti a campanella e a val-vola, anche se più costosi. A velocità di vapore moltobassa (come durante l’avviamento) i piatti forati hannodifficoltà a mantenere un sufficiente battente di liquidosul piatto e manifestano fenomeni di gocciolamento, finoa perdere totalmente il liquido. Pertanto, quando sonoprevisti ribollitori a termosifone con prelievo da unavaschetta installata sotto il discendente da un piatto fora-to, è necessario assicurarne l’alimentazione installandouna linea ausiliaria dal fondo colonna all’ingresso delribollitore, oppure un piatto camino sotto quello forato,come piatto di prelievo.

I piatti a campanella (fig. 9) hanno un costo notevo-le, dal 50 al 100% in più rispetto ai piatti a valvola.Dovrebbero quindi essere presi in esame solo quando sidesidera una flessibilità elevata ed esistono problemi diincrostazioni o di formazione di residui carboniosi.

ImpaccamentoL’impaccamento in una colonna di frazionamento

viene usato per lo stesso scopo dei piatti, cioè assicu-rare un buon contatto tra le fasi liquida e vapore perpermettere lo scambio di materia (Tsai, 1985; OglebayNorton Co., 1987). Dal punto di vista economico i piat-ti sono più vantaggiosi per trattare grandi volumi di vapo-ri e di liquido.

Le colonne a impaccamento sono di norma presein considerazione in presenza di fluidi corrosivi manon incrostanti, nelle zone di scambio di calore, nellecolonne che lavorano sotto vuoto (dove è richiesta



fig. 8. Piatto forato (per cortesia Jaeger).

fig. 9. Piatto a campanella (per cortesia Rashig).

una bassa perdita di carico) e nelle colonne con dia-metro inferiore a 1.000 mm, in alternativa ai piatti acartuccia.

Per la scelta del migliore impaccamento si devonovalutare la capacità, l’efficienza, la resistenza alla cor-rosione e il costo. La fig. 10 mostra alcuni tipi di impac-camento. Come prima scelta devono essere consideratigli anelli Pall in acciaio, che presentano il vantaggio diun’elevata capacità, sono infrangibili e hanno la più altaflessibilità tra i vari tipi di impaccamento. La vita di unimpaccamento con anelli Pall si può considerare moltoalta, se non c’è corrosione. Gli anelli Pall sono disponi-bili anche in altri materiali: quelli in alluminio si posso-no usare per zone di pumparound di idrocarburi pesan-ti; quelli in plastica possono essere usati fino a tempe-rature di 120 °C; quelli in ceramica sono preferibili inambiente corrosivo ma hanno vita limitata, anche se incolonne ben condotte possono durare fino a dieci anni.Gli anelli di ceramica sono resistenti agli acidi, agli alca-li e ai solventi, con l’eccezione delle soluzioni caustichee dell’acido fluoridrico. Nella progettazione di una colon-na di frazionamento si deve considerare anche la possi-bilità di installare impaccamenti di tipo ordinato (o strut-turato), illustrati in fig. 11. Generalmente questo tipo diimpaccamento è più costoso, ma trova normale applica-zione quando sono richieste elevate prestazioni di sepa-razione con basse perdite di carico, per esempio nellecolonne di superfrazionamento o in quelle che operanosotto vuoto.

2.2.4 Stripping e stabilizzazione

In queste sezioni dell’impianto di distillazione atmosfe-rica si trattano i tagli laterali e quello di testa, per por-tarli alle specifiche richieste.

Il taglio che esce dalla testa della colonna, compo-sto in genere da GPL (Gas di Petrolio Liquefatti) enaphtha, viene inviato a una colonna di ridistillazionedella naphtha, che opera di norma a valori di pressio-ne compresi tra 8 e 10 bar e a una temperatura di circa180 °C sul fondo. La temperatura di fondo di questacolonna è funzione della pressione e del punto finale di

distillazione della naphtha. In questa colonna vengonoeliminati quei componenti che sono rimasti disciolti nellanaphtha: tale operazione prende il nome di stabilizza-zione. La miscela, costituita prevalentemente da meta-no ed etano, viene ottenuta in forma gassosa ed è invia-ta alla rete del gas combustibile di raffineria. Questa cor-rente gassosa può inoltre contenere minori quantità dipropano e butano (normalbutano e isobutano) con con-centrazioni variabili a seconda della pressione dell’ac-cumulatore di testa e della temperatura. Si ottiene inol-tre una miscela liquida che prende il nome di GPL e cheha impiego domestico e nell’autotrazione. Il GPL è liqui-do a temperatura ambiente e a un’adeguata pressioneche dipende dal rapporto relativo delle concentrazioni dipropano e butano. La naphtha in uscita dal fondo dellacolonna stabilizzatrice può essere a sua volta inviata auna colonna dove le varie frazioni (leggera, media epesante) sono separate; in questo caso si parla di colon-na di splitting.

I tagli laterali della colonna di frazionamento prin-cipale (cherosene, gasolio leggero e pesante) sono inve-ce inviati ad alimentare ognuno una colonna contenenteda 4 a 6 piatti di frazionamento dove, con l’ausilio di



anelli Pall selle Berlanelli Rashig

fig. 10. Tipi diimpaccamento.

fig. 11. Dettaglio di impaccamento strutturato (per cortesiaKoch-Glitsch).

una iniezione di vapore d’acqua surriscaldato, vengo-no rimosse le tracce dei componenti più leggeri. L’o-perazione di trattamento con vapore d’acqua surri-scaldato, come già accennato, prende il nome di strip-ping e le colonne dove viene effettuata sono chiamateunità o colonne di stripping. La frazione di testa dellacolonna di stripping (strip out) viene poi rinviata alla co-lonna principale. Questa operazione permette di aumen-tare il flash point del taglio laterale. In alcuni casi,soprattutto per la frazione cherosene, risulta difficileottenere il valore di flash point richiesto per semplicestripping con vapor d’acqua: in questo caso viene pre-visto un ribollitore per trattare il liquido di fondo dellacolonna di stripping. In altri casi, per esempio per lafrazione gasolio che viene utilizzata come carburanteper i motori diesel, è necessario rimuovere le tracce diacqua, che normalmente si trovano disciolte nella fra-zione, quando si effettua lo stripping con il vapore. L’e-liminazione delle tracce di acqua fino a raggiungerevalori residui di alcune decine di ppm, si ottiene invian-do il prodotto di fondo della colonna di stripping a unacolonna di essiccamento sotto vuoto. In alternativa lafrazione gasolio può essere inviata a un essiccatore consali, seguito da un coalescer. Una volta effettuata que-sta rifinitura, i prodotti sono inviati ai relativi serbatoi,dopo opportuno raffreddamento. Con le operazioni distabilizzazione e di stripping si completa il processodi un impianto di distillazione atmosferica. La tab. 4mostra le rese e le caratteristiche (densità, contenutoin zolfo) ottenibili attraverso questo processo, quandoviene alimentato un tipico greggio proveniente dalMedio Oriente.

2.2.5 Problemi di corrosione e materiali

Nella scelta dei materiali da adottare per un impianto didistillazione atmosferica si devono valutare principal-mente la qualità e la quantità dei prodotti corrosivi con-tenuti nel greggio. Una valutazione orientativa del pote-re corrosivo del greggio è data dalla quantità totale diacidi pesanti, che può essere sommariamente indicatadal numero di neutralizzazione, espresso in mg di KOHnecessari per neutralizzare un grammo di greggio. Que-sto valore corrisponde alla neutralizzazione di tutti gli

acidi presenti nel greggio, organici e inorganici, forti edeboli, dei composti solforosi quali solfuro di idrogeno,mercaptani, tiofenoli, degli esteri idrolizzabili, dei saliformati da acidi forti e basi deboli (MgCl2). In terminipiù specifici, i prodotti presenti nel greggio che influen-zano la scelta dei materiali sono i sali, lo zolfo e gli acidinaftenici. Pur se in quantità variabile, i primi due sonosempre presenti.

Corrosione da saliI sali sono presenti nel greggio, in quantità variabile

a seconda del giacimento di provenienza e delle moda-lità di trasporto, sotto forma di NaCl, MgCl2, CaCl2 eNaHCO3 in un rapporto più o meno equivalente a quel-lo che si osserva nell’acqua di mare. Se il contenuto insali è inferiore a 8,5 g/m3, il greggio non è consideratocorrosivo. La corrosività dei sali è dovuta alla decom-posizione di MgCl2 e CaCl2 che avviene nei serpentinidel forno a elevata temperatura. In tal caso si ha svilup-po di HCl che, a temperature superiori al punto di rugia-da dell’acqua, non è corrosivo, mentre diventa estrema-mente aggressivo a temperature più basse. I fenomenicorrosivi si manifestano dove si ha la condensazione del-l’acqua (zona di testa colonna, condensatori e accumu-latori di raccolta del riflusso e/o del prodotto di testa).Normalmente i sali vengono rimossi nella sezione di dis-salazione.

Corrosione da zolfoLo zolfo è presente sotto forma di solfuro di idro-

geno (H2S) disciolto nel greggio o come zolfo organi-co combinato nelle molecole degli idrocarburi; in que-st’ultimo caso può presentarsi come solfuro, zolfo mer-captanico e zolfo tiofenico. La quantità limite di zolfoche distingue un greggio corrosivo da uno non corro-sivo è compresa tra 0,5 e 1% in peso. Tuttavia accadeche greggi con contenuto di zolfo minore dello 0,5%siano più corrosivi di altri che ne contengono piùdell’1%. Questo dipende dalla forma in cui lo zolfo èpresente e dalla temperatura a cui si trovano le frazio-ni idrocarburiche. La corrosione è causata dalla decom-posizione a seguito del riscaldamento delle molecolecontenenti zolfo, con produzione di H2S; tali moleco-le iniziano a decomporsi a 260 °C. La decomposizio-ne procede a velocità abbastanza alta fra 340 e 400 °Ced 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/dm3) 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

Corrosione da acidi nafteniciCon la definizione di acidi naftenici si identifica-

no nell’industria petrolifera tutti gli acidi organici pre-senti nel greggio. Il loro nome deriva dai primi acidiscoperti nel greggio, derivati dalla struttura del ciclo-pentano. I greggi tuttavia contengono una grande varietàdi acidi organici, che include sia acidi a basso pesomolecolare, come gli acidi grassi, sia acidi saturi e insa-turi costituiti da singole o multiple strutture ad anello.Pertanto, attualmente gli acidi naftenici comprendonouna vasta famiglia di composti idrocarburici che con-tengono tutti il radicale acido �COOH. Generalmen-te questi acidi nella distillazione atmosferica si con-centrano nei tagli dei gasoli pesanti e del residuo; laloro corrosività si manifesta a temperature operativesuperiori a 240 °C. Una volta accertata la base acidadel greggio, si considera aggressivo un greggio quan-do il valore del numero di neutralizzazione è maggio-re di 0,5 mg KOH/g. L’aggressività di questi acidi simanifesta maggiormente dove vi è elevata turbolenza,come per esempio nelle pompe centrifughe, nei forni(specialmente nelle curve dei serpentini), nella linea dicollegamento tra forno e colonna di frazionamento enella sezione di ingresso del greggio parzialmente vapo-rizzato nella colonna.

Scelta dei materialiLa selezione dei materiali in un impianto di distilla-

zione atmosferica è critica per le seguenti aree: sezionedi vaporizzazione e sezione di frazionamento.

Nella parte più calda della sezione di vaporizzazio-ne, sopra 250 °C, dove si può avere sulfidazione del mate-riale dovuta alla presenza di zolfo, si utilizzano acciai amaggior contenuto di cromo. I tubi del forno (alta tem-peratura e alte velocità interne) sono di solito realizzatiin 5Cr-0,5Mo o in 9Cr-1Mo. Nel caso di greggi nafte-nici con numero di neutralizzazione superiore a 0,5 mgKOH/g, i serpentini dei forni sono in acciaio inossida-bile tipo AISI 316L, almeno per la parte terminale in cuisi ha vaporizzazione e quindi vi sono alte velocità.

Nella sezione di frazionamento la colonna è nor-malmente in acciaio al carbonio, con la parte inferio-re rivestita (cladded) in 12Cr; in caso di presenza nelgreggio di carica di acidi naftenici, si utilizza acciaioinossidabile tipo AISI 316L. In corrispondenza dellesezioni nelle quali il mantello della colonna è rivesti-to in 12Cr o AISI 316L anche i piatti sono previsti nellostesso materiale. La sezione di testa del frazionatore èquella a più elevato rischio di corrosione, per la pre-senza di HCl che si concentra nel vapor d’acqua con-densante. Oltre a materiali particolari come il monel,utilizzato sia come materiale di rivestimento del man-tello sia per i 3-4 piatti di testa, sono previste normal-mente iniezioni di inibitori di corrosione e di agentineutralizzanti per controllare che il pH dell’acqua, che

viene condensata e rimossa dal ricevitore di testa colon-na, sia compreso nell’intervallo tra 5,5 e 6,5. Nelleparti prevalentemente soggette a corrosione è previstoun maggior sovraspessore. Inoltre vengono effettuatidei provini di corrosione o delle misure con ultrasuo-ni per verificare che lo spessore residuo sia sempresuperiore ai valori di sicurezza.

2.2.6 Variabili operative

Per la corretta operazione di una unità di distillazioneatmosferica è essenziale considerare l’effetto del cam-biamento dei valori assunti dalle principali variabili ope-rative (descritte di seguito) sia sulla qualità e la resa deiprodotti ottenuti, sia sui costi operativi.

Temperatura di uscita dal forno e di ingressonella colonna di distillazione

Questa variabile deve essere accuratamente control-lata, in quanto determina il grado di vaporizzazione delgreggio e la quantità di calore fornito alla colonna didistillazione. La temperatura di entrata del greggio incolonna è correlata alle caratteristiche del greggio stes-so e alla quantità e alla qualità delle frazioni che si voglio-no produrre; poiché tutta l’energia viene fornita attra-verso il preriscaldamento del greggio, ogni variazionedella temperatura comporta una perturbazione del pro-filo di equilibrio tra le fasi e di temperatura in tutta lacolonna, così da causare una variazione delle caratteri-stiche dei prodotti se non si interviene con i sistemi dicontrollo.

Una bassa temperatura di uscita dal forno determinauna minore quantità di vaporizzato e quindi una ridottaquantità di distillati, mentre una temperatura troppo ele-vata dà luogo a reazioni di cracking con formazione digas e deposito carbonioso, in particolare sui serpentinidel forno, determinando la necessità di fermate più fre-quenti dell’impianto per la pulizia/decoking del fornostesso.

Pressione operativa della colonna di distillazione Definita la pressione nell’accumulatore della sezio-

ne di testa, in funzione delle caratteristiche del greggio,delle condizioni dei sistemi di raffreddamento (acqua diraffreddamento o aria) e della opportunità di ottenere ilmassimo grado di condensazione per evitare perdita diprodotti, la pressione operativa della colonna di distilla-zione è determinata dalla quantità di vaporizzato pre-sente nella colonna.

Il vaporizzato, a pressione costante, dipende dallacomposizione della carica, dalla temperatura di usci-ta dal forno, dal grado di stripping con vapor d’acquaoperato nella sezione di fondo, dal calore rimosso dairiflussi laterali (pumparound), dalla portata delle fra-



zioni laterali estratte dalla colonna e dalle portate deglistrip out entranti nella colonna dalle unità di strippinglaterali.

Qualora la temperatura in colonna venga usata comemisura indiretta della composizione dei prodotti, la pres-sione in colonna deve essere accuratamente controllata.Tipici valori di pressione operativa sono 2,1 bar nellasezione di fondo e 1,4 bar nella sezione di testa dellacolonna. Pressioni più elevate richiedono, a parità di pro-duzione di distillati, una temperatura di uscita dal fornopiù alta e quindi comportano un maggior consumo ener-getico e la possibilità di deposito carbonioso sui tubi delforno stesso. Infatti, operando a pressione maggiore, aparità di altre condizioni, risulta più oneroso il frazio-namento tra frazioni contigue. Tuttavia, operando a pres-sione maggiore si riducono le portate volumetriche, conla conseguente possibile riduzione del diametro dellacolonna.

Il controllo della pressione nella sezione di testa diuna colonna di frazionamento può avvenire secondo duetipologie principali: sistemi a condensazione parziale esistemi a condensazione totale. Alcune delle possibiliconfigurazioni di controllo della pressione attraverso laparziale condensazione sono riportate in fig. 12. Lo sche-ma di fig. 12 A si applica a sistemi nei quali il prodottodi testa viene condensato; tuttavia la condensazione tota-le non è opportuna a causa della presenza di gas inerti odi quantità significative di metano ed etano, che pertan-to devono essere rimossi in modo continuo sotto formadi gas per mantenere costante la pressione al valore desi-derato. Lo schema di fig. 12 B si applica a colonne in cuisi richiede di mantenere costante la pressione sulla testadella colonna, agendo sulla portata di non condensatoche è presente nell’accumulatore e che viene inviato all’u-nità a valle. Questo schema si applica prevalentementealle colonne stabilizzatrici nelle quali si ha sempre lapresenza di una frazione di gas come prodotto. Lo sche-ma di fig. 12 C, denominato anche a riflusso totale, siapplica a colonne in cui il distillato di testa è presentesolo in fase vapore e il liquido condensato è utilizzato so-lo come riflusso. Il controllore di pressione mantienecostante la pressione in testa alla colonna, mentre un con-trollore differenziale di pressione, agendo sul by-passdel condensatore, mantiene costante la pressione anchenel ricevitore di testa.

Esistono diverse configurazioni in sistemi a con-densazione totale per regolare la pressione di esercizioin colonne di frazionamento senza produzione di gas ditesta (distillato sottoraffreddato o al bubble point). Èimportante, per scegliere il sistema più adeguato, tene-re presenti la flessibilità richiesta al sistema stesso, ilvalore assoluto della pressione di esercizio, la disponi-bilità di gas inerte (per esempio, azoto) a una pressioneadeguata, la possibilità di contaminazione dovuta al gasdi polmonazione.

Nella configurazione rappresentata in fig. 13 (distil-lato al bubble point, cioè alla temperatura in corrispon-denza della quale, per un liquido formato da due o piùcomponenti, si forma la prima bolla di gas), il control-lore di pressione varia l’efficienza del condensatore,agendo sia sulla valvola prevista a valle di esso, attra-verso la modifica della portata dei vapori inviati alla con-densazione e quindi della portata di condensato ottenu-to, sia sulla valvola installata sulla linea di by-pass caldo.Se la pressione in testa colonna sale, la valvola A si apree la valvola B si chiude; se la pressione scende, avviene



2 2 Montanari Ricci fig 12

fig. 12. Parziale condensazione con spurgo di gas inerti (A); parziale condensazionedove il non condensato è utilizzato per il controllodella pressione (B); parziale condensazionedel solo riflusso in colonna (C). PC, controllore di pressione; dPC, controllore di pressione differenziale; LC, controllore di livello; FC, controllore di portata.

A

B

C

il contrario. È previsto inoltre un sistema manuale perscaricare eventuali incondensabili che si accumulano.Questa modalità di controllo viene adottata per tenereconto delle diverse prestazioni del condensatore al varia-re della temperatura di ingresso dell’acqua di raffredda-mento o dell’aria, a seconda del tipo di condensatore uti-

lizzato, in funzione delle stagioni o del ciclo giorno/notte. Nella configurazione di fig. 14 (distillato sottoraf-

freddato, cioè portata nulla di vapore prodotto) l’azionedel controllore di pressione sulla valvola di controllo hacome conseguenza quella di variare la portata attraver-so il condensatore. Se la pressione in colonna scende, lavalvola di regolazione viene progressivamente chiusa eil liquido nell’accumulatore si riporta alla temperaturadi bubble point con parziale passaggio di vapori attra-verso la linea di bilanciamento; il contrario accade se lapressione sale.

La configurazione rappresentata in fig. 15 si appli-ca quando è richiesta la condensazione totale con sot-toraffreddamento del prodotto liquido; pertanto la pres-sione nell’accumulatore deve essere mantenuta trami-te una ‘polmonazione’ con un gas incondensabile(azoto), in quanto la tensione di vapore del prodottoliquido sarebbe inferiore al valore di pressione da man-tenere. Il controllore di pressione agisce sulla relativavalvola di regolazione se è richiesto l’ingresso di azotoper mantenere la pressione al valore desiderato, oppu-re sull’altra valvola, con scarico verso la torcia, se sievidenzia una tendenza all’aumento di pressione, aseguito di accumulo di incondensabili oppure di unaumento di livello che tenderebbe a comprimere l’a-zoto presente nel volume soprastante il liquido conte-nuto nell’accumulatore.

Portate e temperature dei riflussi in colonnaIl calore che non viene rimosso attraverso i prodotti

uscenti dalla colonna deve essere ‘estratto’ prelevan-do il liquido da opportune sezioni di questa e rinvian-dolo nuovamente in colonna dopo raffreddamento. Inuna colonna di distillazione atmosferica sono presen-ti in genere tre riflussi intermedi: quello di testa, quel-lo del cherosene e quello del gasolio. Ovviamente lequantità di calore asportate dai pumparound sono fun-zione della temperatura di prelievo, della temperaturadi ritorno e della sua portata; tali quantità di caloresono determinanti per il bilancio termico della colon-na e per i valori assunti dalle portate di liquido e divapore nelle varie sezioni della colonna stessa. La distri-buzione del calore asportato lungo la colonna è deter-minata dal grado di frazionamento richiesto, così comedal livello termico a cui il calore è rimosso. Oltre allatemperatura, anche la portata dei vari riflussi in colon-na ha un effetto sul frazionamento. Alte portate delriflusso in colonna possono determinare allagamentinella zona di ritorno e fenomeni di gocciolamento (weep-ing) sui piatti sottostanti, causando così una riduzionedell’efficienza dei piatti stessi. Basse portate di riflus-so possono indurre invece trascinamenti di vapore(blowing) verso i piatti sovrastanti al punto di ritornoin colonna, causando ancora una riduzione dell’effi-cienza del frazionamento.



A

by-passcaldo

a rete gascombustibile

o torcia

B

fig. 13. Condensazione totale con by-pass caldo. TI, indicatore di temperatura; HIC, controllore manualedegli incondensabili.

linea dibilanciamento

a rete gascombustibile

o torcia

fig. 14. Condensazione totale con sottoraffreddamento.

azoto

a torcia

fig. 15. Condensazione totale con polmonazione di gas inerte.

Vapore di stripping alla colonnaIl vapor d’acqua surriscaldato è iniettato nella parte

inferiore della colonna di distillazione atmosferica perrimuovere dal prodotto di fondo i componenti più leg-geri, cioè a minor temperatura di ebollizione. L’effet-to del vapore è tale da ridurre la pressione parzialedella fase idrocarburica, consentendo così ai compo-nenti a minor temperatura di ebollizione di passaredalla fase liquida a quella gassosa. Un valore tipico diportata di tale iniezione è equivalente al 2% in peso,riferito alla portata di residuo atmosferico in uscita dalfondo della colonna. Una portata troppo bassa tende alasciare una parte di distillato leggero nel residuo difondo, mentre un valore troppo elevato può causare lacontaminazione dei distillati superiori con tracce diprodotto pesante.

Portate delle estrazioni laterali dalla colonna di distillazione

In ogni punto lungo la colonna di distillazione, e inparticolare nel punto di estrazione dalla colonna di unacorrente o di un taglio laterale, la temperatura del liqui-do rappresenta la temperatura di ebollizione del liquidoin quel preciso punto. Pertanto un aumento della porta-ta di liquido estratto dalla colonna porta a una diminu-zione del riflusso interno; come risultato il liquido diven-ta più ricco nei componenti meno volatili e, di conse-guenza, aumenta la sua temperatura di ebollizione nellasezione considerata. Al contrario, una riduzione dellaportata di liquido estratto determina un maggiore riflus-so interno nella parte sottostante della colonna, con unaconseguente riduzione della temperatura. Come regolagenerale si può affermare che, aumentando la portata diestrazione, si innalza il punto di ebollizione del liquidoestratto, mentre riducendola se ne abbassa il punto diebollizione, che risulta pertanto più ricco nei componentipiù volatili.

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Paolo RicciRomolo Montanari

SnamprogettiSan Donato Milanese, Milano, Italia



2.2 distillazione atmosferica del greggio...la distillazione atmosferica, condotta a pressione...

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