Выбор испаряющего агента колонны частичного отбензинивания нефти

Работа установки первичной переработки нефти существенно влияет на технико-экономические показатели нефтеперерабатывающего предприятия. Одним из распространенных вариантов технологической схемы установки предусматривается частичное отбензинивание нефти в колонне К-1 с дальнейшим её фракционированием в основной атмосферной и вакуумной колоннах [1], при этом увеличение четкости

This is an open access article distributed under the terms of the Creative Commons Attribution 4.0 International License отбора бензиновой фракции в К-1 обеспечивает снижение давления и энергозатрат при последующей перегонке нефти в основной атмосферной колонне [2].

Возможные направления улучшения показателей работы колонны К-1 описаны в работах [3–8]. В частности, для повышения четкости разделения фракций нефти и снижения энергозатрат при повышении отбора бензиновой фракции в [5,6] предлагается заменить желобчатые контактные устройства на модули перекрестноточной насадки и использовать двухуровневый ввод потока нефти в насадочную колонну К-1 вместо использования «горячей струи». Исследования выделения прямогонного бензина в колонне К-1 и колонне стабилизации проводятся в [7,8], где предлагается питание в стабилизационную колонну подавать двумя потоками [7], а в работе [8] для минимизации тепловой нагрузки на колонны оцениваются значения их технологических режимов.

Выделение бензиновой фракции в колонне К-1 возможно с использованием различных испаряющих агентов, которые подаются в нижнюю часть аппарата. В качестве таких технологических потоков используют подачу водяного пара, флегмы основной атмосферной колонны, керосиновой или дизельной фракций [3].

При использовании водяного пара четкость разделения фракций зависит от его характеристик и расхода, функционально зависящего от компонентного состава нефти. К числу недостатков использования водяного пара, как испаряющего агента, относятся увеличение энергозатрат на перегонку, ускорение коррозии аппаратов, возрастание потока загрязненных сточных вод и другие [9,10].

Цель работы – исследование возможности использовать на колонне К-1 в качестве испаряющего агента газовую фракцию С 1 ÷С 4 , получаемую с установок замедленного коксования и газофракционирования, после разделения газожидкостного потока верха колонны К-1, данная фракция имеется на предприятии в достаточном количестве.

Методы

Исследования проводили с использованием моделирующей системы Honeywell UniSim Design [11]. Для расчета термодинамических свойств компонентов фракций выбран метод Peng-Robinson.

Моделирование работы колонны К-1 выполняли при рассмотрении в качестве сырья двух различных нефтей - нефть-1 и нефть-2 , ASTM D86 разгонка которых приведена на рисунке 1.

Рисунок 1. Графики ASTM D86 разгонки нефти: (а) – нефть-1 Мв = 206.2 кг/кмоль, ρ 20 = 872.7 кг/м ³ ; (b) – нефть-2 Мв = 211.7 кг/кмоль, ρ 20 = 878 кг/м ³ (распечатка в среде Honeywell UniSim Design) Figure 1. Plots of ASTM D86 oil distillation: (a) – oil-1 Mw = 206.2 kg / kmol, ρ20 = 872.7 kg / m3; (b) – oil-2 Mw = 211.7 kg / kmol, ρ20 = 878 kg / m3 (printout in Honeywell UniSim Design environment)

На рисунке 2 показана детализация фракционного состава рассматриваемых нефтей. Видно, что имеется значительно разное содержание в них газовой и бензиновой (температура конца кипения 180 ^о С) фракций. В сырье нефть-1 их потенциальное количество составляет 0.204 от общего объёма, а в потоке нефть-2 - 0.065. Эти оценки будут учитываться при моделировании работы колонны К-1.

Для оценки возможности использовать на колонне К-1 в качестве испаряющего агента газовую фракцию С 1 ÷С 4 ниже представлены расчеты и их сравнение с показателями работы аппарата при использовании водяного пара и флегмы (бензиновая фракция) основной атмосферной колонны для двух вышеописанных составов нефти [12–20]. Рассматривается типовая колонна частичного отбензинивания нефти, содержащая 22 тарелки (эффективность контактного устройства 0.7), сырьё подается на 13 (основное количество 479 т/час) и 18 тарелки (10 т/час) с температурой 232 ℃ и давлением 517.1 кПа, давление верха и низа колонны 280 и 294.2 кПа соответственно. Активные спецификации, по которым средой Honeywell UniSim Design обеспечивается сходимость расчетных процессов, – рефлюкс R = 0.1 и фиксированный отбор дистиллята (17% от потенциального содержания в нефти), составляющий 15300 кг/час для сырья нефть-1 и 5000 кг/час при использовании сырья нефть-2 . Расход испаряющих агентов, подаваемых в нижнюю часть аппарата, составляет 6000 кг/час.

При расчете колонн с разными испаряющими агентами оценивали и сравнивали достигаемые оценки содержания в дистилляте бензиновой фракции с температурой конца кипения 180 ^о С.

Результаты и обсуждение

Колонна К-1 с использованием водяного пара (сырьё – нефть-1).

На рисунке 3 приведены технологические схемы колонны К-1 с использованием в качестве испаряющего агента водяного пара (рисунок 3а), газовой фракции С 1 ÷С 4 (рисунок 3b) и флегмы основной атмосферной колонны (рисунок 3с). Для колонны с использованием водяного пара (рисунок 3а) потоки сырья с_нефть и г_стр . подаются на 13 и 18 тарелки, поток поток водяного пара ( пар ) подается в нижнюю часть аппарата. Выходными технологическими потоками

(a)

являются газовая фракция (поток газ ), дистиллят (поток бензин ), водяной конденсат (поток к_вода ) и поток частично отбензининой нефти ( нефть_отб ). Результаты расчета технологических режимов и фракционного состава потоков приведены в таблицах 1 и 2. Видно, что имеется «увлажнение» выходных потоков, вместе с тем достигнуто достаточно четкое частичное отбензинивание сырья с_нефть (содержание бензиновых фракций затемнено в таблице 2), что также наглядно подтверждается сравнением графиков ASTM D86 разгонки, приведенных на рисунке 4.

Cut Distribution - Blend-2

(b)

Рисунок 2. Фракционный состав нефти: (а) – нефть 1; (b) – нефть 2 (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Figure 2. Fractional composition of oil: (a) – oil-1; (b) – oil-2 (printout in Honeywell UniSim Design environment)

нефть_отб

(b)

Рисунок 3. Технологические схемы колонны К 1 с использованием водяного пара (а), газовой фракции С1÷С4 (b) и флегмы основной атмосферной колонны (с) (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Figure 3. Flow diagrams of column K-1 using water vapor (a), gas fraction С1 ÷ С4 (b) and reflux of the main atmospheric column (c) (printout in Honeywell UniSim Design environment)

(a)

(c)

Для рассматриваемой схемы содержание в потоке дистиллята бензиновой фракции с температурой конца кипения 180 ℃ составляет порядка 6.6%.

Колонна К-1 с использованием газовой фракции С 1 ^С 4 (сырьё - нефть-1).

На рисунке 3b приведена технологическая схема колонны К-1 с использованием в качестве испаряющего агента газовой фракции С 1 ÷С 4 . Аналогично предыдущей схеме потоки сырья с_нефть-Ф и г_стр.-Ф подаются на 13 и 18 тарелки, а поток газовой фракции С 1 ÷С 4 ( см-2 ) направляется в нижнюю часть аппарата.

Выходные технологические потоки – газовая фракция колонны К-1 (поток газ-Ф), дистиллят (поток бензин-Ф) и поток частично отбензининой нефти (нефть_отб-Ф). В таблицах 3 и 4 показаны рассчитанные оценки технологических режимов и фракционного состава потоков. Сравнение с результатами, полученными для колонны К-1 с использованием водяного пара (таблица 2), показывает, что при использовании газовой фракции С1÷С4 также достигается четкое частичное отбензинивание сырья, отсутствует «увлажнение» выходных потоков и наблюдается увеличение в потоке дистиллята содержания бензиновой фракции с температурой конца кипения 180 ℃ до 8.4% (при использовании водяного пара эта оценка составляла величину порядка 6.6%). Можно отметить, что рассчитанные температуры верха и низа аппарата (154.5 и 218.4 ℃) отличаются от соответствующих температур предыдущей схемы (155.1 и 214.2 ℃). Характерный график изменения температуры по высоте аппарата показан на рисунке 5.

Колонна К-1 с использованием флегмы основной атмосферной колонны (сырьё - нефть-1)

На рисунке 3с показана технологическая схема колонны К-1 с использованием флегмы основной атмосферной колонны. Фракционный состав потока флегмы (рисунок 6) получен нами в результате моделирования работы основной атмосферной колонны с использованием в качестве сырья потока нефть-1 (рисунок 2).

Таблица 1.

Технологические режимы колонны К 1 с использованием пара (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Table 1.

Таблица 2.

Table 2.

Technological modes of column K-1 using steam (printout in Honeywell UniSim Design environment)

Name	nap	с нефть	Г стр	нефть отб	газ
Vapour	1,0000	0,1725	0,1734	0,0000	1,0000
Temperature [С]	190,6	232,0	232.2	214,2	155,1
Pressure [kPa]	1034	517,1	517,1	294,2	280,0
Molar Flow [kgmole/h]	333,1	2323	48,49	1342	1249
Mass Flow [kg/h]	6000	4,790e*005	1,000е*004	3,927е*005	8,695е*004
Std Ideal Liq Vol Flow [m3/h]	6,012	544,4	11,37	425,4	117,6
Molar Enthalpy [kJ/kgmole]	-2,359e+005	-3,503e*005	-3,5О2е*ОО5	-5,171 е* 005	-1,657е*005
Molar Entropy [kJ/kgmole-C]	168,7	550,3	550,6	745,1	239,1
Heat Flow [kJ/h]	-7,856e+007	-8,137e*008	-1,698е+007	-6,937е*008	-2,070е+008
Name	бензин	к вода
Vapour	0,0000	0,0000
Temperature [C]	155,1	155,1
Pressure [kPa]	280,0	280,0
Molar Flow [kgmole/h]	113,6	0,0000
Mass Flow [kg/h]	1,530e+D04	0,0000
Std ideal Liq Vol Flow [m3/h]	18,77	0,0000
Molar Enthalpy [kJ/kgmole]	-2,590e+005	-2,590=^005
Molar Entropy [kJ/kgmole-C]	249,0	249,0
Heat Flow [kJ/h]	-2,942e+007	-0,0000

Фракционный состав потоков колонны К-1 с использованием пара (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Fractional composition of K-1 column streams using steam (printout in Honeywell UniSim Design environment)

		nap	с нефть	г стр	нефть отб	газ	бензин
	Methane	]     0,000000	0,000284	0,000284	0,000000	0,000539	0,000004
	Ethane	0,000000	0,000524	0,000524	0,000000	0,001182	0,000025
	Propane	0,000000	0,008518	0,008518	0,000000	0,015288	0,000769
	i-Butane	0,000000	0,005439	0,005439	0,000000	0,010245	0,000857
	n-Butane	0,000000	0,019285	0,019285	0,000001	0,035277	0,003606
	H2O	1,000000	0,000000	0,000000	0,011119	0,254297	0,004031
	NBP[0]49*	0,000000	0,035381	0,035381	0,000009	0,068105	0,010378
	MBP[0]|79*	0,000000	0,043 586	0,043585	0,000027	0,081251	0,015877
	NBP[0]111*	0,000000	0,042716	0,042715	0,000082	0,079103	0,020802
	NBP[0]144*	0,000000	0,041615	0,041615	0,000290	0,076168	0,027645
	NBP[0]176*	0,000000	0,043817	0,043817	0,000928	0,078580	0,038447
	МВР[01208*	0,000000	0,045050	0,045050	0,003768	0,075515	0,054459
	NBP[0)240*	0,000000	0,043747	0,043747	0,009774	0,066204	0,069720
	NBP[QJ272*	0,000000	0,041802	0,041802	0,017550	0,052901	0,083595
	NBP[0]304*	0,000000	0,039094	0,039094	0,024989	0,038866	0,093557
	HBP[0]336*	0,000000	0,036200	0,035200	0,031125	0,025330	0,098550
	NBP[0]368*	0,000000	0,034188	0,034188	0,035378	0,015759	0,099657
	MBP[0]40Q*	0,000000	0,033389	0,033389	0,041490	0,010006	0,096988
	NBP[0]433*	0,000000	0,035647	0,035647	0,044718	0,005682	0,094505

Таблица 3.

Рассчитанные по модели технологические режимы колонны К 1 с использованием газовой фракции С1÷С4 (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Table 3.

Technological modes of column K-1 calculated by the model using gas fractions С 1 ÷ С 4 (printout in Honeywell UniSim Design environment)

Таблица 4.

Рассчитанные по модели фракционные составы потоков колонны К 1 с использованием газовой фракции С1÷С4 (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Table 4.

The fractional compositions of the K-1 column streams calculated by the model using a gas fractions С 1 ÷ С 4 (printout in Honeywell UniSim Design environment)

Рисунок 4. Графики ASTM D86 разгонки: (а) – сырьё (с_нефть); (b) – частично отбензиненная нефть (нефть_отб) (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Figure 4. ASTM D86 distillation plots: (a) – raw material (с_нефть); (b) – partially stripped oil (нефть_отр) (printout in Honeywell UniSim Design environment)

Рисунок 5. График изменения температуры по высоте колонны К 1 (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Figure 5. Graph of temperature change along the height of column K 1 (printout in Honeywell UniSim Design environment)

Temperature (С)

Volume Percent (%)

Рисунок 6. График ASTM D86 разгонки испаряющего агента колонны К-1-3 – флегмы основной атмосферной колонны первичной переработки нефти (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Figure 6. Chart ASTM D86 for distillation of the evaporating agent of the column K-1-3 - reflux of the main atmospheric column of primary oil refining (printout in Honeywell UniSim Design environment)

Таблица 5.

Рассчитанные технологические режимы колонны К 1 с использованием флегмы основной атмосферной колонны (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Table 5.

Calculated technological modes of column K 1 using reflux of the main atmospheric column (printout in Honeywell UniSim Design environment)

Таблица 6.

Рассчитанные фракционные составы потоков колонны К 1 с использованием флегмы основной атмосферной колонны (распечатка в среде Honeywell UniSim Design)

Table 6.

Calculated fractional compositions of the K-1 column streams using the reflux of the main atmospheric column (printout in Honeywell UniSim Design environment)

	флегмаАК-1	с нефть-4	г стр-3	нефть отб-2	газ-2	бензин-2
Methane	I 0,000640	0,000284	0,000284	0,000008	0,001120	0,000010
Ethane	0,001405	0,000624	0,000624	0,000037	0,002396	0,000056
Propane	0,019406	0,008618	0,008613	0,000951	0,031765	0,001535
i-Butane	0,012244	0,005439	0,005439	0,000946	0,018984	0,001639
n-Butane	0,043413	0,019285	0,019285	0,003790	0,065946	0,006992
H20	0,000982	0,000000	0,000000	0,000015	0,000064	0,000001
НВР[0)4У	0,081856	0,036381	0,036381	0,010285	0.114920	0,018629
NBP[0]79*	0,098041	0,043586	0,043586	0,014216	0,131583	0,027466
NBP[O]111*	0,09 6 044	0,042716	0,042716	0,016441	0,120809	0,034131
NBP[D]144*	0,093498	0,041615	0,041615	0,019031	0,107833	0,042233
НВР[0]176*	0,098347	0,043817	0,043817	0,023035	0,103430	0,055065
NBP[O]2O8*	0,100825	0,045050	0,045050	0,028320	0,091061	0,070989
NBP[0]240*	0,097221	0,043747	0,043747	0,032363	0,072352	0,083960
NBP[OJ272*	0,091255	0,041802	0,041802	0,035687	0,053525	0,093860
NBP[OPO4‘	0,081131	0,039094	0,039094	0,037639	0,036233	0,097610
МВР[О]336*	0,059929	0,036200	0,036200	0,038113	0,022342	0,094549
NBP[G]368*	0,020413	0,034188	0,034188	0,037805	0,012788	0,086964
NBP[D]40G*	0,002898	0,033389	0,033389	0,038957	0,006805	0,076512
MBP[Q]43S*	0,000387	0,035647	0,035647	0,043915	0,003449	0,067557
NBP[O]464*	0,000060	0,039413	0,039413	0,050561	0,001668	0,057633

На схеме (рисунок 3с) потоки сырья – с_нефть-4 и г_стр.-3 , поток испаряющего агента – флегмаАК-1 . Выходные технологические потоки – газовая фракция колонны К-1 (поток газ-2 ), дистиллят (поток бензин-2 ) и поток частично отбензининой нефти ( нефть_отб-2 ). Результаты расчета работы колонны К-1 приведены в таблицах 5 и 6. В данном варианте технологического оформления колонны К-1 по сравнению со схемами на рисунке 3а и рисунке 3b в потоке дистиллята увеличивается содержание бензиновой фракции с температурой конца кипения 180 ^о С до 11.1% (при использовании водяного пара эта оценка составляла величину порядка 6.6%, при применении газовой фракции С 1 ÷ С 4 – 8.4%). Также отличаются рассчитанные температуры верха 149.8 ^о С и низа 225.3 ^о С аппарата (для предыдущей схемы 154.5 ^о С и 218.4 ^о С соответственно).

При моделировании работы колонны К-1 на сырье нефть-2 (рисунок 2) с использованием перечисленных выше испаряющих агентов также получены результаты, показывающие возможность использовать в качестве испаряющего агента газовую фракцию С 1 ÷С 4 .

post@vestnik-vsuet.ru Заключение

В колонне частичного отбензинивания нефти К-1 в качестве испаряющих агентов в промышленных условиях используют водяной пар (несмотря на недостатки его применения), возможно применение бензиновой, керосиновой или дизельной фракций. Моделирование работы колонны К-1, проведенное в программной системе Honeywell UniSim Design, показало возможность использовать в качестве испаряющего агента газовую фракцию С 1 ÷С 4 . В этом случае варьирование технологических режимов колонны позволяет достигать требуемый отбор дистиллята, регулировать его фракционный состав и содержание в нём бензиновой фракции с температурой конца кипения 180 ^о С. Использование газовой фракции С 1 ÷С 4 с точки зрения её теплофизических параметров занимает промежуточное значение между использованием водяного пара с одной стороны и применением бензиновой или керосино-газойлевой фракции с другой.