Замена испаряющего агента на колонне К-1 установки первичной переработки нефти

Автор: Попов С.В., Плешакова Н.А., Куц Д.И.

Журнал: Вестник Воронежского государственного университета инженерных технологий @vestnik-vsuet

Статья в выпуске: 1 (99) т.86, 2024 года.

Бесплатный доступ

В схему установок первичной переработки нефти могут быть включены аппарат (сепаратор) предварительного разделения углеводородов, отводящий часть лёгких углеводородов и частично фракцию лёгкого бензина, или колонна для частичного отбензинивания нефти К-1. Предварительное фракционирование в этих аппаратах имеет существенное значение для ресурсосбережения предприятия, так как такие схемы обеспечивают снижение расхода тепла на подогрев сырой нефти перед фракционированием в основной атмосферной колонне. На эффективность работы колонны К-1 оказывает влияние не только качество нефти, технологические режимы и конструкционные параметры аппарата, но и используемые испаряющие агенты. В работе показана возможность использовать в колонне К-1 вместо водяного пара её дистиллят с организацией рекуперации теплоты потоками колонны и проводится сравнение достигаемых показателей работы аппарата при использовании этих испаряющих агентов. Исследования проводили с использованием моделирующей системы UniSim Design. Сравнительную оценку применения различных испаряющих агентов проводили с учётом качества и выхода фракций с верха колонны К-1. Результаты вычислительного эксперимента показали, что чувствительность показателей работы колонны К-1 (фракционного состава дистиллята) на варьирование температуры подаваемого в колонну рециркулирующего дистиллята до 160 °С низкая, то есть не наблюдается заметное изменение фракционного состава дистиллята, а при температурах выше 160 °С состав практически не изменяется. Целесообразное количество рециркулируемого в колонну дистиллята как испаряющего агента составляет ~1%масс. от расхода сырья. Рассчитанные температурные кривые по высоте колонны имеют близкий характерный вид, хотя температуры верха и низа аппарата (69,8 и 226,1 °С) отличаются от соответствующих температур колонны с использованием водяного пара (54,6 и 187,1°С). При использовании в качестве испаряющего агента дистиллята колонны достигается чёткое частичное отбензинивание нефти, отсутствует «увлажнение» выходных потоков и наблюдается увеличение в потоке дистиллята содержания фракций нк-180 °С. Последнее важно для технологических схем, в которых используется узел вторичной перегонки бензина на фракции нк-80; 60-90 и 80-180 °С. Для подогрева дистиллята перед его подачей в низ колонны К-1 возможна рекуперация тепла потоками основной атмосферной колонны.

Еще

Переработка нефти, отбензинивание нефти, испаряющий агент, бензиновая фракция, моделирование, unisim design

Короткий адрес: https://sciup.org/140305676

IDR: 140305676 | DOI: 10.20914/2310-1202-2024-1-249-257

Текст научной статьи Замена испаряющего агента на колонне К-1 установки первичной переработки нефти

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы которых зависит качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти. Схема фракционирования нефти состоит из различных массообменных и теплообменных аппаратов, при этом основное фракционирование происходит в атмосферной колонне [1, 2]. В схему установок могут быть включены аппарат (сепаратор) предварительного разделения углеводородов, отводящий часть лёгких углеводородов и частично фракцию лёгкого бензина, или колонна для частичного отбензинивания нефти. Предварительное фракционирование в этих аппаратах имеет существенное значение для ресурсосбережения предприятия, так как такие схемы обеспечивают снижение расхода тепла на подогрев сырой нефти перед фракционированием в основной атмосферной колонне [3, 4]. Оптимизация работы аппаратов предварительного фракционирования с целью минимизации энергозатрат рассматривается в работах [5–7].

Энерго- и термодинамическая эффективность использования колонны частичного отбензинивания показана в исследовании [8]. Отмечается, что установка с двумя колоннами (предварительной и основной) имеет более низкие эксплуатационные и капитальные затраты.

Комплексный технико-экономический анализ наиболее часто используемых технологических схем фракционирования нефти представлен в работе [9], позволивший авторам снизить нагрузку на печи и уменьшить затраты на электроэнергию.

С целью увеличения прибыли предприятия оптимальные условия работы установки перегонки сырой нефти оцениваются в исследовании [10] с использованием алгоритма многоцелевой оптимизации с целевыми функциями прибыль, выбросы СО 2 , затраты на энергию и общий объём дистиллята.

На эффективность работы колонны частичного отбензинивания нефти К-1 оказывают влияния не только качество нефти, технологические режимы и конструкционные параметры аппарата, но и используемые испаряющие агенты. В настоящее время наиболее используемым испаряющим агентом является водяной пар. Его преимущество заключается в понижении парциального давления компонентов сырья, следовательно, кипение происходит при более низких температурах [11, 12].

К числу недостатков использования пара относятся увеличение затрат энергии (тепла и холода) на перегонку и конденсацию, повышение

В эвапораторе (колонна К-1) установки первичной переработки нефти выполняется её частичное отбензинивание. Выделение бензиновой фракции в этой колонне возможно с использованием различных испаряющих агентов – водяного пара, фракций основной атмосферной колонны [15].

При использовании водяного пара в качестве испаряющего агента для разделения углеводородов в промышленных условиях возникают практические вопросы. В частности, четкость разделения фракций зависит от его характеристик и расхода, функционально зависящего от компонентного состава нефти, увеличиваются энергозатраты на перегонку и другие [16, 17].

В работах [18, 19] показана возможность замены водяного пара на фракцию углеводородов С 1 ÷С 4 , получаемую после разделения газожидкостного потока верха колонны К-1, а также показана возможность использования флегмы основной колонны. При использовании последней на действующей установке имеются определённые сложности, связанные с транспортировкой фракции от основной атмосферной колонны до эвапоратора и другие.

Несмотря на то, что пар частично снижает температуру кипения сырой смеси и дополнительно испаряет смесь сырой нефти, проявляется тенденция к существенному ограничению применения водяного пара и к переводу установок на технологию «сухой» перегонки или в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции.

Цель работы – оценка возможности использовать в колонне К-1 вместо водяного пара её дистиллят с организацией рекуперации теплоты потоками колонны и сравнение достигаемых показателей работы аппарата при использовании этих испаряющих агентов.

Методы

Объектом исследования является колонна К-1 (эвапоратор) установки первичной переработки нефти. Исследования выполнены с использованием моделирующей программы UniSim Design [20].

Для проведения исследований была взята нефть, разгонка которой и количественный фракционный состав показаны на рисунке 1 и рисунке 2. Потенциальное содержание бензиновой фракции составляет ~18% масс. или порядка 31500 кг/ч при расходе сырой нефти 175000 кг/ч (199 м3/ч).

При моделировании работы колонны К-1 будем использовать нагрузки и технологические режимы промышленной установки с последующим сравнением достигаемых показателей работы аппарата с рассматриваемыми для нагрева и испарения сырья агентами.

Колонна К-1 содержит 22 тарелки с трапецевидными клапанами: № 1÷12 однопоточные, № 13÷17 двухпоточные, № 18÷22 двухпоточные. На рисунке 3 показана модель «типовой» промышленной колонны К-1.

Отгон, %масс. | distilling, % by weight

Рисунок 1. ASTM D86 разгонка сырой нефти: плотность 880,3 кг/м ³ ; молярная масса 205 кг/кмоль

Входные технологические потоки сырья с-нефть-э и г-с-э поступают на тарелки 13 и 18 соответственно. Принята эффективность контактных устройств кпд = 0,8. В парциальном конденсаторе паровая фаза верха колонны К-1 разделяется на топливный газ (поток газ-э ) и фракцию нестабильного бензина (поток бен-зин-э ), часть которой идёт в виде флегмы на орошение колонны, а оставшаяся балансовая часть насосом подаётся на стабилизацию бензиновой фракции. Кубовый продукт (поток отб-нефть-э ) поступает на основную атмосферную колонну.

Рисунок 3. Схема колонны К-1

Figure 3. Diagram of the K-1 column

Figure 1. ASTM D86 crude oil distillation: density 880.3 kg/m ³ ; molar mass 205 kg/kmol

Температура кипения, °C

Boiling Point, °C

Рисунок 2. Количественный фракционный состав сырой нефти

Figure 2. Quantitative fractional composition of crude oil

При проведении расчётов в качестве фиксированных управляющих параметров принимали величину отбора нестабильного бензина в количестве 13480 кг/ч и отбор газовой фракции 300 кг/ч. Эти величины были взяты в качестве активных спецификаций для обеспечения сходимости итерационных расчётов, проводимых моделирующей средой.

Рассчитанные технологические режимы колонны К-1 и компонентный состав лёгкой бензиновой и газовой фракций приведены в таблице 1 – таблице 2 (синим цветом выделены задаваемые технологические параметры, чёрным – рассчитанные значения).

Из таблицы 1 и таблицы 2 видно, что на эвапораторе К-1 при расходе пара ~1% мас. от сырья, отборе дистиллята G = 13480 кг/ч и отборе газа ~300 кг/ч рассчитанная температура конца кипения бензиновой фракции Ткк = 80 °С, следовательно, на колонне из сырьевого потока отбирается некоторое количество лёгких углеводородов и какое-то количество лёгкой бензиновой фракции.

Таблица 1.

Технологические режимы (a, b) колонны К-1 с использованием пара

Technological modes (a, b) of the K-1 column using steam

Table 1.

Название потока \| Stream Name	пар-э steam	с-нефть-э raw oil	г-с-э heated oil	отб-нефть-э stripped oil	(a)
Доля паровой фазы \| Vapour / Phase Fraction	1,0000	0,1871	0,4798	0,0000
Температура, °С \| Temperature, °C	343,0	232,0	316,0	187,1
Давление, кРа \| Pressure, kРа	1034	517,1	517,1	350,0
Молярный поток, кмоль/ч \| Molar Flow, kmole/h	94,37	836,5	17,07	660,4
Массовый поток, кг/ч \| Mass Flow, kg/h	1700	1,715 e + 005	3500	1,614 e + 005
Объёмный расход, м³/ч \| Std Ideal Lig Vol Flow, m³/h	1,703	194,9	3,978	179,2
Молярная энтальпия, кДж/кгмоль Molar Enthalpy, kJ/kgmole	-2,302 e + 005	-3,480 e + 005	-2,911 e + 005	-4,496 e + 005
Молярная энтропия, кДж/кгмоль °С Molar Entropy, kJ/kgmоlе °C	179,2	456,3	560,3	491,7
Тепловой поток, кДж/ч \| Heat Flow, kJ/h	-2,173 e + 007	-2,911 e + 008	-4,970 e + 006	-2,969 e + 008

Название потока \| Stream Name	газ-э gas	бензин-э petrol	вода-э condensate
Доля паровой фазы \| Vapour / Phase Fraction	1,0000	0,0000	0,0000
Температура, °С] \| Temperature, °C	54,57	54,57	54,57
Давление, кРа \| Pressure, kРа	300	300	300
Молярный поток, кмоль/ч \| Molar Flow, kmole/h	5,433	196,0	86,04
Массовый поток, кг/ч \| Mass Flow, kg/h	300,0	1,348 e + 004	1550
Объёмный расход, м³/ч \| Std Ideal Lig Vol Flow, m³/h	0,4795	19,38	1,553
Молярная энтальпия, кДж/кгмоль Molar Enthalpy, kJ/kgmole	-1,201 e + 005	-1,510 e + 005	-2,831 e + 005
Молярная энтропия, кДж/кгмоль °С Molar Entropy, kJ/kgmоlе °C	114,1	7,195	61,05
Тепловой поток, кДж/ч \| Heat Flow, kJ/h	-6,524 e + 005	-2,960 e + 007	-2,436 e + 007

Таблица 2.

Компонентный состав нестабильного бензина (а, b) колонны К-1 с использованием водяного пара

Table 2.

The component composition of unstable gasoline (a, b) of the K-1 column using water vapor

Название углеводорода The Name of the hydrocarbon	масс. доля mass fractions	(a)	Название углеводорода The Name of the hydrocarbon		масс. доля mass fractions	(b)
Метан \| Methane	0,000091		ИТК(0)86*	\| NBP(0)86*	0,076824
Этан \| Ethane	0,000796		ИТК(0)101*	\| NBP(0)101*	0,000676
Пропан \| Propane	0,020680		ИТК(0)114*	\| NBP(0)114*	0,000009
Изобутан \| i-Butane	0,018641		ИТК(0)127*	\| NBP(0)127*	0,000000
н-Бутан \| n-Butane	0,067169		ИТК(0)140*	\| NBP(0)140*	0,000000
Н2О \| Н2О	0,000444		ИТК(0)154*	\| NBP(0)154*	0,000000
ИТК(0)9* \| NBP(0)9*	0,093888		ИТК(0)167*	\| NBP(0)167*	0,000000
ИТК(0)20* \| NBP(0)20*	0,143429		ИТК(0)180*	\| NBP(0)180*	0,000000
ИТК(0)34* \| NBP(0)34*	0,142405		ИТК(0)194*	\| NBP(0)194*	0,000000
ИТК(0)47* \| NBP(0)47*	0,144368		ИТК(0)207*	\| NBP(0)207*	0,000000
ИТК(0)60* \| NBP(0)60*	0,144297
ИТК(0)74* \| NBP(0)74*	0,146282		Итого \| Total		1,000000

Результаты и обсуждение

Как отмечено выше, использование водяного пара в качестве испаряющего агента для разделения углеводородов в промышленных условиях имеет ряд существенных недостатков.

В работе [19] отмечена возможность замены водяного пара на углеводородные фракции основной атмосферной колонны. Однако, при использовании последних имеются определённые сложность и проблемы, связанные с транспортировкой фракций от атмосферной колонны до эвапоратора и другие.

Ниже рассматривается возможность использовать в колонне К-1 вместо водяного пара её дистиллят с организацией рекуперации теплоты потоками колонны.

На рисунке 4 приведена разработанная модель схемы обвязки колонны К-1 с насосным и теплообменным оборудованием, в которой выполнена замена водяного пара на использование её дистиллята – фракции нестабильного бензина. Схема самой колонны без обвязки показана на рисунке 5.

Рисунок 4. Фрагмент предлагаемой схемы обвязки колонны К-1

Figure 4. A fragment of the proposed K-1 column strapping scheme т-газ fuel gas

——t--f наХ-1 on the cooler

—<--

Рефлюкс Reflux

отб_нефть refined oil нефть# 13 oil#l3

нефть# 18 oil#18

Брец2 gasoline recycling

Рисунок 5. Схема колонны К-1 с парциальным конденсатором и рециркулирующим дистиллятом

Figure 5. Diagram of the K-1 column with a partial condenser and recirculating distillate

Ок1 к

Входные технологические потоки сырья нефть#13 и нефть#18 , поступающие на тарелки 13 и 18 соответственно, по составу и режимным параметрам аналогичны рассмотренным выше сырьевым потокам с-нефть-э и г-с-э . В парциальном конденсаторе Х-1, показанном на рисунке 5, паровая фаза (поток наХ-1 ) верха колонны К-1 разделяется на топливный газ (поток т-газ ) и фракцию нестабильного бензина, часть которой идёт в виде флегмы на орошение колонны (поток Reflux , а оставшаяся балансовая часть (поток Б-в ) насосом Н-1 подаётся на Тройник (рисунок 4). Здесь происходит разделение потока Б-из на две части: большая часть (до 90% масс.) – технологический поток нестабильного бензина нест-бензин , направляющийся на колонну стабилизации бензина, оставшееся балансовое количество (поток Брец0 ) предназначено для рециркулирования в колонну К-1.

Для подогрева поток Брец0 поступает в рекуперативный теплообменник Т-2, теплоносителем в котором является кубовый остаток колонны (поток отб_нефть ), откуда горячий поток Брец2 подаётся под 22-ю тарелку колонны. Из теплообменника Т-2 частично отбензиненная нефть (поток нефть-наК2 ) направляется на основную атмосферную колонну К-2 (на схеме не показана).

Рассчитанные технологические режимы и компонентный состав нестабильного бензина колонны К-1 приведены в таблице 3 – таблице 4.

Отметим, что чувствительность показателей работы колонны К-1 (фракционного состава дистиллята) на варьирование температуры подаваемого в колонну рециркулирующего дистиллята от 120 °С до 160 °С низкая, то есть не наблюдается заметное изменение фракционного состава дистиллята, а при температурах выше 160 °С состав практически не изменяется.

Расчёты показали, что изменение количества рециркулируемого в колонну дистиллята влияет на состав нестабильного бензина. В частности, при подаче 1% масс. от сырья получали октановое число по исследовательскому методу ОЧИ = 71,5 с содержанием парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов (PNA) 60,72; 31,32 и 7,96% мол. соответственно. При подаче дистиллята в количестве 3% масс. от сырья получили ОЧИ = 69,4 с содержанием PNA 58,31; 32,0 и 9,69% мол.

Сравнительную оценку применения рассмотренных испаряющих агентов проводили с учётом качества и выхода фракций с верха колонны К-1.

Результаты разгонки получаемой фракции нестабильного бензина при использовании в качестве испаряющего агента водяного пара и дистиллята колонны показаны на рисунке 6, температурные профили по высоте колонны приведены на рисунке 7.

Сравнение с результатами, полученными для колонны К-1 с использованием водяного пара, показывает, что при использовании в качестве испаряющего агента дистиллята колонны достигается чёткое частичное отбензинивание нефти, отсутствует «увлажнение» выходных потоков и наблюдается увеличение в потоке дистиллята содержания фракций нк-180 °С, то есть в колонне увеличивается степень отбензинивания и увеличивается отбор суммы бензиновых фракций от потенциала их содержания в нефти. Последнее важно для технологических схем, в которых используется узел вторичной перегонки бензина на фракции нк-80 °С, 60–90 °С и 80–180 °С.

Рассчитанные температурные кривые по высоте колонны имеют близкий характерный вид, хотя температуры верха и низа аппарата (69,8 °С и 226,1 °С) отличаются от соответствующих температур предыдущей схемы (54,6 °С и 187,1 °С).

Таблица 3.

Технологические режимы (a, b) колонны К-1 с использованием в качестве испаряющего агента дистиллята колонны

Table 3.

Technological modes (a, b) of the K-1 column using distillate of the column as an evaporating agent

Название потока \| Stream Name	Брец2 Gasoline recycling	нефть#13 oil#13	нефть#18 oil#18	отб-нефть stripped oil
Доля паровой фазы \| Vapour / Phase Fraction	0,6945	0,1871	0,4798	0,0000
Температура, °С \| Temperature, °C	120,0	232,0	316,0	226,1
Давление, кРа \| Pressure, kРа	340,0	517,1	517,1	350,0
Молярный поток, кмоль/ч \| Molar Flow, kmole/h	50,22	836,5	17,07	678,2
Массовый поток, кг/ч \| Mass Flow, kg/h	4025	1,715 e + 005	3500	1,611 e + 005
Объёмный расход, м³/ч \| Std Ideal Lig Vol Flow, m³/h	5,569	194,9	3,978	179,6
Молярная энтальпия, кДж/кгмоль Molar Enthalpy, kJ/kgmole	-1,460 e + 005	-3,480 e + 005	-2,911 e + 005	-4,100 e + 005
Молярная энтропия, кДж/кгмоль °С Molar Entropy, kJ/kgmоlе °C	101,7	456,3	560,3	527,5
Тепловой поток, кДж/ч \| Heat Flow, kJ/h	-7,331 e + 006	-2,911 e + 008	-4,970 e + 006	-2,781 e + 008

(a)

Название потока \| Stream Name	т-газ \| fuel gas	Б-в \| distillate
Доля паровой фазы \| Vapour / Phase Fraction	1,0000	0,0000
Температура, °С] \| Temperature, °C	69,81	69,81
Давление, кРа \| Pressure, kРа	300	300
Молярный поток, кмоль/ч \| Molar Flow, kmole/h	7,297	218,3
Массовый поток, кг/ч \| Mass Flow,kg/h	427,1	1,750 e + 004
Объёмный расход, м³/ч \| Std Ideal Lig Vol Flow, m³/h	0,6813	24,21
Молярная энтальпия, кДж/кгмоль \| Molar Enthalpy, kJ/kgmole	-1,143 e + 005	-1,718 e + 005
Молярная энтропия, кДж/кгмоль °С \| Molar Entropy, kJ/kgmоlе °C	115,8	32,16
Тепловой поток, кДж/ч \| Heat Flow, kJ/h	-8,343 e + 005	-3,750 e + 007

(b)

Таблица 4.

Компонентный состав нестабильного бензина (a, b) колонны К-1 с использованием в качестве испаряющего агента дистиллята колонны

Table 4.

The component composition of unstable gasoline (a, b) of the K-1 column using the distillate of the column as an evaporating agent

Название углеводорода The Name of the hydrocarbon		масс. доля mass fractions	(a)	Название углеводорода The Name of the hydrocarbon		масс. доля mass fractions	(b)
Метан \| Methane		0,000058		ИТК(0)86*	\| NBP(0)86*	0,094333
Этан \| Ethane		0,000535		ИТК(0)101*	\| NBP(0)101*	0,064747
Пропан \| Propane		0,014320		ИТК(0)114*	\| NBP(0)114*	0,068734
Изобутан \| i-Butane		0,012666		ИТК(0)127*	\| NBP(0)127*	0,061143
н-Бутан \| n-Butane		0,045008		ИТК(0)140*	\| NBP(0)140*	0,052135
Н2О \| Н2О		0,000000		ИТК(0)154*	\| NBP(0)154*	0,042665
ИТК(0)9* \| NBP(0)9*		0,058589		ИТК(0)167*	\| NBP(0)167*	0,033628
ИТК(0)20*	\| NBP(0)20*	0,086929		ИТК(0)180*	\| NBP(0)180*	0,024730
ИТК(0)34*	\| NBP(0)34*	0,083239		ИТК(0)194*	\| NBP(0)194*	0,010275
ИТК(0)47*	\| NBP(0)47*	0,081864		ИТК(0)207*	NBP(0)207*	0,000546
ИТК(0)60*	\| NBP(0)60*	0,079871
ИТК(0)74*	\| NBP(0)74*	0,083968		Итого \| Total		1,000000

Отгон, %масс. | distilling, % by weight

Рисунок 6. ASTM D86 разгонка фракции нестабильного бензина, полученной с испаряющим агентом водяным паром (а) и дистиллятом (b) (распечатка в моделирующей среде)

Figure 6. ASTM D86 dispersal fraction of unstable gasoline obtained with vaporizing agent water vapor (a) and distillate (b) (printout in a modeling environment)

Позиции тарелок or конденсатора

Tray Position from Top

Рисунок 7. Температурный профиль по высоте колонны К-1 с испаряющим агентом водяным паром (а) и дистиллятом (b) (распечатка в моделирующей среде) Figure 7. Temperature profile along the height of the K-1 column with vaporizing agent water vapor (a) and distillate (b) (printout in a modeling environment)

Результаты проектного расчёта «ожидаемых» конструкционных параметров колонны К-1 с разными испаряющими агентами показаны в таблице 5.

Таблица 5.

«Ожидаемые» конструкционные параметры колонны К-1 с использованием в качестве испаряющего агента водяного пара и дистиллята

Table 5.

The "expected" design parameters of the K-1 column using water vapor and distillate as an evaporating agent

Испаряющий агент \| Evaporating agent	Водяной	пар \| Water	vapor	Дистиллят	\| Distillate
Секция \| Section	Секция-1 Section-1	Секция-2 Section-2	Секция-3 Section-3	Секция-1 Section-1	Секция-2 Section-2	Секция-3 Section-3
Тип тарелки \| Internals	Клапанные Valve	Клапанные Valve	Клапанные Valve	Клапанные Valve	Клапанные Valve	Клапанные Valve
Диаметр, м \| Diameter, m	2,438	1,981	1,829	1,829	1,981	1,829
Max затопление, % \| Max Flooding, %	78,29	60,08	52,84	65,53	45,07	31,41
Х-поверхность, м² \| X-Area, m²	4,670	3,083	2,627	2,207	3,083	2,627
Высота, м \| Height, m	7,315	2,400	2,500	3600	2,500	2,250
Дельта Р, кРа \| Dеltа Р, kРа	9,612	3,101	3,113	5,173	2,460	2,917
Поточность \| Number of Flow Paths	1	2	2	1	2	2
Длина потока, мм \| Flow Length, mm	1740	444,5	330,2	1321	482,6	215,9
Ширина потока, мм \| Flow Width, mm	2212	1773	1638	1481	1764	1630
Max DP/тарелка, кПа \| Max DP/Tray, kРа	0,838	0,640	0,637	0,439	0,577	0,587
Общая длина слива, мм Total Weir Length, mm	1708	3502	3296	1032	3458	3382
Высота слива, мм \| Weir Heigth, mm	50,80	50,80	50,80	50,80	50,80	50,80
Активная поверхность, м² Active Area, m²	3,848	1,576	1,082	1,957	1,957	0,7039

При использовании рассматриваемых испаряющих агентов рассчитываются достаточно близкие нагрузки и параметры по высоте колонны: секция 1 (тарелки 1–12) секция 2 (тарелки 13–17) и секция 3 (тарелки 18–22). Следовательно, в колонне К-1 будет достигаться устойчивая работа контактных устройств, что подтверждает возможность промышленного использования дистиллята колонны в качестве испаряющего агента.

В приведенной выше схеме (рисунок 4) подогрев дистиллята перед его подачей в низ колонны К-1 проводится в рекуперативном теплообменнике потоком кубового продукта колонны. В качестве других целесообразных вариантов возможна рекуперация тепла потоками основной атмосферной колонны.

Заключение

В колонне частичного отбензинивания нефти К-1 в качестве испаряющих агентов в промышленных условиях используют водяной пар, возможно применение газовой фазы С 1 -С 4 , фракций основной атмосферной колонны.

Проведенный вычислительный эксперимент в программной моделирующей системе UniSim Design показал, что на колонне К-1 возможно использовать в качестве испаряющего агента дистиллят самой колонны, при этом варьирование технологических режимов колонны позволяет достигать требуемый отбор дистиллята, регулировать его фракционный состав и содержание в нём фракций нк-180 °С. Вместе с тем, на установке снижается потребление пара.

Список литературы Замена испаряющего агента на колонне К-1 установки первичной переработки нефти

Rahman S.A., Anjana R. Unisim Based Simulation and Analysis of Crude Oil Distillation // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. IOP Publishing, 2021. V. 1114. №. 1. P. 012094.
Patrascioiu C., Jamali M. Crude distillation process simulation using Unisim Design simulator // International Journal of Chemical and Molecular Engineering. 2018. V. 12. №. 7. P. 340–346.
Al-Muslim H., Dincer I., Zubair S.M. Exergy analysis of single-and two-stage crude oil distillation units // J. Energy Resour. Technol. 2003. V. 125. №. 3. P. 199–207.
Rivero R. Application of the exergy concept in the petroleum refining and petrochemical industry // Energy conversion and Management. 2002. V. 43. №. 9-12. P. 1199-1220.
Ledezma-Martínez M., Jobson M., Smith R. Simulation–optimization-based design of crude oil distillation systems with preflash units // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2018. V. 57. №. 30. P. 9821–9830.
Kamisli F., Ahmed A.A. Simulation and Optimization of A Crude Oil Distillation Unit // Turkish Journal of Science and Technology. 2019. V. 14. №. 2. P. 59–68.
Yang K. et al. Improving energy saving of crude oil distillation units with optimal operations // Journal of cleaner production. 2020. V. 263. P. 121340.
Kim Y.H. An Energy‐Efficient Crude Distillation Unit with a Prefractionator // Chemical Engineering & Technology. 2017. V. 40. №. 3. P. 588-597. doi: 10.1002/ceat.201600387
Kumar S., Mhetre A. S. Comparative techno-economic evaluation of potential processing schemes for petroleum crude oil distillation // Results in Engineering. 2022. V. 14. P. 100480. doi: 10.1016/j.rineng.2022.100480
Jumaah A.F., Amooey A.A., Nabavi S.R. Simulation Multi‐Objective Particle Swarm Optimization of a Crude Oil Distillation Unit // Chemical Engineering & Technology. 2023. V. 46. №. 2. P. 270-278. doi: 10.1002/ceat.202200386
Чуракова С.К., Богатых К.Ф., Нестеров И.Д. Влияние способа подвода тепла на энергозатраты в процессе частичного отбензинивания нефти // Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук: материалы Международной научно-технической конференции. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. С. 106.
Пат. № 2375408, RU, C10G 7/06. Способ перегонки нефти / Биктимиров Ф.С. № 2008120247/04; Заявл. 21.05.2008; Опубл. 10.12.2009, Бюл. № 34.
Казанцев А.И., Кожухова Н.Ю. Пути повышения эффективности работы отбензинивающей колонны блока АВТ // Молодые ученые в решении актуальных проблем науки. 2020. С. 142–144.
Сайдалиев Б.Я. Снижение расхода топлива без нарушения технологического стандарта первичной переработки нефти // Universum: технические науки. 2020. №. 7-3 (76). С. 22-24.
Эдер Л.В., Филимонова И.В., Немов В.Ю., Проворный И.А. Добыча, переработка и экспорт нефти и нефтепродуктов в России // Вестник Тюменского государственного университета. Экология и природопользование. 2014. №. 4. С. 83-97.
Зотов Н.И., Попов С.В., Хабибрахманова О.В. Повышение эффективности работы колонны частичного отбензинивания нефти // Вестник ВГУИТ. 2021. Т. 83. № 1. С. 284–289.
Глаголева О.Ф., Капустин В.М. Повышение эффективности процессов подготовки и переработки нефти (обзор) // Нефтехимия. 2020. Т. 60. №. 6. С. 745-754. doi: 10.31857/S002824212006009X
Морозов В.А., Отрошко Т.П., Моржухина Л.Д., Луговской А.И. и др. Современная установка вакуумной перегонки мазута //Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. 2016. №. 10. С. 51-58.
Федькин В.С., Попов С.В., Хабибрахманова О.В. Выбор испаряющего агента колонны частичного отбензинивания нефти // Вестник ВГУИТ. 2021. Т. 83. № 4. С. 252–260.
Тугашова Л.Г. Определение показателей качества нефтепродуктов // Инновационное развитие науки и образования. 2020. С. 109-119.

Еще

Статья научная