Расчет колонны для стабилизации бензина по методу ключевых компонентов (ректификационная колонна с диаметром 0,8 м и 27 клапанными тарелками)

Стабилизацией бензина называется процесс удаления метана, этана, пропана и частично бутана, т.е. выделение сухого и сжиженных газов из прямогонного бензина. Во фракциях легкого и тяжелого бензинов, получаемых в процессе переработки нефтяного сырья на атмосферном блоке, содержатся растворенные углеводородные газы (С₁ – С₄) в объеме, превышающем требования по качеству. Соответственно такой бензин не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина.

Химическая стабильность бензина имеет большое значение. Реакционноспособные соединения, содержащиеся в нестабильном бензине, подвергаются окислению кислородом воздуха с образованием смолистых веществ, нарушающих работу двигателя. Также прямогонные бензины после предварительной стабилизации не могут быть использованы непосредственно как автомобильные бензины ввиду их низкой детонационной стойкости. Для регулирования пусковых свойств и упругости паров товарных автобензинов обычно используется только головная фракция бензина н.к. – 62 (85 ⁰С), которая обладает к тому же достаточно высокой детонационной стойкостью.

Процесс стабилизации бензина является этапом первичной переработки нефти, которая включает последовательное прохождение сырья на установке АВТ (атмосферно-вакуумной трубчатки). Эта установка включает блок атмосферной перегонки, блок вакуумной перегонки и блок стабилизации и вторичной перегонки бензина. Установку стабилизации бензина дополняют установками вторичной перегонки бензина для дальнейшей более полной переработки топлива. Различают два типа стабилизационных установок: с получением стабильного бензина и

                                                                                                 У

сжиженных газов (пропан-бутановой фракции) и с получением стабильного бензина и технических индивидуальных углеводородов.

Продуктами процесса стабилизации прямогонного бензина  по материальному балансу установки стабилизации бензина являются: сухой газ (С₁ – С₂) в количестве 0,2 %; сжиженный газ (С₃ – С₄) в количестве  1,13 % и стабильный бензин в количестве 17,67 % из поступившего на установку 19 % на нефть нестабильного бензина.

Технологический режим ректификационной колонны стабилизации бензина включает в себя следующие параметры: температура верха 75 ⁰С; температура питания 145 ⁰С, температура низа 190 ⁰С, температура в емкости орошения составляет 55 ⁰С; давление в колонне 1,1 МПа; кратность орошения составляет 3,5:1 кг/кг. Тарелки в стабилизационной колонне используются клапанные перекрестно-прямоточные, и их число составляет 40. Высокое давление в колонне поддерживается для сокращение энергозатрат на охлаждение пропан-бутановой фракции до сжиженного состояния.

Расходные показатели установки ЭЛОУ-АВТ-6 на 1 т перерабатываемой нефти: топливо жидкое – 33,4 кг; электроэнергия – 10,4 кВт/ч; вода оборотная – 4,3 м3; водяной пар (1,0 МПа) со стороны – кг, собственной выработки – 48 кг.

В процессе стабилизации бензина основным аппаратом является ректификационная колонна с клапанными перекрестно-прямоточными тарелками, а в качестве вспомогательного оборудования используют теплообменник для подогрева нестабильного бензина, поступающего в колонну; печь для подогрева полученного стабильного бензина, который используется вторично в ректификационной колонне для подачи тепла в нижнюю часть; конденсатор-холодильник, который охлаждает выделенные в стабилизационной колонне углеводородные газы; газосепаратор, разделяющий углеводородные газы на сухой газ (С₁ – С₂) и сжиженную фракцию (С₃ – С₄).

3.1 Материальный баланс

Для определения компонентов сырьевого потока, поступающего на установку стабилизации, воспользуемся справочными значениями для каратюбинской нефти нижнетриасового горизонта (скважина № 6) /1/. Необходимые данные сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 – Суммарные  выходы нефтяных фракций

Т.к. сырьем установки стабилизации является бензиновая фракция, тогда в расчет берем нефтяные фракции с пределом выкипания 180 ⁰С. Для этого разобьем нефтяную фракцию 0 – 200 ⁰С на узкие фракции по 20 ⁰С, за исключением второй (12 ⁰С). Для каждой узкой фракции определим свой суммарный выход (на нефть), % (масс.).  Пересчет значений произведем по графику ИТК каратюбинской нефти, построенному для участка 0 – 200 ⁰С на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 – Кривая ИТК нефти для участка до 200 ⁰С