Для того чтобы определить причины получения бензина с фракционным составом, не соответствующим требованиям ТУ 39–1340–89, в период с 10 по 29 мая 1998 года было проведено обследование комбинированной установки КУ-3 Нефтекумского УПНГ.
При обследовании был снят технологический режим работы всех аппаратов и основного оборудования установки, составлены материальные балансы, а также отобраны и проанализированы исходное сырье и получаемые продукты. В таблице 1 приведены среднесуточные данные по технологическому режиму блоков обессоливания и
обезвоживания нефти, стабилизации нефти, отбензинивания газа и блока сжиженных газов комбинированной установки КУ-3.
Как видно из данных таблицы, установка при обследовании работала на сниженной производительности по сырью, многие параметры ее работы (температуры, давления) заметно ниже проектных и регламентных показателей.
Данные по анализам бензинов в товарных емкостях показали, что бензины являются очень легкими, они имеют низкую плотность, низкую температуру начала кипения и большие потери при определении фракционного состава по ГОСТ 2177–82*, достигающие 12–18,4%об. В некоторых случаях они содержат также повышенные количества тяжелых фракций, остаток от разгонки достигает 1,6–3,2%.
Таким образом, товарный бензин не соответствует требованиям ТУ 39–1340–89 по фракционному составу.В таблице 2 приведены фракционные составы бензинов, отобранных при обследовании.
Содержание легких фракций в бензине, определяемое как потери при разгонке бензина по ГОСТ 217782*, формируется в колоннах абсорбции — десорбции К-2 и К-2д, при отгонке широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в колонне К-3 и при стабилизации бензина, т.е. при отгонке сжиженных газов (пропана и бутанов) от стабильного бензина в К-4.
Абсорбент из низа колонны К-2, как показано выше, имеет широкий фракционный состав, он выкипает в пределах 52
— 194оС. Продукт из рибойлера Т-3/1, подаваемый в колонну К-3 для стабилизации абсорбента, также имеет широкий фракционный состав, он выкипает в пределах 54
— 220оС. В этих двух продуктах содержание легких фракций составляет около 10%. Отогнанная в этой колонне ШФЛУ имеет намного более
легкий фракционный состав, она выкипает в пределах 31–154оС.
Как видно из данных по фракционному составу, бензин из Т-3/1 содержит до 10% тяжелых фракций, выкипающих выше 200оС.
После отгона в К-4 от ШФЛУ сжиженного газа температура начала кипения бензина возрастает с 31 до 41оС, хотя остальные точки его фракционного состава практически остаются без изменения. Однако следует отметить, что отгонка сжиженных газов от бензина в К-4 происходит недостаточно эффективно, так как эта колонна оборудована отбойными тарелками, имеющими низкий коэффициент полезного действия.
Как видно из данных таблицы 1, временами температура низа колонны К-4 снижалась до 107–135оС, что при давлении в колонне 9,0–9,5 атм. недостаточно для отгона легких фракций от бензина при его стабилизации.
Исследования продуктов показали, что бензин не загрязняется нефтью, в теплообменной аппаратуре нет пропусков, так как бензин был светлым. Визуальное рассмотрение проб бензина, абсорбента и других продуктов показало, что они имеют относительно светлый желтоватый или темно-желтый цвет. Темный цвет абсорбента, светлеющий при отстое, объясняется загрязнением его конденсатом, содержащим мехпримеси, из узла смешения и емкости Е-9 при длительной работе абсорбента без замены.
Как видно из данных таблицы 2, подача конденсата из емкости Е-9 в емкость Е-1 не изменила фракционного состава бензина стабилизации, так как конденсат по своим свойствам близок к бензину. Он обычно имеет плотность при 20оС на уровне 695–705 кг/м3, температуры н.к. 35–50, к.к. 150–180оС, остаток от разгонки 2% и потери 5%, т.е. не произошло утяжеления бензина.
Для того чтобы определить возможность попадания дизельных фракций при стабилизации нефти в колонне К-1 были разработаны программы расчета на ЭВМ процессов стабилизации нефти и ректификации на языке ФОРТРАН, позволяющие рассчитать материальные балансы ректификационных колонн, температуры их верха и низа, а также другие показатели установки КУ-3.
Расчеты процесса ректификации в колоннах К-1 и К-3 показывают, что по проекту скорости паров в них составляют 0,30–0,375 м/с, допустимые скорости паров в колонне составляют 0,3–0,4 м/с, фактические скорости паров в настоящее время составляют 0,13–0,35 м/с, высота вспененной жидкости на тарелке равна 300–500 мм,
что меньше расстояния между тарелками, равного 600 мм. Попадание до 0,6% воды в нефть, так как термодегидраторы не всегда обеспечивают качественную подготовку нефти, увеличивает фактическую скорость паров в колоннах на 3%, которая в этом случае составит 0,134–0,154 м/с в колонне К-1, и все равно будет значительно ниже допустимой скорости паров в колонне. Таким образом, в колоннах не может быть
уноса тяжелых фракций нефти вместе с ректификатом за счет высоких скоростей паров и вспенивания жидкости. Расчеты показали также, что до 0,7
— 4,0% тяжелой фракции, выкипающей выше 150оС, при стабилизации нефти попадает в бензин. При этом в бензин могут попадать фракции, выкипающие вплоть до 190–250оС. При наличии воды в нефти количество тяжелых фракций в бензине может возрасти до 6–8%, а температура кипения тяжелых фракций может достигать 220–280оС.
ВЫВОДЫ:
1. Колонны К-1, К-2, К-3, К-4 и К-4а находятся в работоспособном состоянии, однако, они
недогружены, и иногда находятся вне области эффективной работы. Теплообменники работают с запасом, состояние их удовлетворительное. Термо- и электродегидраторы, рефлюксные емкости и т.д. находятся в удовлетворительном состоянии.
2. Тепловые нагрузки в печах сильно снижены против проекта.
3. Для уменьшения содержания легких фракций в газбензине необходимо улучшить отгонку от него фракций сжиженного газа.
4. При существующих скоростях паров в свободном сечении колонн К-1, К-2, К-3 и К-4 не
наблюдается уноса жидкости или ее вспенивания с попаданием бензин.
5. Наблюдается унос тяжелых фракций в бензин в колонне К-1 за счет испарения тяжелых фракций.
ЛИТЕРАТУРА
1. Переработка и использование газа / Саркисянц Г.А., Беньяминович О.А., Кельцев В.В. и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. 218 с.
2. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия, 1987. 253с.
3. Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и аппаратов
нефтеперерабатывающей промышленности. Л.: Химия, 1974. 343 с.
4. Технологические расчеты установок переработки нефти / Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. и др. М.: Химия, 1987. 352 с.
5. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М.: Химия, 1981. 351 с.
6. Мановян А.К., Хачатурова Д.А., Лозин В.В. Лабораторная перегонка и рек-
тификация нефтяных смесей, М.: Химия, 1984. 236 с.
7. ТУ 39–1340–89. Нефтепродукты. Методы определения фракционного сотава.
8. ГОСТ 2177–82*. Бензин газовый стабильный.
Автор: Переверзев А.Н., Овчаров С.Н., Скрынникова В.Ф., Бражник Е.В., Кузьмина Е.Ю.
