ВЫБОР ИСПАРЯЮЩЕГО АГЕНТА КОЛОННЫ ЧАСТИЧНОГО ОТБЕНЗИНИВАНИЯ НЕФТИ Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

ФестнщВТУИт:/Proceedings of VSUET ISSN 2226-910X E-ISSN 2310-1202

DOI: http://doi.org/1Q.2Q914/231Q-1202-2Q21-4-252-26Q_Оригинальная статья/Research article_

УДК 665.63:66.011_Open Access Available online at vestnik-vsuet.ru

Выбор испаряющего агента колонны частичного _отбензинивания нефти_

Владислав С. Федькин 1 chemicaluniversity@mail.ru

Сергей В. Попов 1 svpopov2018@ya.ru 0000-0003-0533-9049 _Оксана В. Хабибрахманова 1 chemicaluniversity@mail.ru 0000-0002-1523-9861

1 Самарский государственный технический университет, филиал в г. Новокуйбышевске, ул. Миронова, 5, г. Новокуйбышевск,

446200, Россия_

Аннотация. 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. Выделение бензиновой фракции в колонне К-1 возможно с использованием различных испаряющих агентов - водяного пара, флегмы основной атмосферной колонны, керосиновой или дизельной фракций. В работе оценивается возможность использовать на колонне К-1 в качестве испаряющего агента газовую фракцию C^Q, получаемую с установок замедленного коксования и газофракционирования, а также после разделения газожидкостного потока верха колонны К-1. Исследования проводили с использованием моделирующей системы Honeywell UniSim Design. Для расчета термодинамических свойств компонентов фракций выбран метод Peng-Robinson. Расчеты выполняли при рассмотрении в качестве сырья двух различных нефтей, имеющих значительно разное содержание в них газовой и бензиновой (температура конца кипения 180 °С) фракций. В сырье нефть-1 их потенциальное количество составляет 0.204 от общего объёма, а в потоке нефть-2 - 0.065. Моделируется работа типовой колонны частичного отбензинивания нефти, содержащей 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 °С 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 й=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, составлял 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 °С. Расчетами показана возможность использовать в качестве испаряющего агента газовую фракцию С^С4, которая с точки зрения её теплофизических параметров занимает промежуточное значение между использованием водяного пара с одной

Ключевые слова: переработка нефти, отбензинивания нефти, испаряющий агент, бензиновая фракция, моделирование

Selection of the evaporating agent of the partial topping tower

Vladislav S. Fedkin 1 chemicaluniversity@mail.ru

Sergey V. Popov 1 svpopov2018@ya.ru 0000-0003-0533-9049 _Oksana V. Khabibrakhmanova 1 chemicaluniversity@mail.ru 0000-0002-1523-9861

1 Samara State Technical University, branch in Novokuibyshevsk, st. Mironova, 5, Novokuibyshevsk, 446200, Russia

Abstract. The operation of the primary oil refining unit significantly affects the technical and economic indicators of the oil refinery. One of the most common options for the technological scheme of the installation provides for partial topping of oil in column K-1 with its further fractionation in the main atmospheric and vacuum columns. The separation of the gasoline fraction in the K-1 column is possible using various evaporating agents - water vapor, the reflux of the main atmospheric column, kerosene or diesel fractions. The paper evaluates the possibility of using the C1 ^ C4 gas fraction obtained from delayed coking and gas fractionation units as an evaporating agent on column K-1, as well as after separating the gas-liquid flow from the top of column K-1. The studies were carried out using the Honeywell UniSim Design modeling system. To calculate the thermodynamic properties of the components of the fractions, the Peng-Robinson method was chosen. The calculations were carried out when considering two different oils as raw materials, which have significantly different contents of gas and gasoline (end boiling point 180 ° C) fractions in them. In the crude oil-1, their potential amount is 0.204 of the total volume, and in the oil-2 stream - 0.065. The operation of a typical column for partial topping of oil is simulated, containing 22 trays (contact device efficiency 0.7), feedstock is fed to 13 (the main amount of 479 t / h) and 18 trays (10 t / h) with a temperature of 232 °C and a pressure of 517.1 kPa, the pressure of the top and the bottom of the column is 280 and 294.2 kPa, respectively. The active specifications, according to which the Honeywell UniSim Design environment ensures the convergence of the calculation processes, are reflux R = 0.1 and a fixed withdrawal of distillate (17% of the potential content in oil), which is 15300 kg / h for crude oil-1 and 5000 kg / h when using raw oil-2. The flow rate of evaporating agents supplied to the bottom of the apparatus was 6000 kg / h. When calculating columns with different evaporating agents, the achieved estimates of the content in the distillate of the gasoline fraction with the end-boiling point of 180 ° C were evaluated and compared. Calculations have shown the possibility of using the C1 ^ C4 gas fraction as an evaporating agent, which, in terms of its thermophysical parameters, occupies an

Keywords: oil refining, oil topping, evaporating agent, gasoline fraction, modeling

Введение

Работа установки первичной переработки нефти существенно влияет на технико-экономические показатели нефтеперерабатывающего предприятия. Одним из распространенных

Для цитирования 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. doi:10.20914/2310-1202-2021-4-252-260

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

For citation

Fedkin V.S., Popov S.V., Khabibrakhmanova O.V. Selection of the evaporating agent of the partial topping tower. Vestnik VGUIT [Proceedings of VSUET]. 2021. vol. 83 . no. 4. pp. 252-260. (in Russian). doi:10.20914/2310-1202-2021-4-252-260

© 2021, Федькин B.C. и др. / Fedkin V.S. at al

This is an open access article distributed under the terms of the Creative Commons Attribution 4.0 International License

федькин В.С. и др. ВестникВГУИТ, 2021, Т. 83, №. 4, С 252-260 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 перекрестно-точной 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^С4, 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.

post@vestnik-vsuet.ru

KKÛ 1

-* ru» ища и

-» ►vlv «тис m —S

КЭФ WM «о Kit К60

(b)

(a)

rV у

о

doocu ilоо кю зола 4аш и» ни тооо ни ни то Volume Percent (%}

Рисунок 1. Графики ASTM D86 разгонки нефти:

(a) - нефть-1 Мв = 206.2 кг/кмоль, р20 = 872.7 кг/м3;

(b) - нефть-2 Мв = 211.7 кг/кмоль, р20 = 878 кг/м3 (распечатка в среде Honeywell UniSim Design) Figure 1. Plots of ASTM D86 oil distillation: (a) - oil-1 Mw = 206.2 kg / kmol, p20 = 872.7 kg / m3; (b) - oil-2 Mw = 211.7 kg / kmol, p20 = 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° 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^С4 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 °С 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 180о С.

Тгскт КЛ. аЬ аС ФгосггсСтр о/^БЦЕЛ,, 2021, уоС. 83, по. 4, рр.

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^С4 (рисунок 3Ь) 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

252-260 ро&@'гЛпк-'*иеЬ.ги

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 отбен-зинивание сырья с_нефть (содержание бензиновых фракций затемнено в таблице 2), что также наглядно подтверждается сравнением графиков ASTM D86 разгонки, приведенных на рисунке 4.

0.0000 100.0 200.0 3000 4000 500.0 6000 7000

Boiling Point (С)

(а) (Ь)

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-Ф (b)

Рисунок 3. Технологические схемы колонны К 1 с использованием водяного пара (а), газовой фракции СНС4 (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)

(c)

IH B.c. и др. ВестникФТУИт, 2021, tt. 83, №. 4, С 252-260 post@vestnik-vsuet.ru

частичное отбензинивание сырья, отсутствует «увлажнение» выходных потоков и наблюдается увеличение в потоке дистиллята содержания бензиновой фракции с температурой конца кипения 180 °С 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 °С) отличаются от соответствующих температур предыдущей схемы (155.1 и 214.2 °С). 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.

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

Käme rap с нефть г стр нефть отб газ

Vapour 1,0000 0,1725 0,1734 0,0000 1,0000

Temperature [q 190,6 232,0 232.2 214,2 155,1

Pressure [kPa] 1034 517,1 517,1 294,2 280,0

Molar Flow |kgmole/hl 333,1 2323 48,49 1342 1249

Mass Flow [kg/IV 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 IU/kgmole] -2,359e* 005 -3,503e+005 -3,502е+005 - 5,171 е» 005 -1,б57е+005

Molar Erlropy [kJ/kgmole-C] 168,7 550,3 550,6 745,1 239,1

Heat Flow [kj/h] -7,856e+007 -8,137et008 -1,698e-»-007 -б,937е+008 -2,070е+008

Name бензин к еодэ

Vapour 0,0000 0,0000

Temperature [CI 155,1 155,1

Pressure [kPa] 230,0 280,0

Molar Flow [kgmole/h] 113,6 0,0000

Mass Flow [kg/h] l,530e+004 0,0000

Std Ideal Liq Vol Flow [m3/h] 13,77 0,0000

Molar Enthalpy [VJ/kgmole] -2,590et005 -2,590е+005

Molar Entropy [kJ/kgmole-C] 249,0 245 0

Heat Flow [U/h] -2,942e» 007 -0,0000

Таблица 2.

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

Table 2.

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 I 0,000000 0,000234 0,000284 0,000000 0,000539 0,000004

Ethane 0,000000 0,000624 0,000624 0,000000 0,001182 0,000026

Propane 0,000000 0,008618 0,008618 0,000000 0,016288 0,000769

I-Butane 0,000000 0,005439 0,005439 0,000000 0,010245 0,000857

п-Butane 0,000000 0,019285 0,019285 0,000001 0,036277 0,003606

H20 1,000000 0,000000 0,000000 0,011119 0,254297 0.004031

NBP[0]49* 0,000000 0,036381 0,036381 0,000009 0,068105 0,010378

NBP[DJ79* 0,000000 0,043586 0,043586 0,000027 0,081261 0,015877

NBP[0]111* 0,000000 0,042716 0,042716 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 0,078680 0,038447

NBP[0J20S* 0,000000 0,045050 0,045050 0,003768 0,076515 0,054459

NBP[0I24O* 0,000000 0,043747 0,043747 0,009774 0,066204 0,069720

NBP[Dp72" 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

NBP[0]336" 0,000000 0,036200 0,036200 0,031126 0,026330 0,098550

NBP[0]368" 0,000000 0,034188 0,034188 0,036378 0,016769 0,099657

NBP[0]400* 0,000000 0,033389 0,033389 0,041490 0,010006 0,096988

NBP[0]433* 0,000000 0,035647 0,035647 0,049718 0,005682 0,094505

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

Колонна К-1 с использованием газовой фракции С1-С4 (сырьё - нефть-1).

На рисунке 3Ь приведена технологическая схема колонны К-1 с использованием в качестве испаряющего агента газовой фракции С1-С4. Аналогично предыдущей схеме потоки сырья с_нефть-Ф и г_стр.-Ф подаются на 13 и 18 тарелки, а поток газовой фракции С^С4 (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 С^С также достигается четкое

Fedkjn V.S. at aCProceedings of VSUET, 2021, vol. 83, no. 4, pp. 252-260 post@vestnik-vsuet.ru

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 С1 ^ С4 (printout in Honeywell UniSim Design environment)

Name CM-2 с-нефть-Ф г стр-Ф нефть отб-Ф газ-Ф

Vapour 1,0000 0,1725 0,1734 0,0000 1,0000

Temperature [C] 190,0 232,0 232,2 218,4 154,5

Pressure tkPa] 500,0 517,1 517,1 330,0 280,0

Molar Flow Ikgmole/h] 176,5 2323 48,49 1461 972,0

Mass Flow [kg/h] 6000 4,790e+005 1,000e+004 4,049e+005 7,478e+004

Std Ideal Liq Vol Flow [m3/h] 13,21 544,4 11,37 442,1 103,0

Molar Enthalpy [kJ/kgmole] -Б, 348e+ 004 -3,503e+005 -3,502e+005 -4,354e+005 -1,298e+005

Molar Entropy [kJ/kgmole-C] 196,3 550,3 550,6 709,7 245,4

Meat Flow 110,11] -1,473e+007 -8,137e+008 -1,698e+007 -7,090e+008 -1,261 e+008

Name бензин-Ф

Vapour 0,0000

Temperature [C] 154,5

Pressure [kPaJ 280,0

Molar Flow Ikgmole/h] 115,2

Mass Flow [kg/h] 1,530e+004

Std ideal liq Vol FlowIm3/h] 18,85

Molar Enthalpy IkJ/kgmole] -2,549e+ 005

Molar Entropy [kJ/kgmole-C] 247,9

Heat Flow |kj/h] -2,936e+007 -1

Таблица 4.

Рассчитанные по модели фракционные составы потоков колонны К 1 с использованием газовой фракции

СНС4 (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 С1 ^ С4

(printout in Honeywell UniSim Design environment)

CM-2 с-нефть-Ф г стр-Ф нефть отб-Ф газ-Ф бензин-Ф

Methane 0,443639 0,000284 0,000284 0,003872 0,075357 0,000630

Ethane 0,030435 0,000624 0,000624 0,000584 0,006154 0,000139

Propane 0,323341 0,008618 0,003618 0,011302 0,063303 0,003021

¡-Butane 0,054911 0,005439 0,005439 0,002924 0,018659 0,001576

n-Butane 0,142673 0,019285 0,019285 0,008585 0,059348 0,005955

H20 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

NBP[Q]49" 0,000000 0,036331 0,036381 0,000158 0,086938 0,013348

NBP[0]79* 0,000000 0,043536 0,043586 0,000452 0,001218 0,103243 0,020317

NBP[0]111* 0,000000 0,042716 0,042716 0,099267 0,026236

NBP[0]144* 0,000000 0,041615 0,041615 0,003110 0,092833 0,033922

NBP[0]176* 0,000000 0,043817 0,043817 0,006244 0,092138 0,045361

NBP[0]208* 0,000000 0,045050 0,045050 0,012337 0,034215 0,060365

NBP[0]240* 0,000000 0,043747 0,043747 0,019082 0,069340 0,073525

NBP[0]272* 0,000000 0,041802 0,041302 0,025644 0,053332 0,034935

NBP|0P04* 0,000000 0,039094 0,039094 0,030967 0,037940 0,091936

NBPtf>]336* 0,000000 0,036200 0,036200 0,034330 0,024363 0,093737

NBP[0]36B* 0,000000 0,034138 0,034183 0,033089 0,015301 0,091723

NBP[0]400* 0,000000 0,033339 0,033389 0,041527 0,003324 0,036338

NBP[0]433* 0,000000 0,035647 0,035647 0,043200 0,004361 0,031643

NBP[0]464* 0,000000 0,039413 0,039413 0,056495 0,002525 0,073703

*г с_> STMP в

(Ь)

г*

(а)

0,0000 10,00 20.00 Э0.00 40,00 50,00 00.00 70,00 80.00 ».00 100.0

Volume Percent 1%)

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)

федькун В.С. и др. ВестникФГУИШ, 2021, Т. 83, №. 4, С 252-260

post@vestnik-vsuet.ru

Е 1=

л

N» A iTM DS ' 1

pH

phi ha

Г

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)

D.OCQC 10.00 20.00 30.00 W.00 SO.OO 00.00 70.00 00.00 00.00 100,0

Volume Percent (%)

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)

Name J флегмаАК-1 с нефть-4 г стр-3 нефть отб-2 газ-2

Vapour 1,0000 0,1725 0,1734 0,0000 1,0000

Temperature [C] 190,0 232,0 232,2 225,3 149,8

Pressure [kPa] 500,0 517,1 517,1 294,2 280,0

Molar Flow [kgmole/h] 67,51 2323 48,49 1690 627,9

Mass Flow [kg/h] 6000 4,790e-005 1,000e+004 4,287e+005 5,095e+004

Std Ideal Liq Vol Flow [m3/h] 8,198 544,4 11,37 472,9 72,07

Molar Enthalpy [U/kgmole] -1,383e+005 -3,503e* 005 -3,502e+005 -4,396e+005 -1,333e* 005

Molar Entropy [kJ/kgmole-C] 262,3 550,3 550,6 656,2 245,0

Heat Flow [U/h] -9,335e+006 -8,137e+008 -1,698e+007 -7,428e+008 -8,368e+007

Name бензин-2

Vapour 0,0000

Temperature [Q 149,8

Pressure [kPa] 280,0

Molar Flow [kgmole/h] 121,2

Mass Flow [kg/h] 1,530e+004

Std Ideal Uq Vol Flow [m3/h] 19,04

Molar Enthalpy [kJ/kgmole] -2,436e+005

Molar Entropy [kJ/kgmole-C] 232,9

Heat Flow [U/h] -2_953e+007

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)

Fedkin V.S. at aCProceedings of VSUET, 2021, vol. 83, no. 4, pp. 252-260 post@vestnik-vsuet.ru

На схеме (рисунок 3с) потоки сырья - Заключение

с нефть-4 и г стр.-3, поток испаряющего „

В колонне частичного отбензинивания

агента - флегмаАК-1. Выходные технологиче- , т. ,

ские потоки - газовая фракция колонны К-1 (поток нефти К-1 в качестве испаряющих агентов в

газ-2), дистиллят (поток бензин-2) и поток промышленных условиях используют в°дян°й

частично отбензининой нефти (нефть_отб-2). пар (несмотря на недостатки его применения)

Результаты расчета работы колонны К-1 приве- возможно применение бензиновой, керосино-

дены в таблицах 5 и 6. В данном варианте вой или дизельной фракций. Моделирование

технологического оформления колонны К-1 работы колонны К-1, проведенное в программ-

по сравнению со схемами на рисунке 3а и ной системе Honeywell UniSim Design, показало

рисунке 3b в потоке дистиллята увеличивается возможность использовать в качестве испаряю-

содержание бензиновой фракции с температурой щего агента газовую фракцию С^С4. В этом

конца кипения 18°о С до 11.1% (при использо- случае варьирование технологических режимов

вании водяного пара эта оценка составляла колонны позволяет достигать требуемый отбор

величину порядка 6.6%, при применении газо- дистиллята, регулировать его фракционный

вой фракции С1 - С4 - 8.4%). Также отличаются состав и содержание в нём бензиновой фракции рассчитанные температуры верха 149.8 С и низа - , „по п Т/Г

i-, ^ ^ , „ с температурой конца кипения 180 С. Исполь-

225.3о С аппарата (для предыдущей схемы

1545 С и 218.4° С соответственно). зование ?зовой фракции С^4 с точки зрения

её теплофизических параметров занимает проПри моделировании работы колонны К-1 т ft- г

на сырье нефть-2 (рисунок 2) с использованием межуточное значение между использованием

перечисленных выше испаряющих агентов водяного пара с одной стороны и применением

также получены результаты, показывающие бензиновой или керосино-газойлевой фракции

возможность использовать в качестве испаряющего с другой.

агента газовую фракцию С^С4.

Литература

1 Саяпина Е.С., Сарилов М.Ю. Задачи отбензинивающих колонн при переработки нефти // Научно-техническое творчество аспирантов и студентов. 2017. С. 969-971.

2 Чуракова С.К., Нестеров И.Д., Богатых К.Ф. Способы снижения энергозатрат на стадии частичного отбензинивания нефти // Химия и технология топлив и масел. 2013. №. 1. С. 6-9.

3 Зотов Н.И., Попов С.В., Хабибрахманова О.В. Повышение эффективности работы колонны частичного отбензинивания нефти//ВестникВГУИТ. 2021. Т. 83. №. 1. С. 284-289.

4 Сидоров Г.М., Деменков В.Н., Зиннатуллин Р.Р. Энергосберегающая технология получения сырья для процесса каталитического риформинга в сложных колоннах с боковыми отборами // Современные проблемы науки и образования. 2012. №. 6. С. 154-154.

5 Симонова Е.С., Кожухова Н.Ю. Совершенствование работы отбензинивающей колонны установки АВТ для первичной перегонки нефти // Лесной и химический комплексы-проблемы и решения. 2021. С. 347-350.

Саяпина Е.С., Сарилов М.Ю. Задачи отбензинивающих колонн при переработки нефти // Научно-техническое творчество аспирантов и студентов. 2017. С. 969-971.

Поляков К.М., Носенко В.Н. Влияние различных видов питания ректификационных колонн на энергопотребление установки первичной переработки нефти // Вестник Омского университета. 2018. Т. 23, № 1. С. 53-59. doi: 10.25513/1812-3996.2018.23(1). 53-59

Долгополова В.Л., Кривошеев В.П., Ануфриев А.В. Моделирование установки первичной перегонки нефти в режиме энергосбережения // Молодой ученый. 2016. № 24. С. 59-68.

Сидоров Г.М., Ахметов А.Ф., Зиннатуллин Р.Р. Опыт получения компонентов автомобильных бензинов с улучшенными экологическими свойствами // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. 2014. №. 1. С. 31-33.

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.

1 ] Churakova S.K., Nesterov I.D., Bogatykh K.F. Methods of reducing energy consumption at the partial crude oil topping stage //Chemistry and technology of fuels and oils. 2013. V. 49. №. 1. P. 5-10. doi: 10.1007/sl0553-013-0404-l

12 Sidorov G.M., Demenkov V.N., Zinnatullin R.R., Sharipov R.A. The mixtures separation in the complex columns with the connected sections // International Journal of Applied and Fundamental Research. 2013. №. 2. P. 245-245.

13 Mamudu A.O., Igwe G.J., Okonkwo E. Process design evaluation of an optimum modular topping refinery for Nigeria crude oil using hysys® aspen software // Cogent Engineering. 2019. V. 6. №. 1. P. 1659123. doi: 10.1080/23311916.2019Л659123

14 Goralchuk A., Gubsky S., Omel'chenko S., Riabets O. et al. Impact of added food ingredients on foaming and texture of the whipped toppings: a chemometric analysis // European Food Research and Technology. 2020. V. 246. №. 10. P. 1955-1970. doi: 10.1007/s00217-020-03547-3

15 Claisse J.T., Pondella D.J., Love M., Zahn L.A. et al. Impacts from partial removal of decommissioned oil and gas platforms on fish biomass and production on the remaining platform structure and surrounding shell mounds // PloS one. 2015. V. 10. №. 9. P. e0135812.

0edbK&H ®.C. u dp. Becrnnufi®Ty%M, 2021, T. 83, №. 4, C. 252-260

post@vestnik-vsuet.ru

16 Mamudu O.A., Igwe G.J., Okonkwo E., Okocha S.I. Modular Crude Oil Topping Refinery: The Total Utilization of All Distilled Cuts // Ewemen Journal of Petrochemical Research & Innovation. 2016. V. 1. №. 2.

17 Tadesse T., Yeshealem B., Assefa A., Liben M. Influence of seed rate and leaf topping on seed yield, oil content and economic returns of Ethiopian mustard (Brassica carinata) // Pak. J. Agri. Sci. 2012. V. 49. №. 3. P. 237-241.

18 Petrut R.F., Danthine S., Blecker C. Assessment of partial coalescence in whippable oil-in-water food emulsions // Advances in colloid and interface science. 2016. V. 229. P. 25-33. doi: 10.1016/i.cis.2015.12.004

19 Mamudu A.O., Imokhe O., Okoro E.E., Olabode S. The Comparative Analysis of Bonny Light& Bonny Medum Crude Oil Using Simple Distillation and Preflash Model For Maximum Distillate Cuts Recovery (Crude Oil Topping Refinery) // International Journal of Applied Engineering Research. 2017. V. 12. №. 18. P. 7372-7391.

20 Angela M., Omolegho I., Emeka O., Sanmi O. The Comparative Analysis of Bonny Crude Oil Using Simple Distillation and Pre-flash Model for Maximum Distillate Cuts Recovery (Crude Oil Topping Refinery) // International Journal of Applied Engineering Research. 2017. V. 12. №. 18. P. 7372-7391.

References

1 Sayapina E.S., Sarilov M.Yu. Tasks of topping columns in oil refining. Scientific and technical work of graduate students and students. 2017. pp. 969-971. (in Russian).

2 Churakova S.K., Nesterov I.D., Bogatykh K.F. Ways to reduce energy consumption at the stage of partial oil topping. Chemistry and technology of fuels and oils. 2013. no. 1. pp. 6-9. (in Russian).

3 Zotov N.I., Popov S.V., Khabibrakhmanova O.V. Improving the efficiency of the partial oil topping column. Proceedings of VSUET. 2021. vol. 83. no. 1. pp. 284-289. (in Russian).

4 Sidorov G.M., Demenkov V.N., Zinnatullin R.R. Energy-saving technology for obtaining raw materials for the catalytic reforming process in complex columns with side extractions. Modern problems of science and education. 2012. no. 6. pp. 154-154. (in Russian).

5 Simonova E.S., Kozhukhova N.Yu. Improving the work of the topping column of the AVT unit for the primary distillation of oil. Forestry and chemical complexes - problems and solutions. 2021, pp. 347-350. (in Russian).

6 Sayapina E.S., Sarilov M.Yu. Tasks of topping columns in oil refining. Scientific and technical work of graduate students and students. 2017. pp. 969-971. (in Russian).

7 Polyakov K.M., Nosenko V.N. Influence of different types of nutrition of distillation columns on the energy consumption of the primary oil refining unit. Bulletin of the Omsk University. 2018. vol. 23. no. 1. pp. 53-59. doi: 10.25513/1812-3996.2018.23(1).53-59 (in Russian).

8 Dolgopolova V.L., Krivosheev V.P., Anufriev A.V. Modeling of the installation of primary distillation of oil in the energy saving mode. Young scientist. 2016. no. 24. pp. 59-68. (in Russian).

9 Sidorov G.M., Akhmetov A.F., Zinnatullin R.R. Experience in obtaining automotive gasoline components with improved environmental properties. International Journal of Applied and Fundamental Research. 2014. no. 1. pp. 31-33. (in Russian).

10 Kazantsev A.I., Kozhukhova N.Yu. Ways to improve the efficiency of the topping column of the AVT unit. Young scientists in solving urgent problems of science. 2020. pp. 142-144. (in Russian).

11 Churakova S.K., Nesterov I.D., Bogatykh K.F. Methods of reducing energy consumption at the partial crude oil topping stage. Chemistry and technology of fuels and oils. 2013. vol. 49. no. 1. pp. 5-10. doi: 10.1007/s10553-013-0404-1

12 Sidorov G.M., Demenkov V.N., Zinnatullin R.R., Sharipov R.A. The mixtures separation in the complex columns with the connected sections. International Journal of Applied and Fundamental Research. 2013. no. 2. pp. 245-245.

13 Mamudu A.O., Igwe G.J., Okonkwo E. Process design evaluation of an optimum modular topping refinery for Nigeria crude oil using hysys® aspen software. Cogent Engineering. 2019. vol. 6. no. 1. pp. 1659123. doi: 10.1080/23311916.2019.1659123

14 Goralchuk A., Gubsky S., Omel'chenko S., Riabets O. et al. Impact of added food ingredients on foaming and texture of the whipped toppings: a chemometric analysis. European Food Research and Technology. 2020. vol. 246. no. 10. pp. 19551970. doi: 10.1007/s00217-020-03547-3

15 Claisse J.T., Pondella D.J., Love M., Zahn L.A. et al. Impacts from partial removal of decommissioned oil and gas platforms on fish biomass and production on the remaining platform structure and surrounding shell mounds. PloS one. 2015. vol. 10. no. 9. pp. e0135812.

16 Mamudu O.A., Igwe G.J., Okonkwo E., Okocha S.I. Modular Crude Oil Topping Refinery: The Total Utilization of All Distilled Cuts. Ewemen Journal of Petrochemical Research & Innovation. 2016. vol. 1. no. 2.

17 Tadesse T., Yeshealem B., Assefa A., Liben M. Influence of seed rate and leaf topping on seed yield, oil content and economic returns of Ethiopian mustard (Brassica carinata). Pak. J. Agri. Sci. 2012. vol. 49. no. 3. pp. 237-241.

18 Petrut R.F., Danthine S., Blecker C. Assessment of partial coalescence in whippable oil-in-water food emulsions. Advances in colloid and interface science. 2016. vol. 229. pp. 25-33. doi: 10.1016/j.cis.2015.12.004

19 Mamudu A.O., Imokhe O., Okoro E.E., Olabode S. The Comparative Analysis of Bonny Light& Bonny Medum Crude Oil Using Simple Distillation and Preflash Model For Maximum Distillate Cuts Recovery (Crude Oil Topping Refinery). International Journal of Applied Engineering Research. 2017. vol. 12. no. 18. pp. 7372-7391.

20 Angela M., Omolegho I., Emeka O., Sanmi O. The Comparative Analysis of Bonny Crude Oil Using Simple Distillation and Pre-flash Model for Maximum Distillate Cuts Recovery (Crude Oil Topping Refinery). International Journal of Applied Engineering Research. 2017. vol. 12. no. 18. pp. 7372-7391.

Fedkin V.S. at aC Proceedings of VSUET, 2021, voL 83 , no. 4, pp. 252-260

post@vestnik-vsuet.ru

Сведения об авторах

Владислав С. Федькин магистрант, кафедра химии и химической технологии, Самарский государственный технический университет, филиал в г. Новокуйбышевске, ул. Миронова, 5, г. Новокуйбышевск, 446200, Россия, chemicaluniversity@mail.ru Сергей В. Попов к.т.н., доцент, кафедра химии и химической технологии, Самарский государственный технический университет, филиал в г. Новокуйбышевске, ул. Миронова, 5, г. Новокуйбышевск, 446200, Россия, svpopov2018@ya.ru

https://orcid.Org/0000-0003-0533-9049 Оксана В. Хабибрахманова к.х.н., доцент, кафедра химии и химической технологии, Самарский государственный технический университет, филиал в г. Новокуйбышевске, ул. Миронова, 5, г. Новокуйбышевск, 446200, Россия, chemicaluniversity@mail.ru https://orcid.org/0000-0002-1523-9861

Вклад авторов

Владислав С. Федькин обзор литературных источников по исследуемой проблеме, разработал модели и провел вычислительный эксперимент

Сергей В. Попов разработал модели и провел вычислительный эксперимент

Оксана В. Хабибрахманова консультация в ходе исследования Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.

Information about authors

Vladislav S. Fedkin master student, chemistry and chemical technology department, Samara State Technical University, branch in Novokuibyshevsk, st. Mironova, 5, Novokuibyshevsk, 446200, Russia, chemicaluniversity@mail.ru Sergey V. Popov Cand. Sci. (Engin.), associate professor, Chemistry and Chemical Technology Department, Samara State Technical University, branch in Novokuibyshevsk, st. Mironova, 5, Novokuibyshevsk 446200, Russia, svpopov2018@ya.ru

https://orcid.org/0000-0003-0533-9049 Oksana V. Khabibrakhmanova Cand. Sci. (Chem), associate professor, chemistry and chemical technology department, Samara State Technical University, branch in Novokuibyshevsk, st. Mironova, 5, Novokuibyshevsk, 446200, Russia, chemicahiniversity@mail.ru https://orcid.org/0000-0002-1523-9861

Contribution

Vladislav S. Fedkin review of the literature on an investigated problem, developed models and conducted a computational experiment

Sergey V. Popov developed models and conducted a computational experiment

Oksana V. Khabibrakhmanova consultation during the study Conflict of interest

The authors declare no conflict of interest.

Поступила 19/10/2021_После редакции 04/11/2021_Принята в печать 20/11/2021

Received 19/10/2021_Accepted in revised 04/11/2021_Accepted 20/11/2021