Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6
Во фракциях легкого и тяжелого бензинов, отбираемых с верха соответственно отбензинивающей и атмосферной колонн (см. рис. ниже), содержатся растворенные углеводородные газы (С1–C4). Поэтому прямогонные бензины должны сначала подвергаться стабилизации с выделением сухого (С1–С2) и сжиженного (С2–С4) газов и последующим их рациональным использованием.
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 °С), которая обладает к тому же достаточно высокой детонационной стойкостью. Для последующей переработки стабилизированные бензины подвергаются вторичной перегонке на фракции, направляемые как сырье процессов каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента автобензинов или индивидуальных ароматических углеводородов — бензола, толуола и ксилолов. При производстве
ароматических углеводородов исходный бензин разделяют на следующие фракции с температурными пределами выкипания: 62… 85 °С (бензольную), 85…105 (120 °С) (толуольную) и 105 (120)…140 °С (ксилольную). При топливном направлении переработки прямогонные бензины достаточно разделить на 2 фракции: н. к. — 85 °С и 85…180 °С.
Для стабилизации и вторичной перегонки прямогонных бензинов с получением сырья каталитического риформинга топливного направления применяют в основном двухколонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну вторичной перегонки бензина на фракции н. к. — 85 и 85…180 °С. Наиболее экономически выгодной схемой разделения стабилизированного бензина на узкие ароматикообразующие фракции признана последовательно-параллельная схема соединения колонн вторичной перегонки, как это принято в блоке стабилизации и вторичной перегонки установки ЭЛОУ-АВТ-6
В соответствии с этой схемой прямогонный бензин после стабилизации разделяется сначала на 2 промежуточные фракции (н. к. — 105 °С и 105…180 °С), каждая из которых затем направляется на последующее разделение на узкие целевые фракции.
Как видно из рисунка выше, нестабильный бензин из блока AT после нагрева в теплообменнике поступает в колонну стабилизации (дебутанизатор) 1. С верха этой колонны отбирают сжиженные газы С2–С4 , которые проходят конденсатор-холодильник и поступают в газосепаратор. Часть конденсата возвращается в колонну 1 в качестве острого орошения, а балансовое количество выводится с установки. Подвод тепла в низ дебутанизатора осуществляется горячей струей подогретого в печи стабильного бензина. Из стабильного (дебутанизированного) бензина в колонне 2 отбирают фракцию С5–105 °С. Пары этой фракции конденсируют в аппарате воздушного охлаждения. Часть конденсата возвращают в колонну 2 в качестве острого орошения, а балансовую часть направляют в колонну 3. Кроме того, часть паров верха колонны 2 подают без конденсации в колонну 3. С верха колонны 3 отбирают фракцию С5–62 °С, с куба — 62…105 °С, которая может выводиться с установки как целевая либо направляться в колонну 4 для разделения на фракции 62…85 °С (бензольную) и 85…105 °С (толуольную). Остаток колонны 2 — фракцию 105…180 °С — направляют на разделение в колонну 5 на фракции 105…140 °С и 140…180 °С.
Тепло в низ колонны 4 подводится через кипятильник, а остальных колонн вторичной перегонки (2, 3 и 5) — с горячей струей подогретого в печи кубового остатка этих колонн.
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 — 1,1 кг, собственной выработки - 48 кг.
Материальный баланс блока стабилизации и вторичной перегонки бензина
Поступило:
Нестабильный бензин 19,1%
Получено:
сухой газ (С1–С2) 0,2%
сжиженный газ (С2–С4) 1,13%
фракция С5–62 °С 2,67%
фракция 62…105 °С 6,28%
фракция 105…140 °С 4,61%
фракция 140…180 °С 4,21%
ТЕХНОЛОГИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА, С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов, 2006