Расчет и проектирование установки АВТ для переработки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

План

Введение

1. Технологический расчет

1.1 Характеристика перерабатываемой нефти

1.2 Построение кривых разгонки нефти

1.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов

1.4 Выбор и обоснование технологической схемы установки

1.5 Описание технологической схемы установки

1.6 Материальный баланс установки

1.7 Технологический расчет основной атмосферной колонны

2. Расчет и подбор основных аппаратов

2.1 Расчет конденсатора воздушного охлаждения

2.2 Расчет атмосферной печи

2.3 Расчет теплообменника (ДТ 1 - нефть)

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их в качестве компонентов товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов, и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.

Установки АВТ (атмосферно-вакуумные трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти методом многократного (двух- и трехкратного) испарения. При первичной переработке нефти используются физические процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы переработки базируются в основном на деструктивных методах (термический, каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация и др.).

Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего - трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензинеиную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350 - 360?C.

Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга). Установки АВТ, как правило, комбинируются с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ). Кроме того, используются установки вторичной перегонки бензина для получения узких бензиновых фракций.

Еще более существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании АВТ (или ЭЛОУ-АВТ) с другими технологическими процессами, такими как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т. д.

1. Технологический расчет

1.1 Характеристика перерабатываемой нефти

Куйбышевская область - крупный нефтедобывающий район страны. К настоящему времени здесь открыто более 100 месторождений, большинство из них - многопластовые. Нефтяные залежи области связаны с отложениями пермского, каменноугольного и девонского возрастов. Залежи нефти в отложениях пермского возраста развиты главным образом па Большекинельском и Малокинельском валах, которые продолжаются в Оренбургской области. Наибольшие запасы нефти каменноугольных отложений (угленосного горизонта) находятся в зоне жигулевских дислокаций к востоку от них в зоне Большекинельского и Малокинельского валов. В этих же зонах расположены крупные залежи девонской нефти.

В соответствии с общепринятым геологическим районированием область подразделяется на шесть нефтегазоносных районов: Кинель-Черкасский, Южно-Куйбышевский, Самаро-Лукский, Сергиевский, Чапаевский и Ставропольская депрессия.

Самые крупные месторождения области - Мухановское, Дмитриевское, Неклюдовское, Дерюжовское, Хилковское, Козловское приурочены к Кинель-Черкасскому району. Большие нефтяные месторождения открыты в Южно-Куйбышевском и Самаро-Лукском районах: Кулешовское, Лебяжинское, Ново-Запрудненское, Алакаевское, Красноярское. Белозерское и др. На северо-востоке области и в Сергиевском нефтеносном районе крупными месторождениями являются Радаевское и Якушинское.

Физико-химическая характеристика нефтей Куйбышевской области весьма различна - как на разных месторождениях, так и на одном и том же месторождении, но на разных горизонтах. Основное количество нефти в области добывается из залежей каменноугольного возраста. Это сернистые, смолистые и парафиновые нефти; содержание светлых нефтепродуктов 15 - 28% (фракции до 200 °С) и 35 - 54% (фракции до 350 °С).

Нефти карбона Сергиевского нефтяного района (месторождения Радаевское и Якушинское) отличаются от остальных высокой относительной плотностью (0,8699 - 0,9040), большим содержанием силикагелевых смол (16 - 22%); они высокосернисты (2,4 - 3,3% серы). Содержание светлых фракций в нефти невелико - 15--17% (до 200 °С) и 34 - 39% (до 350 °С).

В Южно-Куйбышевском районе (месторождения Кулешовское, Бариновское) нефти характеризуются низкой относительной плотностью (0,7980 - 0,8160), небольшим содержанием серы (0,20 - 0,71%) и высоким содержанием легких дистиллятов - 34 - 37% (до 200 °С) и 60 - 68% (до 350 °С).

Девонские нефти пашийских и живетских продуктивных горизонтов, как правило, отличаются низкой плотностью, невысоким содержанием смол и асфальтенов, а также большим содержанием светлых нефтепродуктов.

В нефти разных месторождений и пластов растворено различное количество газов (до С 4 и С 5); во всех случаях в газах характерно преобладание углеводородов нормального строения.

Из всех нефти области прямой перегонкой могут быть получены лишь компоненты автомобильных бензинов с низким октановым числом (32 - 42). Это можно объяснить высоким содержанием парафиновых углеводородов (54 - 78%) во фракции н. к. - 200 °С. Легкие керосиновые дистилляты из большинства нефти области содержат незначительное количество серы, однако многие из них необходимо очищать от меркаптановой серы. Для фракций, соответствующих осветительным керосинам, очистка от серы также необходима. Дизельные фракции большинства нефти удовлетворяют требованиям ГОСТ на дизельные топлива летних и зимних марок, однако многие из них также нужно очищать от серы. Кроме того, из большинства нефти Куйбышевской области можно получать мазуты основных марок, отвечающие требованиям ГОСТ. Суммарный выход базовых масел с ИВ 85 составляет 16,4 - 28,0% (на нефть).

Примерно у 50% нефти Куйбышевской: области, представленных в настоящем справочнике, был исследован групповой состав сераорганических соединений.

Изучался состав сернистых соединений самих нефти и фракций, выкипающих до 300 °С, полученных на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011--64.

Содержание общей серы в нефти определялось сжиганием в печи, элементарной и меркаптановой - па электронном полярографе ПЭ-312 с автоматической записью полярограмм, сульфидной - потенциометрически на приборе ЛП-58.

Во фракциях содержание общей серы определяли по ГОСТ 1771 - 48, сероводорода и меркаптановой серы - амперометрически, сульфидной - потенциометрически, а элементарной так же, как и в нефти,-- полярографически.

Таблица 1.1 - Основные физико-химические свойства Дмитриевской нефти (угленосный горизонт СIII)

Массовое содержание, %	Плотность относит.	Массовое содержание фракций, %
серы	смол		до 200°С	до 350 °С
1,22	9,4	0,8406	25,9	48,7

1.2 Построение кривых разгонки нефти

Основные кривые разгонки нефти: кривая ИТК (истинных температур кипения), кривая молекулярной массы и кривая относительной плотности.

Для построения кривой ИТК нефти используются данные таблицы "Потенциальное содержание фракций в нефти", которые имеются в справочнике "Нефти СССР", т. 2. [1, c. 347]

Таблица 1.2 - Данные для построения кривой ИТК Дмитриевской нефти (угленосный горизонт СIII)

Номер фракции	Пределы выкипания	Выход, % масс, на нефть	Средняя ордината фракции X ср.
		суммарный	отдельной фр.
0	до 28	2,1	--	--
1	нк-60	3,6	3,6-0=3,6	(3,6+0)/2=1,8
2	60-100	6,7	6,7-3,6=3,1	(6,7+3,6)/2=5,15
3	100-150	16,6	16,6-6,7=9,9	(16,6+6,7)/2=11,65
4	150-200	28,0	28,0-16,6=11,4	(28,0+16,6)/2=22,3
5	200-250	35,7	35,7-28,0=7,7	(35,7-28,0)/2=31,85
6	250-300	43,9	43,9-35,7=8,2	(43,9+35,7)/2=39,8
7	300-350	50,8	50,8-43,9=6,9	(50,8+43,9)/2=47,35
8	350-400	58,2	58,2-50,8=7,4	(58,2+50,8)/2=54,5
9	400-450	66,0	66,0-58,2=7,8	(66,0+58,2)/2=62,1
10	450-480	69,7	69,7-66,0=3,7	(69,7+66,0)/2=67,85
11	480+	100	100-69,7=30,3	(100+69,7)=84,85

На основании данных таблицы 1.2 строится кривая ИТК нефти в координатах: температура, °С - массовый суммарный выход, % на нефть.

Построение ведется следующим образом. Сначала откладывается на оси абсцисс выход газа (2,1) и из этой точки восстанавливается перпендикуляр. На шкале температур (ордината) из точки, соответствующей 28о С, также проводится перпендикуляр. На пересечении этих перпендикуляров находим первую точку кривой ИТК. Следующие точки получаются путем пересечения двух перпендикуляров, проведенных из точек: температура 60о С - суммарный выход 3,6 %; температура 100о С - суммарный выход 6,7 % и т.д. Плавно соединяя соответствующие точки, получим кривую ИТК нефти.

Выше температуры 480о С кривую ИТК следует продолжить до пересечения со средней ординатой остатка (84,85 %) как продолжение прямой линии ИТК на участке 450-480 о С. Температура, соответствующая точке пересечения, является средней температурой кипения остатка.

 t, °С

603

480

450

62,1 69,7 84,9

Среднюю температуру кипения остатка (toст) можно рассчитать, используя подобные треугольники ABC и ADE.

Для данного случая AB=69,7-66=3,7; AD=84,9-66=18,9

отсюда 3,7*(30+х)=567; 111+3,7*х=567; 3,7*х=456 откуда х=123 (округлено до целого числа).

t oст = 480+123=603°С

Начало кипения нефти определяется пересечением луча, проведенного через точки [0,3%; 28°С] и [2,9%; 60°С] с нулевой ординатой.

Начало кипения нефтей (tнк) можно рассчитать, используя подобные треугольники АВС и АDЕ:

=

Для нашего случая АС=2,1 (выход газа); АЕ=3,6 (см. таблицу 2); ВС=х;

DЕ=х+(60-28)=х+32.

2,1/3,6=х/(х+32)

отсюда

2,1•х+67,2=3,6•х;

х=45 оС.

Начало кипения t нк = 28 ? 45=-17 оС.

Кривые ИТК вычерчиваются на миллиметровке, затем проводятся средние ординаты фракций и при их пересечении с кривой ИТК определяются средние температуры кипения каждой фракции (ti).

Плотность фракций рассчитывается по формуле:

=0,722•(ti/100)0,16.

Молярная масса фракция рассчитывается по формуле:

М=7•К ? 21,5+(0,76 ? 0,04•К)•ti+(0,0003•К ? 0,00245)•ti2,

где К - характеризующий фактор;

К=1,216•/;

=0,994•+0,0093.

Рассчитаем значение плотностей :

1) =0,722•(14/100)0,16=0,527;

2) =0,722•(80/100)0,16=0,697;

3) =0,722•(125/100)0,16=0,748;

4) =0,722•(175/100)0,16=0,790;

5) =0,722•(225/100)0,16=0,822;

6) =0,722•(275/100)0,16=0,849;

7) =0,722•(325/100)0,16=0,872;

8) =0,722•(375/100)0,16=0,892;

9) =0,722•(425/100)0,16=0,910;

10)=0,722•(465/100)0,16=0,923;

11) =0,722•(603/100)0,16=0,962.

Рассчитаем значение плотностей :

1) =0,994•0,527+0,0093=0,533;

2) =0,994•0,697+0,0093=0,702;

3) =0,994•0,748+0,0093=0,753;

4) =0,994•0,790+0,0093=0,794;

5) =0,994•0,822+0,0093=0,826;

6) =0,994•0,849+0,0093=0,853;

7) =0,994•0,872+0,0093=0,876;

8) =0,994•0,892+0,0093=0,896;

9) =0,994•0,910+0,0093=0,914;

10) =0,994•0,923+0,0093=0,927;

11) =0,994•0,962+0,0093=0,966.

Рассчитаем значение характеризующего фактора К:

1) К 1=1,216•/0,533=15,04;

2) К 2=1,216•/0,702=12,25;

3) К 3=1,216•/0,753=11,88;

4) К 4=1,216•/0,793=11,72;

5) К 5=1,216•/0,826=11,66;

6) К 6=1,216•/0,854=11,67;

7) К 6=1,216•/0,876=11,70;

8) К 8=1,216•/0,896=11,74;

9) К 9=1,216•/0,914=11,80;

10) К 10=1,216•/0,927=11,85;

11) К 11=1,216•/0,947=12,05.

Рассчитаем значение молярных масс М, кг/кмоль:

М1=7•15,04? 21,5+(0,76?0,04•15,04)•14+(0,0003•15,04?0,00245)•142=86;

М2=7•12,25? 21,5+(0,76?0,04•12,25)•80+(0,0003•12,25?0,00245)•802=94;

М3=7•11,88? 1,5+(0,76?0,04•11,88)•125+(0,0003•11,88?0,00245)•1252=115;

М4=7•11,72? 1,5+(0,76?0,04•11,72)•175+(0,0003•11,72?0,00245)•1752=144;

М5=7•11,66? 1,5+(0,76?0,04•11,66)•225+(0,0003•11,66?0,00245)•2252=179;

М6=7•11,67? 1,5+(0,76?0,04•11,67)•275+(0,0003•11,67?0,00245)•2752=223;

М7=7•11,70? 1,5+(0,76?0,04•11,70)•325+(0,0003•11,70?0,00245)•3252=267;

М8=7•11,74? 1,5+(0,76?0,04•11,74)•375+(0,0003•11,74?0,00245)•3752=321;

М9=7•11,80? 1,5+(0,76?0,04•11,80)•425+(0,0003•11,80?0,00245)•4252=381;

М10=7•11,87? ,5+(0,76?0,04•11,87)•475+(0,0003•11,87?0,00245)•4752=448;

М11=7•12,05? ,5+(0,76?0,04•12,05)•603+(0,0003•12,05?0,00245)•6032=654.

На средних ординатах фракций откладываются значения плотностей и молекулярных масс, полученные точки соединяются плавными кривыми. Кривые разгонки Дмитриевской нефти (угленосный горизонт СIII) представлены на рисунке 1.1.

Все данные по характеристикам узких фракций сводятся в таблицу 1.3.

Кривая ИТК

Таблица 3 - Характеристика узких фракций Дмитриевской нефти (угленосный горизонт СIII)

№	Пределы выкипания	ti, ?С	ti+273, К			Кi	Мi, кг/кмоль
1	2	3	4	5	6	7	8
1	нк-60	14	287	0,527	0,533	15,04	86
2	60-100	80	353	0,697	0,702	12,25	94
3	100-150	125	398	0,748	0,753	11,88	115
4	150-200	175	448	0,790	0,794	11,72	144
5	200-250	225	498	0,822	0,826	11,66	179
6	250-300	275	548	0,849	0,853	11,67	220
7	300-350	325	598	0,872	0,876	11,70	267
8	350-400	375	648	0,892	0,896	11,74	321
9	400-450	425	698	0,910	0,914	11,80	381
10	450-480	465	738	0,923	0,927	11,85	434
11	480+	603	876	0,962	0,966	12,05	654

1.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов

Выбор ассортимента производится на основании потребности конкретного региона в определенных продуктах, а также определяется оптимальным вариантом переработки заданной нефти.

Основными критериями оценки возможности получения товарных продуктов в атмосферной части установки являются:

1) для бензинов - октановое число, фракционный состав, содержание серы;

2) для реактивных топлив - плотность, фракционный состав, температура начала кристаллизации, содержание серы;

3) для дизельных топлив - температура застывания, цетановое число, содержание серы, температура вспышки, фракционный состав.

В настоящее время на установке АВТ можно получить товарные продукты только из отдельных высококачественных нефтей. Как правило, на установках АВТ получают компоненты товарных продуктов и сырье для установок вторичной переработки.

Продукты, получаемые на установке при переработке Дмитриевской нефти (угленосный горизонт CIII) имеют следующие пределы выкипания:

1. Бензиновая фракция (нк-150°С).

2. Первая дизельная фракция (150-250°С).

3. Вторая дизельная фракция (250-350°С).

4. Первая масляная фракция (350-450°С).

5. Вторая масляная фракция (450-480°С).

6. Гудрон (480°С и выше).

Все характеристики бензиновой, керосиновой и дизельной фракции сведем в таблицу и приведем сравнение с ГОСТ.

Таблица 1.4 - Сравнение качества продуктов с требованиями ГОСТ

Наименование продукта	Показатель качества	По ГОСТ	Фактический
Бензин фр. нк-150°С	Марка Нормаль-80
	Октановое число по ММ	76	47,7
	Содержание серы, % масс	0,05	0,07
Дизельное топливо фр. 150-350°С	Марка ДЗЭЧ
	Цетановое число, не менее	45	49
	Температура застывания, °С	не выше -35°	-32
	Содержание серы, не более, % масс	0,035	0,7
	Фракционный состав 50 % отг., не выше, °С 98 % отг., не выше, °С	не выше 280 не выше 360	241 307
	Температура вспышки, °С	не ниже 40-62	55

Бензиновую фракцию 100-150°С отправляем на каталитический риформинг для повышения октанового числа и дальнейшего использования в качестве компонента товарного автобензина.

Дизельные фракции 150-250°С и 250-350°С отправляем на гидрокрекинг для доведения содержания серы в соответствии со стандартом Евро-3. После гидрокрекинга фракцию можно использовать как компонент зимнего топлива марки ДЗЭЧ.

Выбираем топливно-масляный вариант переработки нефти. Получаем две масляные фракции, которые в дальнейшем используются для получения базовых дистиллятных масел: 350-450°С (ИВ=106) и 450-480°С (ИВ=85), (а также остаток - гудрон (480°С и выше, ИВ=85), который идет на получение остаточных масел.

1.4 Выбор и обоснование технологической схемы установки

Перерабатываемая нефть содержит более 10% бензиновых фракций, поэтому в атмосферной части необходимо применить схему двукратного испарения и двукратной ректификации.

Паровое орошение в колонне предварительного испарения создается с помощью горячей струи, т.к. при подаче в низ колонны водяного пару существует опасность его конденсации в верхней части колонны, что создаст аварийную ситуацию. Паровое орошение в основной атмосферной колонне создается подачей перегретого водяного пара, что позволяет в значительной степени уменьшить термическое разложение мазута за счет снижения температуры перегонки.

Для четкого регулирования начала кипения боковых погонов последние необходимо выводить через отпарные колонны, в которых отпарка легких примесей производится подачей перегретого водяного пара или путем подвода тепла.

Содержание растворенных газов в нефти более 0,3%, поэтому необходимо ставить стабилизационную колонну для бензина. Для конденсации паров, уходящих с верха стабилизатора, без применения громоздкой и энергоемкой системы искусственного охлаждения в колонне необходимо поддерживать высокое давление (0,8 - 1,2 МПа).

Для обеспечения необходимого отбора дистиллятов при минимальном термическом разложении перегонку мазута необходимо проводить в глубоком вакууме в сочетании с подачей в низ вакуумной колонны перегретого водяного пара.

Для регенерации тепла горячих потоков, снижения расхода топлива для нагрева сырья в печи и расхода хладагента для охлаждения продуктов следует использовать теплообменники.

Многопоточная схема движения через теплообменники позволит более полно использовать тепло горячих потоков.

В системе создания вакуума целесообразно использовать поверхностные конденсаторы, т.к. это улучшит технико-экономические показатели установки за счет повышения эффективности теплообмена и экономии электроэнергии для подачи хладоагента.

Следует отдать предпочтение аппаратам воздушного охлаждения, которые по сравнению с конденсаторами и холодильниками занимают меньшую площадь, имеют меньший расход электроэнергии, в большей степени способствуют хорошей экологии воды.

1.5 Описание технологической схемы установки

Поступающая на установку нефть разделяется на два параллельных потока. Первый поток нефти проходит через теплообменник Т-1(ДТ с отпарной колонны К-3/1), Т-2(ПЦО 2), Т-3(первая масляная фракция), Т-4(гудрон). Второй поток проходит через теплообменники Т-5(ДТ с отпарной колонны К-3/2), Т-6(ПЦО 1), Т-7(вторая масляная фракция), Т-8(гудрон). Затем оба потока нефти смешиваются и поступают на разделение в колонну частичного отбензинивания К-1. Уходящие сверху К-1 углеводородный газ и легкий бензин конденсируют и охлаждают последовательно в конденсаторе воздушного охлаждения КВО-1 и направляют в емкость Е-1.Часть конденсата возвращается на верх колонны в качестве орошения.

Верхний продукт К-1 перетекает из емкости Е-1 в сырьевую емкость стабилизатора К-4.

Нижний продукт колонны К-1 - отбензиненная нефть забирается насосом Н-2 и направляется в печь П-1. Первый поток из печи поступает в низ колонны К-1 как горячая струя, второй - в качестве сырья в основную атмосферную колонну К-2 с температурой 350?С.

Для снижения температуры низа колонны и более полного извлечения из мазута светлых нефтепродуктов ректификацию в К-2 проводят в присутствии водяного пара.

С верха К-2 выходят пары бензиновой фракции с концом кипения 150?С а также водяной пар. Пары поступают в воздушный конденсатор-холодильник КВО-2, после чего продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-2, далее в сырьевую емкость стабилизатора К-4.

Для отвода тепла из К-2 предусмотрено ПЦО 1 (с 19-ой тарелки прокачивается насосом Н-4 через т/о Т-6 и возвращается на 20-ю тарелку), ПЦО 2 (с 31-ой тарелки прокачивается насосом Н-5 через теплообменник Т-2 и возвращается в К-2 на 32-ю тарелку), а также ВЦО.

Из колонны К-2 осуществляется вывод в виде боковых погонов двух фракций: фракция 150-250?С и фракция 250-350?С. Эти погоны поступают в отпарные колонны К-3/1 и К-3/2.

Фракция 150-250?С перекачивается насосом Н-8 через теплообменник Т-1, холодильник воздушного охлаждения ХВО-1 и направляется в парк.

Фракция 250-350?С перекачивается насосом Н-7 через теплообменник Т-5, холодильник ХВО-2 и направляется в парк.

С верха стабилизационной колонны К-4 выводится головка стабилизации и через КВО-3 поступает в емкость Е-3. Часть головки стабилизации с помощью насоса Н-10 подается на орошение в К-4, а другая часть отправляется в парк.

Стабильный бензин с низа К-4 поступает в кипятильник, нагреваемый водяным паром. Из кипятильника стабильный бензин насосом Н-9 прокачивается через теплообменник Т-9, нагревая нестабильный бензин, через Х-1 направляется в парк.

С низа атмосферной колонны К-2 мазут насосом Н-6 подается в печь П-2. Нагретый мазут в виде парожидкостной смеси поступает в вакуумную колонну К-5. Для снижения температуры низа и обеспечения условий испарения из гудрона легких компонентов в низ колонны К-5 подают водяной пар.

С верха вакуумной колонны К-5 пары поступают в КХ-1, где конденсируется водяной пар и унесенные с парами углеводороды. Несконденсированные газы отсасываются первой ступенью эжектора Н-16 с помощью подачи острого водяного пара. Смесь поступает в КХ-2, где конденсируется рабочий водяной пар первой ступени, а газы охлаждаются для уменьшения объема.

Затем газы отсасываются второй ступенью эжектора и выбрасываются в атмосферу.

Первая масляная фракция насосом Н-13 подается на подогрев нефти в теплообменник Т-3 и через ХВО-8 выводится с установки и отправляется на дальнейшую переработку.

Вторая масляная фракция насосом Н-12 подается на подогрев нефти в теплообменник Т-7 и через холодильник ХВО-6 выводится с установки на дальнейшую переработку.

С низа вакуумной колонны К-5 выводится гудрон и насосом Н-11 прокачивается через теплообменник Т-8 и направляется на дальнейшую переработку через холодильник Х-2.

Схема на миллиметровке

Поз.	Обозначение	Наименование	Кол-во	Примечание
	К-1	Колонна предварительного
		испарения	1
	К-2	Колонна атмосферная
		основная	1
	К-3/1, К-3/2	Колонна отпарная	2
	К-4	Стабиизатор	1
	К-5	Колонна вакуумная	1
	КВО-1,2,3	Конденсатор воздушного
		охлждения	3
	КХ-1,2,3	Конденсатор-холодильник	3
	Н-1,2…16	Насос	16
	П-1,2	Печь трубчатая	2
	Т-1,2..10	Аппарат теплообменный	10
	Е-1,2,3	Емкость	3
	БК	Колодец барометрический	1
	ХВО-1,2..6	Холодильник воздушного
		охлаждения	6
	Х-1,2	Холодильник водяной	2

1.6 Материальный баланс установки

Материальный баланс оформлен в виде таблицы.

Таблица 1.5 - Материальный баланс установки

Наименование продуктов и сырья	Выход по ИТК	Отбор от пот.	Факт.выход	Количество
				тыс.т/год	кг/час
Взято:
Нефть	100,0	-	100,00	4800,0	571429
Получено:
Бензин (нк-150)	16,6	0,98	16,27	780,96	92976
ДТ 1 (150-250)	19,1	0,96	18,34	880,32	104762
ДТ 2 (250-350)	15,1	0,96	14,49	695,52	82857
М 1 (350-450)	15,2	0,95	14,44	693,12	82500
М 2(450-480)	3,7	0,95	3,52	168,96	20119
Гудрон (480+)	30,3	1,09*	32,94	1581,12	188214
Итого	100,0	-	100,00	4800,0	571429

Фактический выход гудрона определяется как разность:

100,0 - (16,27+18,34+14,49+14,44+3,52)=32,94*) отбор гудрона 32,94/30,3=1,09

Примечание. Материальный баланс установки рассчитан без учета потерь из условия: производительность 4,8 млн. т/год, число рабочих дней 350.

1.7 Технологический расчет основной атмосферной колонны

На основании практических и литературных источников принимаются следующие исходные данные:

· температура сырья на входе в колонну 350°С;

· давление в низу колонны Pн=0,17 МПа;

· количество водяного пара, подаваемого в низ колонны 1% масс. на сырье;

· число тарелок: в отпарной части колонны Nот=6, в концентрационной части NБ=15, NРТ=12, NДТ=10;

· перепад давления на тарелку ?Р=0,0008 МПа;

· температура низа принимается на 20?С ниже температуры сырья.

Таблица 1.6 - Материальный баланс основной атмосферной колонны

Сырье и продукты	Выход по ИТК	Отбор от пот.	Фактич, выход	ti,?С	Mi,кг/кмоль	сi
Взято:
Отбенз. нефть	93,30	-	93,30			0,872
Получено:
ТБ (100-150)	9,90	0,98	9,70	125	115	0,748
ДТ 1 (150-250)	19,10	0,97	18,34	200	161	0,807
ДТ 2 (250-350)	15,10	0,96	14,50	300	243	0,861
Мазут (350 +)	49,20	1,03*	50,77	538	543	0,939
Итого	93,30		93,30

*) Фактический выход мазута: 93,3 - (9,7+18,34+14,5) =50,77

Отбор мазута: 50,77/49,2 = 1,03

Бланк 1

Расчет доли отгона сырья на входе в К-2

Для повышения точности расчета нефть разбивается на ряд узких фракций, которые принимаются за индивидуальные компоненты. Характеристика узких фракций приведена в таблице 1.3.

Расчет ОИ производится методом подбора из условия:

Уx i =, (1.1)

где хFi, хi - мольная доля компонента соответственно в сырье и жидкой фазе;

е - мольная доля отгона;

Ki - константа фазового равновесия i-го компонента.

Порядок расчета ОИ:

1. Рассчитываем число киломолей i-го компонента

Ni=ai/Мi

2. Рассчитываем мольные доли компонентов

XFi=Ni/?Ni

3. Рассчитываем упругость паров i-го компонента (Рi) при заданной температуре (t) по формуле:

Pi=0,1* МПа,

где

bi=(tв+273)/(ti+273), t=350°С.

4. Задаемся значением мольной доли отгона (е=0,773);

5. Рассчитываем константу фазового равновесия i-го компонента:

где Рвх - давление на входе в колонну

(Рвх=Рн -?P*Nот), МПа;

Z - величина отношения кмоли водяного пара/кмоли сырья.

Рвх=0,17-0,0008*6=0,1652 МПа

6. По формуле 1.1 рассчитываются мольные доли компонентов в жидкой фазе сырья (Xi), находится ?Xi. Если ?Xi получилась в пределах заданной точности, переходим к пункту 7, в противном случае задаются новой величиной "е" и повторяют расчеты с пункта 5.

7. Рассчитываем мольные доли компонентов в паровой фазе сырья

Yi=Ki*Xi

8. Рассчитываем молярные массы жидкости (Мх) и паров (Му):

Мх=?Мi*Xi

Му=?Мi*Yi

9. Рассчитываем массовые доли компонентов в жидкой и паровой фазах:

= Мi*Xi/Мх

= Мi*Yi/Му

10. Рассчитываем удельные объемы жидкой и паровой фаз:

?(/сi); ?(/сi).

Расчет удобно выполнять в виде таблицы. Представленный ниже расчет произведен в электронных таблицах Excel на основе исходных данных, полученных на ЭВМ.

Таблица 1.7 - Расчет доли отгона на входе в К-2

Фракция	ai	ti	Мi	сi	Ni	XFi	Pi
100-150	9,9	125	115	0,748	0,0861	0,2328	4,5081
150-200	11,4	175	144	0,79	0,0792	0,2141	1,8560
200-250	7,7	225	179	0,822	0,0430	0,1163	0,8555
250-300	8,2	275	220	0,849	0,0373	0,1008	0,3797
300-350	6,9	325	267	0,872	0,0258	0,0699	0,1581
350-400	7,4	375	321	0,892	0,0231	0,0623	0,0626
400-450	7,8	425	381	0,91	0,0205	0,0554	0,0240
450-480	3,7	475	448	0,926	0,0083	0,0231	0,0111
480+	30,3	603	654	0,962	0,0463	0,1253	0,0008
У					0,3698	1,0000

Таблица 1.7.1

Фракция	Ki	Ki-1	e*(Ki-1)	1+e*(Ki-1)	Xi	Yi
100-150	32,3386	31,3386	26,0549	27,0549	0,0094	0,3045
150-200	13,3136	12,3136	10,2375	11,2375	0,0207	0,2762
200-250	6,1369	5,1369	4,27082	5,27082	0,0238	0,1460
250-300	2,7234	1,7234	1,4328	2,4328	0,0437	0,1191
300-350	1,1344	0,1344	0,1117	1,1117	0,0634	0,0720
350-400	0,449	-0,551	-0,4581	0,5419	0,1070	0,0480
400-450	0,1724	-0,8276	-0,6881	0,3119	0,1482	0,0256
450-480	0,0794	-0,9206	-0,7654	0,2346	0,0761	0,0060
480+	0,0057	-0,9943	-0,8267	0,1733	0,5066	0,0029
У					0,9990	1,0003

Таблица 1.7.2

Фракция	Mi*Xi	Mi*Yi			/сi	/сi
100-150	1,0829	35,0205	0,0022	0,1988	0,0030	0,2658
150-200	2,9870	39,7680	0,0061	0,2258	0,0077	0,2858
200-250	4,2597	26,1411	0,0087	0,1484	0,0106	0,1806
250-300	9,6225	26,2059	0,0196	0,1488	0,0231	0,1752
300-350	16,9372	19,2136	0,0345	0,1091	0,0396	0,1251
350-400	34,3332	15,4156	0,0700	0,0875	0,0785	0,0981
400-450	56,4766	9,7366	0,1152	0,0553	0,1266	0,0609
450-480	33,0126	2,6212	0,0673	0,0149	0,0729	0,0161
480+	331,3328	1,8886	0,6756	0,0107	0,7023	0,0112
У	490,0445	176,0111	1,0000	1,0000	1,0643	1,2186

Массовая доля отгона рассчитывается по уравнению:

eM=e*My/(My*e+Mx*(1-e)),

eM=0,757*176,0111/(176,0111*0,757+490,0445*(1-0,

757))=0,528

Плотность пара рассчитывается по уравнению:

сy=1/? (yMi/ сi),

сy=1/1,21862=0,821

Плотность жидкости рассчитывается по уравнению:

сх=1/? (хMi/ сi),

сх=1/1,064254=0,940

Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода второй фракции дизельного топлива.

Рисунок 1.3 - К расчету температуры вывода бокового погона в зоне вывода второй фракции дизельного топлива

F - сырье, g - флегма, G - пары, в.п. - водяной пар, Mф - мазут фактический

Температура бокового погона определяется методом подбора: задаются количеством флегмы "g " и ее составом (Х принятое). Последующими расчетами доказывают правильность принятого состава флегмы.

Количество флегмы рекомендуется принимать в пределах 15-20 кг.

1. Принимается количество флегмы g=18 кг. Состав флегмы массовый (Х принятое):

ТБ=0,01

ДТ 1=0,05

ДТ 2=1- (0,01+0,05)=0,94

2. Рассчитывается количество компонентов во флегме:

ТБg= 18*0,01 =0,18 кг

ДT1g= 18*0,005 =0,9 кг

ДТ 2g= 18*0,94 =16,92 кг

Составим уравнение материального баланса по обозначенному на рисунке 1.3 контуру:

F + g + в.п. = G + Мф

Подставим в это выражение величину

F=ТБф+ ДТ 1ф+ДТ 2ф+Мф,

где ТБф, ДТ 1ф, ДТ 2ф, Мф - соответственно фактические выходы тяжелого бензина, первой, второй дизельной фракции и мазута (эти данные берутся из таблицы 1.6).

После подстановки и сокращения Мф получим:

G=(ТБф+Бg) + (ДТ 1ф+ ДТ 1g) + (ДТ 2ф+ ДТ 2g)+в.п.

3. Рассчитывается количество компонентов в парах:

ТБG= 9,7+0,18 =9,88 кг

ДT1G= 18,34+0,9 =19,34 кг

ДТ 2G= 14,50+16,92 =31,41 кг

в.п.= 93,3*0,01 =0,933 кг (1% на сырьё)

4. Рассчитывается давление в зоне вывода бокового погона:

РДТ=Рн-(No+NДТ)*?Р,

РДТ=0,17-(6+10)*0,0008=0,1572 МПа

Температура паров рассчитывается методом подбора из условия конца ОИ:

?Yi/Ki=1

Таблица 1.8 - Расчет температуры паров G

Компонент	кг в парах	Mi	Ni	Yi
ТБ	9,88	115	0,0859	0,2223
ДТ 1	19,24	161	0,1195	0,3092
ДТ 2	31,41	243	0,1293	0,3344
в.п.	0,933	18	0,0518	0,1341
У			0,3865	1
Принимаем tG=276
Pi	Ki	Xi	Mi*Xi	X расчетное
1,7417	9,527899	0,0099	1,1385	0,0099
0,4546	2,486871	0,076	12,2360	0,0760
0,0593	0,324398	0,9141	222,1263	0,9141
	?	0	0	0
		1	235,5008	1

Константа фазового равновесия в.п. принимается "?" из условия, что конденсация в.п. недопустима и, следовательно,

Хв.п.=Yв.п./Кв.п.=0.

Yв.п. не = 0, поэтому Хв.п.=0 только при Кв.п. =? .

По данным расчета делаю вывод: принятый состав флегмы близок к расчетному, поэтому можно переходить к составлению теплового баланса по контуру, обозначенному на рисунке 1.3.

Уравнение теплового баланса по обозначенному контуру:<...