Атмосферные вакуумные трубчатые установки для переработки Южно-Аламышикской нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

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

1.7.1 Материальный баланс основной атмосферной колонны

1.7.2 Расчет доли отгона сырья на входе в К-1

1.7.3 Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива

1.7.4 Расчет отпарной колонны дизельного топлива

1.7.5 Расчет температуры верха колонны К-1

1.7.6 Расчет диаметра колонны

2. Расчет и подбор основных аппаратов и оборудования

2.1 Расчет атмосферной печи

2.2 Расчет конденсатора воздушного охлаждения

2.3 Расчет теплообменника «дизтопливо-нефть»

Заключение

Список используемой 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.

Перспективами развития установок АВТ является модернизация и повышение эффективности действующих контактирующих устройств, внедрение современных систем автоматизации, снижение потерь нефти и нефтепродуктов.

1. Технологический расчет

1.1 Характеристика перерабатываемой нефти

В Узбекской ССР имелись три нефтегазоносных района - Ферганская и Таджикская впадины и Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область.

Ферганская депрессия расположена внутри Тянь-Шанской горной впадины и является структурной единицей эпиплатформенного орогена. Нефть и газ в Фергане добываются только в прибортовой части впадины, центральная же часть ее мало разведана. Разрез Ферганской впадины включает юрские, меловые, палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения. Меловые отложения представлены морскими, лагунными и континентальными образованиями. В ряде мест эти отложения нефтегазоносны (Северный Сох, Северный Риштан, Ходжиабад, Южный Аламышик и др.).

Нефти Ферганы являются малосернистыми, смолистыми и высокопарафинистыми.

Общее содержание светлых фракций, выкипающих до 350 °C, составляет 42-55% при содержании бензиновой фракции до 200 °C 18-25%.

По групповому углеводородному составу ферганские нефти относятся к парафино-нафтеновому типу. Содержание парафиновых углеводородов во фракциях, выкипающих до 200 °C, составляет 50-60%, ароматических 11-20% и нафтеновых 26-33%. Во фракциях, выкипающих выше 200 °C, содержание ароматических углеводородов несколько повышается. Исключением является высокоароматизированная нефть из меловых отложений месторождения Южного Аламышика, где содержание ароматических углеводородов в бензине до 150 °С равно 39%, а с повышением температуры выкипания фракций количество ароматических углеводородов уменьшается.

Бензины с температурами выкипания до 150 °C могут служить компонентами к авиационным бензинам, а с концом кипения 180 и 200 °C - к автомобильным. Все бензины низкооктановые (47-52 пункта), поскольку в их составе преобладают парафиновые углеводороды.

Легкие керосины с температурами выкипания 120-240 и 12-280 °C могут быть получены с выходом от 16 до 30%. Эти фракции характеризуются отсутствием меркаптановой серы, содержание общей серы находится в пределах требований технических норм.

Керосиновые фракции (150-280 и 150-320 °C) по основным показателям отвечают требованиям на осветительные и тракторные керосины, выход которых составляет 20-30% на нефть.

Дизельные фракции, отобранные в различных температурных пределах выкипания, отличаются высокими цетановыми числами (50-54) и сравнительно высокими температурами застывания, что позволяется получать только летние сорта дизельных топлив.

Средний выход масляных фракций данного района составляет 25%.

Остатки с различными температурами отбора имеют высокие температуры застывания, вследствие чего ферганские нефти не могут быть рекомендованы для получения мазутов и дорожных битумов.

Таблица 1.1 - Основные физико-химические свойства Южно-аламышикской нефти

Массовое содержание, %	Плотность относит.	Массовое содержание фракций, %
серы	смол силикагелевых	асфальтенов	0,8764	до 200 °C	до 350 °C
0,25	11,30	3,00		19,3	51,4

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. 4.

Таблица 1.2 - Данные для построения кривой ИТК Южно-аламышикской нефти

Номер фракции	Пределы выкипания, оС	Выход, % масс., на нефть	Средняя ордината фракции Хср
		суммарный	отдельной фр.
0	до 28	0,3	0,3	(0+0,3)/2=0,15
1	нк-60*	1,3	1,3-0,3=1,0	(0,3+1,3)/2=0,8
2	60-100	2,8	2,8-1,3=1,5	(1,3+1,5)/2=2,05
3	100-150	10,5	10,5-2,8=7,7	(2,8+10,5)/2=6,65
4	150-200	19,3	19,3-10,5=8,8	(10,5+19,3)/2=14,9
5	200-250	28,1	28,1-19,3=8,8	(19,3+28,1)/2=23,7
6	250-300	39,3	39,3-28,1=11,2	(28,1+39,3)/2=33,7
7	300-350	51,4	51,4-39,3=12,1	(39,3+51,4)/2=45,35
8	350-400	61,2	61,2-51,4=9,8	(51,4+61,2)/2=56,3
9	400-450	69,8	69,8-61,2=8,6	(61,2+69,8)/2=65,5
10	450-500	77,5	77,5-69,8=7,7	(69,8+77,5)/2=73,65
11	500+	100,0	100-77,5=22,5	(77,5+100)/2=88,75
* в том числе газ

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

Построение ведется следующим образом. Сначала откладывается на оси абсцисс выход газа (0,3%) и из этой точки восстанавливается перпендикуляр. На шкале температур (ордината) из точки, соответствующей 28 ^оС, также проводится перпендикуляр. На пересечении этих перпендикуляров находим первую точку кривой ИТК. Следующие точки получаются путем пересечения двух перпендикуляров, проведенных из точек: температура 60 ^оC - суммарный выход (1,3%); температура 100 ^оС - суммарный выход 2,8 % и т.д. Плавно соединяя соответствующие точки, получим кривую ИТК нефти.

Выше температуры 500 ^оС кривую ИТК следует продолжить до пересечения со средней ординатой остатка (88,75%) как продолжение прямой линии ИТК на участке 450-500 ^оС. Температура, соответствующая точке пересечения, является средней температурой кипения остатка.

Начало кипения нефти определяется пересечением луча, проведенного через точки (0,3%; 28 ^оС) и (1,3%; 60 ^оС) с нулевой ординатой.

; Х=10; Следовательно начало кипения t_нк =28-10=18 ^оС,

; Х=73; Следовательно t_ост=573 ^оС.

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

Плотность фракций рассчитывается по формуле:

Молярная масса фракций рассчитывается по формуле Воинова:

М_i=60+0,3*t_i+0,001*t_i²

Рассчитаем значение плотностей узких фракций , г/мл:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

По формуле Воинова рассчитываются значения молекулярной массы фракций М, г/моль:

Mi=60+0,3*t_i+0,001*t_i ²;

М₁=60+0,3*39+0,001*39²= 73;

М₂=60+0,3*80+0,001*80²= 90;

М₃=60+0,3*125+0,001*125²= 113;

М₄=60+0,3*175+0,001*175²= 143;

М₅=60+0,3*225+0,001*225²= 178;

М₆=60+0,3*275+0,001*275²= 218;

М₇=60+0,3*325+0,001*325²= 263;

М₈=60+0,3*375+0,001*375²= 313;

М₉=60+0,3*425+0,001*425²= 368;

М₁₀=60+0,3*475+0,001*475²= 428;

М₁₁=60+0,3*573+0,001*573²= 560.

Все данные по характеристикам узких фракций сводятся в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика узких фракций Южно-аламышикской нефти

№	Пределы выкипания, оС	Выход фракций, % масс.	ti, ?С	Мi, г/моль	сi, г/мл:
1	18-60*	1,3	39	73	0,651
2	60-100	1,5	80	90	0,715
3	100-150	7,7	125	113	0,758
4	150-200	8,8	175	143	0,792
5	200-250	8,8	225	178	0,818
6	250-300	11,2	275	218	0,839
7	300-350	12,1	325	263	0,858
8	350-400	9,8	375	313	0,874
9	400-450	8,6	425	368	0,888
10	450-500	7,7	475	428	0,901
11	500+	22,5	573	560	0,924

* в том числе и газ, 0,3%.

На средних ординатах фракций откладывается в соответствующем масштабе значения плотностей и молярных масс, полученные точки соединяются плавными точками.

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 Южно-аламышикской нефти имеют следующие пределы выкипания:

1 Бензиновая фракция (нк-120 °С),

2 Керосиновая фракция (120-240 °C),

3 Дизельная фракция (240-350 °С),

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

5 Вторая масляная фракция (450-500 °С),

6 Гудрон (500 °C 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-120 °С	Марка Нормаль-80
	Октановое число по ММ	не ниже 76	нет данных
	Содержание серы, % масс	не более 0,05	нет данных
Реактивное топливо фр. 120-240 °С	Марка Т-1
	Плотность при 20°С, не менее, кг/м3	800	786
	Температура нач. крист., не выше, °С	-60	-60
	Содержание серы, не более, % масс	0,10	0,003
	Фракционный состав
	10% отг., не выше, °С	175	150
	98% отг., не выше, °С	280	228
	Температура вспышки, не ниже, °С	30	нет данных
Дизельное топливо фр. 240-350 °С	Стандарт Евро-4 Арктический
	Цетановое число, не менее	51	44
	Температура застывания, не выше, °C	-55	-60
	Содержание серы, не более, % масс	не выше 0,005	0,047
	Фракционный состав
	50 % отг., не выше, °С	280	276
	95 % отг., не выше, °С	340	318

Бензиновую фракцию нк-120 °C рекомендуется направить на блок изомеризации для повышения октанового числа и дальнейшего использования в качестве малосернистого компонента товарного автобензина.

Керосиновая фракция 120-240 °C используется как компонент реактивного топлива марки Т-1.

Дизельную фракцию 240-350 °C можно направить на гидроочистку для доведения содержания серы в соответствие со стандартом Евро-4. После гидроочистки фракцию можно использовать как компонент дизельного топлива для арктического климата.

Проводится топливно-масляный вариант переработки нефти. На выходе имеем две масляные фракции, которые в дальнейшем используются для получения базовых дистиллятных масел: 350-450 °С и 450-500 °С, а также остаток - гудрон 500+°С (ИВ=115), который идет на получение высоковязких остаточных масел.

1.4 Выбор и обоснование технологической схемы установки

Перерабатываемая нефть содержит 4,3% бензиновых фракций, поэтому в атмосферной части решено было применить схему двукратного испарения и двукратной ректификации.

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 бокового погона дизельной фракции ее необходимо выводить через отпарную колонну, в которой подачей перегретого водяного пара будет осуществлена отпарка легких примесей.

Содержание растворенных газов в нефти составляет 0,3%, следовательно, нет необходимости подвергать бензин стабилизации.

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(ПЦО), Т-2(первая масляная фракция), Т-3(гудрон). Второй поток проходит через теплообменники Т-4(ДТ с отпарной колонны К-2), Т-5(вторая масляная фракция), Т-6(гудрон). Затем оба потока нефти смешиваются и поступают в печь П-1. Поток нефти из печи поступает в качестве сырья в основную атмосферную колонну К-1 с температурой 350 ?С.

Для снижения температуры низа колонны и более полного извлечения из мазута светлых нефтепродуктов ректификацию в К-1 проводят в присутствии испаряющего агента (водяного пара).

С верха К-1 выходят пары бензиновой и керосиновой фракций с концом кипения 240 ?С, а также водяной пар. Пары поступают в воздушный конденсатор-холодильник КВО-1, после чего продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-1.

Для отвода тепла из К-1 предусмотрено ПЦО (с 19-ой тарелки прокачивается насосом Н-2 через теплообменник Т-1 и возвращается на 20-ю тарелку), а также ВЦО.

Из колонны К-1 осуществляется вывод в виде бокового погона одной фракции: дизельная фракция 240-350 ?С. Этот погон поступает в отпарную колонну К-2.

Дизельная фракция 240-350?С перекачивается насосом Н-4 через теплообменник Т-4, холодильник ХВО-2 и направляется в парк.

С низа атмосферной колонны К-1 мазут насосом Н-3 подается в печь П-2. Нагретый мазут в виде парожидкостной смеси поступает в вакуумную колонну К-4. Для снижения температуры низа и обеспечения условий испарения из гудрона легких компонентов в низ колонны К-4 подают водяной пар.

С верха колонны К-3 выходят пары бензиновой фракции с концом кипения 120 ?С, а также водяной пар. Пары поступают в воздушный конденсатор-холодильник КВО-2, после чего продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-2. Часть бензина возвращается наверх колонны насосом Н-8 в качестве орошения, часть направляется в парк через Х-1.

Реактивное топливо с низа К-3 поступает в теплообменник Т-7 и далее отправляется в парк через насос Н-7.

С верха вакуумной колонны К-4 пары поступают в КХ-1, где конденсируется водяной пар и унесенные с парами углеводороды. Несконденсированные газы отсасываются первой ступенью эжектора 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.

Легкая масляная фракция 350-450 °С (на схеме М1) насосом Н-11 подается на подогрев нефти в теплообменник Т-2 и через ХВО-3 часть выводится с установки и отправляется на дальнейшую переработку, оставшаяся часть направляется наверх вакуумной колонны для орошения.

Тяжелая масляная фракция 450-500 °С (на схеме М2) насосом Н-10 подается на подогрев нефти в теплообменник Т-5 и через холодильник ХВО-4 выводится с установки на дальнейшую переработку.

С низа вакуумной колонны К-4 выводится гудрон и, разделившись на два потока, насосом Н-9 прокачивается через теплообменники Т-3 и Т-6 и направляется на получение высоковязких остаточных масел через холодильник Х-2.

1.6 Материальный баланс установки

Материальный баланс установки оформлен в виде таблицы

Таблица 1.5 - Материальный баланс установки

Наименование продуктов и сырья	Выход по ИТК	Отбор от потенциала	Фактический выход	Количество
				тыс.т/год	кг/час
Взято:
Нефть	100,0	-	100,00	4400,0	523810
Получено:
Бензин (нк-120)	4,3	0,98	4,21	185,2	22052
РТ (120-240)	21,8	0,97	21,15	930,6	110786
ДТ (240-350)	25,3	0,96	24,29	1068,8	127233
М1 (350-450)	18,4	0,95	17,48	769,1	91562
М2 (450-500)	7,7	0,95	7,32	322,1	38343
Гудрон (500+)	22,5	1,14*	25,55	1124,2	133834
Итого:	100,0	-	100,00	4400,0	523810

Фактический выход гудрона определяется как разность:

100,00-(4,21+21,15+24,29+17,48+7,32) = 23,55%

*отбор гудрона 25,64/22,5=1,14

Примечание. Материальный баланс рассчитан без учета потерь и исходя из условия: число рабочих дней в году - 350, производительность установки 4,4 млн. т/год.

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 P_н=0,17 МПа;

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

· количество водяного пара в отпарные колонны 1% масс. на выводимый из отпарной колонны дистиллят;

· число тарелок: в отпарной части колонны N_от=6, в концентрационной части N_Б+РТ=15, N_ДТ=10;

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

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

1.7.1 Материальный баланс основной атмосферной колонны

Таблица 1.6 - Материальный баланс основной атмосферной колонны

Сырье и продукты	Выход по ИТК	Отбор от потенциала	Фактический выход	ti, °С	Mi, кг/кмоль	сi
Взято:
Нефть	100,0	-	100,00	-	-	0,852
Получено:
Бензин (нк-120)	4,3	0,98	4,21	69	85	0,701
РТ (120-240)	21,8	0,97	21,15	180	146	0,794
ДТ (240-350)	25,3	0,96	24,29	295	236	0,847
Мазут (350+)	48,6	1.04*	50,40*	498	457	0,904
Итого	100,0	-	100,00	-	-	-

Фактический выход мазута определяется как разность:

100,0-(4,3+21,8+25,3)=48,6%

*Отбор мазута: 50,40/48,6=1,04

1.7.2 Расчет доли отгона сырья на входе в К-1

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 х_Fi, х_i - мольная доля компонента соответственно в сырье и жидкой фазе;

е - мольная доля отгона;

K_i - константа фазового равновесия i-го компонента.

Порядок расчета ОИ:

Рассчитываем число киломолей i-го компонента: N_i=a_i/М_i

Рассчитываем мольные доли компонентов: X_Fi=N_i/?N_i

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

P_i=0,1* МПа,

где b_i=(t_в+273)/(t_i+273), t_в=350°С.

Задаемся значением мольной доли отгона: (е=0,758);

Рассчитываем константу фазового равновесия i-го компонента:

где Р_вх - давление на входе в колонну: (Р_вх=Р_н -?P*N_от), МПа;

Z - величина отношения кмоли водяного пара/кмоли сырья,

Р_вх=0,17-0,0008*6=0,1652 МПа.

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

Рассчитываем мольные доли компонентов в паровой фазе сырья:

Y_i=K_i*X_i.

Рассчитываем молярные массы жидкости (М_х) и паров (М_у):

М_х=?М_i*X_i,

М_у=?М_i*Y_i.

Рассчитываем массовые доли компонентов в жидкой и паровой фазах:

= М_i*X_i/М_х,

= М_i*Y_i/М_у.

Рассчитываем удельные объемы жидкой и паровой фаз:

?(/с_i); ?(/с_i).

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 сырья на входе в К-1

Фракция	ai	ti	Mi	сi	Ni	XFi	Pi
н.к.-60	1,3	39	73	0,651	0,0178	0,0420	232,9007
60-100	1,5	80	90	0,715	0,0167	0,0393	16,9442
100-150	7,7	125	113	0,758	0,0682	0,1608	4,5081
150-200	8,8	175	143	0,792	0,0615	0,1452	1,8560
200-250	8,8	225	178	0,818	0,0494	0,1167	0,8555
250-300	11,2	275	218	0,839	0,0514	0,1212	0,3797
300-350	12,1	325	263	0,858	0,0460	0,1086	0,1581
350-400	9,8	375	313	0,874	0,0313	0,0739	0,0626
400-450	8,6	425	368	0,888	0,0234	0,0551	0,0240
450-500	7,7	475	428	0,901	0,0180	0,0425	0,0091
500+	22,5	573	560	0,924	0,0402	0,0948	0,0014
У	100				0,4238	1,0000
Фракция	Ki	Ki-1	e*(Ki-1)	1+e*(Ki-1)	Xi	Yi
н.к-60	1653,5490	1652,5490	1252,6321	1253,6321	0,00003	0,0554
60-100	120,3005	119,3005	90,4298	91,4298	0,00043	0,0517
100-150	32,0068	31,0068	23,5032	24,5032	0,00656	0,2100
150-200	13,1770	12,1770	9,2302	10,2302	0,01419	0,1870
200-250	6,0739	5,0739	3,8460	4,8460	0,02407	0,1462
250-300	2,6955	1,6955	1,2852	2,2852	0,05305	0,1430
300-350	1,1227	0,1227	0,0930	1,0930	0,09932	0,1115
350-400	0,4444	-0,5556	-0,4211	0,5789	0,12762	0,0567
400-450	0,1706	-0,8294	-0,6287	0,3713	0,14850	0,0253
450-500	0,0648	-0,9352	-0,7089	0,2911	0,14581	0,0094
500+	0,0099	-0,9901	-0,7505	0,2495	0,37995	0,0038
У					0,99953	0,9964
Фракция	Mi*Xi	Mi*Yi			/сi	/сi
н.к-60	0,0024	4,0458	0,00001	0,02261	0,00001	0,03473
60-100	0,0387	4,6568	0,00009	0,02603	0,00013	0,03640
100-150	0,7414	23,7314	0,00179	0,13263	0,00236	0,17498
150-200	2,0296	26,7442	0,00490	0,14947	0,00618	0,18873
200-250	4,2846	26,0243	0,01034	0,14545	0,01264	0,17781
250-300	11,5640	31,1708	0,02790	0,17421	0,03325	0,20764
300-350	26,1201	29,3251	0,06301	0,16390	0,07344	0,19102
350-400	39,9456	17,7518	0,09636	0,09921	0,11025	0,11352
400-450	54,6473	9,3228	0,13182	0,05211	0,14845	0,05868
450-500	62,4071	4,0440	0,15054	0,02260	0,16708	0,02509
500+	212,7735	2,1065	0,51326	0,01177	0,55547	0,01274
У	414,5545	178,9234	1,00000	1,00000	1,10925	1,22134

Массовая доля отгона рассчитывается по уравнению:

e^M=e*M_y/(M_y*e+M_x*(1-e)),

e^M=0,758*178,9234/(178,9234*0,758+414,5545*(1-0,758)=0,575.

Плотность пара рассчитывается по уравнению:

с_y=1/ ?(/с_i) = 1/1,22134 = 0,819.

Плотность жидкости рассчитывается по уравнению:

с_х=1/ ?(/с_i)=1/1,10925=0,902.

1.7.3 Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива

Рисунок 1.3 - К расчету температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива: F - сырье, g - флегма, G - пары, в.п. - водяной пар, M_ф - 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.

Принимаем количество флегмы g=15,0 кг. Состав флегмы массовый (Х принятое):

Б=0,0012,

РТ=0,0544,

ДТ= (1-0,0012-0,0544)=0,9444.

Рассчитывается количество компонентов во флегме:

Б_g=15,0*0,0012=0,018 кг,

РТ_g=15,0*0,0544=0,816 кг,

ДТ_g=15,0*0,9444=14,166 кг.

Составим уравнение материального баланса по обозначенному на рисунке 1.3 контуру:

F+g+в.п.=G+М_ф.

Подставим в это выражение величину:

F=Б_ф+РТ_ф+ДТ_ф+М_ф,

где Б_ф, РТ_ф, ДТ_ф, М_ф - соответственно фактические выходы бензина, реактивного топлива, дизельного топлива и мазута.

После подстановки и сокращения М_ф получим:

G=(Б_ф+Б_g)+(РТ_ф+РТ_g)+(ДТ_ф+ДТ_g)+в.п.

Рассчитывается количество компонентов в парах:

Б_G = 4,21+0,018 =4,228 кг,

РТ_G= 21,15+0,816 =21,966 кг,

ДТ_G= 24,29+14,166 =38,456 кг,

в.п.= 100*0,01 = 1 кг (1% на сырьё).

Рассчитывается давление в зоне вывода бокового погона:

Р_ДТ=Р_н-(N_o+N_ДТ)*?Р,

Р_ДТ=0,17-(6+10)*0,0008=0,1572 МПа.

Температура паров рассчитывается методом подбора из условия конца ОИ:

?Yi/Ki=1.

Все расчеты сведем в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 - Расчет температуры паров G

Компонент	кг	Mi	ti	сi	Ni	Yi
Б	4,228	85	69	0,701	0,049741	0,118800
РТ	21,966	146	180	0,794	0,150452	0,359333
ДТ	38,456	236	295	0,847	0,162949	0,389181
В.П.	1	18	-	-	0,055556	0,132686
У					0,418698	1,000000

Продолжение таблицы 1.8

Принимаем tG=276 °С
Pi	Ki	Xi	Mi*Xi	xрасчетное
5,6564	35,9821883	0,003302	0,2806	0,0012
0,6654	4,232824427	0,084892	12,3942	0,0544
0,0671	0,426844784	0,911762	215,1757	0,9444
-	?	0	0	0,0000
		0,999955	227,8506	1,0000

Константа фазового равновесия водяного пара принимается "?" из условия, что конденсация водяного пара недопустима (в случае конденсации создается аварийная ситуация) и, следовательно, Х_в.п.=Y_в.п./К_в.п.=0, а так как Y_в.п. ?0, поэтому Х_в.п.=0 только при К_в.п. =?.

По данным расчета делается 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:

Q_F+Q_g=Q_G+Q_M+Q_пцо1,

где Q_f, Q_g - тепло, вносимое сырьем и флегмой;

Q_G, Q_m - тепло, выносимое парами и мазутом;

Q_ПЦО1 - тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением под тарелкой вывода бокового погона.

Водяной пар в тепловом балансе не учитывается.

Приход тепла:

С сырьем:

Q_F = F*J_F,

где F=100 кг

Энтальпия парожидкостной смеси сырья рассчитывается по формуле:

J_F=j*e_мас + i*(l-e_мас),

где j, i - соответственно энтальпии паров и жидкости, рассчитываемые по формулам:

i = 4,187*(0,403*t+0,000405*t²)/ (с_x)^0,5 кДж/кг (1.2)

j = 4,187*[(50,2+0,109*t+0,00014*t²)*(4-с_y)-73,8], кДж/кг (1.3)

где t, с_x, с_y - соответственно температура, плотности жидкости и пара. Этот расчет осуществлен на ЭВМ.

J_F=988 кДж/кг

Q_F=988*100=98800 кДж/кг

С флегмой:

Температура флегмы (а это и есть температура вывода бокового погона) рассчитывается по уравнению:

t_g=t_G-(t_F-t_G)/N_дт;

t_g=276-(350-276)/10=269 ?С.

Плотность флегмы:

Энтальпия флегмы i_g рассчитывается по формуле 1.2 с использованием значений t_g и с_g:

i = 4,187*(0,403*269+0,000405*269²)/ (0,844)^0,5 =626,6 кДж/кг

Q_g=g*i_g,

Q_g=15,0*626,6=9390 кДж

Общий приход тепла

Q_пpиx = Q_f + Q_g=98800+9390=108190 кДж

Расход тепла:

С мазутом (с мазута из таблицы 1.6):

t_M = t_F-20=350-20=330?С

Q_M = М_ф* i_М

i_М рассчитывается по формуле 1.2:

i_м=4,187*(0,403*330+0,000405*330²)/ (0,904)^0,5 = 780 кДж/кг

Q_M =50,4*780=39306 кДж

С парами G:

Q_G = G* j_G.

Количество углеводородных паров:

G = Б_G + РТ_G + ДТ_G

G =4,228+21,966+38,456=64,65 кг

Плотность углеводородных паров:

j _g рассчитывается по формуле 1.3:

j _g=4,187*[(50,2+0,109*276+0,00014*276²)*(4-0,817)-73,8]=903 кДж/кг

Q_G=64,65*903=58376 кДж

Общий расход тепла:

Q_pacx = Q_M + Q_G

Q_pacx =39306+58377=97683 кДж

Из теплового баланса рассчитывается тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением:

Q_пцо1= Q_прих - Q_pacx

Q_пцо1= 108190 - 97683=10517 кДж.

1.7.4 Расчет отпарной колонны дизельного топлива

Расчет отпарной колонны заключается в итерационном подборе количества флегмы "g_ст", поступающей в аппарат из основной колонны, и определении температуры дизтоплива, уходящего с низа отпарной колонны.

Рисунок 1.4 - К расчету отпарной колонны дизтоплива: G - пары; g - флегма; в.п. - водяной пар; ДТф - дизтопливо фактическое

Рассчитывается количество водяного пара, подаваемого в низ колонны

Gв.п. = ДТф*0,01 = 24,29*0,01 = 0,2429 кг

Температура верха отпарной колонны принимается на 5 ?С ниже температуры флегмы t_Gст =t_gст - 5 = 269 - 5=264?С.

Принимаем: g_ст = 28,24 кг

Принимаем, что с верха отпарной колонны уходят полностью бензин, реактивное топливо, водяной пар и часть дизельного топлива.

Рассчитываем количество углеводородных компонентов в парах G_ст (состав g_ст принимается из таблицы 1.8 равным Х_расч):

Б=28,24*0,0012= 0,033888 кг

РТ= 28,24*0,0544= 1,536256 кг

ДТ=28,24*0,9444-24,29= 2,379856 кг,

где 24,29 - количество ДТ_ф, уходящего с низа отпарной колонны.

G_CT=0,033888+1,536256+2,379856=3,95 кг

Определяем, находятся ли пары данного состава в состоянии насыщения. Расчет сводится в таблицу.

Таблица 1.9 - Проверка насыщенности паров G_ст

Компонент	кг в парах	Mi	Ni	Yi	t=264? С Pдт=0,1572 МПа
					Pi	Ki	Xi
Б	0,033888	85	0,000399	0,011556	4,6287	29,44466	0,000392
РТ	1,536256	146	0,010522	0,304998	0,5511	3,505725	0,087
ДТ	2,379856	236	0,010084	0,292297	0,0508	0,323155	0,904511
В.П.	0,2429	18	0,013494	0,391148	-	?	0
У	3,95		0,0345	1			0,991904

При выполнении условия для последнего столбца (УX_i=1 с достаточной точностью) таблицы можно сделать вывод, что пар G_ст насыщенный, а значит количество g_ст принято правильно.

Расчет температуры вывода ДТ_ф

Уравнение теплового баланса отпарной колонны:

Q_gст = Q_Gct + Q_ДТ

Q_ДТ = Q_gcт - Q_Gст

Q_ДТ = ДТ_ф*i_ДТ = g_cт*i - G_ct* j

откуда i_ДТ= (g*i - G_ct * j)/ ДТ_ф

Для определения энтальпии паров G_ct необходимо предварительно рассчитать плотность паров по формуле 1.4, а затем использовать формулу 1.3. Энтальпия i=i_g берется из расчета теплового баланса нижнего контура основной колонны.

j _G = 4,187 * [(50,2+0,109*264+0,00014*264²)*(4-0,824)-73,8] = 870,9 кДж/кг

Q_ДТ=28,24*626,61 - 3,95*870,9 =14255 кДж

i_ДТ = 14255/24,29=587 кДж/кг

Зная плотность ДТ и энтальпию i_ДТ, можно рассчитать его температуру из квадратного уравнения:

0,000405*t_ДТ² +0,403*t_ДТ -i_ДТ*(с_ДТ)^0,5/4,187 = 0

t_ДТ = [-0,403+(0,403² + 0,000405* iдт*(с_ДТ)^0,5/4,187)^0,5] /0,00081 (1.5)

t_ДТ=[-0,403+(0,403²+4*0,000405*587*(0,847)^0,5/4,187)^0,5]/0,00081= 254,83°С

Примем t_ДТ = 255°С.

1.7.5 Расчет температуры верха колонны К-1

Температура верха рассчитывается из условия конца ОИ паров, уходящих с верха колонны ?Y_i/K_i=1.

Для повышения точности расчета фракция реактивного топлива разбивается на две более узкие фракции.

Рассчитываем количество водяного пара, уходящего с верха колонны:

G_ВП=G_H+G_ДТ,

где G_H, G_ДТ - соответственно количество водяного пара, подаваемого в низ К-1 и отпарную колонну ДТ.

Gв.п.= 1+0,2429=1,2429 кг

Рассчитывается давление верха колонны:

Р_В=Р_Н-(N_OТ+N_РТ+N_ДТ+N_Б)*?P

Р_В= 0,17-(6+10+15)*0,0008=0,1452 МПа

Рассчитывается упругость паров i-гo компонента (P_i) при заданной температуре верха (t_в) по формуле:

,

где b_i = (t_в+273)/(t_i+273).

Дальнейший расчет представлен в таблице 1.10:

Таблица 1.10 - К расчету температуры верха при циркуляционном орошении

Компонент	кг	ti	Mi	Ni	Yi	Принимаем tв=178 °С
						Pi	Ki	Yi/Ki
Б(нк-120)	4,3	69	85	0,0506	0,18619	1,27116	8,7546	0,0213
РТ1(120-180)	11,8	150	128	0,0922	0,33929	0,20213	1,3921	0,2437
РТ2(180-240)	10	210	167	0,0599	0,22039	0,04344	0,2992	0,7366
В.П.	1,2429	-	18	0,0691	0,25414	-	?	-
У	27,3429			0,2717	1,00000			1,0016

Рассчитываем парциальное давление водяного пара

Рв.п. = Рв*Y_В.П.*7600, мм рт.ст.

Рв.п. =0,1452*0,25414*7600=280,44 мм рт.ст.

Рассчитывается температура конденсации водяного пара t_к:

t_к = [ 1 / (0,00397 - 0,0004455 * log(P_В.П.))] - 273, °С

t_к = [ 1 / (0,00397 - 0,0004455 * log(280,44))] - 273 =74,3°С

178,0-74,3=103,7 °С

(tв - tк) > 10 °С, опасности конденсации водяного пара не возникает, следовательно, можно использовать циркуляционное орошение.

Далее составляем полный тепловой баланс колонны. Уравнение теплового баланса колонны при циркуля...