Процесс переработки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра технологии нефти и газа

По дисциплине «Технология переработки нефти и газа»

Амирханов К.Ш.

Уфа

2014



Содержание

Введение

1. Построение кривых разгонок и определение свойств индивидуальных нефтей

1.1 Характеристика перерабатываемых нефти

1.2 Построение кривых разгонки и определение свойств индивидуальных нефтей

2. Выбор ассортимента получаемых продуктов

3. Выбор и обоснование выбора технологической схемы установки

3.1 Описание технологической схемы установки

4. Технологический расчет установки

4.1 Материальный баланс установки

4.2 Технологический расчет ректификационной колонны

4.3 Материальный баланс колонны

4.4 Расчет однократного испарения сырья на входе в колонну

4.5 Расчет температуры верха основной ректификационной колонны

4.6 Расчет теплового баланса основной ректификационной колонны



Введение

Среди полезных ископаемых (исключая нефтяной газ) нефть известна как горючее с наивысшей теплотой сгорания, т.к. в ней содержится наибольшее количество водорода. Из компонентов горючих ископаемых водород обладает самой высокой теплотой сгорания. Из нефти производится широкий спектр разнообразных нефтепродуктов: топлив, масел и различных химических веществ. нефть колонна баланс ректификационный

В основе методов переработки нефти и газа и применения товарных нефтепродуктов в различных областях промышленности и народного хозяйства лежат физико-химические процессы.

Управление этими процессами требует глубокого знания физических и физико-химических свойств нефти и нефтяных фракций. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются её потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов.

На данном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками, как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов. Нефть подготавливается к переработке, подвергаясь очистке от нежелательных примесей, и разгоняется на узкие фракции, пригодные к дальнейшему использованию на установках вторичной переработки.

Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефти. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий, меньшее число промежуточных емкостей, компактность, удобство обслуживания, возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат, большая производительность труда.

Установка ЭЛОУ-АВТ является комбинированной установкой. Блок ЭЛОУ обеспечивает обезвоживание и обессоливание нефти, а блок АВТ - атмосферную и вакуумную перегонку. Ассортимент фракций, получаемых на АВТ определяется в первую очередь свойствами нефти и ее отдельных фракций.



1. Построение кривых разгонок и определение свойств индивидуальных нефтей

1.1 Характеристика перерабатываемой нефти

На нефтеперерабатывающих заводах на переработку поступают, как правило, смеси нефтей. Для расчета кривых разгонки и других свойств смеси нефтей необходимо иметь сведения по индивидуальнымнефтям, поэтому для каждой нефти, исходя из справочных данных, приводится следующий табличный материал:

Таблица 1 - Основные физико-химические характеристики нефти

Нефть(горизонт)	Молекулярная масса	Массовое содержание, %	Плотность,	Массовый выход фракций, вес. %
		серы	смол		До 200 °С	До 350 °С
1.Кулешовская (Верейский горизонт А3)	194	0,71	7,05	0,8160	34,0	60,0

Таблица 2 - Характеристика фракций, выкипающих до 200°С

Температура отбора, °С	Выход (на нефть), %		Фракционный состав	Содер- жание серы, %	Октановое число	Кислотность мг КОН на 100мл фракции
			н.к.	10%	50%	90%		без ТЭС	с 0,6г ТЭС на 1кг	с 2,7г ТЭС на 1кг
28-130	18,2	0,6952	48	69	97	118	0,017	57,0	70,1	-	0,15
28-150	23,4	0,7134	49	70	100	136	0,026	52,2	66,4	-	0,43
28-180	29,7	0,7192	50	75	116	161	0,030	50,0	62,3	-	0,56
28-200	34,0	0,7250	54	78	125	180	0,043	45,0	59,9	-	1,56



Таблица 3 - Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитическогориформинга

Температура отбора, 0С	Выход (на нефть), %	с204	Содержание серы, %	Содержание углеводородов, %
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
62-85	4,0	0,6879	-	6	22	72
62-105	8,2	0,7070	0,005	8	20	72
85-120	7,2	0,7260	0,008	8	23	67
105-120	3,0	0,7350	0,019	14	20	66
105-140	7,5	0,7428	0,024	14	20	66
120-140	4,5	0,7464	0,032	17	21	62
140-180	9,2	0,7698	0,052	22	19	59
85-180	20,9	0,7490	0,040	16	18	66

Таблица 4 - Характеристика легких керосиновых дистиллятов

Температура отбора, °С	Фракционный состав	v20 ccm	v-40 ссm	Темература, °С	Высота некоптящего пламени, мм	Содержание серы, °С
	н.к.	10%	50%	90%	98%			начало кристализации	вспышки в закрытом тигле		общей	меркаптановой
120-230	140	147	165	204	219	1,37	-	-65	32	-	-	-
130-220	147	159	177	209	221	1,31	-	-60	42	-	0,051	0,0020



Таблица 5 - Характеристика дизельных топлив и их компонентов

Температура отбора, 0С	Выход (на нефть), %	Цетановое число	Дизельный индекс	Фракционный состав	с204	н20, ссm	н50, ссm	Температура, 0С
				10%	50%	90%	96%				застывания	помутнения	вспышки
180-300	21,9	57	-	214	237	275	285	0,8120	2,95	-	-35	-28	78
180-350	30,3	58	50,8	222	262	319	332	0,8262	4,05	-	-22	-14	84
180-370	34,3	-	50,8	224	273	342	353	0,8310	4,95	2,56	-16	-10	86
200-350	26,0	57	51,2	240	270	331	340	0,8302	4,83	2,51	-19	-13	92
200-370	30,0	59	51,6	242	281	343	355	0,8340	5,83	-	-14	-7	94
220-350	24,0	58	50,5	252	280	323	334	0,8360	5,89	2,90	-17	-	109
220-370	28,0	60	49,6	259	290	344	334	0,8430	7,25	-	-11	-5	112
150-400	46,6	-	51,5	265	265	360		0,8230	4,20	-	-12	-10	66

Таблица 6 - Характеристика мазутов и остатков

Мазут и остаток	Выход(на нефть), %		ВУ80	ВУ100	Температура, °С	Содержание серы, %	Коксуемость, %
					засты вания	вспышки в открытом тигле
Мазут топочный
40	42,3	0,9190	5,60	2,94	23	192	1,43	5,90
100	33,8	0,9340	12,5	5,50	31	242	1,59	-
120	27,8	0,9421	16,5	7,05	33	262	1,64	8,70
Остаток
выше 360 °С	37,8	0,9262	8,20	4,00	27	220	1,48	-
> 420 °С	24,5	0,9471	-	-	35	-	1,76	9,40

Таблица 7 - Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

Температура отбора, 0С	Выход (на нефть) дистиллятной фракции или остатка, %	Характеристики базовых масел	Содержание базового масла,%
		с204	н50,ccm	Н100,ccm	н50,ccm/н100,ccm	ИВ	ВВК	на дистиллятную фракцию или остаток	на нефть
350-420	12,6	0,8740	14,0	4,00	3,50	85	-	72,2	9,1
Остаток выше 420	24,5	0,9000	15,50	20,00	7,75	85	0,8270	41,6	10,2

Сведения по характеристике перерабатываемой нефти в дальнейшем используются для обоснования выбора ассортимента получаемых продуктов на установке.

1.2 Построение кривых разгонки и определение свойств индивидуальных нефтей

Для построения кривых разгонки перерабатываемой нефти из справочника приводятся данные по выходу узких фракций и их свойства. Справочные материалы сводятся в таблицу 8.

Таблица 8 - Разгонка (ИТК) Кулешовской нефти А3 в аппарате APH-2 и характеристика полученных фракций

№ фракции	Температура выкипания фракции при 760 мм рm. cm., °С	Выход ( на нефть) , %	Плотность,	Молекулярная масса ( M )
		отдельных фракции	суммарный
1	до 280 (газ)	2,2	2,2	-	-
2	28-50	2,3	4,5	0,6238	68
3	50-62	2,4	6,9	0,6564	71
4	62-79	2,6	9,5	0,6852	79
5	79-94	2,6	12,1	0,7110	84
6	94-103	2,7	14,8	0,7236	92
7	103-119	2,8	17,6	0,7370	100
8	119-130	2,8	20,4	0,7396	108
9	130-142	2,8	23,2	0,7576	114
10	142-155	2,8	26,0	0,7642	128
11	155-167	2,9	28,9	0,7716	135
12	167-181	2,9	31,8	0,7810	140
13	181-196	3,0	34,8	0,7920	157
14	196-224	3,0	37,8	0,8010	171
15	224-236	2,9	40,7	0,8106	180
16	236-245	3,0	43,7	0,8124	196
17	245-262	3,0	46,7	0,8240	207
18	262-281	3,1	49,8	0,8310	219
19	281-295	3,1	52,9	0,8380	225
20	295-320	3,2	56,1	0,8458	242
21	320-340	3,3	59,4	0,8556	252
22	340-352	3,3	62,7	0,8679	269
23	352-365	3,3	66,0	0,8716	282
24	365-388	2,9	68,9	0,8768	-
25	388-400	3,3	72,2	0,8812	-
26	остаток	27,8	100,0	0,9430	-

С использованием данных, приведенных в таблице 8 для каждой нефти в координатах - "температура, ⁰С" - "массовый выход фракций, % на нефть" строятся кривые разгонок нефти.



2. Выбор ассортимента получаемых продуктов

Выбор ассортимента продуктов, выделяемых из нефти, осуществляется с использованием свойств нефтяных фракций приведенных в таблицах 1 - 7 и кривых разгонки, приведенных на рис.1.

Выбор ассортимента продуктов производится на основании потребностей народного хозяйства в продуктах и в соответствии с стандарты на данные продукты. Основными критериями оценки возможности получения товарных продуктов является:

· для бензинов - октановое число, фракционный состав;

· для реактивного топлива - плотность, фракционный состав, температура кристаллизации и содержание серы;

· для дизельного топлива - температура застывания, фракционный состав и содержание серы.

Если бензиновые фракции не удовлетворяют по октановому числу какой-либо марке бензинов, то их можно рекомендовать в качестве сырья для процесса каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента бензина, либо использовать для производства ароматических углеводородов. В этом случае оценочным критерием является содержание нафтеновых углеводородов в соответствующей бензиновой фракции, массовая доля которых не должна быть менее 25%.

Следует иметь в виду, что если из данной нефти возможно получение фракции реактивного топлива, то за температуру конца кипения бензиновой фракции принимается температура начала кипения фракции реактивного топлива (РТ).

Если по какому-то показателю получаемая из нефти фракция не отвечает требованиям ГОСТа, то ее можно рекомендовать в качестве компонента товарного продукта при условии запаса качества по другим показателям. Например, дизельная фракция (ДТ) имеет массовое содержание серы 0,25 % и температуру застывания минус 20 ⁰С. Такую фракцию целесообразно рекомендовать как компонент дизельного топлива марки Л-0,2, которую можно смешивать с фракцией дизельного топлива, с массовым содержанием серы менее 0,2 % серы, но имеющей температуру застывания не более минус 10 ⁰С.

Если выделяемая из нефти фракция содержит в своем составе завышенное количество серы, но удовлетворяет требованиям ГОСТа по другим показателям, то такие фракции необходимо подвергать гидроочистке.

Остаточные фракции, выкипающие выше 350 ⁰С, могут быть использованы для получения котельных топлив, сырья для каталитического крекинга, дистиллятных масляных фракций и гудрона. Гудрон (фр. выше 500 ⁰С), может быть использован для получения остаточных масел, битума или направлен на коксование. В случае переработки нефти по топливному варианту из справочника приводятся данные по характеристике сырья для каталитического крекинга (как правило, это фракция 300-500 ⁰С). Если выбирается масляный вариант, то необходимо привести данные по свойствам базовых масел, если они имеются в справочнике. Сравнение фактических показателей с требованиями стандартов для выделяемых фракций из нефти должны быть оформлены в виде таблиц, на основании которых делаются выводы о соответствии рассматриваемых фракций нефти требованиям ГОСТа на товарный продукт. Если по какому-то показателю выбранные фракции не соответствуют требованиям ГОСТа, то следует дать рекомендации о дальнейшем их использовании.

Бензин (н.к.- 62 ⁰С) - целесообразно направить на изомеризацию для получения компонента автомобильного бензина.

Бензин (62 - 85 ⁰С) - используется в качестве сырья каталитического риформинга с целью получения ароматических углеводородов (бензола).

Бензин (85 - 120 ⁰С) - используется в качестве сырья каталитического риформинга, а после каталитического риформинга может быть использован с целью получения толуола или как высокооктановый компонент автомобильного бензина.

Реактивное топливо (120 - 230 ⁰С) - проходит как реактивное топливо марки ТС-1 (ГОСТ 10227-62).

Дизельное топливо (230 - 350 ⁰С) - данная фракция не удовлетворяет требованиям ГОСТ по содержанию серы, температуре застывания, температуре выкипания 50 % точки. Рекомендуется использовать ее как компонент дизельного топлива марки Л-0,5 (ГОСТ 305-82).

Вакуумный газойль (350 - 500 ⁰С) - используется в качестве сырья каталитического крекинга.

Гудрон (500 ⁰С и выше) - направляется на коксование для получения нефтяного электродного кокса.

Таблица 9 - Сравнение качества продуктов, получаемых из Кулешевской нефти А3 с требованиями ГОСТа.

Наименование продуктов и пределы их выкипания	Показатели качества	Фактические показатели	Показатели ГОСТа
Бензин (н.к. - 620С)	-	-	не норм.
Бензин (62 - 850С)	Массовое содержание нафтеновых углеводородов,%	22	не норм.
Бензин (85 - 1200С)	Массовое содержание нафтеновых углеводородов,%	23	не норм.
Реактивное топливо (120 - 2300С)	Плотность, с204	0,7720	0,775 не менее
	Температура кристаллизации, 0С	-65	минус 60 не выше
	Фракционный состав, 0С
	н.к.	140	150 не выше
	выкипает 10%	147	165 не выше
	выкипает 50%	165	195 не выше
	выкипает 90%	204	230 не выше
	выкипает 98%	219	250 не выше
	Массовое содержание серы, %, в т.ч. меркаптановой серы, %	0,051 0,0020	0,25 не более 0,005 не более
Дизельное топливо (230 - 3500С)	Фракционный состав, 0С
	выкипает 10%	240	не норм.
	выкипает 50%	270	280 не выше
	выкипает 96%	340	360 не выше
	Температура застывания, 0С	-19	минус 10 не выше
	Массовое содержание серы,%	0,38	0,5 не выше
Вакуумный газойль (350 - 5000С)	Массовое содержание смол, %	1б48	не норм.
	Коксуемость, %	нет данных	не норм.
Гудрон (5000С и выше)	Коксуемость, %	9,40	не норм.



3. Выбор и обоснование выбора технологической схемы установки

При выборе технологической схемы установки прямой перегонки нефти, прежде всего, необходимо установить, по какой схеме следует осуществлять переработку нефти. Если в нефти массовая доля бензиновой фракции, которую предполагается выводить, на проектируемой установке превышает 10 %, то в атмосферной части необходимо применять схему двукратного испарения и двукратной ректификации. Например, согласно ассортименту получаемых продуктов, из нефти выводится бензиновая фр. н.к.- 120 ⁰С, массовая доля которой в нефти составляет 18,4 %. В этом случае принимается схема с предварительным испарением нефти в отдельной ректификационной колонне. Если в нефти массовая доля указанной бензиновой фракции меньше 10 %, то технологическая схема проектируется без колонны предварительного испарения.

Паровое орошение в колонне предварительного испарения создается "горячей струей", а в основной атмосферной колонне путем подачи водяного пара в низ колонны. При выборе технологической схемы установки необходимо учитывать наличие растворенного газа в нефти (ф.р. до 28 ⁰С). Если его массовая концентрация превышает 0,3 %, то на проектируемой установке необходимо предусмотреть блок стабилизации бензиновой фракции.

Для обеспечения максимального отбора из мазута дистиллятов при минимальном термическом разложении углеводородов необходимо перегонку осуществлять в вакууме в сочетании с подачей в низ вакуумной колонны водяного пара.

3.1 Описание технологической схемы установки

В описании должен быть указан порядок прохождения каждого потока через соответствующие аппараты до откачки с установки. Например (описывается схема с двукратным испарением и двукратной ректификацией), обессоленная и обезвоженная нефть после ЭЛОУ насосом Н-1 прокачивается двумя потоками через теплообменник Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 и т. д., где подогревается до температуры 200-220⁰С за счет тепла отходящих потоков: РТ, ДТ, циркуляционного орошения, вакуумного газойля и гудрона. После теплообменников оба потока объединяются и поступают в эвапорационную зону колонны предварительного испарения К-1. С верха колонны отводятся газы и пары легкой бензиновой фракции Н. К.- 85 ⁰С, которые поступают в конденсатор-холодильник ХК-1. Сконденсированные пары бензиновой фракции перетекают в емкость Е-1, где проходит сепарация растворенных газов и отделение воды от бензина. Вода дренируется в канализацию, а бензиновая фракция насосом Н-3 направляется на стабилизацию в колонну К-4 через теплообменник Т-7, где осуществляется подогрев за счет тепла стабильного бензина, выводимого с низа К-4.Часть бензина используется в качестве орошения К-1. Газы, выходящие с К-4, конденсируются в конденсаторе-холодильнике ХК-3 и поступают в емкость Е-3. Несконденсированные газы из Е-1 отводятся в линию сухого газа или используются в качестве топлива для печей П-1 и П-2.Сжиженный газ насосом Н-10 отводится с установки, часть его используется в качестве орошения К-4.

Отбензиненная нефть с низа К-1 насосом Н-2 прокачивается через П-1, где нагревается до температуры 360 ⁰С и поступает в основную атмосферную колонну К-2. Часть нагретой отбензиненной нефти используется для создания парового орошения в К-1 в виде горячей струи. Аналогично проводится описание всех остальных потоков установки.



4. Технологический расчет установки

В этот раздел входит составление материального баланса установки в целом, материального баланса колонны предварительного испарения (если имеется в схеме) и основной ректификационной колонны, расчет доли отгона сырья на входе в основную колонну и расчет технологических параметров основной и отпарной колонн и тепловой баланс установки.

4.1 Материальный баланс установки

Установки первичной переработки нефти работают круглосуточно без остановок с числом рабочих дней в году - 340. В табл. 10 приведен расчет материального баланса установки производительностью 6,0 млн. тонн нефти в год.

4.2 Технологический расчет ректификационной колонны

На основании литературных и практических данных принимаются следующие условия:

температура сырья на входе в колонну 330-370 ⁰С. Чем выше содержание фракций, выкипающих до 350 ⁰С, тем ниже должна быть принята температура сырья. Оптимальной считается такая температура, при которой доля отгона равна или несколько выше доли светлых нефтепродуктов в сырье. Для установок с однократным испарением и однократной ректификацией следует принимать температуру сырья на входе в колонну равной 330 - 340 ⁰С, а в схеме с двумя колоннами 350 - 370 ⁰С;

давление на входе в колонну - 0,2 МПа;

давление в нижней части колонны - 0,17-0,18 МПа;

число тарелок: в отпарной части колонны - 4-6 шт.,

в концентрационной 10-15 шт на каждый выводимый продукт;

перепад давления на одну тарелку - 0,0007 МПа;

массовое количество водяного пара в низ основной колонны 2-3 % на выводимый мазут, в низотпарных колонн 1-1,2 % на выводимый дистиллят;

температура низа колонны на 15-20 ⁰С ниже температуры ввода сырья.

Таблица 10 - Материальный баланс установки

Наименованиесырья и продуктов	Выход на нефть, %	Отбор	Фактический выход на нефть,%	Тыс. тонн в год	кг/ч
Взято:Нефть	100	---	100	6000	735294
Получено:легкий бензин(НК-85 0С)	11	0,98	10,78	646,8	79264,7
Бензин(85 - 120 0С)	5,9	0,98	5,78	346,8	42500
Реактивноетопливо(120 - 230 0С)	24,1	0,96	23,13	1387,8	70073,5
Дизельноетопливо (230 - 350 0С)	20,5	0,96	19,68	1180,8	144705,8
Вакуумныйгазойль (350 - 500 0С)	23,5	0,95	22,32	1339,2	164117,6
Гудрон(500 0С и выше)	15	1,2	8,31	1098,6	134632,3
Итого			100	6000	735294

4.3 Материальный баланс колонн

Материальный баланс основной ректификационной колонны рассчитывается для двухколонной схемы (таблица 11). Для составления материального баланса колонны используют кривые разгонки нефти (п.1.2). Для удобства пользования кривыми разгонки нефти все расчеты проводятся на 100 кг нефти.



Таблица 11 - Материальный баланс основной ректификационной колонны К-2 отбензиненной нефти

Наименование сырья и продуктов	Выход по ИТК, кг	Отбор	Фактический выход, %	Мi	Тi
Взято: Отбенз. нефть	89,22	---	89,22	---	---	---
Получено: Бензин (85 - 120 0С)	5,9	0,98	5,78	78	79	0,695
Реактивное топливо (120 - 230 0С)	24,1	0,96	23,13	140	180	0,790
Дизельное топливо (230 - 350 0С)	20,5	0,96	19,68	225	348	0,842
Мазут (350 0С и выше)	36,76	1,05	40,63	430	450	0,975
Итого	89,22		89,22

4.4 Расчет однократного испарения (доли отгона) сырья на входе в колонну

Расчет заключается в определении доли паровой фазы (доли отгона), образующейся при нагреве нефти до заданной температуры.

Исходя из материального баланса для любого компонента нефти, имеем:

(5)

где e^' - мольная доля отгона;

F_i^' ,y^'_i , x_i^' - мольные доли рассматриваемого компонента в сырье (F^'_i), паровой (y^'_i) и жидкой (x^'_i) фазах.

По закону Рауля:

, (6)

где k_i- константа фазового равновесия компонента, которую можно

определить из выражения:

, (7)

P_i- упругость i -го компонента при заданной температуре;

П - общее давление системы.

Решая уравнение (2) совместно с уравнением (1) относительно x^'_i , имеем:

(8)

Учитывая, что сумма мольных долей всех компонентов в жидкой фазе должна быть равна единице, получается выражение:

(9)

Решение данного уравнения осуществляется методом подбора мольной доли отгона "e^' "

Порядок расчета однократного испарения заключается в следующем:

нефть разбивается на ряд узких нефтяных фракций (F₁ - 28-50 ⁰С;F₂ - 50-100⁰С; F₃ - 100-150 ⁰С и т.д.).

Если в схеме установки предусмотрена колонна предварительного испарения, то началом кипения первой фракции будет конец кипения выделяемой фракции в колонне предварительного испарения. Например, в К-1 выделяется фракция н.к.- 85 ⁰С, тогда разбивку нефти на узкие фракции для колонны К-2 необходимо начать 85 - 100 ⁰С, 100 - 150 ⁰С и т.д.;

для удобства расчет однократного испарения ведется на 100 кг нефти;

по построенным кривым разгонки нефти, либо по табл. 8 -«Разгонка (ИТК) Никольской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика узких фракций» находят:

F_i (кг i-го компонента по ИТК),

М_i (средняя молекулярная масса),

T_i (средняя температура кипения),

с₄²⁰ (средняя плотность);

определяется число киломолейi-го компонента ( N_i):

; (10)

мольную долю i-го компонента (F_i^`)

; (11)

упругость паров i-го компонента при температуре ( p_i) определяется по таблице (см. приложение);

константа фазового равновесия определяется по формуле

; (12)

из уравнения (9) находят мольную долю отгона e^'. Для этого задаются значением e^' и рассчитывают мольные доли i-го компонента в паровой (y_i^{`</sup>) и жидкой фазах (x<sub>i</sub><sup>`});

рассчитывается сумма мольных долей i-го компонента в паровой (y_i^{`</sup>) и жидкой фазах (x<sub>i</sub><sup>`}). Если полученная сумма не равна 1, задаются новым значением доли отгона e^', и расчет повторяют. Значение e^' считается найденным достаточно точно, если сумма мольных долей в паровой о жидкой фазах равны 1+ 0,005;

находят молекулярные массы паровойи жидкой() фаз;

массовая доля i-го компонента в паровой и жидкой фазах определяется:

, (13)

удельный объем паровой и жидкой фаз находится из выражений:

, , (14)

Все расчеты по однократному испарению следует выполнять в виде таблицы 12.

Таблица 12 - Расчет доли отгона сырья на входе в колонну при 350⁰С и 0,2 Па

Фракция	Fi	Ti	Mi	p420	Ni	F'i	Bi	Pi350
85-100	3,000	100	90	0,715	0,0333	0,0746	1,67	8,40484
100-150	13,500	125	110	0,749	0,1227	0,2745	1,57	4,62424
150-200	11,000	183	140	0,790	0,0786	0,1757	1,37	1,67014
200-250	7,600	220	180	0,815	0,0422	0,0944	1,26	0,9044
250-300	9,600	280	218	0,843	0,0440	0,0985	1,13	0,35885
300-350	8,500	325	250	0,860	0,0340	0,0760	1,04	0,15519
350-400	10,900	379	318	0,876	0,0343	0,0767	0,96	0,06147
400-450	9,500	410	385	0,915	0,0247	0,0552	0,91	0,03111
450 и выше	15,620	500	470	0,999	0,0332	0,0743	0,81	0,00606
Итого:	89,220				0,4471	1,0000

При решении методом подбора полезно воспользоваться графиком зависимости от ?x_i^`e^'.

Массовая доля отгона определяется из уравнения

(15)

Плотность паровой и жидкой фаз определяется из выражений:

;

с_у=0,815851953

с_х=0,939215542

Полученные значения в дальнейшем используются для расчета величин теплосодержания потоков.

4.5 Расчет температуры верха основной ректификационной колонны К-2

Температура верха колонны рассчитывается из условия конца однократного испарения паров, уходящих с верха колонны:

, (17)

где y^'_i - мольная доля i-го компонента в парах;

k_i - константа фазового равновесия i-го компонента при давлении и температуре верха

, (18)

где Р_i- упругость паров i-го компонента при температуре верха колонны, МПа;

Р_b - давление верха колонны, МПа.

Расчет производится с определением количества водяного пара, выходящего из К-2:

, (19)

где G₁ , G₂ , G₃ - соответственно количество водяного пара, подаваемого вниз К-2 (2-3 % на мазут), в отпарные колонны РТ и ДТ (1-1,2 % на выводимый продукт).

Далее определяется давление на верху К-2:

, МПа , (20)

где Р_н - давление в нижней части колонны, МПа;

n - число тарелок в колонне;

p - перепад давления на одной тарелке, МПа.

Выводимая из К-2 бензиновая фракция разбивается на 2-3 узкие фракции в равном пропорциональном отношении по массе. Например, на долю фракции 85 - 120 ⁰С приходится 6,8 кг. Эта фракция разбивается на две равные части по 3,4 кг, тогда фракционный состав узких фракций будет 85 - 102 ⁰С и 102 - 120 ⁰С. По кривым разгонки находят их характеристики (М_i , T_i). Расчет температуры верха К-2 ведется методом подбора. Для этого задается конкретная температура верха, и вычисляется сумма отношений У_i/ К_i/ . Если не соблюдается, ниже приведенное условие, следует принять другую температуру верха колонны и провести расчет еще раз. Результаты расчета сводятся в табл.13.

Таблица 13 - Расчет температуры верха К-2 (при циркуляционном орошении)

Фракция	кг по ИТК	Mi	Ti	кг моль Ni	yi=Ni/N	принятое Тв=125
						Bi	Pi	ki	yi/ki
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
85-102	2,89	93	102	0,031	0,247	1,06	0,19019	1,0924	0,2258
102-120	2,89	110	118	0,026	0,209	1,02	0,12528	0,7196	0,2898
в.п.	1,241	18	100	0,069	0,547	1,07	0,20974	1,2047	0,4541
ИТОГО				0,126	1,000				?=1,000

Температура верха считается найденной, если соблюдается условие

При найденной температуре верха К-2 необходимо определить температуру конденсации водяного пара Т_К , для чего определяют парциальное давление водяного пара Р_В.П.:

Р_В.П. = Р_В. х У_В.П х 7600, мм рт. ст.

где Р_В - давление наверху К-2 , МПа;

У_В.П - мольная доля водяного пара (находится из табл. 13)

Р_В.П. = 723,7685

Определив Р_В.П. , находят температуру конденсации водяного пара Т_К.

, ⁰С. (21)

Т_К = 97,91323

Значение Т_к ниже температуры верха колонны на 10⁰С и более (в нашем случае разница составляет 27,08677⁰С), то можно преступить к определению количества тепла, снимаемого циркуляционным орошением, которое находится из теплового баланса (т.е. острого орошения для Кулешовской нефти не будет).

4.6 Расчет теплового баланса основной ректификационной колонны

После определения температуры верха колоны К-2 определяют количество тепла, снимаемого острым орошением, циркуляционными орошениями в зонах вывода РТ и ДТ. Схема потоков колонны К-2 с упомянутыми орошениями приведена на рисунке 6 (Приложение).

Для составления теплового баланса необходимо рассчитать температуру вывода потоков РТ и ДТ из отпарных колонн. Для расчета указанных температур используются эмпирические формулы (22) и (23).

Температура вывода РТ

, (22)

где Т - температура сырья, поступающего в колонну, ⁰С;

N₁, N₂, N₃ - соответственно число тарелок от ввода сырья до вывода дизельного топлива, от вывода ДТ до РТ, от вывода РТ до вывода бензина. Это количество тарелок следует принять в соответствии с рис.2

Т_В - температура верха колонны, ⁰С

Т_РТ = 206,2⁰С

Температура вывода ДТ

, (23)

Т_ДТ = 288,5⁰С

Уравнение топливного баланса колонны К-2 в общем виде можно выразить следующим образом:

Q_прих = Q_расх (24)

где Q_прих - количество тепла, вносимого сырьем Q_F в колонну, кДж;

Q_расх - количество тепла, снимаемое мазутом Q _м , дизельным топливом Q_дт , реактивным топливом Q_рт , парами бензина Q _б и острым орошением Q _ор , кДж

Q_расх. = Q _м + Q_дт + Q_рт + Q _б + Q _ор + Q_цо (25)

По разнице Q_прих = Q_расх найдем количество тепла, снимаемое циркуляционным орошением.Количество тепла, вносимое сырьем Q_F в колонну, рассчитывается по уравнению

, кДж (26)

где F - количество сырья, поступившего в К-2 , кг;

J^t ,i^t - теплосодержание паров и жидкости при температуре ввода сырья, кДж / кг;

e^м - массовая доля отгона.

Q_F = 90592,5159 кДж

Величину теплосодержания можно определить по эмпирическим формулам

(27)

(28)

i^t =823,7313765

где t - температура, при которой определяется теплосодержание, ⁰С;

_y,_x- плотности паров и жидкости (используются данные расчетов плотностей паровой и жидкой фаз по данным табл.12).

Количество тепла, снимаемое потоком мазута:

, кДж (29)

где М - количество мазута, кг;

i _м -теплосодержание мазута при температуре низа колонны, кДж/кг

t _м - температура мазута, выводимого из колонны, ⁰С

; (30)

i _м - находят по уравнению (28) в зависимости от температуры t _м и плотности _м мазута (табл. 12).

t_m =330⁰С

i_m =723,624704

Q_M =40,63 *723,624704= 29400,8717 кДж

Количество тепла, снимаемое потоком дизельного топлива:

, кДж (31)

Q_ДТ = 12751,55 кДж

Количество тепла, снимаемое потоком реактивного топлива:

, кДж (32)

Q_PT = 10344,15 кДж

Количество тепла, снимаемое парами бензина:

, кДж (33)

гдеБ - количество бензина, выводимого из К-2 , кг;

-теплосодержание паров при температуре верха К-2 и плотности паров бензина определяется по уравнению (27), кДж /кг.

Q_Б = 5270,776 кДж

Количество тепла, снимаемое циркуляционным орошением Q_цо в зоне вывода реактивного и дизельного топлива, определяется из выражения

Q_цо = Q_прих - Q_расх (34)

Значение Q_цо разбивается на и на в соотношении 60 % : 40 %.

Q_ЦО = 90592,5159 - ( 29400,8717+12751,55+10344,15+5270,776)= 90592,5159 - 57767,3477

Q_ЦО = 32825,1682 кДж, следовательно Q_цо^РТ = 19695,1009 кДж и Q_цо^ДТ =13130,0673 кДж

Размещено на Allbest.ru

...