Проект установки первичной переработки Дмитриевской нефти СIII Куйбышевской области

Равномерность барботажа по площади тарелки - один из важнейших факторов, определяющих эффективность ее работы (к.п.д.). Средний к.п.д. тарелки выражает степень эффективности е работы по отношению к идеальному (теоретическому) однократному контакту паров и жидкости, когда в результате контакта пары и жидкость покидают этот контакт в состоянии равновесия.

1.3.2 Трубчатые печи

Трубчатые печи на АВТ установках служат для нагрева нефти (отбензиненной нефти), мазута и бензина, они обеспечивают основной поток тепла, вносимого в ректификационные колонны, и соответственно энергетический потенциал их разделительной способности.

Основные типы печей АВТ установок и их характеристики

Используемые на современных АВТ установках основные типы узкокамерных трубчатых печей схематично показаны на рис.



Рис. Схемы узкокамерных трубчатых печей с верхним и нижним отводами дымовых газов: 1,2 - радиационный и конвективный змеевики; 3 - горелки; 4 - подача дополнительного горячего воздуха; 5 - огнеупорный рассекатель

Эти типы печей имеют следующие основные особенности.

Печи серии Г - узкокамерные, с верхним отводом дымовых газов и горизонтальными трубами змеевика:

ГС-1 - с однорядным настенным экраном и свободным вертикальным факелом (форсунки подовые);

ГН-2 - двухкамерная, с однорядными настенными экранами и с объемно-настильным пламенем (форсунки внизу сбоку, под углом);

ГД-2 - двухкамерная, с двухрядным центральным экраном, с настильным вертикальным факелом и позонным подводом воздуха по высоте топки (форсунки подовые).

Печи серии Б - узкокамерные, с нижним отводом дымовых газов и горизонтальными трубами:

ББ-2 - двухкамерная, с однорядными настенными экранами на перевальных стенках, с боковыми станами топки из панельных горелок беспламенного горения и центральной камерой конвекции;

БС-2 - двухкамерная, с однорядными настенными экранами на перевальных стенках и боковых стенках топки, свободным вертикальным факелом (форсунки подовые) и центральной камерой конвекции.

Печи серии Ц - цилиндрические вертикальные трубчатые печи с верхним отводом дымовых газов:

ЦД-4 - четырехсекционная, с вертикальными трубами радиантного змеевика и горизонтальными - конвекционного, с позонным подводом воздуха по высоте топки через центральный огнеупорный рассекатель.

В обозначениях печей обычно, кроме буквенного шифра, указывают поверхность нагрева радиантных труб и длину труб. Например, ГС-2 - 1050/24 (1050 - поверхность радиантных труб, м2; 24 - длина труб, м).

Устройство трубчатых печей

Трубчатая печь - это строительно-технологическое сооружение, состоящее из следующих функциональных узлов: фундамента, каркаса, футеровки, змеевика, горелок, утилизаторов тепла, дымовой трубы и гарнитуры.

Фундамент печи сооружают из монолитного или сборного железобетона и конструктивно изолируют от воздействия высоких температур.

Каркас печи - основная несущая металлическая конструкция, воспринимающая нагрузки от веса огнеупорной футеровки, трубчатого змеевика, вспомогательных узлов. Конфигурация каркаса соответствует форме трубчатой печи.

Футеровка предназначена для защиты каркаса печи от воздействия высоких температур и создания вторичного теплового излучения, повышающего тепловую эффективность (к.п.д.) печи. Для снижения теплопотерь через футеровку и создания безопасных условий эксплуатации печи с внешней стороны футеровка покрывается слоем теплоизоляции.

Технологический змеевик печи - это наиболее ответственная часть печи, изготовляемая из дорогостоящих горячекатаных бесшовных труб и работающая в наиболее тяжелых температурных и коррозионных условиях.

Диаметр труб, из которых монтируется змеевик печей для АВТ установки, обычно составляет 108х6, 158х8 и 219х10 мм. Длина труб - 12-18 м, а для наиболее мощных печей - 24 м.

Цельносварной змеевик проще по устройству, надежен и герметичен, целиком помещается в топку печи или камеру конвекции, что позволяет лучше герметизировать топку и в целом печь и исключить вредные подсосы воздуха извне.

При горизонтальном расположении труб змеевика в печи они либо опираются на кронштейны, либо помещены на подвесках, прикрепленных к каркасу печи. В конвекционных камерах, где трубы змеевика собраны в многорядный пучок, они опираются на трубные решетки, через которые пропущены трубы. Змеевик с вертикальными трубами (печи ЦД) подвешивают к каркасу печи специальными подвесками.

Горелки (или форсунки) служат для сжигания топлива, подаваемого в топку печи. При этом они должны обеспечивать полное сжигание топлива, давать устойчивый факел пламени, иметь высокую производительность (для сокращения числа горелок на одну печь), быть конструктивно несложными и простыми в эксплуатации, обладать возможностью их включения в систему автоматического регулирования работы печи. По типу используемого топлива различают горелки газовые, горелки на жидком топливе (мазутные) и комбинированные - на газовом и жидком топливе (газомазутные). Газовые горелки по организации сжигания в них топлива бывают пламенные и беспламенные (панельные). В пламенных горелках газ сжигается с образованием факела, являющегося основным первичным излучателем в топке, а в беспламенных - многотуннельной керамической панели так, что пламя из нее не выходит, а сама она раскаляется до высокой температуры и служит излучателем тепла. Из таких панелей набирается основная площадь боковых стен топки, и эти стены излучают тепло на экран змеевика.

Все остальные типы горелок подают в топку факелы пламени. Наибольшее распространение получила комбинированная горелка типа ГП. Горелка ГП может работать как раздельно на газе или мазуте, так и одновременно сжигать оба вида топлива. Расположение и число горелок в печи зависит от типа и общей теплопроизводительности печи.

Утилизаторы тепла используют в трубчатых печах для уменьшения потерь тепла с уходящими после конвекционной камеры дымовыми газами, которые имеют в печах АВТ температуру порядка 300 ?C. Наиболее широко применяют рекуперацию тепла этих газов на подогрев первичного воздуха, нагнетаемого в форсунки печи. Это повышает к.п.д. печи как за счет снижения потерь тепла с уходящими дымовыми газами, так и за счет повышения температуры в топке при подаче нагретого воздуха на горение.

Подогрев воздуха производится в воздухоподогревателях трубчатого типа. Поток горячего дымового газа входит в воздухонагреватель после конвекционной камеры печи и уходит в дымовую трубу. Холодный воздух нагнетается вентилятором и после нагрева поступает к форсункам.

Дымовая труба выполняет две основные функции - создает необходимую тягу в топке печи и отводит вредные дымовые газы (содержащие оксиды углерода, азота и серы и углеводороды) на большую высоту для лучшего их рассеяния в атмосфере.

Естественная тяга ДР создается дымовой трубой за счет разницы плотностей окружающего воздуха гв и дымовых газов гг : ДР = Н(гв - гг). При этом, чем больше высота трубы Н, тем выше разрежение в топке или на выходе из конвекционной камеры. Если естественная тяга, создаваемая дымовой трубой, оказывается недостаточной для создания минимального допустимого разрежения в топке - 0,1-0,2 кПа (из-за большого гидравлического сопротивления печи по газовому тракту или малой высоты трубы), то создают принудительную тягу. Для этого на потоке дымового газа после его выхода из воздухоподогревателя устанавливают дымосос (вентилятор), отсасывающий дымовой газ из печи и выбрасывающий его в дымовую трубу.

По своей конструкции и компоновке с печью дымовые трубы бывают трех типов - металлические индивидуальные, металлические общие и железобетонные. Индивидуальные металлические дымовые трубы обслуживают обычно одну печь и устанавливаются либо непосредственно на печи (если камера конвекции расположена над топкой), либо рядом с печью (если дымовые газы отводятся через газоход под подом печи). Общие металлические дымовые трубы устанавливаются на земле для обслуживания группы печей (2-4 печи), независимо от направления вывода дымовых газов из печи. В этом случае система отвода дымовых газов из каждой печи объединяется в общий газоход (под землей или над печами) и по нему газы выводятся в дымовую трубу. Их высота обычно небольшая 20-40 м, если труба устанавливается рядом с печью на земле, ее высота может достигать 50-60 м. Железобетонные дымовые трубы устанавливают на современных мощных установках для обслуживания всей группы из 4-5 печей с общим для всех печей дымососом. Высота их обычно составляет 120-180 м.

Гарнитура трубчатой печи включает ее вспомогательные конструкционные и эксплуатационные узлы - подвески и трубные решетки для змеевика, предохранительные окна и люки-лазы, гляделки, шиберы дымоходов и др. В радиантной камере печи имеется несколько рядов (по длине труб) подвесок, предохраняющих трубы от провисания. Они подвергаются воздействию высоких (до 1100 ?C) температур и агрессивных дымовых газов и поэтому изготовляются из высоколегированной стали. Каждый тип подвески предусматривает возможность компенсации термического расширения труб змеевика в диапазоне температур от окружающей до рабочей. Трубные решетки потолочных экранов и в камерах конвекции также служат для поддержания труб в горизонтальном состоянии, их обычно устанавливают через 3-4 м по длине труб. Их отливают из хромоникелевой стали.

Предохранительные окна служат для ослабления силы взрыва при аварии в топке и предохранения печи от разрушения. Предохранительные окна рассчитаны на то, чтобы при повышении давления в топке выше атмосферного они открывались, выпуская избыток газов сгорания в атмосферу.

Люки - лазы служат для того, чтобы обслуживающий персонал мог попасть в топку в период проведения там ремонтных работ или ревизии состояния стен топки и змеевика.

Гляделки - небольшие (50-100 мм) отверстия в крышках люков или предохранительных окнах, закрываемые откидными или поворотными крышками. Они предназначены для систематического визуального контроля за горением форсунок, характером факела горения, для осмотра состояния топки в рабочих условиях.

Шибер дымохода - это заслонка, с помощью которой регулируется сечение дымохода и соответственно тяга в топке печи. В случае пожара в топке печи шибером также отключают (отгораживают) печь от дымовой трубы и дымососа с тем, чтобы в них не попало открытое пламя.

1.3.3 Теплообменные аппараты

Процесс дистилляции нефти, как и любой тепловой процесс, реализуется путем подвода теплового потока в ректификационную колонну и отвода из нее соответствующего количества низкопотенциального тепла.

Функции регенерации тепла горячих потоков дистиллятов, а также их конденсации, охлаждения, дополнительного нагрева и испарения выполняет на установках АВТ разветвленная система теплообменных аппаратов различного устройства.

От работы конденсаторов-холодильников, в частности, существенно зависит нормальная работа ректификационных колонн, поскольку при неполной конденсации паров начинает расти давление в колонне и меняется ее температурный режим. Поэтому если давление в колонне начинает повышаться, в первую очередь изменяют режим конденсации паров: увеличивают расход воздуха через АВО и подают свежую воду на впрыск в поток воздуха. Если эти меры исчерпаны, а давление продолжает расти, то это свидетельствует о забивке трубок АВО отложениями и необходимости их очистки или замены. Для этого отключают поочередно отдельные части конденсатора по парам и, не останавливая установку в целом, производят соответствующие работы (очистку или замену).

В кожухотрубных холодильниках, используемых на АВТ для конденсации и охлаждения паров легких углеводородов (колонна стабилизации) и паров, отсасываемых сверху вакуумной колонны, забивке подвержены трубки пучка изнутри (илом, накипью, и механическими примесями, которые несет вода), и в результате значительная часть трубного пучка такого холодильника окажется закупоренной отложениями. Это настолько снижает теплоотдачу, что трубный пучок извлекается из кожуха для прочистки трубок или полностью заменяется новым.

В теплообменниках, где нагревается нефть, отложения в трубках могут быть обусловлены присутствием высокосмолистых веществ нефти и содержащихся в ней механических примесей. О загрязнении трубного пучка судят по снижению температуры нагрева нефти по ходу ее в теплообменниках. Для очистки трубок отдельные пары теплообменников выключают из работы (схема теплообменников этот предусматривает) и очищают их трубные пучки. Очистку проводят без изъятия пучка из кожуха гидроструйным аппаратом, «простреливая» каждую трубку струей воды под высоким давлением. Если пучок необходимо заменить, то его извлекают из кожуха и вставляют новый.

Кожухотрубчатые теплообменные аппараты с неподвижными трубными решетками. Такие аппараты имеют цилиндрический кожух, в котором расположен пучок теплообменных труб. Трубные решетки с развальцованными трубками крепятся к кожуху аппарата. С одного конца теплообменный аппарат закрыт распределительной камерой, с другого - крышкой. Аппарат оборудован штуцерами для теплообменивающихся сред; одна среда идет по трубкам, другая проходит через межтрубное пространство. В зависимости от числа перегородок в распределительной камере кожухотрубчатые теплообменные аппараты делятся на одно-, двух- и многоходовые в трубном пространстве.

Существенное различие между температурами трубок и кожуха в этих аппаратах приводит к большему удлинению трубок по сравнению с кожухом, что обусловливает возникновение напряжения в трубной решетке и может привести к нарушению плотности вальцовки труб в решетке и попаданию одной теплообменивающейся среды в другую. Поэтому теплообменники этого типа применяют при разнице температур теплообменивающихся сред, проходящих через трубки и межтрубное пространство, не более 50?C и при сравнительно небольшой длине аппарата. Очистка межтрубного пространства подобных аппаратов сложна, поэтому теплообменники такого типа применяются в тех случаях, когда среда, проходящая через межтрубное пространство, является чистой, не агрессивной, т.е. когда нет необходимости в чистке. Достоинством аппаратов этого типа является простота конструкции и, следовательно, меньшая стоимость. В зависимости от расположения теплообменных труб различают теплообменные аппараты горизонтального и вертикального типа.

Кожухотрубчатые теплообменные аппараты с плавающей головкой (с подвижной трубной решеткой) являются наиболее распространенным типом поверхностных аппаратов. Подвижная трубная решетка позволяет трубному пучку свободно перемещаться независимо от корпуса. Трубчатый пучок может опираться на ближайшую к плавающей головке перегородку, имеющую большую толщину, чем у других перегородок, а при значительных размерах и массе пучок опирают на катковые опоры. Для возможности свободного перемещения аппарата при нагреве корпус теплообменника крепят к одной из опор подвижно. По кожуху (межтрубному пространству) аппараты с плавающей головкой чаще всего выполняют одноходовыми.

В кожухотрубчатых теплообменных аппаратах с плавающей головкой трубные пучки сравнительно легко могут быть удалены из корпуса, что облегчает их ремонт, чистку или замену. Однако следует заметить, что конструкция аппаратов с подвижной решеткой относительно сложна, для ее изготовления требуется большой расход металла на единицу поверхности теплообмена, при работе аппарата плавающая головка недоступна для ремонта.

Кожухотрубчатые теплообменные аппараты с температурным компенсатором. В этих аппаратах для частичной компенсации температурных напряжений используют специальные гибкие элементы (расширители, компенсаторы), расположенные в корпусе.

Кожухотрубчатые теплообменники с U-образными трубками имеют одну трубную решетку, в которую вальцованы оба конца U-образных трубок, что обеспечивает свободное удлинение трубок при изменении их температуры. Преимущество теплообменников с U-образными трубками - отсутствие разъемного соединения внутри кожуха, что позволяет успешно применять их при повышенных давлениях. Недостатком таких аппаратов является трудность чистки внутренней и наружной поверхности труб, вследствие которой они используются преимущественно для чистых продуктов.

2. Характеристика исходной нефти

Производительность установки составляет G = 2,5 млн. т/год. Сырьем установки является Дмитриевская нефть СIII. Физико-химическая характеристика нефти приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Физико-химическая характеристика Дмитриевской нефти СIII

Наименование	Значение
Плотность, с420	0,8406
Молекулярная масса	215
Вязкость н20 , сСт	7,64
Вязкость н50 , сСт	3,75
Температура застывания, °C с обработкой без обработки	-10 -7
Температура вспышки в закрытом тигле, °C	<-35
Давление насыщенных паров, мм рт.ст. при 38°C при 50°C	303 -
Коксуемость, % масс.	3,1
Содержание, %масс. Смол силикагелевых Смол сернокислотных Асфальтенов Парафина Серы Азота	9,4 14 0,52 3,5 1,22 0,12
Температура плавления парафина, °C	59
Кислотное число, мг/г	0,17
Зольность, %	-
Выход фракций в весовых % до 200°C до 350°C	25,9 48,7

Характеристика свойств Дмитриевской нефти СIII, определяющих вариант переработки нефти и качество основных нефтепродуктов, приведена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Свойства, определяющие шифр Дмитриевской нефти СIII

Наименование	Значение
1.Содержание серы, % масс. в нефти в бензине (фр.нк-200°C) в керосине (фр.120-240°C) в дизтопливе (фр.240-350°C)	1,22 следы 0,4 1,09
Класс нефти	3
2.Выход фракций до 350°C, % масс.	50,8
Тип нефти	2
3.Суммарное содержание базовых масел, % масс. на нефть на мазут	26,8 47,5
Группа нефти	1
4.Индекс вязкости масел	85
Подгруппа нефти	3
5.Содержание парафина в нефти, % масс.	3,5
Вид нефти	2
Шифр нефти	3.2.1.3.2.

Сведения о разгонке (ИТК) Дмитриевской нефти СIII в аппарате АРН-2 приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Состав Дмитриевской нефти СIII по ИТК

Пределы кипения фракций, °C	Выход фракций, % масс.
	отдельной фракции	суммарный
1	2	3
До 28	2,1	2,1
28-75 1	2,3 2	4,4 3
75-100 100-112 112-128 128-140 140-150 150-156 156-166 166-180 180-194 194-212 212-230 230-250 250-270 270-285 285-300 300-321 321-340 340-360 360-378 378-400 400-418 418-435 435-454 454-480 остаток	2,4 2,4 2,4 2,5 2,6 2,7 2,6 2,6 2,7 2,9 2,8 2,7 2,7 2,8 2,8 2,9 2,7 2,8 2,9 2,9 2,9 2,09 3 2,9 30,2	6,8 9,1 11,5 14 16,6 19,3 21,9 24,5 27,2 30,1 32,9 35,6 38,3 41,1 43,9 46,8 49,5 52,3 55,2 58,1 61 63,9 66,9 69,8 100

Таблица 2.4 Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих углеводородов (до С5)

Фракция	Выход в % на нефть	Содержание индивидуальных углеводородов в весовых %
		СН4	С2Н6	С3Н8	и-С4Н10	н-С4Н10	и-С5Н12	н-С5Н12
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	2	3	4	5	6	7	8	9
до С4 до С5	2,1 2,9	- -	4,8 3,5	21,6 15,5	12 8,7	61,6 44,5	- 13,2	- 14,6

Таблица 2.5

Потенциальное содержание фракций в нефтях (в весовых %)

Отгоняется до температуры, °C	Количество фракции	Отгоняется до температуры, °C	Количество фракции
28 60 62 70 80 85 90 95 100 105 110 120 122 130 140 145 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240	2,1 3,6 4 - - 5,5 - 6,4 6,7 7,6 8,5 10,2 10,5 12,1 14 15,3 16,6 20 22,5 24,5 26,2 28 30 31,3 32,9 34,4	250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 500 остаток	35,7 37,2 38,4 40 42 43,9 45,3 47 48 49,5 50,8 52,3 54 55,2 57 58,2 60,2 61,6 63,2 64,5 66 - - - 69,7 30,3

Таблица 2.6 Характеристика фракций, выкипающих до 200°C

Температура отбора, °C	Выход на нефть,%	с420	Фракционный состав, °C	Содержание серы, % масс.	Октановое число
			н.к.	10%	50%	90%		без ТЭС	с добавкой 0,6 г ТЭС на 1 кг	с добавкой 2,7 г ТЭС на 1 кг
28-85	3,4	0,6670	47	54	63	79	следы	67,8	76,5	88
28-120	8,1	0,6950	56	66	86	108	следы	54,8	70	82,9
28-150	14,5	0,7110	59	72	103	133	0,07	47,7	62,5	-
28-180	22,4	0,7280	63	82	122	159	-	45	59,7	-
28-200	25,9	0,7380	66	90	130	177	0,15	43	57	-

Таблица 2.7 Характеристика керосиновых дистиллятов

Температура отбора °C	Выход на нефть %	Плотность с420	Фракционный состав, °C	Температура, °C	Высота не коптящего пламени, мм	Содержание серы, %	Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята
			НК	10%	50%	90%	98%	Отгоняется до 270°C	помутнения	вспышки в закрытом тигле
150-280	23,4	0,805	167	179	210	250	264	-	-42	52	17	0,4	2,58
150-230	30,4	0,818	172	182	234	286	290	78	-37	61	16	0,61	5,35

Таблица 2.8 Характеристика дизельных топлив и их компонентов

T отбора, °C	Выход на нефть, %	Цетановоечисло	Фракционный состав	с420	v20 мм2/с	v50м м2/с	t,°C	Содержание серы %
			10%	50%	90%	96%				застывания	вспышки
150-350	34,2	49	189	241	307	-	0,823	2,89	1,68	-32	55	0,7
200-350	22,8	52	212	266	310	-	0,839	4,11	2,34	-26	65	0,96
240-320	12,6	54	260	274	293	-	0,843	4,29	2,40	-22	62	0,97
240-350	16,4	56	264	283	313	-	0,848	6,09	2,94	-16	70	1,09

Таблица 2.9 Характеристика остатка нефти

Остаток после отбора фракции до температуры, °C	Выход на нефть, %	Плотность с420	ВУ при 80°C	ВУ при 100°C	Температура, °C	Содержание серы, %	Коксуемость, %
					застывания	вспышки в открытом тигле
выше 300°C	56,1	0,9232	3	1,81	6	173	1,72	7,72
выше 350°C	49,2	0,9310	5	2,45	10	195	1,80	8,90
выше 400°C	41,8	0,9390	10,75	4,30	15	225	1,90	11,48
выше 450°C	34	0,9441	-	7,69	19	260	2,10	15,21

Таблица 2.10

Характеристика нефти применительно к получению дорожных битумов

Нефть	Содержание, %	2,5П	А + С	А + С - 2,5П
	асфальтенов	смол силикагелевых	парафинов
Дмитриевская СIII	0,52	9,4	3,45	8,625	9,92	+1,32

Так как значение А + С - 2П > 0, то для получения битума этот остаток пригоден. Остаток (фр. > 500°С) Дмитриевской нефти СIII направляем на установку получения битума.

Таблица 2.11

Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

Температура отбора, °C	Выход	Характеристика базовых масел	Содержание базового масла, %
	на нефть дистиллятной фракции или остатка, %	с420	н50мм2/с	н100мм2/с	н50/н100	ИВ	Коэффициент ВВК	t застывания °С
									на дистилляную фракцию или остаток	на нефть
350-450	15,2	0,9047	15,97	4,44	3,6	106	-	-26	86,5	13,1
450-480	3,7	0,9000	43,8	17,5	2,5	85	0,84	-22	67,6	2,5
Остаток выше 480	30,3	0,8450	180	60	3	85	0,82	-15	36,9	11,2

3. Обоснование выбора варианта и технологической схемы перегонки нефти. Характеристика качества конечных нефтепродуктов

3.1 Характеристика качества конечных продуктов перегонки нефти

Технологическая схема АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом.

Бензиновые фракции:

Таблица 3.1.1 Автомобильный бензин (ГОСТ 2084-77)

Показатели	Норма по маркам	Фр. 28-120 °С	Фр. 28-180 °C
	А-72	А-76	АИ-93	АИ-98
Детонационная стойкость (ОЧ моторный метод), не менее	72	76	85	89	54,8 (-)	45 (-)
Температура начала перегонки, °С не ниже - летнего - зимнего	35 не норм.	35 не норм.	35 не норм.	35 не норм.	56 (+)	63 (+)
10% перегоняется при температуре, °С не выше - летнего - зимнего	70 55	70 55	70 55	70 -	66 (+)	82 (-)
50% перегоняется при температуре, °С не выше - летнего - зимнего	115 100	115 100	115 100	115 -	86 (+)	122 (-)
90% перегоняется при температуре, °С не выше - летнего - зимнего	180 160	180 160	180 160	180 -	108 (+)	159 (+)
Конец кипения бензина, 0С не выше - летнего - зимнего	195 185	195 185	195/205 185/195	195 -	-	-
Кислотность, мг КОН на 100мл бензина, не более	3,0	3,0	3,0/0,8	3,0/1	-	-
Массовая доля серы, % не более	0,1	0,1	0,1	0,1	Следы (+)	-

Фракция 28-120оС не соответствует ГОСТ 2084-77 по октановому числу. Фракцию 28-120°С направляем на вторичную перегонку для разделения на две фракции: 28-62°С и 62-120°С. Выделенную фракцию 28-62°С направляем на установку изомеризации для получения высокооктанового компонента моторных бензинов или сырья нефтехимического синтеза. Фракцию 62-120°С направляем на установку каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов моторных топлив.

Дизельные фракции:

Таблица 3.1.2 Топливо для быстроходных дизелей (ГОСТ 4749-73)

Показатели	Норма по маркам	Фр. 240-3500C
	ДЛ	ДЗ	ДА	ДС
1	2	3	4	5	6	7
Цетановое число, не менее	45	45	45	50	56	+
1	2	3	4	5	6	7
10% перегоняется при температуре, 0С не ниже	-	200	200	-	264	+
50% перегоняется при температуре, 0С не выше	290	280	255	280	283	±
96% перегоняется при температуре, 0С не выше	360	340	330	340	-
Вязкость кинематическая при 20 0С, сСт	3,5-6,0	3,5-6,0	1,5-4,0	4,5-8,0	6,09	±
Температура застывания, 0С, не выше	-10	-45	-60	-15	-16	±
Температура вспышки, 0С, не ниже	65	50	35	90	70	±
Содержание серы, % не более Общей Меркаптановой	0,2 0,01	0,2 0,01	0,2 0,01	0,2 0,01	1,09 -	-
Кислотность, мг КОН на 100мл топлива, не более	5	5	5	5	47	-

Фракция 240-350оС не соответствует ГОСТ 4749-73 по содержанию серы. Дистиллят направляем на установку гидроочистки. После этого используем его как топливо марок ДЛ, ДА.

3.2 Обоснование выбора технологической схемы переработки

Вариант перегонки нефти выбирают на основе шифра нефти и качества основных нефтепродуктов, получение которых возможно из заданной нефти.

В атмосферном блоке технологическая схема выбирается по трем параметрам: содержание серы в нефти (<0,5%; 0,5-1%; >1%); содержание бензиновых фракций (28-200°С) в нефти (<15%; >15%); производительность установки (<1,5 млн. т/г; >1,5 млн. т/г).

Схему с основной ректификационной колонной и с отбензинивающей колонной применяют для нефтей, в которых содержание бензиновых фракций превышает 15%, производительность больше 1,5 млн. т в год (для Дмитриевской нефти СIII содержание бензиновых фракций 28%, производительность установки 2,5 млн. т в год).

Дмитриевская нефть СIII характеризуется высоким содержанием базовых масел (26,8 % на нефть) и высоким индексом вязкости (ИВ = 85), в связи с этим, целесообразно получать из этой нефти товарные масла. Выбираем вариант переработки: топливно-масляный, в качестве технологической схемы: атмосферный блок - выбираем схему с предварительной отбензинивающей колонной и основной атмосферной колонной; вакуумный блок - двухколонная схема масляного профиля.

Установка состоит из следующих блоков:

1.Атмосферная перегонка нефти с получением следующих продуктов:

- Фракция 28 - 120°С

- Фракция 120 - 180°С

- Фракция 180 - 240°С

- Фракция 240 - 350°С

- Фракция >350°С.

В атмосферной колонне дизельная фракция разбивается на два боковых погона : фракцию 180 - 240 °С и фракцию 240 - 350 °С.

2. Вакуумная перегонка мазута с получением следующих продуктов:

- масляная фракция (фракция 350 - 420°С)

- масляная фракция (фракция 420 - 500°С)

- гудрон (фракция >500°С).

В вакуумном блоке первая колонна служит для отделения фракций до 350 °C и получения широкой фракции 350 - 500 °C, которая после повторного нагрева разделяется на масляные дистилляты (легкий и тяжелый) во второй колонне.

3.3 Описание технологической схемы установки

Обессоленная и обезвоженная нефть 1 прокачивается насосом Н-1 через теплообменники Т-1 - Т-4, где нагревается за счет тепла готовых или циркулирующих нефтепродуктов и поступает на разделение в отбензинивающую колонну К-1. Назначение К-1 - извлечь из нефти остатки растворенного в ней газа и бензиновую фракцию с температурой конца кипения 120°C. Для повышения четкости выделения этой фракции из нефти при кратности орошения 1,5-2,0 в низ отбензинивающей колонны подводится поток тепла «горячей струей», нагрев осуществляется в печи. Из сепаратора этой колонны отбирается жирный углеводородный газ IV с давлением, близким к давлению в отбензинивающей колонне. Газ IV из Е-1 обычно используют как топливо в печах этой же установки АВТ. Нестабильный бензин V (фр. 28 - 120°C) из этого же сепаратора насосом Н-2 частично возвращают в колонну К-1 как орошение, а остальную балансовую часть подают в колонну стабилизации.

Отбензиненная нефть VI из колонны К-1 прокачивается насосом Н-3 в трубчатую атмосферную печь П-1, где нагревается до 350°C, и поступает в атмосферную колонну К-2. Давление в колонне К-2 поддерживается близким к атмосферному (0,12 - 0,15 МПа). Назначение К-2 - разделение предварительно отбензиненной нефти на несколько светлых (топливных) фракций. Головным продуктом колонны К-2 является компонент бензина VII (фр. 120 - 180°C), пары которого, пройдя холодильники ХВ-2 и Х-2, поступают газоводоотделитель Е-2, где очищаются от воды III и газа IV. Из газоводоотделителя Е-2 дистиллят VII подается частично на орошение в колонну К-2, а остальное его количество выводится с установки. Тепло в К-2 подводится только потоком нагретого сырья из-за невозможности повысить температуру низа колонны без опасности термического разложения остатка. Поэтому для создания потока паров в отгонной части колонны под нижнюю тарелку подается перегретый до 380 - 400°C водяной пар в количестве 1,2-2 % (мас.) на сырье колонны. Для создания потока орошения во всех укрепляющихся секциях избыточное тепло отводят острым орошением наверху колонны (возвратом части бензина из сепаратора) и двумя промежуточными орошениями под тарелкой выводов дизельного топлива. Из отпарной колонны К-3 насосом Н-5 отбираемая дизельная фракция 180 - 240°C (VIII) прокачивается в теплообменник Т-1 и холодильник ХВ-5, где охлаждается. Пары из отпарной колонны К-3 поступают обратно в атмосферную колонну К-2.

Дизельная фракция 240 - 350°C отбирается с тарелки колонны К-2 и подается в отпарную колонну К-4 для окончательного выделения из нее легких углеводородов. Из отпарной колонны К-4 насосом Н-6 отбираемая фракция 240 - 350°C (IX) прокачивается в теплообменник Т-2 и холодильники ХВ-4 и Х-6, где охлаждается и выводится с установки. Пары из отпарной колонны К-4 поступают обратно в атмосферную колонну К-2. Подачей водяного пара в низ стриппингов осуществляют отпарку легкокипящих фракций и регулируют точку начала кипения и температуру вспышки этих дистиллятов. Изменение температуры конца кипения дизельного топлива производится за счет изменения количества флегмы, перетекающей из колонны в стриппинг (чем больше это количество, тем выше температура конца кипения).

Мазут XI (>350°C), уходящий снизу колонны К-2, насосом Н-8 прокачивается в печь П-2 и затем поступает в питательную секцию вакуумной колонны К-5, где происходит отделение испарившейся части мазута от жидкости. В зоне ввода сырья давление в этой колонне составляет обычно 10-15 кПа (0,01-0,015 МПа), а наверху ее - 5-7 кПа (0,005-0,007 МПа). Такое давление поддерживается за счет откачки из системы «печь - колонна - коммуникации» атмосферного воздуха (подсасываемого через неплотности фланцевых соединений) и легких углеводородов (С1 - С7), образующихся за счет небольшой деструкции мазута при его нагреве в печи. Для откачки этой смеси несконденсированных газов используют пароэжекторный насос Э-1 (2- или 3-ступенчатый с конденсацией паров между ступенями). В качестве эжектирующего агента применяют перегретый водяной пар (Р = 1,0-1,5 МПа). Поток несконденсированного газа XII направляется обычно в топку печи для сжигания, чтобы не загрязнять атмосферу углеводородами и сероводородом.

Сверху колонны для отвода тепла на конденсационных тарелках создается циркуляционное орошение ВЦО (циркуляция фракции XIII - фр. <350°C). ВЦО со второй тарелки забирается насосом Н-9, охлаждается на 50-70°C в теплообменнике Т-5 и подается в верхнюю первую ректификационную тарелку. Задача ВЦО - полная конденсация углеводородного парового потока. Однако достичь полной конденсации не удается, потому что при температуре входа в колонну около 60-80°C температура паров наверху колонны обычно не ниже 70°C, а при этой температуре и давлении 5 кПа в смеси с водяным паром не конденсируется до 1-2% на мазут легких углеводородных фракций (из-за низкого парциального давления - около 1-3 кПа), и они выводятся из конденсационно-вакуумсоздающей системы. Часть циркулирующей наверху флегмы ВЦО выводится из колонны как материальный поток масляной фракции XIII, выкипающей до 350°C. Между выводами боковых погонов XIII и XIV обычно расположено 8-10 тарелок. Снизу колонны отбирается остаток - гудрон XVIII (>500°C), который прокачивается насосом Н-11 в теплообменник Т-4 и затем в холодильники ХВ-3 и Х-5, где охлаждается и выводится с установки. Отгонная часть колонны имеет сужение, что способствует уменьшению времени пребывания остатка в колонне во избежание его разложения под влиянием высокой температуры. Снизу отгонной части колонны вводится перегретый водяной пар в количестве 0,8-1,5 % (масс.) на сырье колонны.

В колонне К-6, как головной продукт, отбирается фракция XV (фр. <350°C), которая прокачивается через теплообменник Т-7 и насосом Н-12 подается частично на орошение в колонну К-6, а остальное ее количество выводится из колонны К-6. Боковым погоном является фракция XVI (фр. 350-420°C). Поток XVI (фр. 350-420°C) охлаждается в теплообменнике Т-8 и подается насосом Н-13 частично на орошение в колонну К-6, остальное его количество охлаждается в холодильнике ХВ-7 и выводится с установки. Снизу колонны отбирается фракция XVII (фр. 420 - 500°C), которая прокачивается насосом Н-14 через теплообменник Т-9, холодильник ХВ-8, где охлаждается и выводится с установки.

4. Технологические расчеты процесса и основных аппаратов

Таблица 1. Расчетный материальный баланс установки АВТ производительностью 2,5 млн.т/год

Статьи баланса	Выход на нефть, % масс.	Расход
		т/год	т/сут	кг/ч
Взято:
Нефть	100	2500000	7500,8	312500
Итого	100	2500000	7500,8	312500
Получено:
1.Углеводородный газ (до С4)	2,1	52500	157,5	6562,5
2. Бензиновая фр. 28-120°С	8,1	202500	607,6	25312,5
3. Бензиновая фр. 120-180°С	14,3	357500	1072,6	44687,5
4. Дизельная фр. 180-240°С	9,7	242500	727,6	30312,5
5. Дизельная фр. 240-350°С	16,7	417500	1252,6	52187,5
6. Масляная фр. 350-420°С	10,5	262500	787,6	32812,5
7. Масляная фр. 420-500°С	11,5	287500	862,6	35937,5
8. Остаток > 500°C	27,1	677500	2032,7	84687,5
Итого	100	2500000	7500,8	312500

При работе установки 8000 ч в год.

4.1 Расчет атмосферной колонны

Таблица 4.1.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны

Статьи баланса	Выход на нефть, % масс.	Расход
		т/год	т/сут	кг/ч
Взято: Нефть	100	2500000	7500,8	312500
Итого	100	2500000	7500,8	312500
Получено:
1.Углеводородный газ	2,1	52500	157,5	6562,5
2.Бензиновая фр. 28-120°С	8,1	202500	607,6	25312,5
3.Нефть отбензиненная	89,8	2245000	6735,7	280625
Итого	100	2500000	7500,8	312500

Таблица 4.1.2 Материальный баланс атмосферной колонны

Статьи баланса	Выход на нефть, % масс.	Выход на сырье колонны, % масс.	кг/ч
Взято: Нефть отбензиненная	89,8	100	280625
Итого	89,8	100	280625
Получено:
1.Фракция 120-180°C	14,3	15,9	44619,4
2.Фракция 180-240°С	9,7	10,8	30307,5
3.Фракция 240-350°С	16,7	18,6	52196,3
4.Мазут	49,1	54,7	153501,9
Итого	89,8	100	280625

Выбор числа и типа тарелок

Используем клапанные тарелки, гидравлическое сопротивление которых колеблется в зависимости от типа клапанной тарелки и её состояния в пределах 4 - 7 мм рт. ст. Принимаем перепад давления на одну тарелку (ДРт) равным 0,6 кПа. В отгонной части колонны принимаем четыре тарелки: n1 = 4. В укрепляющей части колонны - от зоны питания до тарелки вывода фракции 240 - 350°С принимаем 10 тарелок: n2 = 10. От тарелки вывода фракции 240-350°С до тарелки вывода фракции 180-240°С принимаем 12 тарелок: n3=12. В верхней части колонны - от тарелки вывода фракции 180-240°С до верха - 10 тарелок: n4 = 10. Принимаем в стриппингах по 4 тарелки.

Итого в колонне принято 36 тарелок, из которых в укрепляющей части 32 шт., а в отгонной - 4 шт.

Расчет давления по высоте колонны

Расчет давления по высоте колонны ведем сверху вниз, учитывая перепад давления на тарелках.

Давление в емкости орошения (Рс) принимаем равным 140 кПа. Потери давления от верха колонны до емкости орошения (ДР) принимаем равными 30 кПа. Общее давление вверху колонны (Рв) определяем по формуле:

Рв = Рс + ДР = 140 + 30 = 170 кПа

Общее давление на тарелке вывода фр. 180-240°С находим из уравнения:

Pl80-240 = Рв + n4?ДРт

Pl80-240 = 170 + 10?0,6 = 176 кПа

Общее давление на тарелке вывода фр. 240-350°С:

Р240-350 = Рв + (n3 + n4)?ДРт = 170 + (12 + 10)?0,6 = 183,2 кПа

Давление в зоне питания (Рэв) колонны:

Рэв = Рв + (n4 + n3 + n2)?ДРт = 170 + (10 + 12 + 10)?0,6 = 189,2 кПа

Давление внизу колонны:

Рн = Рэв + n1?ДРт = 189,2 + 4•0,6 = 191,6 кПа

Расчет расхода водяного пара

Расход водяного пара в основной атмосферной колонне колеблется в пределах 1,6-2,8 % масс. на загрузку колонны по сырью. Принимаем расход водяного пара равным 2% масс. на отбираемые фракции. Дальнейший расчет ведем на 100 кг сырья. Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть колонны, находим из выражения:

Zниза = gМ ?0,02

где gM - расход мазута; gM = 54,7 кг;

0,02 - расход водяного пара, в долях от единицы.

Zниза = 54,7?0,02 = 1,094 кг

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны (стриппинга) К-2/2:

ZK-2/2 = g240-350 * 0,02 = 18,6 * 0,02 = 0,372 кг

где g240-350 - расход фракции 240-350°С, кг; g240-350= 18,6 кг.

Расход водяного пара, подаваемого в нижнюю часть отпарной колонны К-2/1:

ZK-2/1= g180-240 * 0,02 = 10,8 * 0,02 = 0,216 кг

где g180-240 - расход фракции 180-240°С, кг; g180-240 =10,8 кг.

Определим количество водяного пара по высоте колонны.

Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 240-350°С:

Z240-350 = Zниза = 1,094 кг

Количество водяного пара на тарелке отбора фракции 180-240°С:

Z180-240 = Zниза + ZK-2/2 = 1,094 + 0,372 = 1,466 кг

Количество водяного пара на верху колонны:

Zверха = Zниза + ZK-2/2 + ZK-2/1 = 1,094 + 0,372 + 0,216 = 1,682 кг

Расчет количества флегмы по высоте колонны

В ректификационной колонне на тарелках осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта простой колонны возвращается в жидком состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие. Отношение количества орошающей жидкости к количеству дистиллята данной простой колонны называется флегмовым числом. Чем выше флегмовое число, тем более высокой четкости ректификации удается добиться. При расчете колонны принимаем условно, что флегмовое число по высоте колонны одинаково и равно двум.

Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 240-350°С, определяем по формуле:

gфл240-350 = g240-350 ?2 = 18,6 ? 2 = 37,2 кг

Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 180-240°С:

gфл180-240 = g180-240 ?2 = 10,8 ? 2 = 21,6 кг

Количество флегмы вверху колонны:

gфл120-180 = g120-180 ?2 = 15,9 ? 2 = 31,8 кг

Определение доли отгона отбензиненной нефти

Температура нагрева нефти в печи перед атмосферной колонной находится в пределах 320-370°С. Для определения температуры нагрева нефти необходимо рассчитать процесс однократного испарения сырья.

Принимаем температуру отбензиненной нефти на входе в колонну равной tон = 350°C.

С помощью кривой ИТК для отбензиненной нефти и ОИ при температуре tон = 350°C и давлении эвапорационного пространства Рэв = 189,2 кПа = 1419 мм рт. ст. определяем долю отгона еон = 0,756.

Определение температуры низа колонны

Колонна работает с вводом водяного пара в ее нижнюю часть, где происходит испарение наиболее легкой части углеводородов, на что тратится теплота и температура мазута снижается на 10-25°С по отношению к температуре входа сырья в зону питания. Количество водяного пара, подаваемого в низ атмосферной колонны, составляет 2% масс. на мазут. С помощью графической зависимости разницы температур tон-tм от количества водяного пара (в % масс.) определяем температуру низа колонны:

tон-tм = 17°C

tн = tм = 350 - 17 = 333°С

Расчет температур вывода боковых погонов

Расчет парциального давления фракций

Таблица 4.1.3.

Расчет парциального давления фракции 120-180°С (Робщ = 170 кПа)

Компонент	Расход (Gi), кг	Mi	, кмоль
Водяной пар Фр. 120-180°С + + острое орошение	1,682 15,9 + 31,8 = 47,7	18 151	0,0934 0,3159	0,2282 0,7718	38,794 131,206
Итого	49,382	-	0,4093	1	170

Таблица 4.1.4. Расчет парциального давления фракции 180-240°С в сечении ее вывода (Робщ = 176 кПа)

Компонент	Расход (Gi), кг	Mi	, кмоль
Водяной пар Фр. 120-180°С Фр. 180-240°С + флегма	1,466 15,9 10,8 + 21,6 = 32,4	18 151 190	0,0814 0,1053 0,1705	0,2279 0,2948 0,4773	40,1104 51,8848 84,0048
Итого	49,766	-	0,3572	1	176

Таблица 4.1.5 Расчет парциального давления фракции 240-350°С в сечении ее вывода (Робщ = 183,2 кПа)

Компонент	Расход (Gi), кг	Mi	, кмоль
Водяной пар Фр. 120-180°С Фр. 180-240°С Фр. 240-350°С + флегма	1,094 15,9 10,8 18,6 + 37,2 = 55,8	18 151 190 255	0,0608 0,1053 0,0568 0,2188	0,1376 0,2384 0,1286 0,4954	25,20832 43,67488 23,55952 90,75728
Итого	83,594	-	0,4417	1	183,2

Определение температуры вывода боковых погонов и температуры на верху колонны

Температура вверху колонны и температуры вывода боковых погонов определяем графическим методом. Для этого строим кривые ИТК и линии ОИ при атмосферном давлении соответствующих фракции и затем с помощью графика Кокса строим линии ОИ фракций при их парциальных давлениях.

Парциальное давление фракции 120-180°С составляет 131,206 кПа.

Парциальное давление фракции 180-240°С составляет 84,0048 кПа.

Парциальное давление фракции 240-350°С составляет 90,75728 кПа.

В результате построений получены следующие температуры:

- температура вверху колонны °С (фр. 120-180°С)

- температура вывода фракции 180-240°С °С

- температура вывода фракции 240-350°С °С.

Тепловой баланс колонны

Целью расчета теплового баланса основной колонны является определение количества теплоты, которое необходимо вывести из колонны циркуляционными орошениями и расход циркуляционных орошений. Тепловой баланс основной атмосферной колонны приведен в табл. 4.1.6.

Таблица 4.1.6. Материальный и тепловой баланс атмосферной колонны

Статьи баланса	Расход (Gi, кг)			Температура, °С	Энтальпия, кДж/кг	Количество теплоты(Qi ? 103), кДж/ч Q = Gi?H или Q = Gi?h
					паров (Hi)	жидкости (hi)
Приход:
Нефть
отбензиненная, в т.ч.:
- пары	75,6	0,7985	0,8029	350	1104,31		83,485836
- жидкость	24,4	0,8665	0,8705	350		855,63	20,877372
Острое орошение	31,8	0,7592	0,7638	30		59,67	1,897506
Итого	131,8						106,260714
Расход:
Фр. 120-180°С +
+ острое орошение	47,7	0,7592	0,7638	166	668,70		31,89699
Фр. 180-240°С	10,8	0,8107	0,8150	190		422,94	4,567752
Фр. 240-350°С	18,6	0,8416	0,8458	274		641,15	11,92539
Мазут	54,7	0,9310	0,9348	333		775,64	42,427508
Итого	131,8						90,81764

На основании данных, приведенных в табл. 4.1.6., находим дебаланс теплоты, то есть относительную разность между количеством тепла, приносимым в колонну и количеством тепла, выводимого из колонны с фракциями. Дебаланс находим по следующей формуле:

где Д - дебаланс теплоты, % отн.;

Qприх - количество теплоты, вводимое в колонну потоками сырья и острого орошения, кДж/ч; в нашем примере Qnpих = 106,260714 * 103 кДж/ч;

Qpacx - количество теплоты, выводимое из колонны с мазутом, верхним и боковыми погонами, кДж/ч; Qpacx = 90,81764 * 103 кДж/ч.

Выбор числа и расхода циркуляционных орошений

В атмосферной колонне два циркуляционных орошения (первое или верхнее - ЦО 1, второе или нижнее - ЦО 2). Температуры вывода циркуляционных орошений определим, учитывая величины перепада температур на одну тарелку по формуле:

где - температура вывода циркуляционного орошения, °С;

- температура вывода соответствующего бокового погона, °С;

- перепад температуры на одну тарелку, °С.

Перепад температуры на одну тарелку между тарелками вывода фракций 180-240 и 240-350°С:

Перепад температуры на одну тарелку между тарелками вывода фракций 240-350°C и зоной питания:

Температуры вывода циркуляционных орошений:

Температуры ввода циркуляционных орошений в колонну принимаем на 50°C ниже температур вывода циркуляционных орошений:

Рассчитаем расход циркуляционных орошений, для чего требуется знать количество теплоты, которое необходимо вывести из колонны:

кДж

Теплоту, снимаемую циркуляционным орошением, находим по формуле:

ДQi - тепло, снимаемое циркуляционным орошением, кДж/ч;

gцo - расход циркуляционного орошения, кг/ч;

htвыв.цо - энтальпия циркуляционного орошения, выводимого из колонны, кДж/ч;

htвв.цо - энтальпия циркуляционного орошения, вводимого в колонну, кДж/ч.

Примем, что расход циркуляционных орошений одинаков по массе (gцo1 = gцo2 = gцoi)

Отсюда находим среднее значение gцoi

gцo1 = gцo2 = 57,6 кг/ч

кДж/ч

кДж/ч

Проверка:

кДж/ч

Определение основных размеров колонны

Расчет нагрузки сечений колонны по парам и жидкости

Диаметр колонны рассчитываем с учетом максимальной нагрузки по парам и жидкости. Для определения нагрузки рассматриваем несколько сечений колонны.

Сечение I-I , сечение под верхней тарелкой

Составляем материальный баланс по парам и жидкости в сечении I-I.

Нагрузка по парам

g1-1 = G120-180 + g гoo

где g1-1 - поток паров, проходящий через сечение I-I, кг;

G120-180 - расход паров фракции 120-180°С; G120-180 =15,9 кг;

gгoo - расход горячего орошения (внутренней флегмы), возникающего от острого орошения, кг.

Горячее орошение от острого (gгoo) образуется в результате контакта поднимающихся паров с острым орошением в верхней части колонны. Наиболее тяжелые компоненты паров конденсируются и образуют флегму - горячее орошение от острого. Рассчитаем количество горячего орошения по формуле:

где gгoo - расход горячего орошения от острого, кг;

Нверх - энтальпия паров вверху колонны, кДж/кг;

Hвход - энтальпия острого орошения, кДж/кг;

- энтальпия паров при температуре в сечении I-I, кДж/кг;

- энтальпия горячего орошения (флегмы) при температуре в сечении I-I, кДж/кг;

Нагрузка по жидкости:

Температуру в сечении I-I (сечении под верхней тарелкой) найдем из уравнения:

где tI-I - температура в сечении I-I, °С;

tверха - температура вверху колонны, °С;

Дt - перепад тсмператур на одну тарелку, °С.

Определим энтальпии фракции 120-180°С ():

Н206,8 = 757,97 кДж/кг; h30 = 59,67 кДж/кг;

Н170,08 = 677,34 кДж/кг; h170,08 = 384,50 кДж/кг;

gоо = 31,8 кг.

Сечение II-II, между вводом и выводом первого циркуляционного орошения

Нагрузка по парам:

,

где - расход паров, проходящих через сечение П-П, кг;

- расход паров фракции 120-180°С;

= 10,8 кг.

- расход флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 180-240°С, кг.

=: 21,6 кг;

- горячее орошение, возникающее от первого циркуляционного орошения, кг.

где ДQ1 - теплота, снимаемая первым циркуляционным орошением (ЦО 1), кДж/ч;

ДQ1 = 7,35?103 кДж/ч;

Ht и ht - энтальпии паров и жидкости ЦО 1 при температуре 206,8°С.

Условно принимаем, что плотность ЦО 1 равна плотности фракции 180-240°С ( = 0,8107, = 0,8150). Определим энтальпии паров и жидкости ЦО 1:

Н206,8 = 741,09 кДж/кг; h206,8 = 466,9 кДж/кг;

GII-II = 15,9 + 10,8 + 21,6 + 26,8 = 75,1 кг

Нагрузка по жидкости:

где - поток жидкости, проходящий через сечение II-II, кг;

- расход ЦО 1, кг; =57,6 кг.

= 21,6 + 57,6 + 26,8 = 106 кг

Рассчитывать нагрузку в сечении под тарелкой вывода ЦО 1 нет смысла, поскольку это сечение имеет нагрузку по парам такую же, а по жидкости меньше на , чем рассмотренное сечение II-II.

Сечение III-III, сечение между тарелкой ввода и вывода второго циркуляционного орошения

Нагрузка по парам:

,

где - количество паров, проходящих через сечение III-III, кг;

- количество паров фракции 240-350°С; = 18,6 кг;

- количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 240-350°С, кг; = 37,2 кг;

- горячее орошение, возникающее от второго циркуляционного орошения, кг.

,

где ДQ2 - тепло, снимаемое вторым циркуляционным орошением (ЦО 2), кДж/ч;

ДQ2 = 8,09?103 кДж/ч;

Ht и ht - энтальпия паров и жидкости ЦО 2 при температуре 289,2°С, кДж/кг.

Условно принимаем, что плотность ЦО 2 равна плотности фракции 240-350°С ( = 0,8416, = 0,8458). Определим энтальпии паров и жидкости ЦО 2:

Н289,2 = 925,55 кДж/кг; h289,2 = 684,82 кДж/кг.

GIII-III = 15,9 + 10,8 + 18,6 + 37,2 + 33,61 = 116,11 кг

Нагрузка по жидкости:

где - поток жидкости, проходящий через сечение III-III, кг.

= 37,2 + 57,6 + 33,61 = 128,41 кг

Сечение IV-IV, сечение в зоне питания

Сечение проходит по питательной секции ниже ввода сырья. Принимаем условно, что количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 240-350°С, до сечения IV-IV не меняется.

В состав парового потока входят пары, поступившие с сырьем (паровая фаза - Gc) и пары, поднимающиеся из отгонной части колонны (Gниз). Количество последних можно определить из материального баланса части колонны, лежащей ниже сечения IV-IV:

,

где L - расход сырья на входе в колонну, кг; L= 100 кг;

gм - расход мазута, кг; gм = 54,7 кг;

- массовая доля отгона.

Gниз = 100 • (1 - 0,756) + 37,2 - 54,7 = 6,9 кг

Нагрузка по парам:

Giv-iv = Gc + Gниз, где Gc - количество паров, поступивших в колонну с сырьем;

Gc = L • = 100 • 0,756 = 75,6 кг

Giv-iv = 100 + 37,2 - 54,7 = 82,5 кг

Нагрузка по жидкости:

gIV-IV = Gc + gфл.240-350 = 75,6 + 37,2 = 112,8 кг

В табл. 4.1.7. представлены нагрузки по парам и жидкостям в различных сечениях колонны.

Таблица 4.1.7

Нагрузка по парам и жидкостям в различных сечениях колонны

Сечение	Нагрузка сечения, кг
	по парам	по жидкости
I-I	91,73	75,83
II-II	75,1	106
III-III	116,11	128,41
IV-IV	82,5	112,8

Расчет диаметра колонны

Диаметр колонны рассчитываем в трех сечениях:

- сечение I-I - сечение под верхней тарелкой;

- сечение IV-IV - сечение в зоне питания;

- самое нагруженное сечение из оставшихся (выбираем сечение III-III). Сечение колонны определяем по формуле:



где Vn - объемный расход паров в рассчитываемом сечении колонны, м3/с;

Wдоп - допустимая скорость паров в рассчитываемом сечении колонны, м/с.

Объем паров в рассчитываемом сечении определяем по уравнению:

где GHi - количество нефтяных паров в рассчитываемом сечении, кг;

Мhi - молярные массы нефтяных фракций;

Z - количество водяных паров в рассчитываемом сечении, кг;

18 - молярная масса воды;

t - температура в рассчитываемом сечении, °С;

Робщ - общее давление в рассчитываемом сечении, МПа;

k - коэффициент пересчета со 100 кг сырья на реальную загрузку колонны. Коэффициент пересчета k определяем из соотношения:

где Gc - массовый расход сырья, кг/ч. Gc = 280625 кг/ч.

Допустимую скорость паров определяем по формуле:

где С - коэффициент, величина которого зависит, от конструкции тарелок и расстояния между ними. Его величину определяем по формуле:

C = K ? C1 - C2 ? (л - 35)

где К - коэффициент, который зависит от типа тарелок. Так для клапанных тарелок К=1,15;

С1 - коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками.

Примем расстояние между тарелками равным 600 мм, тогда С1 = 750.

С2 - коэффициент, равный 4 для клапанных тарелок;

л - коэффициент, учитывающий влияние жидкостной нагрузки на допустимую скорость паров. Определим величину этого коэффициента по формуле:

где Wc - объемная нагрузка колонны по жидкой фазе в рассчитываемом сечении, м3/ч.

n - число сливных устройств на тарелке;

Если расчетное значение л<10, то принимаем значение л=10. В случае, если л>65, следует принять тарелки с большим числом сливных устройств.

Допустимая скорость паров в любой атмосферной колонне составляет 0,8-1,0 м/с. Однако это не означает, что любая меньшая линейная скорость может обеспечить нормальные условия работы колонны. Фактическая линейная скорость паров в колонне должна быть не менее 60% от допустимой, т.е. необходимо обеспечить минимальную скорость паров в колонне не менее 0,5-0,6 м/с, а еще лучше на уровне 0,7-0,8 м/с.

Нагрузку колонны по жидкой фазе находим из соотношения



где g - массовая нагрузка по жидкости в рассчитываемом сечении, кг/ч;

рж - плотность жидкой фазы при температуре в рассматриваем сечении, г/см3.

рп - плотности паров, кг/м3.

Плотность жидкости находим из выражения

где t - температура в рассматриваемом сечении, °С;

б = 0,000903 - 0,00132 ? (с420 - 0,7).

Плотность паров определяем из соотношения:

где Gn - расход паров в рассматриваемом сечении, кг.

Gn = УGHi + Z

Диаметр колонны определяем по формуле:

Высоту подпора жидкости над сливной перегородкой рассчитываем по формуле:

где Дh - высота подпора жидкости над сливной перегородкой, м.

Высота подпора жидкости не должна превышать 50 мм.

l - периметр слива (длина сливной перегородки), м.

Длина сливной перегородки может быть рассчитана по формуле:

l= (0,75-0,8)?d

где d - диаметр колонны в рассматриваемом сечении, м.

Расчет диаметра колонны в сечении I-I

Принимаем число сливных устройств n=4.

Расчет диаметра колонны в сечении III-III