Давление, МПа

1. Водород

0,8239

33

1,82

27,4

1,50

2. Метан

0,0799

191

4,68

15,2

0,37

3. Этан

0,0484

305

4,92

14,8

0,24

4. Пропан

0,0206

370

4,28

7,6

0,09

5. И-Бутан

0,0052

407

3,76

2,1

0,02

6. Н-Бутан

0,0051

426

3,67

2,2

0,02

7. Сероводород

0,0105

373

8,89

3,9

0,09

8. Бензин-отгон

0,0023

546

27,95

1,2

0,06

9. Гидрогенизат

0,0041

721

42,88

2,9

0,17

Итого

1,0000

77

2,57

По формулам приведенные параметры равны:

Коэффициент сжимаемости принимаем по литературным данным [7]:

Объемный расход по формуле :

Допустимую линейную скорость газового потока определяем по формуле:



где-- плотность жидкой фазы при температуре в сепараторе, кг/м³;

- плотность газовой фазы в сепараторе, кг/м³.

Плотность жидкой фазы рассчитываем по формуле:

где G_i -- массовый расход компонента жидкой фазы, кг/ч;

- плотность компонента жидкой фазы, кг/м³.

Плотность жидкой фазы при температуре свыше 50 ⁰С определяем по формуле [25]:

Для гидроочищенного дизельного топлива:

Для бензин-отгона:



Подставляем данные в формулу и получаем:

Плотность газовой (паровой) фазы находим из соотношения:

где G^гф-- массовый расход газовой (паровой) фазы, кг/ч.

Тогда допустимая линейная скорость газового потока по формуле :

Рассчитываем сечение горизонтального газосепаратора :

Рассчитываем диаметр горизонтального газосепаратора по формуле:

Диаметр типового сепаратора (d_тип) выбираем по нормали [6]; d_тип = 2400 мм.Диаметр типового сепаратора принят больше расчетного (d), поэтому не рассчитываем фактическую линейную скорость паров.



где- время пребывания жидкой фазы в газосепараторе, принимаем 10 минут [9];

W_жф -- линейная скорость движения жидкой фазы в газосепараторе, м/мин.

Объемный расход жидкой фазы в газосепараторе определяем из соотношения:

где g_жф - массовый расход жидкой фазы, кг/ч;

- плотность жидкой фазы, кг/м³.

Тогда линейная скорость движения жидкой фазы определяем по формуле:

По формуле определяем длину горизонтального сепаратора:

5.5.4 Исходные данные для расчета вертикального сепаратора С-2

Состав и расход газопродуктовой смеси на входе в газосепаратор С-2 представлен в табл. 5.27.

Таблица 5.27. Состав и расход ГПС на входе в газосепаратор С-2

Компонент	Молярная масса, кг/кмоль	Расход, кг/ч	Массовая доля	Расход, кмоль/ч	Мольная доля
1. Водород	2	4618	0,2260	2309	0,8239
2. Метан	16	3582	0,1753	224	0,0799
3. Этан	30	4070	0,1992	136	0,0484
4. Пропан	44	2535	0,1241	58	0,0206
5. И-Бутан	58	847	0,0415	15	0,0052
6. Н-Бутан	58	835	0,0409	14	0,0051
7. Сероводород	34	1004	0,0492	30	0,0105
8. Бензин -- отгон	104	687	0,0336	6	0,0023
9. Гидрогенизат	207	2250	0,1102	11	0,0041
Итого		20429	1,0000	2802	1,0000

5.5.5 Расчет материального баланса

В газосепараторе осуществляется процесс однократного испарения. Основные уравнения процесса однократного испарения:

для жидкой фазы:

для паровой фазы:

где x_i-- мольная концентрация компонента жидкой фазы;

y_i -- мольная концентрация компонента паровой фазы;

- мольная концентрация компонента исходной смеси;

e -- мольная доля отгона;

K_i -- константа фазового равновесия компонента.

Константу фазового уравнения для углеводородов, сероводорода определяем с помощью диаграмм [1]. Длябензина -- отгона и гидроочищенного дизельного топлива по формуле:

где Р_i -- давление насыщенных паров компонента, МПа;

Р -- общее давление в системе, МПа.

Материальный баланс однократного испарения ГПС в холодном сепараторе высокого давления представлен в табл. 5.29.

Результат расчета состава фаз на выходе из газосепаратора представлен в табл. 5.28.

Таблица 5.28. Состав газовой и жидкой фаз на выходе из сепаратора С-2 при температуре 40⁰С и давлении 4,5 МПа (мольная доля отгона 0,993)

Компонент	Мольная доля ()	Константа фазового равновесия (Ki)	Мольная доля компонента газопаровой фазы (yi)	Мольная доля компонента жидкой фазы (xi)
1. Водород	0,8239	31,00	0,8295	0,0268
2. Метан	0,0799	5,80	0,0803	0,0139
3. Этан	0,0484	1,20	0,0485	0,0404
4. Пропан	0,0206	0,45	0,0204	0,0453
5. И-Бутан	0,0052	0,22	0,0051	0,0231
6. Н-Бутан	0,0051	0,17	0,0050	0,0292
7. Сероводород	0,0105	0,90	0,0105	0,0117
8. Бензин - отгон	0,0023	0,0033	0,0007	0,2231
9. Гидрогенизат	0,0041	0,000007	0,000004	0,5865
Итого	1,0000		1,0000	1,0000

5.5.6 Определение размеров вертикального газосепаратора

Рассчитываем сечение вертикального газосепаратора по формуле:

где V_п -- объемный расход газовой (паровой) фазы, м³/с;

- коэффициент заполнения вертикального газоспаратора, принимаем равным 1[1];

W_доп- допустимая линейная скорость газовой фазы в газосепараторе, м/с.

Объемный расход определяем по формуле:

где N^гф-- число кмолей газов и паров ГПС, кмоль/ч;

z -- коэффициент сжимаемости;

Р -- давление, МПа.

Коэффициент сжимаемости для паров сырья и продуктов реакции находим по формуле [6]:

Для определения коэффициента сжимаемости предварительно определяем критические, псевдокритические и приведенные параметры компонентов ГПС по формулам.

Расчет псевдокритических температур и давлений компонентов ГПС приведен в табл. 5.30.



Таблица 5.30. Расчет псевдокритических температур и давлений газопаровой фазы

Компонент		Критические параметры
		Температура, К	Давление, МПа
1. Водород	0,8295	33	1,82	27,53799	1,50961
2. Метан	0,0803	191	4,68	15,30493	0,37600
3. Этан	0,0485	305	4,92	14,79420	0,23849
4. Пропан	0,0204	370	4,28	7,53817	0,08725
5. И-Бутан	0,0051	407	3,76	2,07138	0,01914
6. Н-Бутан	0,0050	426	3,67	2,11860	0,01825
7. Сероводород	0,0105	373	8,89	3,93352	0,09365
8. Бензин-отгон	0,0007	546	27,95	0,40614	0,02079
9. Гидрогенизат	0,00000	721	42,88	0,00282	0,00017
Итого	1,0000			74	2,36

По формулам приведенные параметры равны:

Коэффициент сжимаемости принимаем по литературным данным [7]:

Объемный расход по формуле:

Допустимую линейную скорость газового потока определяем по формуле:



где-- плотность жидкой фазы при температуре в сепараторе, кг/м³;

- плотность газовой фазы в сепараторе, кг/м³.

Плотность жидкой фазы рассчитываем по формуле:

где G_i -- массовый расход компонента жидкой фазы, кг/ч;

- плотность компонента жидкой фазы, кг/м³.

Плотность жидкой фазы при температуре 40 ⁰С определяем по формуле [8]:

Для гидроочищенного дизельного топлива:

Для бензин-отгона:

Подставляем данные в формулу и получаем:



Плотность газовой (паровой) фазы находим из соотношения:

где G^гф-- массовый расход газовой (паровой) фазы, кг/ч.

Тогда допустимая линейная скорость газового потока по формуле :

Рассчитываем сечение горизонтального газосепаратора :

Рассчитываем диаметр горизонтального газосепаратора по формуле:

Диаметр типового сепаратора (d_тип) выбираем по нормали [1]; d_тип = 1400 мм.Диаметр типового сепаратора принят больше расчетного (d), поэтому не рассчитываем фактическую линейную скорость паров.

Высоту слоя жидкости в цилиндрической части аппарата находим, исходя из ее расхода и времени пребывания в газосепараторе с учетом объема полусферы по формуле:

где H_ж-- высота слоя жидкости в сепараторе, м;

- время пребывания жидкости в сепараторе, принимаем 20 мин;

V_ж -- объемный расход жидкости, м³/мин;

V_п.сф -- объем полусферы, м³;

S -- сечение газосепаратора, м².

Объем полусферы рассчитываем по формуле:

где d -- диаметр сепаратора, м.

По формуле определяем объемный расход жидкой фазы в газосепараторе:

где g_жф - массовый расход жидкой фазы, кг/ч;

- плотность жидкой фазы, кг/м³.

Получаем, высоту слоя жидкости по формуле:



5.6 Расчет сырьевых теплообменников «ГСС -- ГПС»

Расчет теплообменников, служащих для нагрева газосырьевой смеси (ГСС) за счет тепла газопродуктовой смеси (ГПС), выходящей из реактора, сводится к определению температуры нагрева ГСС, поверхности теплообмена и количества типовых теплообменников.

Схема теплообмена:

Тепловой баланс теплообменника:

где Qприх-количество теплоты, поступающее в теплообменник с ГПС, кДж/ч;

Qрасх-количество теплоты, выносимое из теплообменника с ГСС, кДж/ч;

- количество теплоты, содержащееся в ГПС при температуре 335 °С, кДж/ч;

- количество теплоты, выносимое из теплообменника с ГПС при температуре 200 °С, кДж/ч;

- количество теплоты, выносимое из теплообменника с при температуре 270 °С, кДж/ч;

- количество теплоты, поступающее в теплообменник с ГСС при температуре 100 °С, кДж/ч.

Для определения количества тепла вносимое ГПС в теплообменник, рассчитываем материальный баланс однократного испарения этой смеси на входе в теплоообменник при температуре 3550С и давлении 4,9 МПа. Аналогичным образом рассчитываем процесс однократного испарения для ГПС на выходе из теплообменника при 200 0С и давлении 4,8 МПа .

Энтальпии СВСГ, ЦВСГ и УВГ при 100, 200,270 и 3550С находим по табл. 5.12 -- 5.14.

Определяем количество теплоты, вносимое с компонентами ГПС при температуре 3550С и давлении 4,4 МПа:

с дизельной фракцией:

с бензином:

с углеводородным газом:

с сероводородом:

с ЦВСГ:

где - расход компонента ГПС в паровой фазе при 0С , кг/ч;

- энтальпия компонента ГПС в паровой фазе при 0С, кДж/кг;

- расход компонента ГПС в жидкой фазе при 0С, кг/ч;

- энтальпия компонента ГПС жидкой фазе при 0С, кДж/кг.

Количество теплоты, содержащееся в ГПС при 0С:

Аналогичным образом подсчитываем какое количество теплоты, содержится в ГПС при 2000С.

По формуле определяем количество теплоты, уходящее с компонентами ГПС при температуре 2000С и давлении 4,8 МПа:

с дизельной фракцией:

с бензином:

с углеводородным газом:

с сероводородом:



где - расход компонента ГПС в паровой фазе при 200 0С, кг/ч;

- энтальпия компонента ГПС в паровой фазе при 200 0С , кДж/кг;

- расход компонента ГПС в жидкой фазе при 200 ⁰С , кг/ч;

- энтальпия компонента ГПС жидкой фазе при 200 ⁰С , кДж/кг.

Количество теплоты, содержащееся в ГПС при 200 ⁰С по формуле:

Определяем количество теплоты приходящее с ГПС:

где-- коэффициент использования теплоты, принимаем 0,95 по литературным данным [6] .

Находим количество теплоты, приходящее в теплообменник с ГСС с температурой 100 ⁰С:

где -- количество теплоты каждого компонента ГСС при 100 ⁰С, кДж/ч.

Определяем количество теплоты каждого компонента по формуле:



Количество теплоты ГСС при температуре 270⁰С по формуле:

Находим количество теплоты, приходящее в теплообменник с ГСС с температурой 270 ⁰С:

где -- количество теплоты каждого компонента ГСС при 100 ⁰С, кДж/ч.

Определяем количество теплоты каждого компонента по формуле:

Количество теплоты ГСС при температуре 270 ⁰С по формуле:

Рассчитываем средний температурный напор в теплообменнике, с учетом противотока ГСС и ГПС. Схема теплообмена:



Принимаем коэффициент теплопередачи по литературным данным [1] (для жидкостных теплообменников трубчатого типа) К = 680 кДж/(м² ч ⁰С).

Рассчитываем поверхность теплообмена по формуле:

В соответствиис ТУ 3612-023-0022030201 выбираем 2 типовых теплообменников с плавающей головкой в качестве сырьевого теплообменника «ГСС -- ГПС». Эскиз теплообменника с плавающей головкой представлен на рис. 5.4. Характеристика теплообменника приведена в табл. 5.31.

Таблица 5.31. Характеристика теплообменника с плавающей головкой (ТУ 3612-023-0022030201).

Диаметр кожуха, мм	1200
Площадь сечения одного хода по трубам, м2	0,139
Длина труб, м	6
Поверхность, теплообмена, м2	610
Число ходов	2
Диаметр труб, мм	20x2

Эскиз теплообменника с плавающей головкой



Рис.5.4

5.7 Расчет печи

Расчет печи, служащей для нагрева газосырьевой смеси перед входом в реактор, сводится к определению тепловой мощности, поверхности нагрева, числа труб вконвекционной и радиантной камерах, низшей теплоты сгорания топлива, коэффициента полезного действия и расхода топлива. Методика расчета [8].

Температуру входа ГСС в печь принимаем 270⁰С, температуру ГСС на выходе из печи -- 340⁰С.

5.7.1 Расчет процесса горения

Теплота сгорания топлива определяем по формуле:

где Q^H_pi - теплота сгорания компонентов топлива, МДж/м³ ;y_{i --} мольная доля компонентов топлива (см. табл. 5.33).



Таблица 5.32. Состав топливного газа

Вещество	Qhpi, МДж/м3	Mi , кг/моль	yi
CH4	35,84	16	0,987
C2H6	63,8	30	0,0033
C3H8	91,32	44	0,0012
C4H10	118,73	58	0,0004
C5H12	146,1	72	0,0001
CO2	-	44	0,001
N2	-	28	0,007
Итого	-	-	0,0033

Средняя молекулярная масса топлива:

Плотность топливного газа:

Элементарный состав газообразного топлива (%мас.) подсчитываем по следующим формулам:

где n_Ci , n_Hi , n_Ni - соответственно число атомов углерода, водорода и азота в молекулах отдельных соединений, входящих в состав топлива; y_i - содержание соответсвующих компонентов топлива (% мас. и % об.или % мол.); M_iи M_m - соответственно молекулярная масса компонента и топлива. Получим, по формулам:

Проверка, С + Н + N+О= 100 % мас.

Теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива:

Фактический расход воздуха:

где 1,25 -- коэфициент избытка воздуха.

Массовый состав дымовых газов (кг/кг):



где C, H, NиW -- содержание различных элементов и влаги в топливе (% мас.). Получим, по формулам:

Общее количество продуктов сгорания:

Или

Объемный состав продуктов сгорания (м³/кг):



Суммарный объем дымовых газов:

Плотность дымовых газов при нормальных условиях:

Найдем теплоемкость и энтальпию продуктов сгорания 1 кг топлива в интервале температур от 100 до 1500 ?С (373 -- 1773 К):

Средние удельные теплоемкости газов для расчета в [7]. Расчеты приведены в табл. 5.33.

Таблица 5.33. Энтальпии продуктов сгорания

Температура	Теплоемкость, кДж/(кг0С)	Энтальпия, кДж/кг
0С	К
100	373	16,687	1668,7
200	473	16,855	3371,1
300	573	17,058	5117,5
400	673	17,268	6907,1
500	773	17,477	8738,5
600	873	17,700	10619,7
700	973	17,928	12549,4
800	1073	18,145	14516,2

По данным табл. 5.33 строим график зависимости энтальпий продуктов сгорания от температуры, представлен на рис. 5.5.

Зависимость энтальпий продуктов сгорания от температуры



Рис. 5.5.

5.7.2 Расчет теплового баланса печи, КПД печи и расхода топлива

Полезная тепловая мощность печи, в которой нагревается ГСС:

Подставляя, получим

Потери тепла излучением в окружающую среду составят составят 5 %, причем 4 % - в радиантной камере, а 1 % - в конвекционной, т.е. КПД топки составит



Потерями тепла от химического недожига, а также количеством теплоты поступающего топлива и воздуха пренебрегаем.

КПД печи найдем по формуле:

где Н_ух-- энтальпия продуктов сгорания, покидающих печь при температуре t_ух = 460 ?С;

Н_ух= 8006,1 кДж/кг (см. рис. 5.2);

q_пот = 0,05 - потери тепла излучением в окружающую среду.

Рассчитываем расход топлива по формуле:

где В -- расход топлива, кг/ч.

5.7.3 Расчет радиантной камеры и камеры конвекции

Задаемся температурой дымовых газов на перевале t_п = 800 ?С(1073 К) Энтальпия продуктов сгорания при температуре на перевале Н_п= 14516,2 кДж/кг (см. табл. 5.31)

Тепловой поток (кДж/ч), воспринятый ГСС в радиантных трубах находим по формуле:

Находим тепловой поток (кДж/ч), воспринятый ГСС в конвекционных трубах:

кДж/ч.

Поверхность нагрева радиантных труб находим по формуле:

где q_р -- теплонапряженностьповерностирадиантных труб, кДж/м²?ч.

Принимаем q_р= 30 кВт/м²=1,08?10⁵ кДж/м²?ч [9], подставляем

м².

Поверхность нагрева конвекционных труб аналогично находим по формуле:



Принимаем q_к=18 кВт/м²= 6,5?10⁴ кДж/м²?ч [9].

м².

Число труб в камере радиации находим по формуле:

где - полезная длина радиантных труб, омываемая потоком дымовых газов, м;

d_н -- диаметр труб печи, м.

Принимаем =12,6 м, d_н = 0,152 м. Подставляя значения в формулу получим:

Аналогично рассчитаем число труб камеры конвекции:

5.8 Расчет аппапарата воздушного охлаждения

Производим расчет аппарата воздушного охлаждения, предназначенного для конденсации и охлаждения газопаровой фазы, выходящей из Т-3, с до 40 ⁰С. Газопаровая фаза из горячего сепаратора С-1 отдает тепло жидкой фазе холодного сепаратора С-2 и охлаждается с 200 ⁰С до 100 ⁰С. Методика расчета взята из [9].

Определим количество тепла, которое отводится в аппарате воздушного охлаждения. Составляем материальный баланс однократного испарения смеси на входе в аппарат -- при температуре 100 ⁰С.

Количество теплоты газожидкостной смеси при 100 ⁰С и при 40 ⁰С соответственно на входе и на выходе в АВО-1 представлен в табл. 5.34, 5.35.

Таблица 5.3. Расчет количества теплоты парожидкостной смеси на входе в АВО-1 при 100 ⁰С и давлении 4,6 Мпа.

Компонент	Энтальпия, кДж/кг	Расход, кг/ч	Количество теплоты, МДж/ч
	пары	жидкость	пары	жидкость	пары	жидкость
1. Водород	1460,0	-	4617	-	6740,8	-
2. Метан	586,6	-	3582	-	2101,0	-
3. Этан	515,4	-	4070	-	2097,9	-
4. Пропан	440,0	-	2535	-	1115,3	-
5. И-Бутан	255,6	-	847	-	216,6	-
6. Н-Бутан	264,0	-	835	-	220,5	-
7. Сероводород	105	-	1004	-	105,5	-
8. Бензин -- отгон	546,9	217,4	660	27	361,0	5,9
9. Дизельная фракция	359,9	201,8	284	1966	102,2	396,7
Итого	-	-	18435	2034	13060,8	402,6

Таблица 5.35. Состав и расход парожидкостной смеси на выходе из АВО-1 при 40 ⁰С и давлении 4,4 Мпа.

Компонент	Энтальпия, кДж/кг	Расход, кг/ч	Количество теплоты, МДж/ч
	пары	жидкость	пары	жидкость	пары	жидкость
1. Водород	582,8	-	4617	-	2690,6
2. Метан	439,95	-	3582	-	1575,7
3. Этан	251,4	-	4070	-	1023,3
4. Пропан	159,22	-	2535	-	403,6
5. И-Бутан	125,7	-	847	-	106,5
6. Н-Бутан	129,89	-	835	-	108,5
7. Сероводород	42	-	1004	-	42,2
8. Бензин -- отгон	441,2	82,2	222	464	98,1	38,2
9. Дизельная фракция	240,4	76,7	2	2248	0,5	172,4
Итого	-	-	17715	32416	6049,1	210,6



Количество теплоты, которое отводится определяем по формуле:

Определим необходимую поверхность аппарата:

где К-- коэффициент теплопередачи, принимаем по литературным данным [6] 630 кДж/(м² ч ⁰С);

- средний температурный напор в аппарате, ⁰С.

Схема теплообмена:

Так как средний температурный напор находим по формуле [6]:

Подставив в формулу, получим:



В соответствии с ГОСТ Р 51364 -- 99 выбираем аппарат воздушного охлаждения горизонтального типа. Характеристика типового аппарата приведена в табл. 5.36.

Таблица 5.36. Характеристика аппарата воздушного охлаждения горизантального типа ( ОСТ 26-02-1522-77).

Поверхность теплообмена по гладкой поверхности аппарата, м2	580
Количество секций в аппарате, шт	3
Длина труб, мм	2000
Число рядов труб	8
Коэффициент оребрения труб	9
Общее число труб в аппарате	260
Условное давление, МПа	4,0
Мощность электродвигателя привода составляет, кВт	30
Частота вращения колеса вентилятора, об/мин	426

5.9 Материальный баланс колонны стабилизации

Таблица

Статьи баланса	%мас.	кг/ч
Взято: Нестабильный гидрогенизат	100,0	112106
Итого	100,0	112106
Получено: Дизельное топливо Бензин - отгон Сероводород Газ	97,8 1,1 0,1 1,0	109597 1248 86 1175
Итого	100,0	112106



Библиографический список

1. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию «Гидроочистка, гидрообессеривание и гидрокрекинг нефтяного сырья». //Сост. В. Г. Власов. -- Самара: СамГТУ, 2010.

2. «Нефтепереработка и нефтехимия», 2011 г, № 8

3. Аспель Н. Б., Демкин Г. Г. Гидроочистка моторных топлив. - Л.: Химия, 1977. - 459 с.

4. Баннов Н. Г. Процессы переработки нефти и газа. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2000. -- 224 с.

5. Эрих В. И., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа.- М.: Химия,1977. -- 424 с.

6.Расчет основных процессов и аппаратовнефтепереработки: справочник.//Сост. Г. Г. Рабинович, П. М. Рябых, П. А. Хохряков и др.; под ред. Е. Н. Судакова. М.: Химия, 1979. -- 568 с.

7.Мищенко К. П., Равдель А. А. Краткий справочник физико-химических величин. - Л.: Химия, 1974. - 200 с.

8. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. -- 568 с.

9. Скобло А. И. Трегубова И. А. Молоканов Ю. К. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. - М.: Химия, 1982. -- 584 с.

Размещено на Allbest.ru