Установка для перегонки нефти

Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны. Определение геометрических размеров колонны. Расчет теплового баланса. Температурный режим колонны, вывода боковых погонов. Принципиальная схема блока атмосферной перегонки мортымьинской нефти.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 23.08.2015
Размер файла 2,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Исходные данные. Выбор способа переработки нефти

1.1 Характеристика нефти

1.2 Обоснование выбора

2. Материальный баланс

3. Поточная схема установки

4. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

4.1 Температурный режим колонны

4.1.1 Температура верха колонны

4.1.2 Температура низа колонны

4.1.3 Температура ввода сырья

4.1.4 Температура вывода боковых погонов

5. Тепловой баланс колонны

5.1 Расчет теплового баланса

6. Определение геометрических размеров колонны

6.1 Диаметр колонны

6.2 Число тарелок

6.3 Высота колонны

6.4 Заключение

7. Список использованной литературы

Приложение 1. Принципиальная схема блока атмосферной перегонки мортымьинской нефти.

Приложение 2. Материальный баланс блоков гидроочистки керосиновой и дизельной фракций, газофракционирования.

Введение

Одно из основных направлений технического прогресса в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности -- строительство высокопроизводительных комбинированных установок. Высокие технико-экономические показатели достигнуты при эксплуатации отечественных комбинированных установок глубокой переработки нефти (ГК-3), производства топлив (ЛК-6у), установок деасфальтизации и селективной очистки масел, депарафинизации масел и обезмасливания парафинов. В состав комбинированной установки ЛК-6у входят блок двухступенчатого обессоливания сырой нефти в горизонтальных электродегидраторах; блок двухколонной атмосферной перегонки нефти и стабилизации и фракционирования бензина; блок каталитического риформннга бензина с предварительной гидроочисткой сырья; секции гидроочистки керосина и дизельного топлива; блок газофракционирования.

В блоке газофракционнрования предусмотрена единая централизованная детализация головных фракций, поступающих после стабилизации продуктов из всех секций установки; в этом блоке вырабатываются сухой газ, пропановая, изобутановая и н-бутановая фракции, а также фракцияС5 и выше.

На установке ЛК-6у вырабатывают продукты высокого качества: компонент автобензина с октановым числом 90--95 (исследовательский метод), гидроочищенный керосин, малосернистое дизельное топливо с содержанием серы менее 0,2% (масс.), мазут.

По данным Ленгипронефтехима, в результате комбинирования процессов на установках ЛК-6у удельные капитальные вложения снижаются на 11--12%, стоимость переработки нефти на 9--10%, прибыль возрастает на 6%, а производительность труда на 45--50 %, территория установки сокращается более чем в два раза.

Вместе с тем более сложная эксплуатация технологических блоков предъявляет и более жесткие требования к надежной и бесперебойной работе аппаратов и оборудования, часть которого монтируется без резерва.

Основные преимущества комбинированных установок:

· сокращенные сроки строительства в связи с уменьшением строительно-монтажных работ;

· меньшая длина дорогостоящих коммуникаций (технологические трубопроводы, кабели, трассы контроля и автоматики);

· меньшая территория установки;

· централизация управления всеми технологическими процессами (из одного помещения);

· размещение однотипного оборудования и в специальных помещениях;

· более низкие затраты на сооружение общезаводских объектов; резервуарных парков, сетей водопровода, канализации, автодорог;

· более высокая производительность труда.

1. Исходные данные. Выбор способа переработки нефти

В качестве исходного сырья на установке ЛК-6У используется мортымьинская нефть.

1.1 Характеристика нефти

Технологический индекс нефти 1.1.2.4.2 ГОСТ 38-01197-80

Таблица 1.1.

Технологический индекс нефти

Класс

Тип

Группа

Подгруппа

Вид

Массовая доля серы в нефти, %масс

Массовая доля фракций, выкипающих до 350°С

Потенциальное содержание базовых масел, % масс

Индекс вязкости базовых масел

Массовая доля парафина в нефти, %масс

На нефть

На мазут

0,55

57,8

21,9

51,9

76

3,46

1.2 Обоснование выбора

Для перегонки легких нефтей (I тип) с высоким выходом фракций до 350 оС (57,8%), повышенным содержанием бензиновых фракций (28,18%) целесообразно применять установки АТ двухкратного испарения. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного отбензинивания нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. В первой колонне из нефти отбирают большую часть газа и низкокипящих бензиновых фракций. Мазут целесообразно использовать как сырье каталитического крекинга для получения высокооктанового компонента бензина, либо использовать как котельное топливо. Принципиальная схема переработки представлена в приложении 1.

Разгонка мортымьинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций представлена в таблице 1.2

Таблица 1.2.

Разгонка (ИТК) мортымьинской нефти

№ фракции

Температура выкипания

Выход на нефть

с420

М

отдельных фракций

суммарный

1

н.к=28

0,58

0,58

-

2

28-56

2

2,58

0,6451

3

56-78

2,25

4,83

0,7021

86

4

78-92

2,38

7,21

0,7135

5

92-107

2,38

9,59

0,7231

6

107-121

2,38

11,97

0,735

7

121-135

2,46

14,43

0,7479

118

8

135-149

2,57

17

0,7593

9

149-162

2,57

19,57

0,7725

10

162-174

2,54

22,11

0,7845

11

174-186

2,57

24,68

0,794

148

12

186-200

2,64

27,32

0,8043

13

200-216

2,75

30,07

0,8122

14

216-230

2,75

32,82

0,819

15

230-243

2,75

35,57

0,8243

187

16

243-259

2,86

38,43

0,829

17

259-272

2,96

41,39

0,8345

18

272-285

2,86

44,25

0,84

19

285-300

3

47,25

0,8456

231

20

300-312

2,9

50,15

0,8519

21

312-326

2,96

53,11

0,86

22

326-340

2,89

56

0,868

23

340-355

3,1

59,1

0,8749

288

24

355-373

3,1

62,2

0,8821

25

373-388

3

65,2

0,8886

26

388-404

3,07

68,27

0,8951

340

27

404-420

3,1

71,37

0,9009

28

420-441

3,14

74,51

0,9078

29

441-464

3,1

77,61

0,9145

30

464-490

2,14

79,75

0,9207

420

31

остаток

20,25

100

0,9622

По данным таблицы построена кривая ИТК, представленная на рисунке 1.1.

2. Материальный баланс

Материальные балансы установки ЛК-6У и блока атмосферной перегонки представлены в таблицах ниже.

Таблица 2.1.

Материальный баланс установки ЛК-6У

Материальный баланс комбинированной установки ЛК-6У

Статьи расхода

Выход

%масс. На нефть

Тыс. Т/год

т/сутки

кг/ч

Приход

Мортымьинская нефть

100,00

6000,00

17391,30

724638

Итого

100,00

6000,00

17391,30

724638

Расход

Сухой газ

3,76

225,79

654,46

27269

Фракция С3

1,35

81,29

235,61

9817

Фракция н-С4

1,24

74,26

215,24

8968

Фракция i-С4

0,81

48,77

141,37

5890

Фракция С5 и выше

2,20

131,82

382,08

15920

Бензин

14,75

885,08

2565,46

106894

Керосин

9,18

550,80

1596,51

66521

Дизельное топливо

24,21

1452,69

4210,70

175446

Мазут

41,93

2516,00

7292,75

303865

Отгон

0,56

33,51

97,12

4047

Итого

100,00

6000,00

17391,30

724638

Таблица 2.2.

Материальный баланс блока атмосферной перегонки

Материальный баланс колонны К-1

Статьи расхода

Выход

%масс.

Тыс. Т/год

т/сутки

кг/ч

на процесс

на нефть

Приход

Нефть

100,00

100,00

6000,00

17391,30

724638

Итого

100,00

100,00

6000,00

17391,30

724638

Расход

Увгазы

0,58

0,58

34,80

100,87

4203

Легкий бензин (н.к.-120)

11,22

11,22

673,20

1951,30

81304

Полуотбензиненная нефть (>120)

88,20

88,20

5292,00

15339,13

639130

Итого

100,00

100,00

6000,00

17391,30

724638

Материальный баланс колонны К-2

Статьи расхода

Выход

%масс.

Тыс. Т/год

т/сутки

кг/ч

на процесс

на нефть

Приход

Полуотбензиненная нефть

100,00

88,20

5292,00

15339,13

639130

Итого

100,00

88,20

5292,00

15339,13

639130

Расход

Тяжелый бензин

13,15

11,60

695,70

2016,52

84022

Керосин

10,69

9,43

565,50

1639,13

68297

Дизельное топливо

28,62

25,25

1514,80

4390,72

182947

Мазут

47,54

41,93

2516,00

7292,75

303865

Итого

100,00

88,20

5292,00

15339,13

639130

Материальный баланс колонны К-3

Статьи расхода

Выход

%масс.

Тыс. Т/год

т/сутки

кг/ч

на процесс

на нефть

Приход

Легкий бензин

49,18

11,22

673,20

1951,30

81304

Тяжелый бензин

50,82

11,60

695,70

2016,52

84022

Итого

100,00

22,82

1368,90

3967,83

165326

Расход

н.к.-85

23,84

5,44

326,40

946,09

39420,29

85-180

76,16

17,38

1042,50

3021,74

125905,80

Итого

100,00

22,82

1368,90

3967,83

165326

Материальный баланс блока АТ

Статьи расхода

Выход на нефть

%масс.

Тыс. Т/год

т/сутки

кг/ч

Приход

Нефть

100,00

6000,00

17391,30

724638

Итого

100,00

6000,00

17391,30

724638

Расход

Газ

0,58

34,80

100,87

4203

Н.к.-85

5,44

326,40

946,09

39420

85-180

17,38

1042,50

3021,74

125906

180-230

9,43

565,50

1639,13

68297

230-350

25,25

1514,80

4390,72

182947

>350

41,93

2516,00

7292,75

303865

Итого

100

6000

17391,30

724638

Материальный баланс остальных блоков представлен в приложении 2.

3. Поточная схема установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Поточная схема установки ЛК-6У представлена на рис. 3.1.

4. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

4.1 Температурный режим колонны

4.1.1 Температура верха колонны

Для расчета температуры верха колонны аналитическим методом необходимо рассматривать каждую фракцию как отдельный компонент и вести расчет для двухкомпонентной системы. Молярная доля низкокипящего компонента равна 0,95, следовательно, высококипящего - 0,05. Чтобы найти константы фазового равновесия k1 и k2, необходимо определить давление насыщеннх паров компонентов. Для этого используем формулу Ашворта, приняв в качестве температур кипения компонентов средние арифметические температуры начала и конца кипения фракции.

где Рн - давление насыщенных паров при температуре Т, Па; Т0 - средняя температура кипения фракции при атмосферном давлении, К. Значения функции температур f(T) и f(T0) при различных температурах приводятся в справочной литературе [1, с.81]

Результаты расчета сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Результаты расчета температуры верха колонны

Верх колонны К-2

Аналитический расчет

Фракция, оС

tср.кип., оС

tв, оС

yi'

Рнi, Па

ki= Рнi/ Р

yi`/k

120-180

150

169,7

0,95

162144,25

1,08

0,88

180-200

190

0,05

61020,43

0,41

0,12

ИТОГО

1,00

где 4,129; 4,480; 3,804 - функции температур 169,7; 150; 190 оС соответственно.

где 84022; 11630 - расход бензиновой фракции и водяного пара соответственно; 130,7; 18 - молярные массы бензиновой фракции и водорода соответственно.

Температуру верха принимаем равной 169,7 оС.

4.1.2 Температура низа колонны

Температуру низа колонны принимаем по практическим данным, равной 330 оС.

4.1.3 Температура ввода сырья

Сырье поступает в колонну в парожидкостном состоянии.

При температуре ввода сырья равной 340 °С и доле отгона 0,28 получатся следующие результаты, сведенные в таблицу 3.1.

Таблица 4.2.

Расчет доли отгона

Фракция, °С

Phi, кПа

Ni=x'i/Mi*10000

xo'i=Ni/?Ni

xo'ip

e'*(Phi-P)+P

x'i

y'i

y'i*Mi

120-180

2202,37

10,06

0,235

517,05

756,7

0,03

0,383

50,0

180-230

1031,28

6,47

0,151

155,64

431,1

0,05

0,256

42,2

230-350

258,58

12,50

0,292

75,43

216,3

0,26

0,342

78,4

>350

6,16

13,82

0,323

1,99

146,1

0,65

0,020

6,9

всего

42,85

1

1,00

1,00

177,5

4.1.4 Температура вывода боковых погонов

Для расчета температуры боковых погонов необходимо построить линию ОИ данной фракции, приняв ее ИТК как диагональ координатного прямоугольника. Поскольку на тарелке отбора находятся и другие компоненты, линию ОИ необходимо скорректировать на парциальное давление выводимой фракции. После корректировки по графику Кокса, температура начала кипения ОИ будет равна температуре отбора фракции. Для расчета давления воспользуемся следующей формулой:

Давление на тарелке отбора керосиновой фракции:

Давление на тарелке отбора дизельной фракции:

Результаты расчета сведены в таблицу 4.3.

Таблица 4.3.

Температура отбора боковых погонов

Фракция, оС

Парциальное давление, Па

Температура отбора фракции, оС

При атмосферном давлении

С учетом парциального давления

180-230

48556

197

171

230-350

63875

264

232

5. Тепловой баланс колонны

Количество тепла, поступающее в колонну и количество тепла, уносимое из нее должны быть равны.

Фвхвых

где Фвх и Фвых - тепловой поток, входящий и выходящий из колонны соответственно, Вт.

Тепловой поток поступает в колонну:

1. С сырьем, нагретым до температуры t0

Ф0=G0·Iжt0

где G0 - расход сырья, кг/с; Iжt0 - энтальпия жидкого сырья, Дж/кг.

Энтальпия жидкости считается по формуле

где с1515 - относительная плотность компонента, а - коэффициент, постоянный для определенной температуры, его значения приводятся в справочной литературе.

2. С горячей струей Фг.с.

Фг.с.=Gг.с.·( Iпtг.с - IжtW)

Суммарный тепловой поток, входящий в колонну равен:

Фвх0г.с.

Тепловой поток покидает колонну:

1. С парами дистиллята

ФD=GD·IпtD

где GD - расход дистиллята, кг/с; IпtD - энтальпия паров дистиллята, Дж/кг.

Энтальпия паров считается по формуле

где с1515 - относительная плотность компонента, b - коэффициент, постоянный для определенной температуры, его значения привоятся в справочной литературе.

2. C жидким нижним продуктом

ФW=GW·IжtW

где GW - расход нижнего продукта, кг/с; IжtW - энтальпия жидкого остатка, Дж/кг.

3. С верхним орошением

Пары, покидающие колонну имеют такую же температуру, что и пары дистиллята, и после их конденсации орошающая жидкость входит в колонну с температурой tор.

Фор=Gор·( IпtD - Iжtор)

Суммарный тепловой поток, входящий в колонну равен:

ФвхDWор

5.1 Расчет теплового баланса

Тепловой баланс рассчитаем отдельно для бензиновой, керосиновой и дизельной фракций.

Таблица 5.1.

Данные для расчета теплового баланса

Фракция

Расход, кг/с

Плотность с1515

Бензиновая

23,34

0,771

Керосиновая

18,97

0,814

Дизельная

50,82

0,848

Мазут

84,41

0,925

Приведем пример расчета теплового баланса для керосиновой фракции.

Ввод в керосиновую фракцию осуществляется в паровой фазе. В ней будут находится бензиновая, керосиновая, дизельная фракции, а также водяной пар, введенный снизу колонны, и в отпарную колонну дизельной фракции. На выходе из керосиновой секции колонны в паровой фазе выводится бензиновая, керосиновая фракции и водяной пар, введенный снизу колонны, а также из отпарной колонны дизельной фракции. В жидком виде выводится дизельная фракция.

Для расчета энтальпии бензиновой фракции в паровой фазе воспользуемся формулой, записанной ранее:

= 813,7 кДж/кг

Для расчета энтальпии дизельной фракции в жидкой фазе воспользуемся формулой, записанной ранее:

= 525,65 кДж/кг.

Аналогично рассчитываем данные для других секций колонны. Результаты сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

Тепловой баланс колонны

Тепловой баланс секции дизельной фракции - контур А

Продукт

t, oC

G, кг/с

I·10-3, Дж/кг

Ф, Вт

Приход

Паровая фаза фракции

340

Бензиновая

23,34

1090,45

25450308,50

Керосиновая

18,97

1071,74

20332419,14

Дизельная

50,82

1057,10

53720235,92

Жидкая фаза:

340

мазут

84,41

802,42

67729504,05

Водяной пар

400

3,11

3276,50

10179705,62

Итого

177412173,23

Расход

Жидкая фаза:

330

мазут

84,41

773,00

65246292,62

Паровая фаза фракции

232

бензиновая

23,34

813,70

18991332,35

керосиновая

18,97

798,70

15152415,07

Дизельная

50,82

786,95

39991739,30

Водяной пар

232

3,11

2928,55

9098671,52

Итого

148480450,87

Тепловой баланс секции керосиновой фракции - контур Б

Продукт

t, oC

G, кг/с

I·10-3, Дж/кг

Ф, Вт

Приход

Паровая фаза фракции

232

Бензиновая

23,34

813,70

18991332,35

Керосиновая

18,97

798,70

15152415,07

Дизельная

50,82

786,95

39991739,30

Водяной пар

232

Снизу колонны

3,11

2928,55

9098671,52

Из отпарной секции

0,08

3276,50

249760,58

Итого

83483918,82

Расход

Жидкая фаза:

232

дизельная фракция

50,82

525,65

26712890,93

Паровая фаза фракции

171

бензиновая

23,34

677,03

15801555,50

керосиновая

18,97

663,85

12594260,86

Водяной пар

171

3,18

2802,83

8921724,76

Итого

64030432,04

Тепловой баланс секции бензиновой фракции - контур В

Продукт

t, oC

G, кг/с

I·10-3, Дж/кг

Ф, Вт

Приход

Паровая фаза фракции

171

Бензиновая

23,34

677,03

15801555,50

Керосиновая

18,97

663,85

12594260,86

Водяной пар

171

Снизу колонны

3,18

2802,83

8921724,76

Из отпарной секции

0,05

3276,50

155399,62

Итого

37472940,73

Расход

Жидкая фаза:

171

керосиновая фракция

18,97

375,88

7131055,96

Паровая фаза фракции

169,7

бензиновая

23,34

674,28

15737177,54

Водяной пар

169,7

3,23

2798,71

9041342,66

Итого

31909576,16

Превышение приходной части теплового баланса по керосиновой секции составляет:

Избыток необходимо снять циркуляционным орошением. Примем температуру вывода 185 оС и возврата 90 оС. Расход циркуляционного орошения составит:

Где 701,72; 187,36 - энтальпии циркуляционного орошения вывода и ввода соответственно.

Аналогично проведем рассчеты орошений для бензиновой и дизельной секций. В бензиновой секции в качестве орошения примем острое орошение с температурой вывода, равной температуре верха колонны. Результаты сведены в таблицу 5.3.

Таблица 5.3.

Расход орошения

Дизельная секция

Превышение природной части теплового баланса ДФд

Температура циркуляционного орошения

I·10-3, Дж/кг

с1515

Gор, кг/с

Вывода

Ввода

Вывода

Ввода

28931722,36

245,00

110,00

824,38

227,45

0,83

48,47

Керосиновая секция

Превышение природной части теплового баланса ДФк

Температура циркуляционного орошения

I·10-3, Дж/кг

с1515

Gор, кг/с

Вывода

Ввода

Вывода

Ввода

19453486,79

185,00

90,00

701,72

187,36

0,79

37,82

Бензиновая секция

Превышение природной части теплового баланса ДФб

Температура циркуляционного орошения

I·10-3, Дж/кг

с1515

Gор, кг/с

Вывода

Ввода

Вывода

Ввода

5563364,57

169,70

40,00

674,28

80,62

0,77

9,37

6. Определение геометрических размеров колонны

6.1 Диаметр колонны

Диаметр колонны зависит от объема паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны. Объемный расход паров (Gп', м3/с) рассчитывается по формуле:

где, Т - температура системы, К; Р - общее давление в системе, МПа; Gi - расход компонента, кг/с; Mi - молярная масса компонента, кг/кмоль;

допустимую линейную скорость (хл, м/с) паров вычислим по уравнению Саудерса и Брауна:

, [1, с.74],

где, с - коэффициент; сж, сп - плотность жидкой и паровой фаз, кг/м3. Коэффициент с определяется по графику [1,с.74] в зависимости от типа тарелок и расстояния между ними в колонне.

Диаметр колонны (D, м) определяется по формуле

Объемный расход в данном сечении равен:

где, 166,2 - температура вверху колонны, оС; 0,16 -давление в верху колонны, МПа; 23,34; 3,23; 9,37- расход бензиновой фракции, водяного пара, орошения соответственно, кг/с; 130,7, 18, 130,7 - молярные массы бензиновой фракции, водяного пара, орошения соответственно, кг/кмоль;

Допустимая линейная скорость равна:

где, 850 - коэффициент, определенный по графику [1,c.74]; 767,12; 3,41 - плотность жидкой и паровой фаз соответственно, кг/м3.

Диаметр колонны равен:

Аналогично определяем диаметр колонны в сечении ввода сырья. Все результаты сведены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1.

Определение диаметров колонны

Диаметр верха колонны

Расход компонента, кг/с

Допустимая линейная скорость, м/с

Плотность жидкости

Плотность пара

Диаметр, м

10,52

1,14

767,12

3,42

3,43

Диаметр колонны в месте ввода сырья

Расход компонента, кг/с

Допустимая линейная скорость, м/с

Плотность жидкости

Плотность пара

Диаметр, м

13,09

0,84

868,00

7,12

4,46

Диаметр в колонне считаем одинаковым и округляем до ближайшего большего стандартного значения по ГОСТ 21944-76.

Принимаем диаметр колонны, равный 4,5 м.

6.2 Число тарелок

Число тарелок в ректификационной колонне определяется требуемой эффективностью погоноразделения, физико-химическими свойствам жидкостей и паровой фаз.

Число теоретических, а затем и практических тарелок в колонне, которое обеспечит заданное разделение сырья, определяют графически или аналитически.

Для расчёта ректификации сырья, состоящего из двух компонентов с билзкими температурами кипения, можно использовать уравнение Фенске:

где Nmin - минимальное число теоретических тарелок, отвечающих полному орошению; б=кАВ - средний коэффициент относительной летучести НКК (компонента А) в условиях колонны.

где Т1 и Т2 - температуры кипения низко- и высококипящего компонента при атмосферном давлении; Т - температура, при которой определяется относительная летучесть смеси (под относительной летучестью бi компонента i в многокомпонентной смеси понимается бi=ki/kэ, где ki - константа парожидкостного равновесия компонента i при температуре t и давлении р системы; kэ - то же, для компонента, принятого за эталон.)

Для расчета данной нефтеперегонной колонны представим ее в виде трех колонн, в которых происходит разделение бинарных смесей. Так, в первой колонне верхом будет отбираться фракция (120-180 оС), низом отбирается фракция (>180 oC). Во второй колонне верхом отбирается фракция (180-230 оС), низом фракция (>230 oC). В третьей колонне верхом отбирается фракция (230-350 оС), низом фракция (>350 оC).

Пример расчета для первой колонны:

где 468 и 438 - температуры кипения низко- (120-180 oC) и высококипящего (>180 oC) компонента при атмосферном давлении, K; 443,4 - температура, при которой определяется относительная летучесть смеси, K.

Минимальное число теоретических тарелок равно:

Аналогично проводим расчеты минимального числа для второй и третьих колонн. Все результаты сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2.

Минимальное число тарелок

lgб

Минимальное число тарелок

Первая колонна

0,35

7,40

Вторая колонна

0,22

11,45

Третья колонны

0,28

8,99

?

27,83

Согласно опытным данным, при оптимальном флегмовом числе в колонне требуется теоретических тарелок примерно в 2 раза больше минимального, т.е. Nт = 27,83·2 = 55,66 тарелок.

Отношение числа реальных тарелок к числу теоретических тарелок называется КПД тарелки.

КПД=0,17-0,616·lgм, [1, с.78]

Где м - вязкость разделяемой смеси, сП.

Примем КПД из практических данных равным 0,8.

Тогда число реальных тарелок будет равно

- тарелок в колонне.

В каждой из отпарных секций примем число реальных тарелок 5, значит в основной колонне будет 60 реальных тарелок.

6.3 Высота колонны

Высота ректификационной колонны рассчитывается в зависимости от числа, типа контактных устройств и расстояния между ними. Расстояние между тарелками в промышленных колоннах обычно равно 0,4 - 0,7 м. Общая высота колонны больше высоты контактной части на величину свободных пространств и дополнительных устройств.

Высота колонны рассчитывается по уравнению:

Нк=h1+h2+h3+h4+h5+ h6, м

Где h1 - высота сепарационного пространства - расстояние от верхней тарелки до выпуклой части крышки. Для сферического днища принимается равной половине диаметра колонны;

h2 - высота части колонны, занятой тарелками;

h3 - высота эвапорационной части колонны (зоны питания колонны), принимается равной 3 расстояниям между тарелками;

h4 - высота низа колонны - расстояние между уровнем жидкости в колонне и нижней тарелкой. Принимают в пределах 1-2 м.

h5 - высота нижней части колонны - расстояние до выпуклой части днища;

h6 - высота юбки колонны. Принимается по практическим данным равной 4 м.

Рассчитаем высоту колонны

, где 0,7 - расстояние между тарелками, 59 - число промежутков между тарелками, оно меньше количества тарелок на единицу.

Высоту слоя жидкости h5 в нижней части колонны рассчитываем по её 10-минутному запасу, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас на 600 с, объём мазута составит:

Общая высота колонны складывается из всех найденных высот

Ректификационная колонна имеет следующие геометрические размеры:

Диаметр колонны 4,5 м;

Высота колонны - 54,3 м;

Число тарелок - 70, из них в отпарных колоннах по 5, в основной колонне 60;

Расстояние между тарелками 0,7 м.

Заключение

В данном курсовом проекте был разработан проект комбинированной установки ЛК-6У для мортымьинской нефти. В процессе работы были рассчитаны технологические параметры работы основной нефтеперегонной колонны, определение ее теплового баланса, геометрических размеров. В эти расчёты входили:

· расчёт температур верха (T=169 оС), низа колонны (330 оС), ввода сырья (340 оС), вывода боковых погонов (171 оС, 232 оС);

· расчет диаметра (D=4,5 м), высоты колонны (54,3 м), числа практических тарелок (70 шт, из них по 5 в каждой отпарной колонне).

Список использованной литературы

1. Трушкова Л.В., Пауков А.Н. Расчёты по технологии переработки нефти и газа; учебное пособие.- Тюмень : ТюмГНГУ, 2013, 124с.

2. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа/ Под ред. Б.И.Бондаренко._М.:Химия, 2003.- 128с.

3. Сарданашвили А.Г. , Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.- 2-е изд.-М., Химия, 1980.-256с.

4. Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: Учебное пособие.-М. : КДУ, 2008.-280с.

5. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа.ч.2: Учебник для вузов. М.: Химия, 1980.-328с.

6. Технологические расчеты установок переработки нефти: Учебное пособие для вузов / Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. и др.-М. : Химия, 1987.-352с.

7. Трушкова Л.В.Курс лекций по дисциплине "Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов".: Учебное пособие.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2010.- 63с.

8. Справочник нефтепереработчика : Справочник / Под. Ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко.- Л.: Химия, 1986.-648с.

9. Эмирджанов Р.Т., Лемберанский Р.А. Основы технологических расчетов в нефтепереработке и нефтехимии: Учебное пособие для вузов.- М.: Химия, 1989.- 192с.

10. Крекинг нефтяных фракций на цеолитсодержащих катализаторах/ Под ред. С.Н.Хаджиева.-М.: Химия, 1982.-280с.

11. Суханов В.П.Каталитические процессы в нефтепереработке.-М.: Химия, 1973.-416с.

Приложение 1

Принципиальная схема блока атмосферной перегонки мортымьинской нефти.

Приложение 2

Материальный баланс блоков гидроочистки керосиновой и дизельной фракций, газофракционирования.

Материальный баланс каталитического риформинга

Статьи расхода

Выход

%масс.

Тыс. Т/год

т/сутки

кг/ч

на процесс

на нефть

Приход

85-180

100,00

17,38

1042,50

3021,74

125906

Итого

100,00

17,38

1042,50

3021,74

125906

Расход

УВ газы

6,50

1,13

67,76

196,41

8184

Нестабильная бензиновая фракция

1,00

0,17

10,43

30,22

1259

Топливный газ

7,60

1,32

79,23

229,65

9569

Бензин

84,90

14,75

885,08

2565,46

106894

Итого

100,00

17,38

1042,50

3021,74

125906

Материальный баланс гидроочистки керосина

Статьи расхода

Выход

%масс.

Тыс. Т/год

т/сутки

кг/ч

на процесс

на нефть

Приход

180-230

100,00

9,43

565,50

1639,13

68297

Итого

100,00

9,43

565,50

1639,13

68297

Расход

Сухой газ

2,30

0,22

13,01

37,70

1571

Керосин

97,40

9,18

550,80

1596,51

66521

Отгон

0,30

0,03

1,70

4,92

205

Итого

100,00

9,43

565,50

1639,13

68297

Материальный баланс гидроочистки дизельных топлив

Статьи расхода

Выход

%масс.

Тыс. Т/год

т/сутки

кг/ч

на процесс

на нефть

Приход

230-350

100,00

25,25

1514,80

4390,72

182947

Итого

100,00

25,25

1514,80

4390,72

182947

Расход

Сухой газ

2,00

0,50

30,30

87,81

3659

Дизельное топливо

95,90

24,21

1452,69

4210,70

175446

Отгон

2,10

0,53

31,81

92,21

3842

Итого

100,00

25,25

1514,80

4390,72

182947

Материальный баланс газофракционирования

Статьи расхода

Выход

%масс.

Тыс. Т/год

т/сутки

кг/ч

на процесс

на нефть

Приход

УВгазы

7,92

0,58

34,80

100,87

4203

н.к.-85

74,29

5,44

326,40

946,09

39420

Увгазы кат.риформинга

15,42

1,13

67,76

196,41

8184

Нестабильная фракция бензина

2,37

0,17

10,43

30,22

1259

Итого

100,00

7,32

439,39

1273,59

53066

Расход

Фракция С3

18,50

1,35

81,29

235,61

9817

Фракция н-С4

16,90

1,24

74,26

215,24

8968

Фракция i-С4

11,10

0,81

48,77

141,37

5890

Фракция С5 и выше

30,00

2,20

131,82

382,08

15920

Сухой газ

23,50

1,72

103,26

299,29

12471

Итого

100,00

7,32

439,39

1273,59

53066

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.