Установка атмосферно-вакуумных трубчатых установок для переработки ашировской нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

"Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Кафедра технологии нефти и газа

Пояснительная записка к курсовой работе

Установка АВТ для переработки Ашировской нефти

Уфа, 2011

Введение

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их в качестве компонентов товарных нефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Процессы перегонки нефти осуществляют на так называемых атмо-сферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому -- варианты переработки нефти.

Установки АВТ (атмосферно-вакуумные трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти методом многократного (двух- и трехкратного) испарения. При первичной переработке нефти используются физические процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы переработки базируются в основном на деструктивных методах (термический, каталитический крекинг, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация и др.).

Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего -- трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензинеиную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350-360?C.

Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга). Установки АВТ, как правило, комбинируются с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ). Кроме того, используются установки вторичной перегонки бензина для получения узких бензиновых фракций.

Еще более существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании АВТ (или ЭЛОУ-АВТ) с другими технологическими процессами, такими как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т. д.

1. Технологический расчет

1.1 Характеристика перерабатываемой нефти

Все нефти являются в основном сернистыми и высокосернистыми. Содержание серы в большинстве из них составляет от 1,3 % и выше и доходит в некоторых нефтях до 5,0 %; при этом содержание смол силикагелевых колеблется от 8 до 25 %. Бензиновые дистилляты из исследованных нефтей отличаются невысокими октановыми числами. Фракция 28-200 оС характеризуется октановым числом 34-48 в чистом виде и содержанием серы в пределах от 0,006 % до 0,3%. Таким образом, бензиновые фракции из нефтей Оренбургской области являются лишь компонентами автомобильных бензинов.

Легки керосиновые дистилляты при температуре начала кристаллизации -60 оС из большинства нефтей Оренбургской области обладают завышенным содержанием общей или меркаптановой серы. Керосиновые дистилляты, полученные из пронькинской, бобровской, покровской, твердиловской и тархановской нефтей по высоте некоптящего пламени (20-23 мм) отвечают требованиям ГОСТ на осветительные керосины. Аналогичные керосиновые фракции, выделенные из остальных нефтей, имеют высоту некоптящего пламени ниже 20 мм.

Содержание серы в рассматриваемых фракциях нефтей выше требований, предъявляемых техническими нормами.

Дизельные топлива и их компоненты разного фракционного состава имеют цетановые числа порядка 50-61 и температуру застывания, отвечающую требованиям ГОСТ на летние сорта топлив. Содержание серы в некоторых дизельных дистиллятах ряда нефтей очень высокое и составляет 1,7-2,3 %. Для получения топлив кондиционных качеств необходима специальная очистка. После карбамидной депарафинизации фракции 240-350 оС из таких нефтей, как никольская, пронькинская, бобровская, родинская, пономаревская, могут быть получены компоненты зимних и арктических дизельных топлив с температурой застывания -58 ч -60 оС.

Из большинства нефтей области можно получить топочные мазуты марок 40, 100 и 200. Из родинской, пономаревской, султангуловской и байтуганской нефтей могут быть получены также флотские мазуты марок

Ф-5 и Ф-12.

Суммарное потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел с индексом вязкости 85 и выше составляет 12-27 %. Поэтому самое низкое содержание базовых масел (12%) - в бобровской нефти угленосного горизонта м самое большое (27%) - в пономаревской и султангуловской нефтях

Таблица 1.1 - Основные физико-химические свойства ашировской нефти

Массовое содержание, %	Плотность относит.	Массовое содержание фракций, %
серы	смол	р204	до 200°С	до 350 °С
0,48	4,8	0,8088	34,6	66,9

1.2 Построение кривых разгонки нефти

Основные кривые разгонки нефти: кривая ИТК (истинных температур кипения), кривая молекулярной массы и кривая относительной плотности.

Для построения кривой ИТК нефти используются данные таблицы "По-тенциальное содержание фракций в нефти", которые имеются в справочнике "Нефти СССР", т. 2.

Таблица 1.2 - Данные для построения кривой ИТК ашировской нефти

Номер фракции	Пределы выкипания, о С	Выход, % масс., на нефть	Средняя ордината фракции X ср.
		суммарный	отдельной фр.
0	до 28	0,7	-
1	нк-60	4,6	4,6-0=4,6	(4,6+0/2)=2,3
2	60-100	11,2	11,2-4,6=6,6	(11,2+4,6/2)=7,9
3	100-150	23,0	23,0-11,2=11,8	(23,0+11,2/2)=17,1
4	150-200	34,6	34,6-23,0=11,6	(34,6+23,0/2)=28,8
5	200-250	46,8	46,8-34,6=12,2	(46,8+34,6/2)=40,7
6	250-300	58,0	58,0-46,8=11,2	(58,0+46,8/2)=52,4
7	300-350	66,9	66,9-58,0=8,9	(66,9+58,0/2)=62,45
8	350-400	74,0	74,0-66,9=7,1	(74,0+66,9/2)=70,45
9	400-450	80,8	80,8-74,0=6,8	(80,8+74,0/2)=77,4
10	450-480	85,4	85,4-80,8=4,6	(85,4+80,8/2)=83,1
11	480 +	100	100-85,4=14,6	(100+85,4/2)=92,7

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

Затем проводятся средние ординаты фракций и при их пересечении с кривой ИТК определяются средние температуры кипения каждой фракции (t i).

По формуле Воинова рассчитываются значения молекулярной массы фракций:

Mi = 60 + 0,3 • ti + 0,001 •ti 2

М1= 60 + 0,3 • 43 + 0,001 •432 = 75 г/моль

М2= 60 + 0,3 • 82 + 0,001 •822 = 90 г/моль

М3= 60 + 0,3 • 150 + 0,001 •1502 = 128 г/моль

М4= 60 + 0,3 • 174 + 0,001 •1742 = 143 г/моль

М5= 60 + 0,3 •228 + 0,001 • 2282 = 180 г/моль

М6= 60 + 0,3 •274 + 0,001 • 2742 = 217 г/моль

М7= 60 + 0,3 •326 + 0,001 • 3262 = 264 г/моль

М8= 60 + 0,3 •374 + 0,001 • 3742 = 312 г/моль

М9= 60 + 0,3 •426 + 0,001 • 4262 = 369 г/моль

М10= 60 + 0,3 •465 + 0,001 • 4652 = 416 г/моль

М11= 60 + 0,3 •534 + 0,001 • 5342 = 505 г/моль

Плотность дистиллятных фракций (при атмосферно-вакуумной перегонке нефти - это фракции, выкипающие до 500°С) рассчитывается по формуле:

pi= p420(0,58 + 0,12• (Xcp)1/3),

где р420 - относительная плотность нефти (см. таблицу 1.1);

Хср - средняя ордината фракций (см. таблицу 1.2).

p1= 0,8088• (0,58 + 0,12•2,31/3)=0,597 г/мл

p2= 0,8088• (0,58 + 0,12•7,91/3)=0,662 г/мл

p3= 0,8088• (0,58 + 0,12•17,11/3)=0,719 г/мл

p4= 0,8088• (0,58 + 0,12•28,81/3)=0,766 г/мл

p5= 0,8088• (0,58 + 0,12•40,71/3)=0,802 г/мл

p6= 0,8088• (0,58 + 0,12•52,41/3)=0,832 г/мл

p7= 0,8088• (0,58 + 0,12•62,451/3)=0,854 г/мл

p8= 0,8088• (0,58 + 0,12•70,451/3)=0,869 г/мл

p9= 0,8088• (0,58 + 0,12•77,41/3)=0,882 г/мл

p10= 0,8088*(0,58 + 0,12•83,11/3)=0,892 г/мл

Для остатка перегонки плотность рассчитывается по формуле:

pост. = p420 • [ 1 + 0,204 • (Хсум/100)0,8 ],

где Хсум - суммарный отгон дистиллятов до получения данного остатка (в нашем примере это суммарный выход до 480 С = 85,4%).

pост. = 0,8088 • [ 1 + 0,204 • (85,4/100)0,8 ] = 0,954 г/мл

На средних ординатах фракций откладываются значения плотностей и молекулярных масс, полученные точки соединяются плавными кривыми.

Все данные по характеристикам узких фракций сводятся в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика узких фракций ашировской нефти

Номер фракции	Пределы выкипания	Выход фракции, % (аi)	ti, ?С	Мi, г/моль	pi, г/мл
1	нк-60	4,6	43	75	0,597
2	60-100	6,6	82	90	0,662
3	100-150	11,8	150	128	0,719
4	150-200	11,6	174	143	0,766
5	200-250	12,2	228	180	0,802
6	250-300	11,2	274	217	0,832
7	300-350	8,9	326	264	0,854
8	350-400	7,1	374	312	0,869
9	400-450	6,8	426	369	0,882
10	450-480	4,6	465	416	0,892
11	480 +	14,6	534	505	0,954

1.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов

Выбор ассортимента производится на основании потребности конкретного региона в определенных продуктах, а также определяется оптимальным вариантом переработки заданной нефти.

Основными критериями оценки возможности получения товарных продуктов в атмосферной части установки являются:

1. для бензинов - октановое число, фракционный состав, содержание серы;

2. для реактивных топлив - плотность, фракционный состав, температура начала кристаллизации, содержание серы;

3. для дизельных топлив - температура застывания, цетановое число, содержание серы, температура вспышки, фракционный состав.

В настоящее время на установке АВТ можно получить товарные продукты только из отдельных высококачественных нефтей. Как правило, на установках АВТ получают компоненты товарных продуктов и сырье для установок вторичной переработки.

Продукты, получаемые на установке при переработке ашировской нефти имеют следующие пределы выкипания:

1. Бензиновая фракция н.к. - 180?С

2. Первая дизельная фракция 180-270?С

3. Вторая дизельная фракция 270-350?С

4. Вакуумный газойль 350-480?С

5. Гудрон 480?С и выше

Таблица 1.4 - Сравнение характеристик фракций ашировской нефти с ГОСТом

Наименование продукта	Показатель качества	По ГОСТ	Фактический
Бензин фр. нк-180о С	1) октановое число 2) фракционный состав: 10%, о С 50%, о С 90%, о С к.к., о С 3)содержание серы, % масс.	Марка Нормаль-80	Нет данных Нет данных Нет данных Нет данных Нет данных 0,48
		76 не ниже 75 не ниже 120 не ниже 190 не выше 215 не более 0,05
Дизельное топливо фр. 180-350о С	1)цетановое число 2)фракционный состав: 50%, о С 90%, о С 3)температура вспышки, о С 4)содержание серы, % масс.	ДЛЭЧ	Ї Ї Ї Ї Ї
		не менее 45 не выше 280 не выше 360 не ниже 40-62 0,035-0,1

Нефть с высоким содержанием нафтенов. Бензиновую фракцию рекомендуется направить на гидроочистку, ОЧ низкое. Выбираем топливный вариант переработки нефти (в столбце «Подгруппа» таблицы «Шифр нефтей по технологической квалификации» стоит прочерк). Пределы выкипания вакуумного газойля - 350-480о С. Начало кипения гудрона - 480оС. Вакуумный газойль направляется на каталитический крекинг, а гудрон направляется на термический крекинг или на производство битума (коксуемость нефти 7,1 %) .

1.4 Выбор и обоснование технологической схемы установки

Перерабатываемая нефть содержит более 10% бензиновых фракций, поэтому в атмосферной части необходимо применить схему двукратного испарения и двукратной ректификации.

Паровое орошение в колонне предварительного испарения создается с помощью горячей струи, т.к. при подаче в низ колонны водяного пара существует опасность его конденсации в верхней части колонны, что создаст аварийную ситуацию. Паровое орошение в основной атмосферной колонне создается подачей перегретого водяного пара, что позволяет в значительной степени уменьшить термическое разложение мазута за счет снижения температуры перегонки.

Для четкого регулирования начала кипения боковых погонов последние необходимо выводить через отпарные колонны, в которых отпарка легких примесей производится подачей перегретого водяного пара или путем подвода тепла.

Содержание растворенных газов в нефти более 0,3%, поэтому необходимо ставить стабилизационную колонну для бензина. Для конденсации паров, уходящих с верха стабилизатора, без применения громоздкой и энергоемкой системы искусственного охлаждения в колонне необходимо поддерживать высокое давление (0,8-1,2 МПа).

Для обеспечения необходимого отбора дистиллятов при минимальном термическом разложении перегонку мазута необходимо проводить в глубоком вакууме в сочетании с подачей в низ вакуумной колонны перегретого водяного пара.

Для регенерации тепла горячих потоков, снижения расхода топлива для нагрева сырья в печи и расхода хладагента для охлаждения продуктов следует использовать теплообменники.

Многопоточная схема движения через теплообменники позволит более полно использовать тепло горячих потоков.

В системе создания вакуума целесообразно использовать поверхностные конденсаторы, т.к. это улучшит технико-экономические показатели установки за счет повышения эффективности теплообмена и экономии электроэнергии для подачи хладоагента.

Следует отдать предпочтение аппаратам воздушного охлаждения, которые по сравнению с конденсаторами и холодильниками занимают меньшую площадь, имеют меньший расход электроэнергии, в большей степени способствуют хорошей экологии воды.

1.5 Описание технологической схемы установки

Поступающая на установку нефть разделяется на два параллельных потока. Первый поток нефти проходит через теплообменник Т-1(ДТ с отпарной колонны К-3/1), Т-2(ПЦО2), Т-3(легкий вакуумный газойль), Т-4(гудрон). Второй поток проходит через теплообменники Т-5(ДТ с отпарной колонны К-3/2), Т-6(ПЦО1), Т-7(тяжелый вакуумный газойль), Т-8(гудрон). Затем оба потока нефти смешиваются и поступают на разделение в колонну частичного отбензинивания К-1. Уходящие с верху К-1 углеводородный газ и легкий бензин конденсируют и охлаждают последовательно в конденсаторе воздушного охлаждения КВО-1 и направляют в емкость Е-1.Часть конденсата возвращается на верх колонны в качестве орошения.

Верхний продукт К-1 перетекает из емкости Е-1 в сырьевую емкость стабилизатора К-4.

Нижний продукт колонны К-1 - отбензиненная нефть забирается насосом Н-2 и направляется в печь П-1. Первый поток из печи поступает в низ колонны К-1 как горячая струя, второй - в качестве сырья в основную атмосферную колонну К-2 с температурой 350?С.

Для снижения температуры низа колонны и более полного извлечения из мазута светлых нефтепродуктов ректификацию в К-2 проводят в присутствии водяного пара.

С верха К-2 выходят пары бензиновой фракции с концом кипения 180?С а также водяной пар. Пары поступают в воздушный конденсатор-холодильник КВО-2, после чего продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-2, далее в сырьевую емкость стабилизатора К-4.

Для отвода тепла из К-2 предусмотрено ПЦО1(с 19-ой тарелки прокачивается насосом Н-4 через т/о Т-6 и возвращается на 20-ю тарелку), ПЦО2(с 31-ой тарелки прокачивается насосом Н-5 через т/о Т-2 и возвращается в К-2 на 32-ю тарелку), а также ВЦО.

Из колонны К-2 осуществляется вывод в виде боковых погонов двух фракций: фракция 180-270?С и фракция 270-350?С. Эти погоны поступают в отпарные колонны К-3/1 и К-3/2.

Фракция 180-270?С перекачивается насосом Н-8 через т/о Т-1, холодильник воздушного охлаждения ХВО-1 и направляется в парк.

Фракция 270-350?С перекачивается насосом Н-7 через т/о Т-5, холодильник ХВО-2 и направляется в парк.

С верха стабилизационной колонны К-4 выводится головка стабилизации и через КВО-3 поступает в емкость Е-3. Часть головки стабилизации с помощью насоса Н-10 подается на орошение в К-4, а другая часть отправляется в парк.

Стабильный бензин с низа К-4 поступает в кипятильник, нагреваемый водяным паром. Из кипятильника стабильный бензин насосом Н-9 прокачивается через т/о Т-9, нагревая нестабильный бензин, через Х-1 направляется в парк. нефть разгонка отгон конденсатор

С низа атмосферной колонны К-2 мазут насосом Н-6 подается в печь П-2. Нагретый мазут в виде парожидкостной смеси поступает в вакуумную колонну К-5. Для снижения температуры низа и обеспечения условий испарения из гудрона легких компонентов в низ колонны К-5 подают водяной пар.

С верха вакуумной колонны К-5 пары поступают в КХ-1, где конденсируется водяной пар и унесенные с парами углеводороды. Несконденсированные газы отсасываются первой ступенью эжектора Н-16 с помощью подачи острого водяного пара. Смесь поступает в КХ-2, где конденсируется рабочий водяной пар первой ступени, а газы охлаждаются для уменьшения объема.

Затем газы отсасываются второй ступенью эжектора и выбрасываются в атмосферу.

Легкий вакуумный газойль насосом Н-13 подается на подогрев нефти в т/о Т-3 и через ХВО-8 выводится с установки и отправляется на дальнейшую переработку.

Тяжелый вакуумный газойль насосом Н-12 подается на подогрев нефти в теплообменник Т-7 и через холодильник ХВО-6 выводится с установки на дальнейшую переработку.

С низа вакуумной колонны К-5 выводится гудрон и насосом Н-11 прокачивается через теплообменник Т-8 и направляется на коксование через холодильник Х-2.

Поз.	Обозначение	Наименование	Кол-во	Примечание
	К-1	Колонна предварительного
		испарения	1
	К-2	Колонна атмосферная
		основная	1
	К-3/1, К-3/2	Колонна отпарная	2
	К-4	Стабиизатор	1
	К-5	Колонна вакуумная	1
	КВО-1,2,3	Конденсатор воздушного
		охлждения	3
	КХ-1,2,3	Конденсатор-холодильник	3
	Н-1,2…15	Насос	15
	П-1,2	Печь трубчатая	2
	Т-1,2..9	Аппарат теплообменный	9
	Е-1,2,3	Емкость	3
	БК	Колодец барометрический	1
	ХВО-1,2..6	Холодильник воздушного
		охлаждения	6
	Х-1,2	Холодильник	2

1.6 Материальный баланс установки

Материальный баланс оформлен в виде таблицы.

Таблица 1.5 - Материальный баланс установки

Наименование сырья и продуктов	Выход по ИТК	Отбор от пот.	Факт. выход	Количество
				тыс. т/год	кг/ч
Нефть	100,0	-	100,00	6300,0	750000
Получено:
Бензин (н.к.- 180?С)	34,75	0,98	34,01	2145,5	255412
Диз. топл. (180-350?С)	32	0,96	30,72	1935,4	230400
Вак. газойль (350-480?С)	18,75	0,95	17,81	1122,2	133593
Гудрон (480 ?С +)	14,5	1,166*	16,9	1096,9	126750
Итого	100,0		100,00	6300,0	750000

Фактический выход гудрона определяется как разность:

100,0 - (34,055+30,72+17,81)=16,92

Примечание. Материальный баланс установки рассчитан без учета потерь из условия: производительность 6,3 млн. т/год, число рабочих дней 350.

Исходные данные для расчета доли отгона, температуры вывода бокового погона и отпарной колонны

Данные для расчета доли отгона N=9 число компонентов t = 344 предварительная температура сырья Z = 1 количество водяного пара, % мас. на сырье (1-2%)
№№ компонентов	Пределы выкипания, 0С	Масса (кг или доли) фракции	Температура кипения фракции, 0С	Моляр- ная масса фракции	Плотность фракции
1	100-150	11,8	125	113	0,719
2	150-200	11,6	175	143	0,767
3	200-250	12,2	225	178	0,803
4	250-300	11,2	275	218	0,832
5	300-350	8,9	325	263	0,854
6	350-400	7,1	375	313	0,870
7	400-450	6,8	425	368	0,883
8	450-480	4,6	475	428	0,893
9	480+	14,6	554	480	0,954
Итого:	88,8
Данные для расчета температуры бокового погона R = 17 принимаемое количество флегмы, кг (15-20)
Компоненты	Пределы выкипания	Температура кипения	Молекулярная масса	Плотность	Фактич. выход по балансу
Б (ТБ)	100-180	140	122	0,735	18,42
РТ (ДТ1)	200-270	225	178	0,803	20,54
ДТ (ДТ2)	270-350	310	249	0,847	14,88
Данные для расчета отпарной колонны Z = 1 количество вод. пара % масс. на выводимый дистиллят (ДТФ или ДТ2Ф)
Фамилия, и.о. студента	Группа	Подпись руков. проекта
Акчурин Т.И.	ТП 08-01

1.7 Технологический расчет основной атмосферной колонны

На основании практических и литературных источников принимаю следующие исходные данные:

· температура сырья на входе в колонну 344 °С;

· давление в низу колонны Рн = 0,17МПа;

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

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

· число тарелок: в отпарной части колонны Nот=6, в концентрационной части NДТ1=12, NДТ2=10, NБ=15;

· перепад давления на тарелку ?Р=0,0008МПа (3 мм рт. ст.);

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

1.7.1 Материальный баланс колонны

Таблица 1.6 - Материальный баланс основной атмосферной колонны

Сырье и продукты	Выход по ИТК	Отбор от пот.	Фактич, выход	t(i), ?С	M(i), г/моль	с(i), г/мл
Взято:
Отбенз. нефть	85,5	-	85,5
Получено:
Тяж.бензин(100-180?С)	17,8	0,98	17,44	140	122	0,722
ДТ1 (180-270?С)	21	0,96	20,16	225	150	0,736
ДТ2 (270-350?С)	15,5	0,96	14,88	310	249	0,711
Мазут (350?С +)	31,2	1,057*	33*	480	434	0,774

Итого 91,9 91,9

^*)Фактический выход мазута:

85,5 - (17,44+20,16+14,88) =33

Отбор мазута:

33 / 31,2 = 1,057.

1.7.2 Расчет доли отгона сырья на входе в К-2

Для повышения точности расчета нефть разбивается на ряд узких фракций, которые принимаются за индивидуальные компоненты. Характеристика узких фракций приведена в таблице 1.3.

Расчет ОИ производится методом подбора из условия:

?Хi=?ХFi/(1+е•(ki-1))=1, (1.1)

где хFi, хi - мольная доля компонента в сырье и жидкой фазе соответственно;

е - мольная доля отгона;

ki - константа фазового равновесия i-го компонента.

Порядок расчета ОИ:

1) рассчитывается число киломолей i-го компонента (Ni);

Ni=ai/Мi;

2) рассчитывается ХFi=Ni/?Ni;

3) рассчитывается упругость паров i-го компонента (Рi) при заданной температуре (t) по формуле:

Рi=0,1•10[-16,188+32,124bi-20,704•biІ+4,768•biі], МПа, (1.2)

где bi=;

4) задаются значением мольной доли отгона (е=0,844);

5) рассчитывается константа фазового равновесия i-го компонента:

ki=•(1+ ),

где Рк - давление на входе в колонну (Рк=Рн - ?р•Nо);

Z - величина отношения кгмоли водяного пара/ кгмоли сырья;

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

7) рассчитываются мольные доли компонентов в паровой фазе сырья

yi=ki•xi;

8) рассчитываются молярные массы жидкости (Мх) и паров (Му):

Мх=?Мi•xi,

Му=?Мi•уi;

9) рассчитываются массовые доли компонентов в жидкой и паровой фазах:

= Мi•xi/Мх;

= Мi•уi/Му;

10) рассчитываются удельные объемы жидкой и паровой фаз:

?(/сi),

?(/сi).

Массовая доля отгона рассчитывается по уравнению:

eM=e•My/(My•e+Mx• (1-e))

eM=0,844•196,4168/(196,4168•0,844+382,882• (1-0,844)=0,73512

Плотность пара:

сy=1/? (yMi/ сi )

сy=1/1,2547=0,79700

Плотность жидкости:

сх=1/? (хMi/ сi )

сх=1/1,09754=0,91112

1.7.3 Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива.

Рисунок 1.3 - К расчету температуры вывода бокового погона

Температура бокового погона определяется методом подбора: задаются количеством флегмы "g " и ее составом (Х принятое). Последующими расчетами доказывают правильность принятого состава флегмы.

Количество флегмы рекомендуется принимать в пределах 15-20 кг.

1) Принимается количество флегмы g=17 кг. Состав флегмы массовый (Х принятое):

Б=0,0202

ДТ1=0,1138

ДТ2= (1-0,0202-0,1138)=0,8660

2) Рассчитывается количество компонентов во флегме:

Бg=17•0,0202=0,3434 кг

ДT1g=17•0,1138=1,934 кг

ДТ2g=17•0,8660=14,722 кг

Составим уравнение материального баланса по обозначенному на рисунке 3 контуру:

F + g + в.п. = G + Мф ,

Подставим в это выражение величину

F=Бф+РТф+ДТф+Мф ,

где Бф, РТф, ДТф, Мф - соответственно фактические выходы бензина, реактивного топлива, дизтоплива и мазута (эти данные берутся из таблицы 1.7).

После подстановки и сокращения Мф получим:

G = (ТБф+ТБg)+(РТф+РТg)+(ДТф+ДТg)+в.п.

3) Рассчитывается количество компонентов в парах:

БG = 18,42+0,3434 =18,763 кг

ДT1G= 20,54+1,934 =22,474 кг

ДТ2G= 14,88+14,722 =29,602 кг

в.п.= 85,5 • 0,01 = 0,855 кг (1% на сырьё)

4) Рассчитывается давление в зоне вывода бокового погона:

РДТ=Рн-(No+NДТ) •?Р

РДТ=0,17-(6+10) •0,0008=0,1572 МПа

Температура паров рассчитывается методом подбора из условия конца ОИ:

?Yi/Ki=1

Константа фазового равновесия в.п. принимается "?" из условия, что конденсация в.п. недопустима и, следовательно, Хв.п.=Yв.п./Кв.п.=0.

Yв.п. не = 0, поэтому Хв.п.=0 только при Кв.п. =? .

По данным расчета делаю вывод: принятый состав флегмы близок к расчетному, поэтому можно переходить к составлению теплового баланса по контуру, обозначенному на рисунке 1.3.

Уравнение теплового баланса по обозначенному контуру:

QF+Qg=QG+QM+Qпцо1,

где Qf, Qg - тепло, вносимое сырьем и флегмой;

QG, Qm- тепло, выносимое парами и мазутом;

QПЦО1 - тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением под тарелкой вывода бокового погона.

Водяной пар в тепловом балансе не учитывается.

Приход тепла

1. С сырьем

Qf = F • JF,

где F - количество сырья;

JF - энтальпия парожидкостной смеси.

JF = j•eмасс. + i•(1- eмасс.),

где i, j - соответственно энтальпия жидкой и паровой фаз сырья.

i = 4,187 • кДж/кг,

i = 4,187 • кДж/кг

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

j =4,187•[(50,2+0,109•344 + 0,00014•3442 )•(4 - 0,797) -73,8]=1089 кДж/кг

где t, сх, сy - соответственно температура, плотности жидкости и пара

сх = 0,911, сy = 0,797, eмасс =0,716 [ П.з., с. 24],

t=344 °С

JF=1089•0,716 +(1-0,716) •818=1012 кДж/кг.

QF=85,5•1012=86529 кДж

2. С флегмой:

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

tg=tG-(tF-tG)/Nдт , (3)

tg=279-(344-279)/10=273?С

Плотность флегмы:

сg= , (4)

сg== 0,840.

Энтальпия флегмы ig рассчитывается по формуле (1) с использованием значений tg и pg.

i = 4,187 • (0,403•273+0,000405•2732)/ (0,840)0,5 =641 кДж/кг ,

Qg=g•ig

Qg=17•641=10897 кДж

Итого: приход тепла

Qпpиx = Qf + Qg=86529+10897=97426 кДж

Расход тепла:

1. С мазутом (с мазута из таблицы 1.6)

tM = tF-20=344-20=324

QM = Мф • iМ

iМ рассчитывается по формуле (1).

iм= 4,187• = 759 кДж/кг.

QM =34,95•759=26527 кДж

2. С парами G:

QG = G•JG.

Количество углеводородных паров:

G = БG + ДТ1G + ДТ2G.

G =18,763+22,474+29,602=70,839 кг

Плотность углеводородных паров:

сG = ,

сG== 0,801.

jg рассчитывается по формуле (2)

jg=4,187• [(50,2+0,109•279+0,00014•2792) • (4-0,840)-73,8]=902 кДж/кг

QG =70,839•902=63897

Расход тепла:

Qpacx = QM + QG

Qpacx =26527 +63897=90424 кДж

Из теплового баланса рассчитывается тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением:

Qпцо1= Qприх - Qpacx

Qпцо1= 97426 - 90424=7002 кДж

1.7.4 Расчет отпарной колонны дизельного топлива

Расчет отпарной колонны заключается в итерационном подборе количества флегмы "g ст", поступающей в аппарат из основной колонны, и определении температуры дизтоплива, уходящего с низа отпарной колонны. Необходимо привести рисунок, изображающий фрагмент основной колонны и отпарную колонну дизельного топлива.

Рисунок 1.4 - К расчету отпарной колонны дизтоплива.

Рассчитывается количество водяного пара, подаваемого в низ колонны

Gв.п. = ДТф • 0,01 = 14,88 • 0,01 = 0,1488 кг.

Температура верха отпарной колонны принимается на 5?С ниже температуры флегмы t GCT =t gCT - 5 = 273- 5=268?С.

1) Принимаем gCT = 18,68 кг (gcтДТф).

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

2) Рассчитывается количество углеводородных компонентов в парах Gст (состав gСТ принимается из таблицы 1.8 равным Храсч.):

Б= gст • 0,0202 = 18,68• 0,0202=0,3773

ДТ1= gст •0,1138 = 18,68•0,1138=2,125

ДТ2= gст •0,8660 - 14,88 = 18,68•0,8660 - 14,88 = 1,297

где 14,88 - количество ДТф, уходящего с низа отпарной колонны.

GCT=0,3773+2,125+1,297=3,799 кг

3) Определяем, находятся ли пары данного состава в состоянии насыщения. Расчет сводится в таблицу 1.9.

Таблица 1.9 - Проверка насыщенности паров Gст

Компоненты	кг	Мi	кг моли Ni=кг/Мi	Yi=Ni/?Ni	tGст=268 °С
					Pi	Ki	Xi=Yi/Ki
Б	0,3773	122	0,003093	0,108483	1,8215	8,865776	0,082236
РТ	2,125	178	0,011943	0,418884	0,2987	1,905852	0,289788
ДТ	1,297	249	0,005208	0,182682	0,0375	0,326336	0,629796
в.п.	0,1488	18	0,008267	0,289951			0

?=0,0285 ?=1

?=0,999

При выполнении условия для последнего столбца таблицы можно сделать вывод, что пар Gct насыщенный и, следовательно, количество gCT принято правильно.

4) Расчет температуры вывода ДТф

Уравнение теплового баланса отпарной колонны:

Qgст = QGст + QДТ или gcт • i = Gст • j + ДТф • iДТ, откуда

iДТ = (gcт • i - Gст • j) / ДТф.

Для определения энтальпии паров Gct необходимо предварительно рассчитать плотность паров по формуле (4), а затем использовать формулу (2). Энтальпия i=ig и берется из расчета теплового баланса нижнего контура основной колонны.

сст = = 0,809

jG = 4,187 • [(50,2+0,109•268+0,00014•2682) • (4-0,809) - 73,8] = 886 кДж/кг

Qдт2 = 18,68•641-3,799•886 =8608 кДж

iДТ2 = 8608/14,88=578,5 кДж/кг

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

0,000405 •t2 + 0,403•t - [i • (с)0,5/4,187] = 0,

где t - температура продукта;

i - энтальпия продукта;

с - относительная плотность продукта.

tДТ = . (5)

tдт = [-0,403+(0,4032 + 4•0,000405• 578,5• (0,847)0,5/ 4,187)0,5] / 2• 0,000405 = 251,806?С

1.7.5 Расчет температуры верха колонны К-2

Температура верха рассчитывается из условия конца ОИ паров, уходящих с верха колонны ?Yi/Xi=1

Для повышения точности расчета бензиновая фракция разбивается на 3 более узкие фракции:

Б1 (100-130 °С),

Б2 (130-155 °С).

Б3 (155-180 °С).

Рассчитывается количество водяного пара, уходящего с верха колонны:

Gв.п.=GH+GДТ1+GДТ2

где GH, GДТ1, GДТ2 - соответственно количество водяного пара, подаваемого в низ К-2, отпарную колонну ДТ1 и отпарную колонну ДТ2.

Gв.п.= 0,855+0,2054+0,1488=1,2092 кг

Рассчитывается давление верха колонны:

Рв = Рн - ?р • (Nо + NДТ + NРТ + NБ), МПа,

где Nо, NДТ, NРТ, NБ - соответственно число тарелок в отпарной части колонны, между подачей сырья и выводом дизтоплива, между выводом дизтоплива и выводом РТ, между выводом РТ и выводом бензина.

Рв = 0,17 - 0,0008 • (6 + 10 + 12 + 15) = 0,1356 МПа.

Таблица 1.10 - К расчету температуры верха при циркуляционном орошении

Компоненты	кг аi	Мi	кгмоли Ni=аi/Мi	Yi=Ni/?Ni	Принимаем tв=143,2 °С
					Рi*	Кi=Рi/Рв	Хi=Yi/Ki
Б1 (100-130)	6,4	108	0,0593	0,266890094	0,215218013	1,58715349	0,168156448
Б2 (130-150)	6,5	123	0,0528	0,238004123	0,101962186	0,75193353	0,316522825
Б3 (155-180)	5,9	138	0,04275	0,1925525	0,050442583	0,37199545	0,517620576
В.п.	1,2092	18	0,06718	0,302553283	-		0
?			0,2220	1			1,00

Рассчитывается парциальное давление водяного пара:

Рв.п. = Рв • YВ.П. • 7600 , мм рт.ст.

Рв.п. =0,1356•0,3025•7600=311,7 мм рт.ст.

Рассчитывается температура конденсации водяного пара tк:

tк = 273, (6)

tк = 273= 76,77 °С.

143 - 76,77 = 66,43 °С

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

Уравнение теплового баланса колонны при циркуляционном орошении:

QF = QБ + QМ + QДТ2 + QДТ1 + QПЦО1 + QПЦО2 + QВЦО.

Приход тепла

1 С сырьем QF= 86529 кДж [п.з., с. 29]

Расход тепла

1. С парами бензина QБ = Бф•J

где j - энтальпия паров бензина, рассчитывается по формуле (2) с использованием плотности Б и температуры верха колонны

J=4,187• [(50,2+0,109•143+0,00014•1432) • (4-0,735)-73,8]=630 кДж/кг

QБ = 18,42•630=11605 кДж

2. С мазутом QM =26527 кДж [п.з., с. 30]

З. С ДТ 2 QДТ2=8608 кДж [п.з.,с. 33]

4. С ПЦО1 QПЦО1 = 7002 кДж [п.з.,с. 31]

5. С ДТ1

Рассчитаем температуру вывода ДТ1 из отпарной колонны

tОКДТ1 = tВ +(tG-tB) •NБ/(NДТ1+NБ)-15,

где tG - температура паров в зоне вывода ДТ2.

tОКДТ1= 143+ (279-143) •15/(12+15)-15 = 203,64°С

i ДТ1= 4,187 • (0,403•203,64+0,000405•203,642)/ (0,803)0,5 =462 кДж/кг