Установка АВТ мощностью 5 млн.тонн Медынской нефти в год

Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Медынской нефти и их применение. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти. Расчет состава и количества паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 16.03.2014
Размер файла 1,1 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/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность Республики Беларусь - это находящийся в центре Европы мощный и современный комплекс производства нефтепродуктов европейского качества, идеально расположенный для поставки углеводородов и продуктов нефтехимии потребителям Центральной и Северо-Западной Европы. Потребители и участники нефтяного и нефтехимического рынка проявляют большой интерес в отношении закупок и экспорта продуктов белорусской нефтепереработки и нефтехимии, возможностей поставки сырой нефти на белорусские заводы, переработки на давальческой основе, транспортных и коммерческих вопросов, связанных с экспортом белорусских продуктов, а также возможности развития торговых маршрутов через территорию Республики Беларусь.

В условиях рецессионного спада глобальной экономики повышение эффективности переработки и экспорта нефтепродуктов, являющейся одним из значимых направлений экономики Республики Беларусь, приобретает особую актуальность. В сложившейся обстановке главным критерием определения эффективности транспортировки углеводородов, а также целесообразности поиска альтернативных источников нефти и ее транспортировки является экономическая эффективность и минимизация финансовых рисков. Повышению такой эффективности способствует информационный обмен в мировой нефтегазовой отрасли [1].

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

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

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

В курсовом проекте произведен выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 5 млн. т/год, предназначенной для переработки Медынской нефти.

1. Характеристика нефти по СТБ ГОСТ Р 51858-2003 и выбор варианта ее переработки

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Медынской нефти взяты в справочной литературе [1]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 - Показатели качества Медынской нефти

Показатели

Единицы измерения

Значение показателя

Плотность нефти при 20°С

кг/м3

847,8

Содержание в нефти: хлористых солей

мг/дм3

57

воды

% масс.

0,46

серы

% масс.

1,07

парафина

% масс.

5,8

фракции до 360°С

% масс.

59,4

фракции 360-570°С

% масс.

26,4

Плотность гудрона (остатка) при 20 °С (фр.>570°С)

кг/м3

918,5

Вязкость нефти: при t=20°C

мм2/с

11,27

при t=50°C

мм2/с

5,24

Выход суммы базовых масел с ИВ90 и температурой застывания -14°С

% масс.

17,02

Таблица 1.2 - Потенциальное содержание фракций в Медынской нефти

Номер компонента

Компоненты, фракции

Массовая доля компонента в смеси, xi

1

H2

0

2

CH4

0,0007207

3

C2H6

0,0010137

4

C2H4

0,00000

5

H2S

0,00000

6

C3

0,0022889

7

C4

0,0091767

8

28-62°С

0,0228

9

62-85°С

0,0290

10

85-105°С

0,0313

11

105-140°С

0,0547

12

140-180°С

0,0760

13

180-210°С

0,0633

14

210-310°С

0,2112

15

310-360°С

0,1055

16

360-400°С

0,0458

17

400-450°С

0,0633

18

450-500°С

0,0622

19

500-570°С

0,0927

20

570°С

0,1290

Итого:

1,000

Показатели качества Медынской нефти, приведенные в таблице 1.1, позволяют сказать, что содержание базовых масел с ИВ90 и температурой застывания -15°С в нефти составляет 17,02 %.

Такое количество масел с ИВ>90 и температурой застывания ниже минус 15°С обеспечивает их производство равное 951255 т/год

(

где 340 - число рабочих дней в году) при мощности АВТ 5 млн. т/год (где 0,1702 - выход базовых масел на нефть, масс. доли).

Нефть следует перерабатывать по топливно-масляному варианту.

По СТБ ГОСТ Р 51858 - 2003 нефть имеет класс 2 ( содержание серы от 0,61 до 1,80), тип 1 ( плотность при 200С 830,1 - 850,0 кг/м3), группу 1 (массовая доля воды не более 0,5%, концентрация хлористых солей не более 100 мг/дм3), вид 1 (массовая доля сероводорода не более 20 ррт, метил- и этилмеркаптанов не более 40 ррт. Таким образом, эту нефть обозначают «2. 1. 1. 1. СТБ ГОСТ Р 51858-2003».

Рис. 1. Кривая ИТК разгонки Медынской нефти

2. Характеристика фракций нефти и вариантов их применения

Характеристики всех фракций нефти составлена по данным справочника [1] и приводятся в виде таблиц.

2.1 Характеристика газов

Медынская нефть в основном содержит тяжелые газы, т.е. пропан и бутан (табл. 2.1), Однако содержание этана в нем составляет более 5 %, поэтому газы направляют для переработки в газофракционирующую установку или применяют в качестве сырья процесса пиролиза.

Таблица 2.1 - Состав и выход газов на нефть

Компоненты

Выход на нефть, % масс.

Метан

1,32•0,0546=0,07207

Этан

1,32•0,0768=0,10137

Пропан

1,32•0,1734=0,22889

Бутан

1,32•0,4823=0,63664

Изобутан

1,32•0,2129=0,28103

Итого:

1,32

2.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение

В таблице 2.2 представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые получают на современных установках АВТ.

Таблица 2.2 - Характеристика бензиновых фракций Медынской нефти

Пределы кипения фракции, °С

Выход на нефть, % масс.

Октановое число без ТЭС

Содержание, % масс.

серы

ароматических углеводородов

нафтеновых углеводородов

парафиновых углеводородов

н.к.-70

2,84

68

-

2

40

58

70-140

10,94

58

0,03

9

41

50

140-180

7,60

47

0,10

18

34

48

Фракция н.к. - 70°С является сырьем для процесса изомеризации. В ходе данного процесса из неё получают изомеризат, использующийся как экологически чистая высокооктановая добавка к автомобильным бензинам.

Фракция 70-140°С является сырьем процесса каталитического риформинга с целью получения ароматики. Смесь фракций 70-140°С и 140-180°С перерабатывается для производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов.

2.3 Характеристика дизельных фракций и их применение

В таблице 2.3 представлена характеристика дизельных фракций, которые можно вырабатывать на установке АВТ из любой нефти и, в частности, из Медынской. Однако получение на АВТ той или иной дизельной фракции должно быть обоснованным.

Таблица 2.3 - Характеристика дизельных фракций Медынской нефти

Пределы кипения, °С

Выход на нефть, % масс.

Цетановое число

Вязкость при 20°С, мм2/с (сСт)

Температура

Содержание серы общей, % масс.

застывания, °С

помутнения, °С

180-360

38,0

54

5,34

минус 16

минус 10

0,30

Из Медынской нефти получаем дизельную фракции 180-360°С. Фракция 180 - 360 °С отвечает требованиям стандарта на летнее дизельное топливо. Для всех продуктов требуется гидроочистка для понижения содержания серы [1].

дистиллят нефть паровой отбензинивающий

2.4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Медынской нефти и их применение

Таблица 2.4 - Характеристика вакуумных дистиллятов Медынской нефти

Пределы кипения, °С

Выход на нефть, % масс.

Плотность при 20°С, кг/м3

Вязкость, мм2/с, при

Выход базовых масел с ИВ90 на дистиллят, % масс.

50°С

100°С

360-430

9,03

849,3

13,05

3,97

57,68

430-500

8,10

874,6

38,61

7,74

52,47

500-570

9,27

901,2

101,84

15,82

44,39

Данные табл. 2.4 показывают целесообразность получения узких масляных фракций из Медынской нефти, т.к. возможно получение базовых масел с ИВ?90, выход которых составляет > 55 % на дистиллят для фракций 360 - 430 оС, 430 - 500 оС, 500 - 570 оС. Вакуумный дистиллят 570 - 600 оС можно использовать как сырье для установок каталитического крекинга или гидрокрекинга.

2.5 Характеристика остатков и их применение

На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки мазут (tнк~360°С) и остаток вакуумной перегонки - гудрон обычный (tнк~570°С).

Таблица 2.5 - Характеристика остатков Медынской нефти

Показатель

Остатки, tнк °С

выше 360

выше 570

Выход на нефть, % масс.

39,3

12,9

Вязкость условная, °ВУ: при 80°С

7,24

-

при 100°С

4,96

132,95

Плотность при 20°С, кг/м3

942,2

996,7

Коксуемость, % масс.

7,05

15,73

Содержание, % масс.:серы

1,90

3,08

парафинов

7,4

2,2

Мазут поступает на вакуумный блок для производства масляных дистиллятов.

Из мазута Медынской нефти могут быть получены высококачественные базовые масла (ИВ ? 90) при высоком выходе на остаток.

Гудрон применяется в качестве компонентов котельных топлив и сырья для установок висбрекинга и коксования. Кроме того, гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации. Определим пригодность Медынской нефти для получения из нее битума по содержанию в ней смол и асфальтенов, что выражается соотношением БашНИИ ПП [4]:

,

где А,С и П - содержание в нефти соответственно асфальтенов, смол и парафина, %масс.

подставляя данные из [1, табл. 1] получаем:

Нефть не считается благоприятной для получения из нее битумов хорошего качества.

Остатки выше 570 оС Медынской нефти из-за повышенной вязкости (ВУ > 16) могут быть применены в качестве компонентов котельных топлив только после их переработки на установке висбрекинга.

3. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

3.1 Блок ЭЛОУ

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей 1 мг/л при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания [13]. Это позволяет довести содержание хлористых солей после первой ступени до 2,85 мг/л, т.к.

57 - 57 0,95 = 2,85 мг/л и после второй ступени до 0,14 мг/л, т.к.

2,85 - 2,85 0,95 0,14 мг/л.

где 57 - содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см. таблицу 1.1).

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

где 0,0046 - содержание воды в сырой нефти, масс. доля (0,67%);

0,8478 - относительная плотность нефти;

0,14 - содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

0,001 - содержание воды в обессоленной нефти, масс. доля (0,1 % масс.).

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:

Для Медынской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

,

откуда В=11,39 л/м3 нефти или 1,139 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимается расход промывной воды 2 % на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (3% об.), т.е. применяется циркуляция воды.

Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после отстоя - в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 г/т нефти в виде 2% водного раствора (400 г/т) на прием сырьевого насоса из специальной емкости. В связи с этим в технологической схеме установки АВТ предусматриваются дополнительные емкости и насосы.

3.2 Блок колонн

3.2.1 Атмосферный блок

В настоящее время наиболее распространены три вида оформления атмосферного блока:

с одной сложной ректификационной колонной

с предварительным испарителем

с отбензинивающей колонной

Схему 1 применяют для стабилизованных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10%. Установка проста и компактна. Совместное испарение легких и тяжелых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, т.к. повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебания состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

С применением схемы 2 уменьшается перепад давления в печных трубах. Пары из испарителя направляются в атмосферную колонну, поэтому не нужно устанавливать самостоятельные конденсационные устройства и насосы для подачи орошения. Одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций несколько снижает необходимую температуру нагрева в печи. Однако при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-агрессивные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т.е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Рисунок 3.3. Атмосферный блок

Схема 3 самая распространенная. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой - колонной, насосами печными и для подачи орошения, конденсаторами-холодильниками и т.д [7].

Таким образом, принимаем схему атмосферного блока с предварительным отбензиниванием нефти. В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом является фракция н.к.- 1400С, которая состоит из 100% фракции н.к.- 700С и 40% фракции 70 -1400С. Для повышения четкости разделения вниз колонны К-1 подводится тепло в виде “горячей струи”. Из сепаратора отбирается углеводородный газ и нестабильный бензин. Часть нестабильного бензина поступает в колонну на орошение, остальная часть поступает на стабилизацию. Снизу К-1 отбирается отбензиненная нефть, которая проходит через печь П-1 и поступает в основную атмосферную колонну К-2. Вверху колонны К-2 отбираем оставшийся тяжелый бензин, а сбоку через стриппинги выводим необходимые фракции (по заданию требуется отобрать фракцию ДТ (180-360 ?С), которую будем выводить через два сприппинга, разбив её на фракции 180 - 270 ?С и 270 - 360 ?С для большей четкости разделения и более эффективного использования тепла отходящих потоков). Атмосферная колонна имеет острое орошение. Внизу колонны выходит мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. В колоннах установлены клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок. Количество тарелок в колонне К-1 - 25, в колонне К-2 - 40.

3.2.2 Блок стабилизации и чёткой ректификации

Стабилизации подвергаем бензин из К-1 и фракцию нк-180оС сверху К-2. Согласно рекомендациям [18] блок стабилизации оснащается стабилизатором и несколькими простыми ректификационными колонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашем случае - две колонны четкой ректификации, что соответствует заданию. В колонне К-3 производим разделение нестабильного бензина на газ и бензин. Температура в низу стабилизационной колонны поддерживается за счет циркуляции через испаритель нижнего продукта, что позволяет отказаться от печи и снизить расход топлива и выбросы дымовых газов. Стабильный бензин из куба колонны стабилизации отправляется в колонны чёткой ректификации К-4 и К-5 с целью получения сырья процессов изомеризации (нк-70оС) и фракций 70-140 и 140 - 180 оС. Сухой газ подается на газофракционирующую установку.

Рис. 3.4. Блок стабилизации бензина

3.2.3 Вакуумный блок

На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.

Тарельчатая ректификационная колонна.

Вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.

Рис. 3.5. Вакуумный блок

За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. В данном проекте предусматриваем получение трех масляных фракций с номинальными пределами температур выкипания: 360 - 430, 430 - 500 и 500 - 570 оС. Для получения масляных дистиллятов низкой коксуемости и хорошего цвета и высоковязкого гудрона с низким содержанием фракций до 570 оС важно обеспечить очень четкое разделение между дистиллятной фракцией и гудроном. Узкие масляные фракции по схемам однократного испарения можно получить в вакуумной насадочной колонне при давлении вверху меньше 20 гПа и в секции питания меньше 13 - 67 гПа, при температуре нагрева мазута 370 - 390 оС и температуре верха колонны 50 - 55 оС.

Насадка является эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Теплоту вакуумных дистиллятов используем для подогрева сырой нефти.

Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа, применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровых эжекторов и поверхностных конденсаторов [18] (одна ступень обеспечивает остаточное давление около 13кПа, две - 7-8кПа).

Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционного орошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капель жидкости.

3.3 Блок теплообменников

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 ?С. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы - на основании материального баланса (п. 5)

При разработке схемы теплообмена в первую очередь решается вопрос об утилизации теплоты теплоносителей с максимальной температурой (290°С), т.к. они позволяют подогреть нефть до 240°С и выше.

Количество потоков нефти, проходящей через теплообменники, определяется производительностью установки и площадью проходного сечения в теплообменнике для нефти и теплоносителей. Для АВТ производительностью 5,0 млн. т/год Медынской нефти выбираем кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой с диаметром кожуха D=1200 мм; площадью проходного сечения одного хода по трубам - 61•10-3 м2 [9].

Рассчитаем скорость нефти по трубному пространству:

где V ? объемный расход нефти, м3/с;

F ? площадь проходного сечения одного хода по трубам.

где G ? массовый расход нефти, кг/с:

350 - кол-во дней работы установки за год;

24 - кол-во часов в сутки;

3600 - кол-во секунд в 1 часе.

?плотность нефти при 20С.

Следовательно:

Следовательно, пускаем нефть через теплообменники тремя потоками. Скорость нефти по трубному пространству теплообменников будет составлять 1,06, 1,06 и 1,07 м/с. Во все потоки направляем 33, 33 и 34 % нефти.

Примем, что на блоке ЭЛОУ температура нефти не изменяется.

Кратность СЦО К-5 примем равной 2, а НЦО К-2 равной 2 (с целью обеспечения необходимого подогрева нефти в блоке теплообмена).

Схема теплообмена была рассчитана по следующим формулам:

?tн=?tт•Gт/Gн при t?200°С;

?tн=0,78•?tт•Gт/Gн при t>200°С,

где ?tн и ?tт - разность между температурами на входе и на выходе соответственно для нефти и теплоносителя, °С.

Gт и Gн - расход в теплообменнике теплоносителя и нефти соответственно, кг/ч или % масс. от общего количества нефти.

Все кол-ва теплоносителей берем по таблицам 5.2 и 5.4 материального баланса.

Таблица 3.1 - Характеристика теплоносителей

Теплоноситель

Расход, % масс. на нефть

Начальная температура теплоносителя, °С

1 Фракция 180-270°С

17,97

210

2 Верхнее циркуляционное орошение К-2 - ВЦО К-2 (кратность 2)

35,94

230

3 Фракция 270-360°С

17,96

300

4 Нижнее циркуляционное орошение К-2 - НЦО К-2 (кратность 2)

35,92

325

5 Лёгкий вакуумный газойль (кратность 20)

41,4

150

6 Фракция 360-430°С ВЦО К-5 (кратность 2)

18,06

260

7 Фракция 430-500°С СЦО К-5 (кратность 2)

16,20

300

8 Фракция 500-570°С НЦО К-5 (кратность 2)

16,60

350

9 Фракция 360-430°С, VD-1 К-5

9,03

260

7 Фракция 430-500°С, VD-2 К-5

8,10

300

8 Фракция 500-570°С, VD-3 К-5

8,30

350

12 Гудрон (>570°C)

13,86

340

Принимаем, что тепло на блоке ЭЛОУ не теряется и нефть поступает в теплообменники после блока ЭЛОУ с той же температурой. Расходы теплоносителей берём из материального баланса (пункт 5).

До блока ЭЛОУ:

1-й поток:

Теплообменник Т-101

Начальная температура ЛВГ из Т-4, входящего в теплообменник, составляет tн=110С. Охлаждаем поток на 15С, конечная температура теплоносителя будет tк=95С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+19=29С.

Теплообменник Т-102

Начальная температура ВЦО К-2 из Т-106, входящего в теплообменник, составляет tн=180С. Охлаждаем поток на 65С, конечная температура теплоносителя будет tк=115С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 29+35=64С.

Теплообменник Т-104

Начальная температура гудрона из Т-206, входящего в теплообменник, составляет tн=220С. Охлаждаем поток на 60С, конечная температура теплоносителя будет tк=160С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 64+26=90С.

Теплообменник Т-103

Начальная температура фракции 500-570°С из Т-107, входящей в теплообменник, составляет tн=260С. Охлаждаем поток на 80С, конечная температура теплоносителя будет tк=180С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 90+20=110С.

2-й поток:

Теплообменник Т-201

Начальная температура ЛВГ из Т-101, входящего в теплообменник, составляет tн=95С. Охлаждаем поток на 15С, конечная температура теплоносителя будет tк=80С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+19=29С.

Теплообменник Т-202

Начальная температура фракции 180-270 оС из Т-302, входящей в теплообменник, составляет tн=160С. Охлаждаем поток на 65С, конечная температура теплоносителя будет tк=95С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 29+35=64С.

Теплообменник Т-203

Начальная температура фракции 360-430°С из Т-105, входящей в теплообменник, составляет tн=180С. Охлаждаем поток на 70С, конечная температура теплоносителя будет tк=110С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 64+19=83С.

Теплообменник Т-204

Начальная температура ВЦО К-2 из Т-205, входящего в теплообменник, составляет tн=180С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=130С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 83+27=110С.

3-й поток:

Теплообменник Т-301

Начальная температура фракции 270-360°С из Т-305, входящей в теплообменник, составляет tн=180С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=130С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 10+26=36С.

Теплообменник Т-302

Начальная температура фракции 180-270°С, входящей в теплообменник, составляет tн=210С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=160С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 36+27=63С.

Теплообменник Т-303

Начальная температура ВЦО К-5 из Т-207, входящего в теплообменник, составляет tн=210С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=160С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 63+27=90С.

Теплообменник Т-304

Начальная температура фракции 430-500°С из Т-107, входящей в теплообменник, составляет tн=220С. Охлаждаем поток на 80С, конечная температура теплоносителя будет tк=140С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 90+20=110С.

Схема теплообмена до блока ЭЛОУ представлена в Приложении Б.

После блока ЭЛОУ:

1-й поток:

Теплообменник Т-105

Начальная температура фракции 360-430°С, входящей в теплообменник, составляет tн=260С. Охлаждаем поток на 80С, конечная температура теплоносителя будет tк=180С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 110+22=132С.

Теплообменник Т-106

Начальная температура ВЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет tн=230С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=180С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 132+27=159С.

Теплообменник Т-107

Начальная температура фракции 430-500°С, входящей в теплообменник, составляет tн=300С. Охлаждаем поток на 80С, конечная температура теплоносителя будет tк=220С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 159+19=178С.

Теплообменник Т-108

Начальная температура фракции 270-360°С, входящей в теплообменник, составляет tн=300С. Охлаждаем поток на 60С, конечная температура теплоносителя будет tк=240С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 178+25=203С.

Теплообменник Т-109

Начальная температура фракции 500-570°С, входящей в теплообменник, составляет tн=350С. Охлаждаем поток на 90С, конечная температура теплоносителя будет tк=260С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 203+18=221С.

Теплообменник Т-110

Начальная температура НЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет tн=325С. Охлаждаем поток на 70С, конечная температура теплоносителя будет tк=255С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 221+29=250С.

2-й поток:

Теплообменник Т-205

Начальная температура ВЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет tн=230С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=180С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 110+27=137С.

Теплообменник Т-206

Начальная температура НЦО К-2 изТ-110, входящего в теплообменник, составляет tн=255С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=205С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 137+27=164С.

Теплообменник Т-207

Начальная температура ВЦО К-5, входящего в теплообменник, составляет tн=260С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=210С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 164+26=190С.

Теплообменник Т-208

Начальная температура гудрона из Т-309, входящего в теплообменник, составляет tн=280С. Охлаждаем поток на 60С, конечная температура теплоносителя будет tк=220С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 190+21=211С.

Теплообменник Т-209

Начальная температура СЦО К-5, входящего в теплообменник, составляет tн=300С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=250С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 211+19=230С.

Теплообменник Т-210

Начальная температура НЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет tн=325С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=275С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 230+20=250С.

3-й поток:

Теплообменник Т-305

Начальная температура фракции 270-360°С из Т-109, входящей в теплообменник, составляет tн=240С. Охлаждаем поток на 60С, конечная температура теплоносителя будет tк=180С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 110+31=141С.

Теплообменник Т-306

Начальная температура СЦО К-5 из Т-209, входящего в теплообменник, составляет tн=250С. Охлаждаем поток на 55С, конечная температура теплоносителя будет tк=195С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 141+26=167С.

Теплообменник Т-307

Начальная температура НЦО К-2 изТ-210, входящего в теплообменник, составляет tн=275С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=225С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 167+26=193С.

Теплообменник Т-308

Начальная температура НЦО К-5 из Т-310, входящего в теплообменник, составляет tн=300С. Охлаждаем поток на 55С, конечная температура теплоносителя будет tк=245С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 193+21=214С.

Теплообменник Т-309

Начальная температура гудрона, входящего в теплообменник, составляет tн=340С. Охлаждаем поток на 60С, конечная температура теплоносителя будет tк=280С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 214+18=232С.

Теплообменник Т-310

Начальная температура НЦО К-5, входящего в теплообменник, составляет tн=350С. Охлаждаем поток на 50С, конечная температура теплоносителя будет tк=300С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

,

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет: 232+18=250С.

4. Расчёт количества и состава паровой и жидкой фаз в ёмкости орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)

В ёмкость орошения К-1 поступают лёгкий бензин и углеводородные газы. В состав бензина входит 100% фракции н.к.-85оС от её потенциала содержания в нефти и 40% фракций 85-105 и 105 - 140оС (табл. 1.2).

Количество углеводородных газов равно их содержанию в нефти 1,0 %(масс.) на нефть. Для расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения зададимся давлением, температурой, кратностью орошения и составом смеси, поступающей в емкость орошения. Состав смеси зависит от количества компонентов, находящихся в исходной нефти и в орошении колонны. Принимаем следующие данные: температура в емкости орошения равна 40 °С; давление в емкости орошения обычно на 50 кПа ниже, чем давление на верху К-1 из-за гидравлического сопротивления трубопроводов и холодильников-конденсаторов, и равна 400 кПа; кратность орошения равна 2.

Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 Состав смеси на входе в емкость орошения

Номер компонента по табл.1.2

Компонент (фракция)

Массовая доля компонента в нефти

Количество компонентов в нефти, кг/ч

Смесь углеводородов на входе в емкость с учетом орошения

кг/ч

масс. доля

2

СН4

0,0007207

428,9

1286,8

0,00725

3

С2Н6

0,0010137

603,5

1810,5

0,01020

6

С3Н8

0,0022889

1362,6

4087,8

0,02303

7

?С4

0,0091767

5462,3

16386,8

0,09232

8

28-62°С

0,0228

13571,1

40713,2

0,22937

9

62-85°С

0,0290

17261,9

51785,7

0,29175

10*

85-105°С

0,0125

7440,2

22320,6

0,12575

11*

105-140°С

0,0219

13036,2

39108,6

0,22033

Итого:

0,0994

59166,7

177500,1

1,0000

*- взято 40% масс. от потенциала, 60% остается в бензине К-2

5. Расчёт материального баланса ректификационных колон и установки в целом

Все расчёты проводятся на основании таблиц приведённых в разделе 1.

5.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1

В отбензинивающую колонну приходит обессоленная и обезвоженная нефть в количестве Gн=5000000 • 1000/(350•24) = 595238 кг/ч

фракцию газ + н.к.-140С составляет газ, н.к.-85С, 85-105С и 105-140оС (40% масс. от потенциала, 60% остаётся в уходящей нефти), взяты из таблицы 1.2.

Xгаз+н.к.-140С = 1,32 + 2,28 + 2,90 + 1,25 + 2,19 = 9,94 % масс.

На основании этих данных составляем материальный баланс К-1 и сводим результаты в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Материальный баланс К-1

Продукты

%масс. на сырьё

%масс. на нефть

кг/ч

Взято: нефть обессоленная и обезвоженая

100,000

100,000

595238

Получено:

газ+н.к. - 140С (жидкая фаза)

нефть отбензиненная

9,94

90,06

9,94

90,06

59166,7

536071,3

Итого:

100,000

100,000

595238

5.2 Материальный баланс основной колонны К-2

Фракция н.к.-140оС будет содержать 60% масс. фр. 85-105оС и 105-140оС % масс. на нефть.

Так как известно, что при ректификации, из-за нечёткости разделения, в мазуте остаётся 5%(на мазут) дизельной фракции [4,9], то выход мазута на отбензиненную нефть будет:

,

где Xн-- потенциальное содержание мазута в нефти, %масс.;

Yн-- выход отбензиненной нефти на нефть, масс. доли;

a-- содержание светлых в мазуте, масс. доли.

Следовательно выход дизельной фракции 180-360С уменьшится с 38,0 %(масс.) до 35,93 % (масс.) на нефть.

На основании этих данных составляем материальный баланс К-2 и сводим результаты в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 - Материальный баланс К-2

Продукты

%масс. на сырьё

%масс. на нефть

кг/ч

Взято: нефть отбензиненная

100,000

90,06

536071,3

Получено:

фр.85-180С

фр.180-270С

фр.270-360С

мазут (>360С)

14,18

19,95

19,94

45,93

12,76

17,97

17,96

41,37

76014,9

106946,2

106892,6

246217,6

Итого:

100,00

90,06

536071,3

5.3 Материальный баланс стабилизационной колонны К-3

В колонну К-3 поступает объединённая фракция газ + н.к.-140С из ёмкости орошения К-1 и фр. 85-180оС из К-2 по таблицам 5.1 и 5.2:

Gгаз+н.к.-140С+ G85-180С = 79000 + 83285,96 = 162285,96 кг/ч.

На основании этих данных составляем материальный баланс К-3 и сводим результаты в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Материальный баланс стабилизационной колонны К-3

Продукты

%масс. на сырьё

%масс. на нефть

кг/ч

Взято:

газ+н.к.-140С

фр.85-180С

43,79

56,21

9,94

12,76

59166,7

76014,9

Итого:

100,000

22,70

135181,6

Получено:

газы(на ГФУ)+рефлюкс

н.к.-180С

5,81

94,19

1,32

21,38

7854,1

127327,5

Итого:

100,000

22,70

135181,6

5.4 Материальный баланс колонны четкой ректификации К-4

В колонну поступает стабильный бензин нк-180оС из стабилизационной колонны К-3.

Таблица 5.4- Материальный баланс колонны четкой ректификации К-6

Продукты

%масс. на сырьё

%масс. на нефть

кг/ч

Взято:

н.к.-180С

Получено:

н.к.-70С

70-180С

100,000

13,28

86,72

21,38

2,84

18,54

127327,5

16909,1

110418,4

Итого:

100,000

21,38

127327,5

5.5 Материальный баланс К-5

В К-5 поступает фракция 70-180?С . где происходит ее разделение на фракции 70-140°С и 140-180°С.

Рассчитаем материальный баланс колонны К-5:

1) выход фракции 70-180С берем из табл. 5.4 и получаем 18,5%.

2) выход фракций 70-140С и 140-180С по ИТК и получаем 10,9 и 7,6 % соответственно.

Результаты сводим в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 - Материальный баланс К-5

Продукты

%масс. на сырьё

%масс. на нефть

кг/ч

Взято:

70-180С

Получено:

70-140С

140-180С

100,000

59,01

40,99

18,54

10,94

7,6

110418,4

65157,9

45260,5

Итого:

100,000

18,54

110418,4

5.6 Материальный баланс вакуумной колонны К-6

Так как известно, что из-за нечёткости разделения в гудроне остаётся до 10%(на гудрон) масляной фракции [4,9]. Если принять 7 %, то выход гудрона на мазут будет:

где Xн-- потенциальное содержание гудрона в нефти, %масс.;

Yн-- выход мазута на нефть, масс. доли;

a-- содержание светлых в гудроне, масс. доли.

Следовательно выход масляной фракции 500-570С уменьшится с 9,27 % до 7,83 % на нефть. При вакуумной перегонке неизбежно образуются газы разложения -- около 0,02% на мазут. Выход гудрона уменьшится:

Xм = 14,33 - 0,02 = 14,31 % масс. на мазут.

Выход вакуумного газойля 2,07 % масс. на нефть (п. 5.2).

На основании этих данных составляем материальный баланс К-6 и сводим результаты в таблицу 5.6:

Таблица 5.6 - Материальный баланс вакуумной колонны К-6

Продукты

%масс. на сырьё

%масс. на нефть

кг/ч

Взято: мазут (>360С)

100,000

41,37

246217,6

Получено:

газы разложения

вакуумный газойль

VD-1 (фр.360-430С)

VD-2 (фр.430-500С)

VD-3 (фр.500-570С)

Гудрон (>570С)

0,02

5,00

21,84

19,59

20,06

33,49

0,01

2,07

9,03

8,10

8,30

13,86

49,2

12310,9

53773,9

48234,0

49391,3

82458,3

Итого:

100,000

41,35

246217,6

5.7 Материальный баланс установки АВТ- 5

На основании материальных балансов отдельных колонн составляем материальный баланс установки в целом, представленный в таблице 5.5.

Таблица 5.7 - Материальный баланс установки АВТ- 5

Название

% масс. на нефть

Расход

т/год

кг/ч

Взято:

Нефть

100,00

5000000

595238

Получено:

Сухой газ+рефлюкс

1,32

66000

7854,1

Бензин нк-70оС

2,84

142000

16909,1

Бензин 70-140оС

10,94

547000

65157,9

Бензин 140-180оС

7,6

380000

45260,5

фр.180-360оС

35,93

1796500

213838,8

Газы разложения

0,01

500

49,2

Вакуумный газойль

2,07

103500

12310,9

фр.360-430оС

9,03

451500

53773,9

фр.430-500оС

8,10

405000

48234,0

фр.500-570 оС

8,30

415000

49391,3

Гудрон (>570оС)

13,86

693000

82458,3

Итого:

100

5000000

595238

6. Расчет доли отгона сырья на входе в атмосферную колонну

Расход нефти в основную атмосферную колонну 595238 кг/ч.

Состав смеси на входе в колонну представлен в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Состав смеси на входе в колонну

Номер компонента по табл. 1.2

Компонент (фракция)

Масс. доля компонента в нефти

Количество компонента в нефти, кг/ч

Масс. доля компонента в отбензиненной нефти

10

85-105 ?С

0,0188

11187,8

0,02087

11

105-140 ?С

0,0328

19539,8

0,03642

12

140-180 ?С

0,0760

45239,1

0,08439

13

180-210 ?С

0,0633

37675,1

0,07028

14

210-310 ?С

0,2112

125714,1

0,23451

15

310-360 ?С

0,1055

62795,4

0,11714

16

360-400 ?С

0,0458

27259,2

0,05085

17

400-450 ?С

0,0633

37675,1

0,07028

18

450-500 ?С

0,0622

37021,1

0,06906

19

>500

0,2217

131964,7

0,24617

Итого:

0,9006

536071,3

1,00000

Расчёт доли отгона на входе необходим для того, чтобы определить количество паров в точке ввода сырья в колонну.

Доля отгона паров сырья на входе в колонну считается удовлетворительной, если выполняется требование:

е ? ? хi

где е - массовая доля отгона сырья;

хi - массовая доля i-фракции (кроме остатка), выводимой из данной колонны:

? хi =0,5407

Для проведения расчета необходимо задаться следующими данными:

Ш температура на входе в колону равна 360 ?С;

Ш давление на входе в колону равно 170 кПа;

Ш расход водяного пара 2 % от количества сырья.

7. Технологический расчет колонны

7.1 Общая характеристика работы колонны

Для колонны К-2 принимаем клапанные тарелки, т.к. они имеют высокий к.п.д. в широком диапазоне скоростей. Количество тарелок следующее:

от верха колонны до вывода 1-го бокового погона- 14;

между выводами 1-го и 2-го боковых погонов- 12;

от вывода 2-го бокового погона до ввода сырья - 8;

ниже ввода сырья- 6.

Общее число тарелок - 40. Гидравлическое сопротивление одной тарелки 0,5кПа. Расход водяного пара: в основной колонне - 2% на сырьё, в стриппинги - по 1% на дистиллят.

Сопротивление конденсационной аппаратуры принимаем равным 50 кПа.

Давление в различных сечениях колонны с учётом сопротивления конденсационной аппаратуры и гидравлического сопротивления тарелок:

Рфр = Р - n · а,

Где Р - давление в точке ввода сырья, кПа;

n - число тарелок, находящихся выше точки ввода;

а - перепад давления на одной тарелке,

- ввод сырья : 170 кПа

- вывод фр.270-360С : 170 - 8·0,5 = 166кПа

- вывод фр.180-270С : 166 - 12·0,5 = 160кПа

- верх колонны : 106-14·0,5=153 кПа

- низ колонны: 170+6·0,5=173 кПа

7.2 Материальный баланс основной колонны К-2

Таблица 7.1 - Материальный баланс основной колонны К-2

Продукты

%масс. на сырьё

%масс. на нефть

кг/ч

Взято: нефть отбензиненная

100,000

90,06

536071,3

Получено:

фр.85-180С

фр.180-270С

фр.270-360С

мазут (>360С)

14,18

19,95

19,94

45,93

12,76

17,97

17,96

41,37

76014,9

106946,2

106892,6

246217,6

Итого:

100,00

90,06

536071,3

7.3 Расчёт доли отгона сырья на входе в колонну

Доля отгона сырья на входе в колонну К-2 равна е =0,6227 (см. пункт 6).

7.4 Температура верха колонны

Сверху колонны выходят пары фракции 85 - 1800С и весь водяной пар, который подают в колонну и стриппинги. Вследствие подачи водяного пара парциальное давление данной фракции понижается.

Молярный расход паров фракции:

=,

Где: G - массовый расход паров, кг/ч;

М - средняя молярная масса фракции 85 - 1800С

,

где: tср.мол - среднемолярная температура кипения фракции, 0С

tср.мол = 132,5°С, соответственно, М = 117,31 кг/кмоль;

тогда:

=кмоль/ч

Молярный расход водяного пара

=536071,3·0,02 + 106946,2·0,01 + 106892,6·0,01 = 12859,7 кг/ч

кмоль/ч

Мольная доля фракции в парах:

Парциальное давление фракции в парах:

Р = 153·0,475 = 72,77 кПа

Определяем температуру верха колонны по уравнению изотермы паровой фазы:

где: - мольная доля i-го компонента в смеси;

- константа фазового равновесия i-го компонента.

Принимаем температуру верха колонны и по формуле Ашворта находим давление насыщенных паров каждой фракции при этой температуре

где: f(T) - функция температуры, при которой определяется давление насыщенных паров;

f(T0) - функция средней температуры кипения фракции;

- давление насыщенных паров, Па

f0(95)=5,7284; f0(122,5)=5,0498; f0(160)=4,2969; f(148)=4,5193

Значения этих функций взяты из [7].

Находим константу К для каждой фракции:

Температуру выхода фракции вверху колоны рассчитываем с помощью пакета Microsoft Exсel.

При температуре 152 0С и давлении 72,77 кПа получены следующие результаты, которые приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 -Расчёт температуры вверху колонны К-2

фракция

tср

M

y на нефть

y? на фракцию

152

p, кПа

k

y'/k

85-105

95

97,525

0,0188

0,182699

263,7619

3,624597

0,050405

105-140

122,5

111,7563

0,0328

0,278161

132,8441

1,825534

0,152372

140-180

160

433

0,0760

0,53914

49,34722

0,678126

0,795044

ИТОГО

0,1276

1

72,77

0,997822

7.5 Температура вывода боковых продуктов

Определяем температуры вывода боковых продуктов по уравнению изотермы жидкой фазы [7,9]:

где - мольная доля i-го компонента в смеси;

- константа фазового равновесия i-го компонента.

7.5.1 Температура вывода фракции 180-2700С

Через сечение колонны в зоне вывода фракции 180-2700С проходят пары фракции 85 - 1800С, пары фракции 180-2700С и водяной пар (кроме пара, подаваемого в стриппинг К-2/1).

Молярный расход паров фракции 180-2700С:

кмоль/ч

Молярный расход водяного пара:

кмоль/ч

Мольная доля фракции в парах:

Парциальное давление фракции в парах:

Р = 160·0,334=53,3 кПа

Принимаем температуру вывода фракции 180-2700С и по формуле Ашворта находим давление насыщенных паров каждой фракции при этой температуре [7].

Из [7] находим значения функций:

f(195)=3,730; f(240)=3,144; f(200)=3,6579.

Результаты расчета давления насыщенных паров фракций заносим в таблицу 7.4. Фракцию 180 - 2700С разбиваем на составляющие:

Таблица 7.4 - Результаты расчета температуры фракции 180-2700С

фракция

tср

M

x на нефть

x? на фракцию

210,3

p, кПа

k

k*x'

180

210

195

156,525

0,0633

0,396501

86,47971

1,622508

0,643326063

210

240

225

178,125

0,0582

0,320348

41,61255

0,780723

0,250103272

240

270

255

201,525

0,0582

0,283151

19,93187

0,3739564

0,105886151

ИТОГО

0,1797

1

53,3

0,999315485

Находим температуру вывода фракции 180-270?С T=210,3 ?С.

7.5.2 Температура вывода фракции 270-3600С

Через сечение колонны в зоне вывода фракции 270-3600С проходят пары фракции 85 - 1800С (=2591,9 кмоль/ч - потенциальное содержание), пары фракции 180-2700С (=1304,2 кмоль/ч - потенциальное содержание), пары фракции 270-3600С и водяной пар, подаваемый вниз колонны.

Молярный расход паров фракции 270-3600С:

кмоль/ч

Молярный расход водяного пара:

кмоль/ч

Мольная доля фракции в парах:

Парциальное давление фракции в парах:

Р = 166·0,198 = 32,86 кПа

Таблица 7.2 -Расчёт температуры вывода фракции 240 - 360 оС

фракция

tср

M

x на нефть

x на фракцию

275,4

p, кПа

k

k*x'

270

310

290

231,1

0,0741

0,452859

49,49601

1,506269

0,682127

310

335

322,5

260,7563

0,0528

0,285985

23,78439

0,723809

0,206999

335

360

347,5

285,0063

0,0527

0,261156

13,74707

0,418353

0,109255

ИТОГО

0,1796

1

32,86

0,998381

Находим температуру вывода фракции 270-360?С T=275,4 ?С.

7.6 Температура низа колонны

Температуру низа колонны принимаем на 200С ниже температуры ввода сырья и равной 3400С.

7.7 Температуры выводов и вводов циркуляционных орошений

Принимаем, что циркуляционные орошения выводятся на три тарелки ниже тарелки отбора боковых фракций. На этих тарелках градиент температур максимальный. Принимаем температуры вывода циркуляционных орошений на 19-20 выше температур вывода дистиллятных фракций. Охлаждаем циркуляционные орошения на 90-1000С.

7.6.1 ПЦО-1 К-2

- вывод: 210,3 + 19,7= 230

- ввод: 1300С

7.6.2 ПЦО-2 К-2

- вывод: 275,4 + 19,6=295

- ввод: 1950С

7.6.3 Острое орошение

- вывод : 152,00С.

- ввод : 400С.

7.8 Тепловой баланс колонны

На основе материального баланса рассчитаем тепловой баланс атмосферной колонны К-2, а расчёты сведём в таблицы. Тепловой баланс учитывает всё количество тепла вносимого в колонну и выносимого из неё. Согласно закону сохранения энергии, тогда можно написать (без учёта потерь тепла в окружающую среду):

Колонну разбиваем на три контура (А,Б,В), далее составляем тепловой баланс по контурам. Схема контуров представлена на рисунке 7.1

Рис.7.1 - Схема контуров колонны К-2

При определении температур вывода боковых погонов, а также верхнего и нижнего продуктов были определены их молярные массы. Заносим основные данные в таблицу 7.5.

Таблица 7.8-- Молярные массы и относительные плотности продуктов

Продукт

Молярная масса Мi, кг/кмоль

Относительная плотность,

85-1800С

117,31

0,748

180-2700С

178,13

0,825

270-3600С

253,73

0,877

Мазут(>3600С)

-

0,913

Отбензиненная нефть

-

0,889

Относительная плотность в таблице рассчитана по формуле Крэга исходя из молярной массы продукта [8]:

Энтальпии продуктов рассчитывались:

--для жидких продуктов по формуле Крэга

Где а = (0,0017·Т? + 0,762·Т - 334,25) - определяем по таблице [8(приложение 20)]

Т - среднемолярная температура кипения фракции, К

--для паров по формуле Уира и Иттона

Где b = (129,58 + 0,134·Т + 0,00059·Т?) - определяем по таблице [8(приложение 21)]

Расчёт теплового баланса проводим по контурам.

Схема контуров колонны К-2 представлена на рисунке7.1.

Результаты расчётов заносим в таблицы 7.9-7.11.

Таблица 7.9-- Тепловой баланс контура «А»

Продукт

t,С

G, кг/ч

Ht, кДж/кг

Q, кДж/ч

Приход

Паровая фаза:

Отбензиненная нефть

360

333816,7

1093,3

364,96·106

Водяной пар К-2

400

10721,4

3264,6

35,00·106

Жидкая фаза:

Отбензиненная нефть

360

202254,6

878,0

177,58·106

Итого:

-

546792,7

577,54·106

Расход

Паровая фаза:

85-1800С

275,4

76014,9

928,7

70,59·106

180-2700С

275,4

106946,2

899,4

96,18·106

270-3600С

275,4

106892,6

879,6

94,02·106

Водяной пар К-2

275,4

10721,4

2761,4

29,61·106

Жидкая фаза:

Мазут(>3600С)

340

246217,6

866,4

213,32·106

Итого:

546792,7

503,72·106

Разность между теплом входящим в контур «А» и выходящим из него, составляет:

?QА = 577,54·106-503,72·106 =73,82·106 кДж/ч.

Определим расход циркуляционного орошения (ЦО-2) из уравнения

Где - количество теплоты, снимаемой циркуляционным орошением, кВт;

- энтальпия циркуляционного орошения на выходе из колонны и на входе в колонну соответственно, кДж/кг.

кг/ч

Кратность орошения:

R =

Таблица 7.10 -- Тепловой баланс контура «Б»

Продукт

t,С

G, кг/ч

H, кДж/кг

Q, кДж/ч

Приход

Паровая фаза:

85-1800С

275,4

76014,9

928,7

70,59·106

180-2700С

275,4

106946,2

899,4

96,18·106

270-3600С

275,4

106892,6

879,6

94,02·106

Водяной пар К-2

275,4

10721,4

2761,4

29,61·106

Водяной пар К-2/2

400

1068,9

3264,6

3,49·106

Итого:

-

301644

-

293,89·106

Расход

Паровая фаза:

85-1800С

210,3

76014,9

760,4

57,80•106

180-2700С

210,3

106946,2

735,1

78,62·106

Водяной пар ( К-2 + К-2/2)

210,3

11790,3

2799,6

33,01·106

Жидкая фаза:

270-3600С

275,4

106892,6

634,0

67,77·106

Итого:

-

301644

-

237,20·106

Разность между теплом входящим в контур «Б» и выходящим из него, составляет:

?QБ = 293,89·106 - 237,20·106= 56,69·106 кДж/ч.

Определим расход циркуляционного орошения (ЦО-1) из уравнения

Где - количество теплоты, снимаемой циркуляционным орошением, кВт;

- энтальпия циркуляционного орошения на выводе из колонны и на входе в колонну соответственно, кДж/кг.

Кратность орошения:

R =

Таблица 7.11- Тепловой баланс контура «В»

Продукт

t,С

G, кг/ч

H, кДж/кг

Q, кДж/ч

Приход

Паровая фаза:

85-1800С

210,3

76014,9

760,4

57,80•106

180-2700С

210,3

106946,2

735,1

78,62·106

Водяной пар ( К-2 + К-2/2)

210,3

11790,3

2799,6

33,01·106

Водяной пар К-2/1

400

1069,4

3264,6

3,49·106

Итого:

-

206153,82

-

172,92·106

Расход

Паровая фаза:

85-1800С

152,1

76014,9

645,2

49,04·106

Водяной пар ( К-2 + К-2/1 + К-2/2)

152,1

12859,7

2755,5

35,43·106

Жидкая фаза:

180-2700С

210,3

106946,2

460,4

49,24·106

Итого:

-

206153,82

-

133,71·106

Разность между теплом входящим в контур «В» и выходящим из него, составляет:

?QВ = 172,92?106-133,71·106= 39,21·106 кДж/ч.

Определим расход острого орошения из уравнения

где - количество теплоты, снимаемой острым орошением, кВт;

- энтальпия острого орошения на выводе из колонны и на входе в колонну, соответственно, кДж/кг.

Кратность орошения:

R =

7.9 Расчет размеров колонны

7.9.1 Расчет диаметра колонны

Диаметр колонны определяют в зависимости от максимального расхода паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны. Предварительно вычисляем объемный расход паров, проходящих через сечение колонны в зоне подачи сырья и вверху колонны [8].

Где: t - температура в данном сечении,0С;

Gi - расход паров в сечении, кг/ч;

Мi - молекулярная масса паров;

Р - давление в сечении, атм.

Расход паров в зоне ввода сырья составит:

Где - расход паров отбензиненной нефти на входе в колонну, кг/ч

- средняя молярная масса паров, кг/кмоль(на основе данных, полученных при расчёте доли отгона сырья на входе в колонну п.6)

- расход водяного пара, подаваемого в колонну, кг/ч

Тогда м?/с

Расход паров в зоне вывода дистиллята составит:

Где - расход паров дистиллята в верху колонны, кг/ч

- средняя молярная масса паров в верху колонны, кг/кмоль

- расход водяного пара, подаваемого в колонну, кг/ч

Тогда м?/с

Наибольший объем паров сечении колонны - в зоне ввода сырья, поэтому диаметр колонны определяем в точке ввода сырья.

Для этого находим скорость паров в сечении колонны по уравнению:

где К - коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации;

абсолютная плотность соответственно паров и жидкости, кг/м3.

По графику находим К = 900 [8].

Находим плотность паров по формуле:

,

где Gп - массовый расход паров, кг/ч.

Плотность жидкости находим следующим образом. По формуле Крэга найдем плотность при 150С:

Где М - средняя молярная масса жидкости, кг/кмоль

Затем найденную плотность переведем в плотность при 200С, отнесенную к плотности воды при 40С.

Теперь по формуле Менделеева найдем плотность при 3600С

Таким образом ж =719 кг/м3

Следовательно, скорость паров составит:

м/с

Диаметр колонны определяем по уравнению [7]:

м

Из стандартного ряда диаметров [7] выбираем диаметр 5,40 м.


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.