Установка для перегонки нефти
Оглавление
Введение
. Исходные данные. Выбор способа переработки нефти
.1 Характеристика нефти
.2 Обоснование выбора
. Материальный баланс
. Поточная схема установки
. Технологический расчет основной нефтеперегонной
колонны
.1 Температурный режим колонны
.1.1 Температура верха колонны
.1.2 Температура низа колонны
.1.3 Температура ввода сырья
.1.4 Температура вывода боковых погонов
. Тепловой баланс колонны
.1 Расчет теплового баланса
. Определение геометрических размеров колонны
.1 Диаметр колонны
.2 Число тарелок
.3 Высота колонны
.4 Заключение
. 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
|
ρ420
|
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
|
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
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.
Фвх=Фвых
где Фвх и Фвых - тепловой поток, входящий и
выходящий из колонны соответственно, Вт.
Тепловой поток поступает в колонну:
. 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 ρ1515 -
относительная плотность компонента, а - коэффициент, постоянный для
определенной температуры, его значения приводятся в справочной литературе.
. С горячей струей Фг.с.
Фг.с.=Gг.с.·( Iпtг.с - IжtW)
Суммарный тепловой поток, входящий в колонну равен:
Фвх=Ф0+Фг.с.
Тепловой поток покидает колонну:
. С парами дистиллята
ФD=GD·IпtD
где GD - расход дистиллята, кг/с; IпtD - энтальпия паров дистиллята, Дж/кг.
Энтальпия паров считается по формуле
где ρ1515 -
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.
. 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:
Фвх=ФD+ФW +Фор
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 ρ1515
|
|
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
|
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 ΔФд
|
Температура циркуляционного орошения
|
I·10-3, Дж/кг
|
ρ1515
|
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 ΔФк
|
Температура циркуляционного орошения
|
I·10-3, Дж/кг
|
ρ1515
|
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 ΔФб
|
Температура циркуляционного орошения
|
I·10-3, Дж/кг
|
ρ1515
|
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
.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 (υл, м/с) паров вычислим по уравнению Саудерса и Брауна:
, [1, с.74],
где, с - коэффициент; ρж, ρп - 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; α=кА/кВ - 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 αi компонента i в
многокомпонентной смеси понимается αi=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
|
lgα
|
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·lgμ, [1, с.78]
Где μ - 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.
. Альбом
технологических схем процессов переработки нефти и газа/ Под ред.
Б.И.Бондаренко._М.:Химия, 2003.- 128с.
. Сарданашвили
А.Г. , Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.-
2-е изд.-М., Химия, 1980.-256с.
. Магарил
Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: Учебное
пособие.-М. : КДУ, 2008.-280с.
. Смидович
Е.В. Технология переработки нефти и газа.ч.2: Учебник для вузов. М.: Химия,
1980.-328с.
. Технологические
расчеты установок переработки нефти: Учебное пособие для вузов / Танатаров
М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. и др.-М. : Химия, 1987.-352с.
. Трушкова
Л.В.Курс лекций по дисциплине "Химическая технология природных энергоносителей
и углеродных материалов".: Учебное пособие.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2010.- 63с.
. Справочник
нефтепереработчика : Справочник / Под. Ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко.- Л.:
Химия, 1986.-648с.
. Эмирджанов
Р.Т., Лемберанский Р.А. Основы технологических расчетов в нефтепереработке и
нефтехимии: Учебное пособие для вузов.- М.: Химия, 1989.- 192с.
. Крекинг
нефтяных фракций на цеолитсодержащих катализаторах/ Под ред. С.Н.Хаджиева.-М.:
Химия, 1982.-280с.
. 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
|
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
|