Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Развитие нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности на современном этапе характеризуется значительным расширением ассортимента и повышением качества выпускаемой продукции, увеличением глубины переработки нефти, строительством наряду с установками большой единичной мощности модульных малотоннажных установок комплексной переработки нефти, газа и газового конденсата, позволяющих получать широкую гамму нефтепродуктов с учетом потребностей в них нефтегазодобывающих районов. Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первичная переработка - это процесс разделения нефти на фракции не приводящие к каким-либо химическим превращениям углеводородов. Процессы первичной переработки нефти, к которым относится прямая перегонка под атмосферным давлением (получение топливных дистиллятов и мазута) и под вакуумом (получение масляных дистиллятов. гудрона) основываются на законах физического разделения нефти на узкие фракции. Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтепереработки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла -- крекинг. Необходимый этап формирования эффективных процессов переработки нефти - исследование ее физико-химических характеристик. Знание физических свойств и химического состава нефтей имеет очень большое значение для формирования показателей их качества. Состав нефтей определяет, в свою очередь, способы их добычи и транспорта, направления и особенности их переработки для получения разнообразных продуктов [1].

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Общие сведения

Нефть - это сложная смесь жидких углеводородов, в которых растворены газообразные и другие вещества.

Средняя молекулярная масса 220--300 г/моль (редко 450--470). Плотность 0,65--1,05 (обычно 0,82--0,95) г/см?; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831--0,860 -- средней, выше 0,860 -- тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм?/с для различных немфтей) определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше).

Мазут -- жидкий продукт темно-коричневого цвета, остаток после выделения из нефти или продуктов ее вторичной переработки бензиновых, керосиновых и газойлевых.

Мазут представляет собой смесь углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000), нефтяных смол (с молекулярной массой 500--3000 и более), асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих металлы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca). Физико-химические свойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгона дистиллятных фракций и характеризуются следующими данными : вязкость 8--80 мм?/с (при 100 °C), плотность 0,89--1 г/см? (при 20 °C), содержание серы 0,5--3,5 %,

мазут керосин фракционный баланс



1.2 Основные направления переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ)

Существуют три основных направления переработки нефти:

1) топливное. (нефть и газовый конденсат в основном перерабатывается на моторные и котельные топлива). Переработка нефти по топливному варианту делиться на неглубокие и глубокие. При неглубокой переработки нефти осуществляется на установках АТ (атмосферных трубчатках). При глубокой переработке - на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) и при переработке по масляному варианту - на установках АВТ масляного варианта.

2) топливно-масляное (переработки нефти получают различные сорта смазочных масел);

3) нефтехимическое и комплексное (переработка нефти предусматривается наряду с топливными и маслами производства сырья для нефтехимии) [2].

Выбор направления переработки нефти обуславливается химическим и фракционным составом нефти, а также технико-экономическим обоснованием в потребностях данного региона в тех или иных нефтепродуктов.

Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Качество нефтепродуктов напрямую зависит от рассмотренных выше свойств и процессов

1.3 Фракционный состав и общие сведения о первичной переработки нефти

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то фракций, выкипающих до 350 -- 360°С.Обычными методами перегонки нефть не удается разделить на индивидуальные соединения с определенными физическими константами, в частности с температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефть на нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются температурными пределами начала кипения и конца кипения [2].

В нефти содержатся фракции, представленные в (табл. 1.).

Таблица 1 - Основные (широкие) фракции нефти

Фракция	н.к. - к. к.
Светлые фракции (дистиллят)	н. к.-350
Темные фракции (мазут)	>350
Бензиновая фракция	н. к.-180
Бензин легкий	н. к.-150
Бензин тяжелый	150-200
Лигроиновая фракция (тяжелая нафта)	140-180
Керосиновая фракция	180-240
Дизельная фракция	240-350
Мазут	>350

Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла: веретенное, машинное, цилиндровое и др. Из мазута некоторых сортов нефти выделяют вазелин и парафин. Остаток мазута после отгонки называют нефтяным пеком или гудроном.

При исследовании качества новых нефтей фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками. Это позволяет значительно улучшить четкость разделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) [3].

В нефтепереработке под фракционным составом подразумевается зависимость повышения температуры кипения смеси от количества выкипающих продуктов.

Для определения фракционного состава нефти используют следующие методы: простая дистилляция, ректификация.

Перегонка (дистилляция) - это процесс разделения смеси взаимнорастворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения, как между собой, так и с исходной смесью. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси [1].

Дистилляция с дефлегмацией используется для четкого разделения нефти на узкие фракции.

Перегонка нефти может быть осуществлена:

1. Многократным испарением, которое состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.

2. Однократным испарением в трубчатой печи и разделением отгона в одной ректификационной колонне.

Многократное испарение состоит из повторяющегося несколько раз процесса однократного испарения. Первоначально происходит отделение паров от жидкости, а затем, на второй ступени, жидкая фаза, оставшаяся при отделении паров в первой ступени, вновь испаряется.



Однократное испарение (ОИ) - это процесс, при котором в течение всего периода сообщения системе тепла жидкую и образующуюся паровую фазы не разделяют, а по достижении известной конечной температуры нагрева - разделяют в один прием, т.е. однократно.

Однократная конденсация - процесс, обратный однократному испарению. Процесс конденсации паров происходит в присутствии образующейся жидкой фазы. При достижении конечной температуры конденсации паровую и жидкую фазы разделяют в один прием - однократно.

Ректификация - диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счёт противоточного многократного контактирования паров и жидкости.

Ректификация является наиболее точным и объективным методом определения фракционного состава нефти, так как только при использовании этого метода достигается максимальная четкость разделения фракций.

В настоящее время прямая перегонка нефти осуществляется в виде непрерывного процесса в так называемых атмосферно-вакуумных трубчатых установках (рис. 1.3), основными аппаратами которых являются трубчатая печь и ректификационная колонна.

Рис. 1.3. Схема атмосферно-вакуумной установки для перегонки нефти: 1,5 - трубчатые печи; 2,6 - ректификационные колонны; 3 - теплообменники; 4 - конденсаторы

Основы процесса сводятся к тому, что нефть, нагретая до 350 0С в трубчатой печи, поступает в среднюю часть нижней секции ректификационной колонны, работающей под атмосферным давлением.

1.4 Перегонка мазута по топливному варианту

Вакуумная перегонка мазута по топливному варианту предназначена для получения широкой масляной фракции с температурами кипения 350-500 °С, как сырья установки каталитического крекинга и гидрокрекинга. Для перегонки мазута по топливному варианту используют схему однократного испарения.

По схеме переработка нефти осуществляется в три ступени: атмосферная перегонки с получением топливных фракций мазута, вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона , или с получением широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства битума [4].



1.5 Перегонка мазута по масляному варианту

Вакуумная перегонка мазута является головным процессом поточной схемы масляного производства. При перегонки мазута по масляному варианту необходимо обеспечить как можно более четкое разделение мазута на фракции. Особенно необходимо наиболее четко разделить фракцию 450-500 °С от гудрона, чтобы масляные фракции были с низким содержанием смол, а гудрон с низким содержанием масляных фракций.

Рис. 1.4 Установка ВТ по масляному варианту с однократным испарением

При перегонке мазута по схеме с однократным испарением в вакуумной тарельчатой колонне трудно достичь необходимого качества фракций: обычно налегание температур кипения между смежными дистиллятами составляет 70-130 °С. При увеличении числа тарелок снижается глубина вакуума в секции питания колонны и желаемое повышение четкости ректификации не достигается.

Схемы двукратного испарения мазута требуют больших энергетических затрат, однако, качество масляных дистиллятов улучшается и налегание температур кипения снижается до 30-60 °С.

Рис. 1.5 Установка ВТ по масляному варианту с двукратным испарением мазута по широкой масляной фракции

При варианте двукратного испарения по остатку применяют независимые вакуумные системы в каждой ступени с поддержанием более глубокого вакуума. Эта схема позволяет увеличить флегмовые числа в колоннах за счет уменьшения расхода паров во второй ступени примерно в 1,5-3 раза [5].



Рис. 1.6 Установка ВТ по масляному варианту с двукратным испарением мазута по остатку [6]

Сравнение схем двукратного испарения мазута по широкой масляной фракции и по остатку показывает, что схема по широкой масляной фракции является предпочтительной с точки зрения энергетических затрат [5].



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Выберем для расчёта схему установки с двукратным испарением нефти (рис.2.1). Эта схема технологически гибкая и работоспособная при значительном изменении содержания лёгких фракций и растворенных газов. Коррозионноактивные вещества удаляются в первой отбензинивающей колонне, а основная атмосферная сложная колонна защищена от их воздействия. Благодаря предварительному удалению в отбензинивающей колонне растворенных газов и лёгкого бензина в змеевиках печи, в теплообменниках не создается большого давления и основная колонна не перегружается по парам.

Сырьём установки является подготовленная нефть, разгонка (ИТК) которой приведена в табл. 2.1. В отбензинивающей колонне К-1 предусмотрим отбор фракции легкого бензина 28-140 С, в атмосферной колонне К-2 предусмотрим отбор фракций тяжелого бензина 140-200С, керосина 200-250 С, дизтоплива 250-360 С. Остаток перегонки - мазут >360С.

2.1 Расчет материального баланса установки

По данным табл.2.1 находим потенциальное содержание Хн.к.-к.к. отбираемых фракций в нефти [7].

Рис.2.1 Принципиальная технологическая схема установки атмосферной перегонки нефти



Таблица 2.1 Разгонка (ИТК) нефти

№ фракции	Температура начала и конца кипения фракции,С	Выход на нефть, % масс.			M
		отдельных фракций	суммарный
1	Газ до С4	1,50	1,50	--	--	--
2	28-36	2,54	4,04	0,6150	1,3635	-
3	36-57	2,42	6,46	0,6422	1,3756	-
4	57-75	2,62	9,08	0,6784	1,3875	-
5	75-95	2,90	11,98	0,7170	1,4000	-
6	95-112	2,90	14,88	0,7300	1,4104	-
7	112-130	3,02	17,90	0,7454	1,4185	-
8	130-147	3,02	20,92	0,7595	1,4266	-
9	147-163	2,94	23,86	0,7725	1,4338	-
10	163-180	3,02	26,88	0,7855	1,4405	-
11	180-197	3,17	30,05	0,7990	1,4470	-
12	197-215	3,29	33,34	0,8110	1,4540	-
13	215-233	3,10	36,44	0,8213	1,4603	179
14	233-250	3,18	39,62	0,8311	1,4665	-
15	250-270	3,26	42,88	0,8406	1,4724	205
16	270-288	3,30	46,18	0,8496	1,4771	-
17	288-305	3,34	49,52	0,8585	1,4820	233
18	305-323	3,26	52,78	0,8678	1,4862	-
19	323-339	3,30	56,08	0,8749	1,4908	267
20	339-357	3,42	59,50	0,8835	1,4955	-
21	357-375	3,58	63,08	0,8922	1,5012	-
22	375-393	3,78	66,86	0,9020	1,5066	326
23	393-412	3,78	70,64	0,9112	1,5117	-
24	412-434	3,74	74,38	0,9200	1,5162	368
25	434-457	3,69	78,07	0,9268	1,5210	387
26	457-478	3,45	81,52	0,9330	1,5250	405
27	478-500	3,48	85,00	0,9380	1,5295	418
28	остаток	15,00	100,00	0,9959	-	-
Плотность нефти	0,8426

Результаты расчётов заносим в табл.2.2. Принимаем на основании литературных данных долю отбора Д всех фракций (кроме мазута) от потенциала и находим их фактический отбор Ф, % масс:



Ф = Х · Д

Весь недобор фракций приплюсовываем к остатку - мазуту. Фактические потери примем в количестве 1% масс. Если мощность установки составляет менее 1 млн т/год, потери можно принять в количестве 0,5% масс.

Тогда фактический отбор мазута:

Ф>360 = 100 -1,50 -17,99 -10,81 -8,84 -19,04 - 1,0 = 40,81 % масс.

Доля отбора мазута от потенциала:

Д>360 = 40,81 /39,90 = 1,02

Таблица 2.2 Отбор фракций из нефти

Фракции	Потенциальное содержание фракции в нефти Х, % масс.	Доля отбора от потенциала Д	Фактический отбор фракции Ф, % масс.
Газ до С4	1,50	1,00	1,50
28 - 105С	18,18	0,99	17,99
105 - 190С	10,92	0,99	10,81
190 - 230С	9,02	0,98	8,84
230 - 350С	20,48	0,93	19,04
>350С	39,90	1,02	40,81
Потери			1,0
Итого	100,00		100,00

Результаты расчетов приведены в табл.2.2. Относительную плотность фракций определяем по правилу аддитивности:

где Хi и - потенциальное содержание и относительная плотность узких фракций в широкой фракции (см. табл.2.1).

Примем число рабочих дней в году 340 и составим материальный баланс всей установки (табл. 2.3).

Таблица 2.3 Материальный баланс установки

Показатели		Мол. Масса М	Выход
			% масс	т/ч	т/сутки	т/год
ПРИХОД: Нефть	0,8426		100	490,20	11764,71	4000000
РАСХОД:
Газ до С4			1,50	7,35	176,47	60000
28 - 1050С	0,6946	96,07	17,99	88,21	2117,02	719788
105 - 1900С	0,7840	141,24	10,81	53,00	1272,08	432506
190 - 2300С	0,8215	179,48	8,84	43,34	1040,15	353649
230 - 3500С	0,8632	234,91	19,04	93,35	2240,39	761732
>350С	0,9125	303,09	40,81	200,04	4800,95	1632325
Потери			1,00	4,90	117,65	40000
ИТОГО			100,00	490,20	11764,71	4000000



Плотность мазута находим также по правилу аддитивности, зная плотность сырой нефти, содержание и плотность отбираемых фракций. Плотностью газов можно пренебречь ввиду их незначительного количества в нефти.

Отсюда относительная плотность мазута

Молярную массу фракций определяем по формуле Воинова:

M = (7K - 21,5) + (0,76 - 0,04K)t + (0,0003K - 0,00245)t2,

где t - средняя температура кипения фракции, оС. Определяется как среднее арифметическое между температурами начала и конца кипения фракции.

K - характеризующий фактор:

,

где Тср - средняя температура кипения фракции, K

,

где - температурная поправка относительной плотности на 1К. Определяется по эмпирической формуле Кусакова:

Рассчитаем молярную массу фракции 28-1400С.

M28-140 = (7·12,34 - 21,5) + (0,76 - 0,04·12,34) ·84 + (0,0003·12,34 - 0,00245)·842= 96

Молярная масса для фракции 140-200 0С:

M140-200 = (7·11,76 - 21,5) + (0,76 - 0,04·11,76) ·170+

+ (0,0003·11,76 - 0,00245)·1702 = 141

Для фракции 200-250 0С:

M200-250 = (7·11,67 - 21,5) + (0,76 - 0,04·11,67) ·225 +

+ (0,0003·11,67 - 0,00245)·2252 = 179

Для фракции 250-360 0С:

M250-360 = (7·11,69- 21,5) + (0,76 - 0,04·11,69) ·305+ (0,0003·11,69 - 0,00245)·3052 = 247

При расчёте молярной массы мазута по уравнению Воинова можно условно принять температуру конца кипения 6000С. Погрешность таких вычислений незначительна и не влияет на окончательные результаты материального и теплового баланса.

Для фракции >3500С:

M360-600 = (7·12,08 - 21,5) + (0,76 - 0,04·12,08) ·480 + (0,0003·12,08 - 0,00245)·4802 = 466

Результаты расчетов приведены в табл.2.2.

На основании данных таблицы 2.3 составляем материальный баланс отбензинивающей колонны К-1 (табл.2.4).

Далее составляем материальный баланс атмосферной колонны К-2 (табл.2.4).

Таблица 2.4 Материальный баланс колонны К-1

Показатели	Условное обозначение потока	Выход на нефть, % масс	Массовый расход, кг/ч
ПРИХОД: нефть	L	100	490196
РАСХОД:
Газ до С4	-	1,50	73523
Бензин 28-1050С	D1	17,99	88209
Полуотбензиненная нефть	L0	79,51	389732
Потери	-	1,00	4902
ИТОГО	-	100,00	490196

При составлении материальных балансов колонн К-1 и К-2 все потери по установке отнесем на полуотбензиненную нефть.

Относительную плотность полуотбензиненной нефти также определяем по правилу аддитивности (пренебрегая содержанием газов):

Отсюда 0,8839



Таблица 2.5 Материальный баланс колонны К-2

Показатели	Условное обозначение потока		Выход, % масс	Массовый расход, кг/ч
			на нефть	на полуотбензиненную нефть
ПРИХОД:
Полуотбензиненная нефть	L0	0,8839	79,51	100,00	389732
РАСХОД:
Бензин 105-1900С	D2	0,7840	10,81	13,60	53003
Керосин 190-2300С	R3	0,8215	8,84	11,12	43339
Дизтопливо 230-3500С	R2	0,8632	19,04	23,95	93350
Мазут >350С	R1	0,9125	40,81	51,33	200040
ИТОГО	-		79,51	100	389732

Выход отдельных фракций в % масс. на полуотбензиненную нефть (табл.2.5) находим по пропорции. Например,

Для бензина D2:

% масс.

Для керосина R3: % масс.

Для керосина R2:

% масс.

Для керосина R1:

% масс

2.2 Описание атмосферной колонны

Атмосферная колонна К-2 является сложной колонной, состоящей из трех простых колонн (рис.2.2.). Избыточное тепло в колонне снимается сверху колонны с помощью острого испаряющегося орошения и по высоте колонны двумя промежуточными циркуляционными орошениями.

Количество циркуляционных орошений рекомендуется принимать равным количеству боковых фракций.

На основании литературных данных примем следующее число тарелок в концентрационной части колонны: в секции бензина, керосина и дизтоплива - по 8 тарелок. В секциях циркуляционных орошений примем по 2 тарелки. В отгонной части колонны и в стриппинг-секциях примем по 6 тарелок.

Таким образом, при наличии двух циркуляционных орошений в колонне общее число тарелок в атмосферной колонне будет 34.

2.3 Физические характеристики по высоте колонны

2.3.1 Давление

Примем давление вверху колонны (над верхней, 34-ой тарелкой) 140 кПа. Это немного выше атмосферного и необходимо для преодоления гидравлических сопротивлений при прохождении паров дистиллята через конденсатор-холодильник.

Примем к установке в колонне клапаны тарелки. По справочным данным гидравлических сопротивлений одной клапанной тарелки составляет ?Ртар = 0,6 кПа. Рассчитаем абсолютное давление под каждой тарелкой по высоте колонны, начиная сверху (табл. 2.6.).

2.3.2. Плотность и молекулярный вес

Плотность жидкости в отдельных сечениях колонны принимается из расчета равномерного перепада ее по тарелкам. Поэтому, зная плотность на конечных точках данного сечения колонны, рассчитаем ее по отдельным тарелкам.

Так, относительная плотность бензина D2 составляет 0,7840. Это соответствует плотности жидкости на верхней, 34-ой тарелке. Плотность керосита 0,8215 - это плотность жидкости, стекающей с нижней 1-ой тарелки стриппинга К-3/2.

Бензиновую секцию колонны (8 тарелок) и керосиновый стриппинг К-3/2 (6 тарелок) можно представить как простую колонну на 14 тарелок, дистиллят которой бензин D2, а остаток - керосин. Зная плотности на верхней и нижней тарелках этой простой колонны, рассчитаем плотности по оставшимся тарелках.

Рис 2.2 Перепад плотности на один межтарельчатый интервал

Плотность на 33-ей тарелке 0,7840 + 0,0029 = 0,7869

Плотность на 32-ей тарелке 0,7869 +0,0029 = 0,7898

И так далее. После 27-й тарелки колонны переходим на 6-ю тарелку керосинового стриппинга. Плотности на тарелках керосинового стриппинга приводятся в табл.2.7.

Следующее сечение - между 27-й тарелкой основной колонны и первой тарелкой стриппинга К-3/1, с которой стекает дизтопливо с плотностью 0,8632. Перепад плотности на один межтарельчатый интервал в данном сечении составляет:

Плотность на 26-ей тарелке 0,8042 + 0,0036 = 0,8079

Плотность на 25-ей тарелке 0, 8079 + 0,0036 = 0,8116

После 17-й тарелки колонны переходим на 6-ю тарелку дизельного стриппинга.

С 1-ой тарелки основной колонны стекает мазут с плотностью 0,9125.

Перепад плотности на один межтарельчатый интервал в сечении между 17-ой и 1-й тарелками составляет:

Плотность на 16-ой тарелке 0,8411 + 0,0045 = 0,8456

Плотность на 15-ой тарелке 0,8456 + 0,0045 = 0,8500

И так далее.

Аналогично плотности рассчитывается по тарелкам молекулярный вес.

Таблица 2.6 Физические характеристики по высоте колонны

Секция	Номер тарелки	Давление под тарелкой, кПа	Плотности жидкости на тарелке,	Молекулярный вес жидкости на тарелке	Температура на тарелке, ?С
Бензин	34	140,6	0,7840	141	178,00
	33	141,20	0,7869	144	184,00
	32	141,80	0,7898	147	190,00
	31	142,40	0,7926	150	196,00
	30	143,00	0,7955	153	202,00
	29	143,60	0,7984	156	208,00
	28	144,20	0,8013	159	214,00
	27	144,80	0,8042	162	220,00
2-ое ЦО	26	145,40	0,8079	167	226,40
	25	146,00	0,8116	173	232,80
Керосин	24	146,60	0,8153	178	239,20
	23	147,20	0,8190	183	245,60
	22	147,80	0,8226	189	252,00
	21	148,40	0,8263	194	258,40
	20	149,00	0,8300	199	264,80
	19	149,60	0,8337	205	271,20
	18	150,20	0,8374	210	277,60
	17	150,80	0,8411	216	284,00
1-ое ЦО	16	151,40	0,8456	231	290,91
	15	152,00	0,8500	247	297,82
ДТ	14	152,60	0,8545	263	304,73
	13	153,20	0,8589	278	311,64
	12	153,80	0,8634	294	318,55
	11	154,40	0,8679	310	325,45
	10	155,00	0,8723	325	332,36
	9	155,60	0,8768	341	339,27
	8	156,20	0,8813	357	346,18
	7	156,80	0,8857	372	353,09
Отгон	6	157,40	0,8902	388	360,00
	5	158,00	0,8946	404	355,00
	4	158,60	0,8991	419	350,00
	3	159,20	0,9036	435	345,00
	2	159,80	0,9080	451	340,00
	1	160,40	0,9125	467	335,00

Таблица 2.7 Физические характеристики в стриппинг-секциях

Секция	Номер тарелки	Плотности жидкости на тарелке,	Молекулярный вес жидкости на тарелке	Температура на тарелке, ?С
К-3/2	6	0,8071	165	216,67
	5	0,8100	168	213,33
	4	0,8129	171	210,00
	3	0,8158	174	206,67
	2	0,8187	177	203,33
	1	0,8215	179	200,00
К-3/1	6	0,8448	221	281,50
	5	0,8485	226	279,00
	4	0,8522	232	276,50
	3	0,8558	237	274,00
	2	0,8595	242	271,50
	1	0,8632	248	269,00

2.3.3 Температура

Температура верха колонны и вывода боковых фракций определяются графическим методом. Сначала строятся кривые ИТК фракций бензина, керосина и дизтоплива.

Рассмотрим пример для фракций бензина 140-200 ?С. Для построния составляется таблица 2.8.

В таблице выход узких фракций на бензин рассчитывается по пропорции, принимая пропорциональное содержание 10,92% масс. за 100%.

Например, для узкой фракции 140-147 ?С:

Суммарный выход для узкой фракции 147-163 ?С:

11,38 + 26,91 = 38,30 % масс. и т.д.

Данные заносим в таблицу 4.3.

Далее по точкам 140? - 0%, 147? - 11,38%, 163? - 38,30%, 180? -65,96%, 197? - 94,98%, 200? -100%, строится кривая ИТК бензина (см. Приложение 1 [7]).

Таблица 2.8 Выход узких фракций бензина 140-200 С

Пределы кипения узких фракций, ?С	Выход узких фракций на нефть, % масс.	Выход узких фракций на бензин, % масс.	Суммарный выход узких фракций, % масс.
140-147	1,24	11,39	11,39
147-163	2,94	26,92	38,30
163-180	3,02	27,65	65,96
180-197	3,17	29,02	94,98
197-200	0,55	5,02	100,00
Сумма	10,92	100,00

По такой же методике строятся кривые ИТК для керосина и дизтоплива.

Затем на основе кривых ИТК строятся прямые однократного испарения (ОИ) фракций при атмосферном давлении по методу Обрядчикова и Смидович. Для этого сначала определяются температуры отгона фракций по кривым ИТК и наклон кривых ИТК (табл.2.9.).

Таблица 2.9 Характеристики кривых ИТК фракций

Фракция	Температура, С	Тангенс угла наклона (t70- t10)/60
	10% отгона по кривой ИТК t10%С	50% отгона по кривой ИТК t50%С	Температура 70% отгона по кривой ИТК t70%С
Бензин	146	170	182	0,60
Керосин	205	225	234	0,48
Дизтопливо	263	307	328	1,08

Прямая ОИ каждой фракции строится по двум точкам (начало - 0% и конец - 100%), которые определяются по графику Обрядчикова и Смидович (см. Приложение 2 [7]) в зависимости от тангенса угла наклона ИТК и температуры отгона t50 . Результаты приведены в табл. 2.10.

Таблица 2.10 Температуры начала и конца прямых ОИ фракций

Продукты	%ИТК, соотв. 0% ОИ	%ИТК, соотв. 100% ОИ
Бензин	34	57	160	179
Керосин	42	55	220	228
Дизтопливо	30	60	306	328

Для построения прямой ОИ, для бензина, находим на рис. (см. Приложение 1 [7]) на оси абцисс точку 34%, проводим вертикаль до пересечения с кривой ИТК и далее горизонталь влево до пересечения с осью ординат. Получаем первую точку прямой ОИ, соответствующей 0% отгона. Затем проводим вертикаль от точки на оси абцисс 57% до пересечения с кривой ИТК и далее горизонталь вправо. Получаем вторую точку прямой ОИ, соответствующей 100% отгона. Соединив эти две точки, получаем прямую ОИ бензина.

Аналогично по данным табл. 2.10. строятся прямые ОИ для керосина и дизтоплива.

Далее корректируем прямую ОИ на его парциальное давление вверху колонны. Задается расход водяного пара в низ колонны (Z1) 3% масс. от мазута и в стриппинг-секции (Z2 и Z3) 2% масс. от бокового погона:

кг/ч

в стриппинг-секции K-3/1, K-3/2, соответственно:

кг/ч

кг/ч

Общий расход водяного пара:

кг/ч

Принимаем предварительно кратность орошения 3:1.

В этом случае gx =3·D2 = 3·53003 = 159009,50 кг/ч.

Парциальное давление бензиновых паров наверху колонны:

, кПа

Где - абсолютное давление наверху колонны, кПа; МD2 - молекулярный вес бензина по формуле Воинова:

gx - количество острого холодного орошения.



= 105,80 кПа

Далее корректируется прямая ОИ бензина на давление 105,80 кПа. Новая прямая ОИ будет параллельна старой и располагаться выше, т.к. давление выше атмосферного (101,3 кПа). Была бы ниже, если давление ниже атмосферного.

Поэтому для построения новой прямой ОИ достаточно найти одну точку, через которую и проводят прямую, параллельную старой ОИ. Для этого по методу Пирумова находят температуру, соответствующую точке пересечения ИТК и ОИ бензина (140?С).

Далее по графику Кокса (см. Приложение 2 [7]) находим точку пересечения данной температуры (140?С - на оси ординат) и атмосферного давления (760 мм.рт.ст. - на оси абцисс). Переносим эту точку строго параллельно находящимся на графике наклонным прямым до пересечения с вертикальной линией, соответствующецй парциальному давлению бензина (105,80 кПа = 793,69 мм.рт.ст.). Полученная точка соответствует новой температуре на которую и переносится точка пересечения ИТК и ОИ. Через эту точку проводим прямую, параллельную старой ОИ. Это и будет прямая ОИ бензина для давления 105,80 кПа.

Температура верха колонны соответствует температуре кoнца прямой ОИ бензина при давлении 105,80 кПа.

По графику tверха = 178 ?С. Эта температура соответствует верхней, 34-ой тарелке, т.е. t34 = 178 ?С.

Температура вывода керосина с 27-ой тарелки соответствует температуре начала ОИ керосина. По графику t27 =220 ?С.

Температура вывода дизтоплива с 17-ой тарелки соответствует температуре начала ОИ дизтоплива. По графику t17 = 284 ?С.

Температура сырья (полуотбензиненной нефти) на входе в колонну составляет, как правило, 340-360 ?С, что соответствует температуре отгона светлых фракций. Примем температуру сырья на входе в колонну 360?С, т.е. tL0 = 360?C.

Температуры вывода керосина и дизтоплива из стриппинг-секций будут ниже температур вывода этих фракций с 27 и 17 тарелок за счет эффекта водяного пара, который приводит к активному испарению легких фракций и поглощению тепла. Перепад температур в стриппингах зависит от расхода водяного пара и примерно оценивается величиной, равной (7 -10)Сп, где Сп - расход водяного пара в % масс. Для тяжелых фракций перепад ниже, чем для легких. Примем перепад температур в керосиновом стриппинге 20, в дизельном стриппинге 15.

Тогда температура вывода керосина из стриппинга:

tкер = 220 - 20 = 200 C

Эта температура соответствует температуре нижней 1-й тарелки керосинового стриппинга.

Температура вывода дизтоплива из стриппинга:

tДт = 284 - 15 = 269 ?C

Эта температура соответствует температуре нижней 1-й тарелки дизельного стриппинга.

Температура вывода мазута с низа колонны принимается на 15-25? ниже температуры ввода сырья (также за счет эффекта испарения легких фракций в присутствии водяного пара). Примем температуру вывода мазута:

tмаз = 360 - 25 = 335 C

Эта температура соответствует температуре нижней 1-й тарелки основной колонны.

Так как сырье колонны поступает на 6-ю тарелку, то температура на этой тарелке tб =360 С.

Полученные таким образом температуры на соответствующих тарелках вносим в табл. 2.6 и 2.7. Остальные температуры на тарелках определяем аналогично плотности из расчета равномерного перепада пол каждому сечению.

Примем также температуру холодного орошения вверху колонны

tхол = 35?С , температуру ввода второго циркуляционного орошения (на 26-ю тарелку) tЦ2 = 70?С, температуру первого циркуляционного орошения (на 16-ю тарелку) tЦ1= 100?С .

2.4 Доля отгона сырья на входе в колонну

Доля отгона сырья позволет определить количество паровой и жидкой фазы полуотбензиненной нефти на входе в колонну. Это необходимо для расчета теплового баланса колонны.

Можно это сделать пр помощи графического метода.

Для этого сначала составляем таблицу 2.11 и строим по ее данным (см. Приложение 1 [7]) кривую ИТК полуотбензиненной нефти (аналогично построению ИТК светлых фракций). Конец кипения сырья можно принять в пределах 600 ?С.

Далее по данным кривой ИТК сырья, по графику Обрядчикова и Смидович (приложение 1) составляем таблицы 2.12. и 2.13. и строим прямую ОИ полуотбензиненной нефти.

Полученная прямая ОИ сырья соответствует атмосферному давлению - 101,3 кПа. Но в зоне питания, под 7-ой тарелкой, давление составляет 156,8 кПа (табл. 2.6). Поэтому корректируем прямую ОИ сырья по графику Кокса на давление 156,8 кПа (см. Приложение 1 [7]).

По полученной новой ОИ определяем долю отгона. Для этого на оси ординат находим точку, соответствующую температуре ввода сырья (360 С), проводим от нее горизонталь до пересечения с прямой ОИ. От полученной точки пересечения проводим вертикаль на ось абцисс. Получаем процент отгона сырья - 55,5%. Т.е. доля отгон полуотбензиненной нефти при 360 С и 156,8 кПа составляет е = 0,555.



Таблица 2.11 Выход узких фракций полуотбензиненной нефти

Пределы кипения узких фракций, ?С	Выход узких фракций на нефть, % масс.	Выход узких фракций на бензин, % масс.	Суммарный выход узких фракций, % масс.
140-147	1,24	1,55	1,55
147-163	2,94	3,66	5,21
163-180	3,02	3,76	8,97
180-197	3,17	3,95	12,91
197-215	3,29	4,10	17,01
215-233	3,10	3,86	20,87
233-250	3,18	3,96	24,83
250-270	3,26	4,06	28,89
270-288	3,30	4,11	33,00
288-305	3,34	4,16	37,15
305-323	3,26	4,06	41,21
323-339	3,30	4,11	45,32
339-357	3,42	4,26	49,58
357-375	3,58	4,46	54,04
375-393	3,78	4,71	58,74
393-412	3,78	4,71	63,45
412-434	3,74	4,66	68,10
434-457	3,69	4,59	72,70
457-478	3,45	4,30	76,99
478-500	3,48	4,33	81,33
остаток	15,00	18,67	100,00
сумма	80,32	100,00

Таблица 2.12 Характеристики кривых ИТК фракций

Фракция	Температура, С	Температура 70% отгона по кривой ИТК t70%С	Тангенс угла наклона (t70- t10)/60
	10% отгона по кривой ИТК t10%С	50% отгона по кривой ИТК t50%С
140-К.к	183	357	443	4,33

Таблица 2.13 Температуры начала и конца прямых ОИ фракций

Продукты	%ИТК, соотв. 0% ОИ	%ИТК, соотв. 100% ОИ
140-К.К.	12	73	276	498



2.5 Тепловой баланс колонны

Тепловой баланс колонны рассчитывается с целью определения количества тепла, которое необходимо снять орошениями.

Приходные и расходные статьи теплового баланса без тепла, снимаемого орошениями, приводятся в таблице 2.14. Потери тепла в окружающую среду не внесены в тепловой баланс колонны, это дает некоторый запас при определении тепла, снимаемого орошениями в колонне.

Энтальпию углеводородных паровых IП и жидкостных IЖ потоков рассчитываем по формулам:

где Т - температура потока, К; - относительная плотность потока.

Энтальпия перегретого водяного пара приведена в приложении 3.

Количество паровой фазы сырья:

Lп = L0·е = 389732· 0,555 =216301

Количество жидкой фазы сырья:

Lж = L0 - Lп = 389732 - 216301 =173431

Энтальпию водяного пара определяем по приложению 3 на входе в колонне при температуре 400 ? С и давлении 6 ат, на выходе из колонны при температуре 178 ? С и давлении 1 ат (интерполяцией).

Энтальпию по формуле для парового потока рассчитываем только для бензина и паровой фазы сырья. Остальные потоки - по формуле для жидкости.

Относительную плотность паровой фазы рассчитываем с учетом того, что в ее составе находятся в основном светлые фракции:

Данные заносим в таблицу 2.14.

Таблица 2.14 Тепловой баланс колонны

Наименование ипотока	Обозначение	Массовый расход G, кг/ч	t, С	Энтальпия I, кДж/кг	Количество тепла Q, кВт
ПРИХОД:
Полуотбенз.я нефть:
а) паровая фаза	Lп	216301,17	360	1117,89	67167,18
б) жидкая фаза	Lж	173430,67	360	866,61	41749,28
Водяной пар	?Z	8734,97	400	3273,23	7942,10
Итого		398466,81			116858,56
РАСХОД:
Бензин	D2	53003,16	178	686,80	10111,81
Керосин	R3	43339,38	200	447,47	5387,01
Дизтопливо	R2	93349,51	269	621,02	16103,23
Мазут	R1	200039,79	335	791,59	43985,87
Водяной пар	?Z	8734,97	178	2780,77	6747,22
Итого		398466,81			82335,14

Q = (G·I)/3600



Общее количество тепла, которое необходимо снять орошениями:

Qор = Qприх - Qрасход = 116858,56- 82335,14 = 34523,42 кВт = 124284324,28 кДж/ч

Этот избыток тепла в колонне снимается острым орошением вверху колонны и двумя промежуточными циркуляционными орошениями под тарелками отбора боковых фракции.

2.6. Внутренние материальные потоки в колонне

2.6.1 Верхнее сечение колонны

Из совместного решения материального и теплового баланса 3-ой простой колонны (рис.2.3) при условии, что с 27-й тарелки вся флегма перетекает в стриппинг-секцию керосина, находим количество холодного орошения gхол, подаваемого на верхнюю тарелку.

Рис 2.3 Материальный баланс третьей простой колонны:

G 26 + z 3+ gхол = G 34 + R 3



G26 и G34 - пары, поднимающиеся с 26-й и 34-й тарелки;

gхол - холодное орошение, подаваемое на верхнюю тарелку;

G26 = D2 + R3 + z1 + z2

G 34 = D2 + gхол + z1 +z2 + z 3

z1.2.3 = z1 + z2 + z3

z1.2 = z1 + z2

Тепловой баланс 3-й простой колонны:

Отсюда

,

где t34 = 178C; (34) = 0,7879; (26) = 0,8117; t26 = 226.40C; tхол = 35C

Qхол = 53003·(786,63- 686,79) +43339·(786,63-447,47) + 7868,18·(2929,36 -2833,95) + 866,78·(3273,23- 2833,95) = 21122436,18 кДж/ч

кг/ч

Для определения флегмового числа Ф34 вверху колонны найдем количество флегмы g 34 , стекающей с 34-й тарелки (рис 2.4.)



Рис. 2.4 Количество флегмы стекающей с 34-й тарелки:

кг/ч

t33 = 184 C (33) = 0,7908

Флегмовое число:

Ф34 = g34 / D2 = 70721,41/ 53003 = 1,33

Количество нефтяных и водяных паров наверху колонны:

Gв = (gхол + D2) + z1.2.3= 34228,65+ 53003 + 8734,97 = 95966,78 кг/ч

Объем паров наверху колонны:

м3/с

Плотность паровой фазы наверху колонны:

кг/м3; = 0,6570; =657,07 кг/м3



Нагрузка тарелки по жидкости:

м3/ч

2.6.2 Среднее сечение колонны

Из совместного решения материального и теплового баланса 2-й простой колонны при условии, что с 17-й тарелки вся флегма перетекает в стриппинг-секцию дизтоплива, находим количество 2-го циркуляционного орошения.

Рис. 2.5 Материальный баланс второй простой колонны

G16 +z 2 + gц2= G26 + R2+g25(ор)

G16 = D2 + R3 + R2 + z1

G26 = D2 + R3 + z1 + z2

Уравнение теплового баланса 2-й простой колонны:



Отсюда находим количество циркуляционного орошения :

TЦ2 = 70C; = 0,8154; = 140,77 кДж/кг; T25 = 234,20 C; = 538,29 кДж/кг;

=53003·(928,53-786,63)+43339·(928,53-786,63)+93349·(928.53-621,02)+ 7116,60·(3058,21-2929,40)+3336,40·(3273,23-2929,40)=43791651,48 кДж/ч

Количество 2-го циркуляционного орошения:

Количество флегмы, стекающей с 25-й тарелки на 24-ю:

Флегмовое число:

Ф25 = = 1,64

Количество нефтяных и водяных паров, поднимающихся с 24-ой тарелки, кг/ч:

G24 = 53003 + 43339 +7868,18+ 158909,09 = 263119,81 кг/ч

Объем паров над 24-ой тарелкой, м3/с:

м3/с

Плотность паровой фазы над 24-й тарелкой:

кг/м3; =648,42 кг/м3

Нагрузка 25-й тарелки по жидкости:

м3/ч

2.6.3 Нижнее сечение колонны

Находим количество первого циркуляционного орошения.

QЦ1= Qор - Qхол -QЦ2

QЦ1 = 124284324,28 - 21122436,18- 43791651,48= 59370236,62 кДж/ч

Количество первого циркуляционного орошения, кг/ч:

кг/ч

Количество флегмы, стекающей с 15-й тарелки на 14-ю, кг/ч:

кг/ч

где T 15 = 297,82 C; = 0,8535;

Флегмовое число:

Ф15 = =1,24



Количество нефтяных и водяных паров, поднимающихся с 14-ой тарелки, кг/ч:

G14 = D2+R3+R2+g15+z1=53003 + 43339 +93346 +236005,62+6001,19 = 431698,86 кг/ч

Объем паров над 14-й тарелкой, м3/с:

Плотность паровой фазы над 14-ой тарелкой:

кг/м3; =651,11 кг/м3

Нагрузка 15-й тарелки по жидкости:

м3/ч

Результаты расчетов по всем сечениям колонны сводим в таблицу 2.15

Таблица 2.15 Внутренние материальные потоки

Сечение по тарелкой	Флегмовое число	Объемный расход паров V, м3/с	Плотность паров ?п, кг/м3	Абсолютная плотность жидкости ?ж, кг/м3	Нагрузка тарелки по жидкости, Lж , м3/ч
34	1,33	8,20	3,25	657,08	107,63
25	1,65	15,99	4,57	648,43	245,07
15	1,24	19,53	6,14	651,11	362,47



2.7 Диаметр колонны

При определении диаметра колонны проводим расчеты по сечению, имеющему максимальную нагрузку по парам (25-я тарелка). Далее, при выбранном диаметре колонны, проверяем для других сечений нагрузку тарелок по жидкой фазе на единицу длины слива.

Максимальная допустимая скорость паров:

м/с,

где Сmax - коэффициент, зависящей от типа тарелки, расстояния между тарелками, нагрузки по жидкости;

Сmax = K1 K2 C1 - К3( - 35).

Коэффициент находим из следующего выражения:

,

где LЖ - нагрузка тарелки по жидкости, м3/ч;

Vп - объемный расход паров в данном сечении м3/ч;

n - число потоков жидкости на тарелке.

Примем к установке тарелки клапанные прямоточные, расстояние между тарелками 600 мм, число потоков по жидкости на тарелке равным двум. Тогда К1 = 1,15 (для клапанных тарелок), C1 = 1050, K2 = 1,0 (для атмосферных колонн при расстоянии между тарелками более 350 мм), К3 = 4,0 (для любых тарелок, кроме струйных).



;

Сmax = 1,15 1050 · 1,0 - 4·(50,56 - 35) = 1145,24;

= 0,99 м/с;

Диаметр колонны:

Согласно нормалям примем диаметр колонны DK = 5,0 м. Проверяем скорость паров при принятом диаметре колонны:

Она находится в допустимых пределах (0,6-1,15 м/с) для атмосферных колонн и расстоянии между тарелками 600 мм.

Проверяем нагрузку 15-й тарелки по жидкости:

м3/(м ч),

где - относительная длина слива, обычно находится в пределах 0,65-0,75.

Полученное значение расхода жидкости на единицу длины слива меньше максимально допустимого, которое составляет для данного типа тарелок м3/(м · ч).



2.8 Уточнение температур вывода боковых фракций

2.8.1 Уточнение температуры вывода керосина

Для уточнения температуры флегмы на 27-й тарелке, с которой отбирается керосин, составим уравнение материального и теплового балансов по контуру и найдем количество флегмы, стекающей с 28-й тарелки.

G27 = D2 + g28 +z1,2,3

G34 = D2 + gхол + z1,2,3

Уравнение теплового баланса по данному контуру:

Отсюда количество флегмы g28 :

;

Для определения температуры этой флегмы необходимо найти парциальное давление нефтяных паров над 28-й тарелкой. Давление в данном сечении колонны = 86.49 кПа. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.16.

Таблица 2.16 Парциальное давление паров над 28-й тарелкой

Поток паров	Массовый расход, кг/ч	Молек. вес Mi	Мольный расход, кмоль/ч	Мольная доля y`i	Рi= y`i, кПа
D2	53003	141	375,27	0,3095	44,63
g28	55937,31	159	352,05	0,2903	41,87
Z1,2,3	8734,97	18	485,28	0,4002	57,71
Итого	117675,43		1212,60	1,0000

Парциальное давление нефтяных паров над 28-й тарелкой:

PНП = 44,63 +41,87= 86,49 кПа

В предварительном расчете температуры на 28-й тарелке парциальное давление нефтяных паров было принято 101,3 кПа, которому соответствовала температура вывода керосина t27 = 220С.

2.8.2 Уточнение температуры вывода дизельного топлива

Для уточнения температуры флегмы на 17-й тарелке, с которой отбирается дизельное топливо, составим уравнение материального и теплового балансов по контуру и найдем количество флегмы, стекающей с 18-й тарелки.

G27 = D2 + g28 +z1,2,3

G34 = D2 + gхол + z1,2,3

Уравнение теплового баланса по данному контуру:

Отсюда количество флегмы g18 :



Для определения температуры этой флегмы необходимо найти парциальное давление нефтяных паров над 18-й тарелкой. Давление в данном сечении колонны = 110 кПа. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.17.

Таблица 2.17 Парциальное давление паров над 18-й тарелкой

Поток паров	Массовый расход, кг/ч	Молек. вес Mi	Мольный расход, кмоль/ч	Мольная доля y`i	Рi= y`i, кПа
D2	53003	141,24	375,27	0,2298	34,52
R3	43339	179,48	241,47	0,1479	22,21
g18	121703	210,17	579,07	0,3546	53,26
Z1,2	7868	18,00	437,12	0,2677	40,21
Итого			1632,93	1,0000

Парциальное давление нефтяных паров над 18-й тарелкой:

PНП = 34,52+ 22,21+ 53,26= 110 кПа = 825.16мм.рт.стб.

В предварительном расчете температуры на 18-й тарелке парциальное давление нефтяных паров было принято 101,3 кПа. Производим корректировку температуры. Для этого строим прямую ОИ дизельного топлива по методу Пирумова при давлении 110 кПа и находим новую температуру начала ОИ, она будет соответствовать температуре вывода дизтоплива с 17-ой тарелки. Получаем t17 = 302 С. Уточняем температуру дизельного топлива на выходе из стриппинга:

tДТ = t17 - 15C =302 - 15 = 287C

Тепло, выводимое дизельным топливом из стриппинга, при уточненной температуре tДТ = 287 С:

Это на 1031,04 кВт больше по сравнению с предварительным расчетом.

Отнесем эту разницу QДт = 4756547,92 кДж/ч к теплу, снимаемому первым циркуляционным орошением:

При t17 = 275С количество I-го циркуляционного орошения:

,

В таблице 2.18. приведен уточненный тепловой баланс колонны.

Таблица 2.18 Уточненный тепловой баланс колонны

Наименование потока	Обозначение	Массовый расход G, кг/ч	t, С	Энтальпия I, кДж/кг	Количество тепла Q, кВт
ПРИХОД:
Полуотбенз-я нефть:
а) паровая фаза	Lп	216301,17	360	1117,89	67167,18
б) жидкая фаза	Lж	173430,67	360	866,61	41749,28
Водяной пар	?Z	8734,97	400	3273,23	7942,10
Итого		398466,81			116858,56
РАСХОД:
Бензин	D2	53003,16	178	686,80	10111,81
Керосин	R3	43339,38	194	431,89	5199,37
Дизтопливо	R2	93349,51	287	671,97	17424,49
Мазут	R1	200039,79	335	791,59	43985,87
Водяной пар	?Z	8734,97	178	2780,77	6747,22
Итого		398466,81			83468,76

Qор = Qприх - Qрасход = 33389,80 кВт

Qхол +Q'Ц1+QЦ2 = 21122436.18 + 44467169,53 + 54613688,69 = 120203294,41 кДж/ч = 33389,80 кВт

Условие выполняется.

2.9 Расчет стриппинг-секций

2.9.1 Расчет стриппинг-секции керосина

Уравнение теплового баланса с учетом водяного пара

g27 * Iж27+ z3* IВП400 = G6* IП6 + z3 * IВП6 + R3 * Iкер

Найдем G6 - кол-во паров, уходящих с верхней, 6-й тарелки стриппинга под 27- тарелку атмосферной колонны, кг/ч:

Определяем количество флегмы, стекающей в керосиновый стриппинг, кг/ч:

g27= G6+R3 = 10787,76 + 43339,38 = 54127,15 кг/ч

Объемный расход паров, уходящих с 6-й тарелки керос.стриппинга, м3/с::



Плотность паров:

Нагрузка верхней 6-й тарелки стриппинга по жидкой фазе:

2.9.2 Расчет стриппинг-секции дизтоплива

Уравнение теплового баланса с учетом водяного пара

g/17 * I/ж17+ z2* IВП400 = =G6* I/П6 + z2 * IВП6 + R2 * I/Дт

Найдем G6 - кол-во паров, уходящих с верхней, 6-й тарелки стриппингапод 17- тарелку атмосферной колонны (t/27=2750C, t/6Дт=272,50С), кг/ч:

Определяем количество флегмы, стекающей в ДТ стриппинг, кг/ч:



g/17= G/6+R2 = 22520,17 + 93349,51 = 115870 кг/ч

Объемный расход паров, уходящих с 6-й тарелки стриппинга ДТ, м3/с:

Плотность паров:

Нагрузка верхней тарелки стриппинга по жидкой фазе:

Результаты расчета стриппинг-секций приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19 Нагрузка верхнего сечения стриппинг-секций

Cтрипинг-секция	Объемный расходов паров V, м3/с	Плотность паров рп , кг/м3	Абсолютная плотность жидкости рж, кг/м3	Нагрузка тарелки по жидкости Lж, м3/ч
керосин	0,87	3,41	653,57	82,81
дизельное	1,80	3,47	640,92	180,78

Стриппинг Дт имеет наибольшую нагрузку по паровой фазе.

Примем к установке клапанные прямоточные тарелки, расстояние между тарелками 450 мм, число потоков жидкости на тарелке 1. Тогда

К1 = 1,15; С1 = 765, К2=1,0, К3=4,0.

;

Сmax = 1,15 · 1,0 · 765 - 4 · (162,95- 35) = 367,91

Диаметр стриппинг-секции:

Принимаем диаметр колонны равным 1.0 м.

2.10 Высота колонны

Высота колонны рассчитывается по уравнению:

НК = H1 + Hк + Ни + Нп + Н2 + Нн + Но, м

где Н1 - высота от верхнего днища до верхней тарелки, м;

Нк - высота концентрационной тарельчатой части колонны, м;

Ни - высота исчерпывающей, отгонной тарельчатой части колонны, м;

Нп - высота секции питания, м;

Н2 - высота от уровня жидкости в кубе колонны до нижней тарелки,м;

Нн - высота низа колонны, от уровня жидкости до нижнего днища, м;

Но - высота опоры, м.

Высота Н1 (сепарационное пространство) принимается равной 0,5 диаметра колонны, если днище полукруглое, и 0,25 диаметра, если днище эллиптическое. Полушаровые днища применяют для колонн диаметром более 4 метров. Поэтому Н1 = 0,25 . 0,5 = 2,5 м.

Высоты Hк и Ни зависят от числа тарелок в соответствующих частях колонны и расстояния между ними:

Нк = (Nконц - 1)h = (28 - 1)0,6 = 16,2 м

Ни = (Nотг - 1)h = (6 - 1)0,6 = 3,0 м

где h = 0,6 м - расстояние между тарелками.

Высота секции питания Нп берётся из расчёта расстояния между тремя-четырьмя тарелками:

Нп = (3 - 1)·h = (3 - 1)·0,6 =1,2 м

Высота Н2 принимается равной от 1 до 2 м, чтобы разместить глухую тарелку и иметь равномерное распределение по сечению колонны паров, поступающих из печи. Примем Н2 = 1,5 м.

Высота низа (куба) колонны Нн рассчитывается, исходя из 5-10 минутного запаса остатка, необходимого для нормальной работы насоса в случае прекращения подачи сырья в колонну:

м

где R1 = 0,7129 кг/м3 - абсолютная плотность остатка при температуре низа колонны; Fк = - площадь поперечного сечения колонны, м2.

Штуцер отбора нижнего продукта должен находится на отметке не ниже 4-5 м от земли, для того, чтобы обеспечить нормальную работу горячего насоса. Поэтому высота опоры Но конструируется с учётом обеспечения необходимого подпора жидкости и принимается высотой не менее 4-5 м. Примем Но = 4 м.

Полная высота колонны:

НК = 2,5+16,2+3,0+1,2+1,5+1,19+4,0 = 29,59 м

2.11 Диаметры штуцеров

Диаметры штуцеров определяют из уравнения расхода по допустимой скорости потока:

, м

где V - объёмный расход потока через штуцер, м3/с;

2.11.1 Ввод сырья в колонну

Относительная плотность при температуре ввода сырья:

?L0=655,71 кг/м3 ; Wдол = 1,0 м/с

Объемный расход потока:

Диаметр штуцера

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 500 мм

2.11.2 Ввод бензина

Vв = 8,20 м3/с; Wдол = 30 м/с

Диаметр штуцера

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 600 мм

2.11.3 Вывод мазута

Относительная плотность мазута при температуре низа колонны:

R1 = 200039,78 кг/ч; ?204R1 = 0,9125 кг/м3 ; Wдол = 0,6 м/с; ?R1=712,94 кг/м3

Объемный расход потока:

Диаметр штуцера

м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 500 мм

2.11.4 Ввод водяного пара

Z1 = 6001,19 кг/ч; tп = 400 °C; Pраб=6 ат.; Мн2о = 18; Pраб=1 ат; Wдол = 40 м/с;

Объемный расход потока:

Диаметр штуцера

м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 200 мм

2.11.4 Вывод первого циркуляционного орошения

gц1 = 117172,22 кг/ч; ?ж(15) = 651,11 кг/м3 ; Wдол = 0,6 м/с;

Объемный расход потока:

Диаметр штуцера

м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 350 мм

2.11.5 Ввод первого циркуляционного орошения

Относительная плотность при температуре 100 °C:

tц1 = 100 °С; ?204(15) = 0,8500 кг/м3 ; Wдол = 1,5 м/с; ?ц1=792,74 кг/м3

Объемный расход потока:

Диаметр штуцера

м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 200 мм

2.11.6 Вывод второго циркуляционного орошения

gц2 = 110160,46 кг/ч; ?ж(25) = 648,42 кг/м3 ; Wдол = 0,6 м/с;

Объемный расход потока:

Диаметр штуцера



м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 350 мм

2.11.7 Ввод второго циркуляционного орошения

Относительная плотность при температуре 70 °C:

tц1 = 70 °С; ?204(25) = 0,8116 кг/м3 ; Wдол = 1,5 м/с; ?ц1=773,2 кг/м3

Объемный расход потока:

Диаметр штуцера

м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 200 мм

2.11.8 Вывод дизтоплива в стриппинг

g17 = 115870 кг/ч; ?ж(17) = 640.92 кг/м3 ; Wдол = 0,6 м/с;

Объемный расход потока:

Диаметр штуцера

м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 350 мм



2.11.9 Ввод паров из стриппинга дизтоплива

V6 = 1,80 м3/с ; Wдол = 30 м/с;

Диаметр штуцера

м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 300 мм

2.11.10 Вывод керосина в стриппинг

G27 = 54127 кг/ч; ?ж(27) = 653,57 кг/м3 ; Wдол = 0,6 м/с;

Объемный расход потока:

Диаметр штуцера

м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 250 мм

2.11.11 Ввод паров из стриппинга дизтоплива

V6 = 0,8762 м3/с ; Wдол = 30 м/с;

Диаметр штуцера

м

Примем к установке стандартный диаметр Dv = 200 мм [7].



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты 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.

В результате работы была разработана схема установки с двукратным испарением нефти мощностью 4 млн.т/г. Приведёны расчёты: материального баланса установки, теплового баланса установки, внутренние материальные потоки в колонне, диаметр колонны, уточнение температур вывода боковых фракций, расчет стриппинг-секции, высота колонны, диаметры штуцеров. Данная установка обеспечивает необходимое качество нефтепродуктов и напрямую зависит от рассмотренных свойств и процессов.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Сыркин А. М., Мовсумзаде Э. М. Основы химии нефти и газа : Учеб. Пособие. - Уфа : Из-во УГНТУ, 2002. - 109 с.

2. Ахметов С.А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа : Учеб. пособие / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев, М.И. Баязитов : Под ред. С.А. Ахметова. - СПб. : Недра, 2006. - 868 с.

3. Эрих В. Н., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа. Изд. 2-е, пер. Л. : Химия, 1977. - 424 с.

4. Глаголева О. Ф. Технология переработки нефти. В 2 ч. Ч. 1. Первичная переработка нефти / О.Ф.Глаголева, В. М. Капустин, Т. Г. Гюльмисарян, Е. А. Чернышева, С. Г. Рогачев, Л. А. Смирнова, Т. П. Клокова, Р. Г. Яушев, Ю. В. Кожевникова, Е. А. Масловская. - М. : Химия, Колос С, 2005. - 400 с.