Переработка нефти на атмосферно-вакуумных трубчатых установках

метки: Атмосферный, Трубчатка, Вакуумный, Нефть, Температура, Фракция, Энтальпия, Отпарной

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

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

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

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

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

Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга).

Установки АВТ, как правило, комбинируются с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ).

Кроме того, используются установки вторичной перегонки бензина для получения узких бензиновых фракций.

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

Переработка нефти (2)

... аппаратов установок АВТ: контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти ... схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций. 3. Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть: ...

Перспективами развития установок АВТ является модернизация и повышение эффективности действующих контактирующих устройств, внедрение современных систем автоматизации, снижение потерь нефти и нефтепродуктов.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

1.1 Характеристика перерабатываемой нефти

В Узбекской ССР имеются три нефтегазоносных района — Ферганская и Таджикская впадины и Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область.

Ферганская депрессия расположена внутри Тянь-Шанской горной впадины и является структурной единицей эпиплатформенного орогена. Нефть и газ в Фергане добываются только в прибортовой части впадины, центральная же часть ее мало разведана. Разрез Ферганской впадины включает юрские, меловые, палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения. Меловые отложения представлены морскими, лагунными и континентальными образованиями. В ряде мест эти отложения нефтегазоносны (Северный Сох, Северный Риштан, Ходжиабад, Южный Аламышик и др.).

Нефти Ферганы являются малосернистыми, смолистыми и высокопарафинистыми.

Общее содержание светлых фракций, выкипающих до 350°C, составляет 42-55% при содержании бензиновой фракции до 200°C 18-25%.

По групповому углеводородному составу ферганские нефти относятся к парафино-нафтеновому типу. Содержание парафиновых углеводородов во фракциях, выкипающих до 200°C, составляет 50-60%, ароматических 11-20% и нафтеновых 26-33%. Во фракциях, выкипающих выше 200°C, содержание ароматических углеводородов несколько повышается. Исключением является высокоароматизированная нефть из меловых отложений месторождения Южного Аламышика, где содержание ароматических углеводородов в бензине до 150°С равно 39%, а с повышением температуры выкипания фракций количество ароматических углеводородов уменьшается.

Бензины с температурами выкипания до 150°C могут служить компонентами к авиационным бензинам, а с концом кипения 180 и 200°C — к автомобильным. Все бензины низкооктановые (47-52 пункта), поскольку в их составе преобладают парафиновые углеводороды.

Легкие керосины с температурами выкипания 120-240 и 12-280°C могут быть получены с выходом от 16 до 30%. Эти фракции характеризуются отсутствием меркаптановой серы, содержание общей серы находится в пределах требований технических норм.

Керосиновые фракции (150-280 и 150-320°C) по основным показателям отвечают требованиям на осветительные и тракторные керосины, выход которых составляет 20-30% на нефть.

Дизельные фракции, отобранные в различных температурных пределах выкипания, отличаются высокими цетановыми числами (50-54) и сравнительно высокими температурами застывания, что позволяется получать только летние сорта дизельных топлив.

Средний выход масляных фракций данного района составляет 25%.

Остатки с различными температурами отбора имеют высокие температуры застывания, вследствие чего ферганские нефти не могут быть рекомендованы для получения мазутов и дорожных битумов.

Таблица 1.1 — Основные физико-химические свойства Южно-Аламышикской нефти

Массовое содержание, %	Плотность относит.	Массовое содержание фракций, %
серы	Смол силикагелевых	асфальтенов	0,8764	до 200°C	до 350°C
0,25	11,30	3,00		19,3	51,4

1.2 Построение кривых разгонки нефти

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

Для построения кривой ИТК нефти используются данные таблицы «Потенциальное содержание фракций в нефти», которые имеются в справочнике «Нефти СССР», т. 4.

Таблица 1.2 — Данные для построения кривой ИТК Южно-Аламышикской нефти

Номер фракции	Пределы выкипания, оС	Выход, % масс., на нефть	Средняя ордината фракции Хср
		суммарный	отдельной фр.
0	до 28	0,3	0,3	(0+0,3)/2=0,15
1	нк-60*	1,3	1,3-0,3=1,0	(0,3+1,3)/2=0,8
2	60-100	2,8	2,8-1,3=1,5	(1,3+1,5)/2=2,05
3	100-150	10,5	10,5-2,8=7,7	(2,8+10,5)/2=6,65
4	150-200	19,3	19,3-10,5=8,8	(10,5+19,3)/2=14,9
5	200-250	28,1	28,1-19,3=8,8	(19,3+28,1)/2=23,7
6	250-300	39,3	39,3-28,1=11,2	(28,1+39,3)/2=33,7
7	300-350	51,4	51,4-39,3=12,1	(39,3+51,4)/2=45,35
8	350-400	61,2	61,2-51,4=9,8	(51,4+61,2)/2=56,3
9	400-450	69,8	69,8-61,2=8,6	(61,2+69,8)/2=65,5
10	450-500	77,5	77,5-69,8=7,7	(69,8+77,5)/2=73,65
11	500+	100,0	100-77,5=22,5	(77,5+100)/2=88,75
* в том числе газ

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

Построение ведется следующим образом. Сначала откладывается на оси абсцисс выход газа (0,3%) и из этой точки восстанавливается перпендикуляр. На шкале температур (ордината) из точки, соответствующей 28оС, также проводится перпендикуляр. На пересечении этих перпендикуляров находим первую точку кривой ИТК. Следующие точки получаются путем пересечения двух перпендикуляров, проведенных из точек: температура 60оC — суммарный выход (1,3%); температура 100о С — суммарный выход 2,8 % и т.д. Плавно соединяя соответствующие точки, получим кривую ИТК нефти.

Выше температуры 500оС кривую ИТК следует продолжить до пересечения со средней ординатой остатка (88,75%) как продолжение прямой линии ИТК на участке 450-500оС. Температура, соответствующая точке пересечения, является средней температурой кипения остатка.

Начало кипения нефти определяется пересечением луча, проведенного через точки (0,3%; 28 о С) и (1,3%; 60 о С) с нулевой ординатой.

; Х=10; Следовательно начало кипения tнк =28-10=18оС.

; Х=73; Следовательно tост=573оС.

Кривые ИТК вычерчиваются на миллиметровке, затем проводятся средние ординаты фракций и при их пересечении с кривой ИТК определяются средние температуры кипения каждой фракции (ti).

Плотность фракций рассчитывается по формуле:

Молярная масса фракций рассчитывается по формуле:

Мi=60+0,3*ti+0,001*ti2

Рассчитаем значение плотностей :

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

По формуле Воинова рассчитываются значения молекулярной массы фракций: Mi = 60 + 0,3 * ti + 0,001 * ti 2

М1=60+0,3*39+0,001*392= 73;

• М2=60+0,3*80+0,001*802= 90;
• М3=60+0,3*125+0,001*1252=113;
• М4=60+0,3*175+0,001*1752=143;
• М5=60+0,3*225+0,001*2252=178;
• М6=60+0,3*275+0,001*2752=218;
• М7=60+0,3*325+0,001*3252=263;
• М8=60+0,3*375+0,001*3752=313;
• М9=60+0,3*425+0,001*4252=368;
• М10=60+0,3*475+0,001*4752=428;
• М11=60+0,3*573+0,001*5732=560.

Все данные по характеристикам узких фракций сводятся в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 — Характеристика узких фракций Южно-Аламышикской нефти

№	Пределы выкипания	Выход фракций, % масс.	ti	Мi	сi
1	18-60*	1,3	39	73	0,651
2	60-100	1,5	80	90	0,715
3	100-150	7,7	125	113	0,758
4	150-200	8,8	175	143	0,792
5	200-250	8,8	225	178	0,818
6	250-300	11,2	275	218	0,839
7	300-350	12,1	325	263	0,858
8	350-400	9,8	375	313	0,874
9	400-450	8,6	425	368	0,888
10	450-500	7,7	475	428	0,901
11	500+	22,5	573	560	0,924

* в том числе и газ, 0,3%.

На средних ординатах фракций откладывается в соответствующем масштабе значения плотностей и молярных масс, полученные точки соединяются плавными точками.

1.3 Выбор ассортимента получаемых продуктов

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

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

• для бензинов — октановое число, фракционный состав, содержание серы;
• для реактивных топлив — плотность, фракционный состав, температура начала кристаллизации, содержание серы;

• для дизельных топлив — температура застывания, цетановое число, содержание серы, температура вспышки, фракционный состав.

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

Продукты, получаемые на установке при переработке Южно-Аламышикской нефти имеют следующие пределы выкипания:

Бензиновая фракция (нк-120°С),

Керосиновая фракция (120-240°C),

Дизельная фракция (240-350°С),

Первая масляная фракция (350-450°С),

Вторая масляная фракция (450-500°С),

Гудрон (500°C и выше).

Все характеристики бензиновой, керосиновой и дизельной фракции сведем в таблицу и приведем сравнение с ГОСТ.

Таблица 1.4 — Сравнение качества продуктов с требованиями ГОСТ

Наименование продукта	Показатель качества	По ГОСТ	Фактический
Бензин фр. нк-120°С	Марка Нормаль-80
	Октановое число по ММ	не ниже 76	нет данных
	Содержание серы, % масс	не более 0,05	нет данных
Реактивное топливо фр. 120-240°С	Марка Т-1
	Плотность при 20°С, не менее, кг/м3	800	786
	Температура нач. крист., не выше, °С	-60	-60
	Содержание серы, не более, % масс	0,10	0,003
	Фракционный состав
	10% отг., не выше, °С	175	150
	98% отг., не выше, °С	280	228
	Температура вспышки, не ниже, °С	30	нет данных
Дизельное топливо фр. 240-350°С	Стандарт Евро-4 Арктический
	Цетановое число, не менее	51	44
	Температура застывания, не выше, °C	-55	-60
	Содержание серы, не более, % масс	не выше 0,005	0,047
	Фракционный состав
	50 % отг., не выше, °С	280	276
	95 % отг., не выше, °С	340	318

Бензиновую фракцию нк-120°C рекомендуется направить на блок изомеризации для повышения октанового числа и дальнейшего использования в качестве малосернистого компонента товарного автобензина.

Керосиновая фракция 120-240°C используется как компонент реактивного топлива марки Т-1.

Дизельную фракцию 240-350°C можно направить на гидроочистку для доведения содержания серы в соответствие со стандартом Евро-4. После гидроочистки фракцию можно использовать как компонент дизельного топлива для арктического климата.

Проводится топливно-масляный вариант переработки нефти. На выходе имеем две масляные фракции, которые в дальнейшем используются для получения базовых дистиллятных масел: 350-450°С и 450-500°С, а также остаток — гудрон 500+°С (ИВ=115), который идет на получение высоковязких остаточных масел.

1.4 Материальный баланс установки

Материальный баланс установки оформлен в виде таблицы

Таблица 1.5 — Материальный баланс установки

Наименование продуктов и сырья	Выход по ИТК	Отбор от потенциала	Фактический выход	Количество
				тыс.т/год	кг/час
Взято:
Нефть	100,0	—	100,00	4400,0	523810
Получено:
Бензин (нк-120)	4,3	0,98	4,21	185,2	22052
РТ (120-240)	21,8	0,97	21,15	930,6	110786
ДТ (240-350)	25,3	0,96	24,29	1068,8	127233
М1 (350-450)	18,4	0,95	17,48	769,1	91562
М2 (450-500)	7,7	0,95	7,32	322,1	38343
Гудрон (500+)	22,5	1,14*	25,55	1124,2	133834
Итого	100,0	—	100,00	4400,0	523810

Фактический выход гудрона определяется как разность:

100,00-(4,21+21,15+24,29+17,48+7,32) = 23,55%

*отбор гудрона 25,64/22,5=1,14

Примечание. Материальный баланс рассчитан без учета потерь и исходя из условия: число рабочих дней в году — 350, производительность установки 4,4 млн. т/год.

1.5 Технологический расчет основной атмосферной колонны

На основании практических и литературных источников принимаются следующие исходные данные:

• температура сырья на входе в колонну 350°С;
• давление в низу колонны Pн=0,17 МПа;
• количество водяного пара, подаваемого в низ колонны 1% масс. на сырье;
• количество водяного пара в отпарные колонны 1% масс. на выводимый из отпарной колонны дистиллят;
• число тарелок: в отпарной части колонны Nот=6, в концентрационной части NБ+РТ=15, NДТ=10;
• перепад давления на тарелку ?Р=0,0008 МПа;
• температура низа принимается на 20?С ниже температуры сырья.

1.5.1 Материальный баланс основной атмосферной колонны

Таблица 1.6 — Материальный баланс основной атмосферной колонны

Сырье и продукты	Выход по ИТК	Отбор от потенциала	Фактический выход	ti, °С	Mi, кг/кмоль	сi
Взято:
Нефть	100,0	—	100,00	—	—	0,852
Получено:
Бензин (нк-120)	4,3	0,98	4,21	69	85	0,701
РТ (120-240)	21,8	0,97	21,15	180	146	0,794
ДТ (240-350)	25,3	0,96	24,29	295	236	0,847
Мазут (350+)	48,6	1.04*	50,40*	498	457	0,904
Итого	100,0	—	100,00	—	—	—

Фактический выход мазута определяется как разность:

100,0-(4,3+21,8+25,3)=48,6%

*Отбор мазута: 50,40/48,6=1,04

1.5.2 Расчет доли отгона сырья на входе в К-1

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

Расчет ОИ производится методом подбора из условия:

Уx i =, (1.1)

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

• е — мольная доля отгона;
• Ki — константа фазового равновесия i-го компонента.

Порядок расчета ОИ:

1. Рассчитываем число киломолей i-го компонента: Ni=ai/Мi

2. Рассчитываем мольные доли компонентов: XFi=Ni/?Ni

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

Pi=0,1* МПа,

где bi=(tв+273)/(ti+273), tв=350°С.

4. Задаемся значением мольной доли отгона: (е=0,758);

5. Рассчитываем константу фазового равновесия i-го компонента:

• где Рвх — давление на входе в колонну: (Рвх=Рн -?P*Nот), МПа;

Z — величина отношения кмоли водяного пара/кмоли сырья,

Рвх=0,17-0,0008*6=0,1652 МПа.

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

7. Рассчитываем мольные доли компонентов в паровой фазе сырья:

Yi=Ki*Xi.

8. Рассчитываем молярные массы жидкости (Мх) и паров (Му):

Мх=?Мi*Xi,

Му=?Мi*Yi.

9. Рассчитываем массовые доли компонентов в жидкой и паровой фазах:

= Мi*Xi/Мх,

= Мi*Yi/Му.

10. Рассчитываем удельные объемы жидкой и паровой фаз:

• ?(/сi); ?(/сi).

Расчет удобно выполнять в виде таблицы. Представленный ниже расчет произведен в электронных таблицах Excel на основе исходных данных, полученных на ЭВМ.

Таблица 1.7 — Расчет доли отгона сырья на входе в К-1

Фракция	ai	ti	Mi	сi	Ni	XFi	Pi
н.к.-60	1,3	39	73	0,651	0,0178	0,0420	232,9007
60-100	1,5	80	90	0,715	0,0167	0,0393	16,9442
100-150	7,7	125	113	0,758	0,0682	0,1608	4,5081
150-200	8,8	175	143	0,792	0,0615	0,1452	1,8560
200-250	8,8	225	178	0,818	0,0494	0,1167	0,8555
250-300	11,2	275	218	0,839	0,0514	0,1212	0,3797
300-350	12,1	325	263	0,858	0,0460	0,1086	0,1581
350-400	9,8	375	313	0,874	0,0313	0,0739	0,0626
400-450	8,6	425	368	0,888	0,0234	0,0551	0,0240
450-500	7,7	475	428	0,901	0,0180	0,0425	0,0091
500+	22,5	573	560	0,924	0,0402	0,0948	0,0014
У	100				0,4238	1,0000
Фракция	Ki	Ki-1	e*(Ki-1)	1+e*(Ki-1)	Xi	Yi
н.к-60	1653,5490	1652,5490	1252,6321	1253,6321	0,00003	0,0554
60-100	120,3005	119,3005	90,4298	91,4298	0,00043	0,0517
100-150	32,0068	31,0068	23,5032	24,5032	0,00656	0,2100
150-200	13,1770	12,1770	9,2302	10,2302	0,01419	0,1870
200-250	6,0739	5,0739	3,8460	4,8460	0,02407	0,1462
250-300	2,6955	1,6955	1,2852	2,2852	0,05305	0,1430
300-350	1,1227	0,1227	0,0930	1,0930	0,09932	0,1115
350-400	0,4444	-0,5556	-0,4211	0,5789	0,12762	0,0567
400-450	0,1706	-0,8294	-0,6287	0,3713	0,14850	0,0253
450-500	0,0648	-0,9352	-0,7089	0,2911	0,14581	0,0094
500+	0,0099	-0,9901	-0,7505	0,2495	0,37995	0,0038
У					0,99953	0,9964
Фракция	Mi*Xi	Mi*Yi			/сi	/сi
н.к-60	0,0024	4,0458	0,00001	0,02261	0,00001	0,03473
60-100	0,0387	4,6568	0,00009	0,02603	0,00013	0,03640
100-150	0,7414	23,7314	0,00179	0,13263	0,00236	0,17498
150-200	2,0296	26,7442	0,00490	0,14947	0,00618	0,18873
200-250	4,2846	26,0243	0,01034	0,14545	0,01264	0,17781
250-300	11,5640	31,1708	0,02790	0,17421	0,03325	0,20764
300-350	26,1201	29,3251	0,06301	0,16390	0,07344	0,19102
350-400	39,9456	17,7518	0,09636	0,09921	0,11025	0,11352
400-450	54,6473	9,3228	0,13182	0,05211	0,14845	0,05868
450-500	62,4071	4,0440	0,15054	0,02260	0,16708	0,02509
500+	212,7735	2,1065	0,51326	0,01177	0,55547	0,01274
У	414,5545	178,9234	1,00000	1,00000	1,10925	1,22134

Массовая доля отгона рассчитывается по уравнению

eM=e*My/(My*e+Mx*(1-e)),

eM=0,758*178,9234/(178,9234*0,758+414,5545*(1-0,758)=0,575.

Плотность пара рассчитывается по уравнению:

сy=1/ ?(/сi) = 1/1,22134 = 0,819.

Плотность жидкости:

сх=1/ ?(/сi)=1/1,10925=0,902.

1.5.3 Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива

Рисунок 1.1 — К расчету температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива: F — сырье, g — флегма, G — пары, в.п. — водяной пар, Mф — мазут фактический

Температура бокового погона определяется методом подбора: задаются количеством флегмы «g» и ее составом (Х принятое).

Последующими расчетами доказывают правильность принятого состава флегмы. Количество флегмы рекомендуется принимать в пределах 15-20 кг.

1. Принимаем количество флегмы g=15,0 кг. Состав флегмы массовый (Х принятое):

Б=0,0012,

РТ=0,0544,

ДТ= (1-0,0012-0,0544)=0,9444.

2. Рассчитывается количество компонентов во флегме:

Бg=15,0*0,0012=0,018 кг,

РТg=15,0*0,0544=0,816 кг,

ДТg=15,0*0,9444=14,166 кг.

Составим уравнение материального баланса по обозначенному на рисунке 1.3 контуру:

F+g+в.п.=G+Мф.

Подставим в это выражение величину:

F=Бф+РТф+ДТф+Мф,

где Бф, РТф, ДТф, Мф — соответственно фактические выходы бензина, реактивного топлива, дизельного топлива и мазута (эти данные берутся из таблицы 1.6).

После подстановки и сокращения Мф получим:

G=(Бф+Бg)+(РТф+РТg)+(ДТф+ДТg)+в.п.

3. Рассчитывается количество компонентов в парах:

БG = 4,21+0,018 =4,228 кг, РТG= 21,15+0,816 =21,966 кг, ДТG= 24,29+14,166 =38,456 кг, в.п.= 100*0,01 = 1 кг (1% на сырьё).

4. Рассчитывается давление в зоне вывода бокового погона:

РДТ=Рн-(No+NДТ)*?Р,

РДТ=0,17-(6+10)*0,0008=0,1572 МПа.

Температура паров рассчитывается методом подбора из условия конца ОИ: ?Yi/Ki=1.

Все расчеты сведем в таблицу 1.8:

Таблица 1.8 — Расчет температуры паров G

Компонент	кг	Mi	ti	сi	Ni	Yi
Б	4,228	85	69	0,701	0,049741	0,118800
РТ	21,966	146	180	0,794	0,150452	0,359333
ДТ	38,456	236	295	0,847	0,162949	0,389181
В.П.	1	18	—	—	0,055556	0,132686
У					0,418698	1,000000
tG=276°С
Pi	Ki	Xi	Mi*Xi	xрасчетное
5,6564	35,9821883	0,003302	0,2806	0,0012
0,6654	4,232824427	0,084892	12,3942	0,0544
0,0671	0,426844784	0,911762	215,1757	0,9444
—	?	0	0	0,0000
		0,999955	227,8506	1,0000

Константа фазового равновесия водяного пара принимается «?» из условия, что конденсация водяного пара недопустима (в случае конденсации создается аварийная ситуация) и, следовательно, Хв.п.=Yв.п./Кв.п.=0, а так как Yв.п. ?0, поэтому Хв.п.=0 только при Кв.п. =?.

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

Уравнение теплового баланса по обозначенному контуру:

QF+Qg=QG+QM+Qпцо1,

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

• QG, Qm — тепло, выносимое парами и мазутом;
• QПЦО1 — тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением под тарелкой вывода бокового погона.

Водяной пар в тепловом балансе не учитывается.

Приход тепла:

1. С сырьем:

QF = F*JF,

где F=100 кг

Энтальпия парожидкостной смеси сырья рассчитывается по формуле:

JF=j*eмас + i*(l-eмас),

где j, i — соответственно энтальпии паров и жидкости, рассчитываемые по формулам:

i = 4,187*(0,403*t+0,000405*t2)/ (сx)0,5 кДж/кг (1.2)

j = 4,187*[(50,2+0,109*t+0,00014*t2)*(4-сy)-73,8], кДж/кг (1.3)

где t, сx, сy — соответственно температура, плотности жидкости и пара. Этот расчет осуществлен на ЭВМ.

JF=988 кДж/кг

QF=988*100=98800 кДж/кг

2. С флегмой:

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

• tg=tG-(tF-tG)/Nдт;
• tg=276-(350-276)/10=269?С.

Плотность флегмы:

Энтальпия флегмы ig рассчитывается по формуле 1.2 с использованием значений tg и сg:

i = 4,187*(0,403*269+0,000405*2692)/ (0,844)0,5 =626,6 кДж/кг

Qg=g*ig,

Qg=15,0*626,6=9390 кДж

Итого: приход тепла

Qпpиx = Qf + Qg=98800+9390=108190 кДж

Расход тепла:

1. С мазутом (с мазута из таблицы 1.6):

tM = tF-20=350-20=330?С

QM = Мф* iМ

iМ рассчитывается по формуле 1.2:

iм=4,187*(0,403*330+0,000405*3302)/ (0,904)0,5 = 780 кДж/кг

QM =50,4*780=39306 кДж

2. С парами G:

QG = G*JG.

Количество углеводородных паров:

G = БG + РТG + ДТG

G =4,228+21,966+38,456=64,65 кг

Плотность углеводородных паров:

Jg рассчитывается по формуле 1.3:

Jg=4,187*[(50,2+0,109*276+0,00014*2762)*(4-0,817)-73,8]=903 кДж/кг

QG=64,65*903=58376 кДж

Расход тепла:

Qpacx = QM + QG

Qpacx =39306+58377=97683 кДж

Из теплового баланса рассчитывается тепло, снимаемое промежуточным циркуляционным орошением:

Qпцо1= Qприх — Qpacx

Qпцо1= 108190 — 97683=10517 кДж.

1.5.4 Расчет отпарной колонны дизельного топлива

Расчет отпарной колонны заключается в итерационном подборе количества флегмы «gст», поступающей в аппарат из основной колонны, и определении температуры дизтоплива, уходящего с низа отпарной колонны.

Рисунок 1.2 — К расчету отпарной колонны дизтоплива: G — пары; g — флегма; в.п. — водяной пар; ДТф — дизтопливо фактическое

Рассчитывается количество водяного пара, подаваемого в низ колонны

Gв.п. = ДТф*0,01 = 24,29*0,01 = 0,2429 кг

Температура верха отпарной колонны принимается на 5?С ниже температуры флегмы tGст =tgст — 5 = 269 — 5=264?С.

1. Принимаем gст = 28,24 кг

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

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

Б=28,24*0,0012= 0,033888 кг

РТ= 28,24*0,0544= 1,536256 кг

ДТ=28,24*0,09444-24,29= 2,379856 кг,

где 24,29 — количество ДТф, уходящего с низа отпарной колонны.

GCT=0,033888+1,536256+2,379856=3,95 кг

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

Таблица 1.9 — Проверка насыщенности паров Gст

Компонент	кг в парах	Mi	Ni	Yi	t=264 Pдт=0,1572 МПа
					Pi	Ki	Xi
Б	0,033888	85	0,000399	0,011556	4,6287	29,44466	0,000392
РТ	1,536256	146	0,010522	0,304998	0,5511	3,505725	0,087
ДТ	2,379856	236	0,010084	0,292297	0,0508	0,323155	0,904511
В.П.	0,2429	18	0,013494	0,391148	—	?	0
У	3,95		0,0345	1			0,991904

При выполнении условия для последнего столбца (УXi=1 с достаточной точностью) таблицы можно сделать вывод, что пар Gст насыщенный, а значит количество gст принято правильно.

4. Расчет температуры вывода ДТф

Уравнение теплового баланса отпарной колонны:

Qgст = QGct + QДТ

QДТ = Qgcт — QGст

QДТ = ДТф*iДТ = gcт*i — Gct*J

откуда iДТ= (g*i — Gct *J)/ ДТф

Для определения энтальпии паров Gct необходимо предварительно рассчитать плотность паров по формуле 1.4, а затем использовать формулу 1.3. Энтальпия i=ig берется из расчета теплового баланса нижнего контура основной колонны.

JG = 4,187 * [(50,2+0,109*264+0,00014*2642)*(4-0,824)-73,8] = 870,9 кДж/кг

QДТ=28,24*626,61 — 3,95*870,9 =14255 кДж

iДТ = 14255/24,29=587 кДж/кг

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

0,000405*tДТ2 +0,403*tДТ -iДТ*(сДТ)0,5/4,187 = 0

tДТ = [-0,403+(0,4032 + 0,000405* iдт*(сДТ)0,5/4,187)0,5] /0,00081 (1.5)

tДТ = [-0,403+(0,4032+4*0,000405*587*(0,847)0,5/4,187)0,5]/0,00081= 254,83°С

Примем tДТ = 255°С.

1.5.5 Расчет температуры верха колонны К-1

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

Для повышения точности расчета бензиновая фракция разбивается на две более узкие фракции.

Рассчитываем количество водяного пара, уходящего с верха колонны:

GВП=GH+GДТ,

где GH, GДТ — соответственно количество водяного пара, подаваемого в низ К-1 и отпарную колонну ДТ.

Gв.п.= 1+0,2429=1,2429 кг

Рассчитывается давление верха колонны:

РВ=РН-(NOТ+NРТ+NДТ+NБ)*?P

РВ= 0,17-(6+10+15)*0,0008=0,1452 МПа

Рассчитывается упругость паров i-гo компонента (Pi) при заданной температуре верха (tв) по формуле:

где bi = (tв+273)/(ti+273).

Дальнейший расчет представлен в таблице 1.10:

Таблица 1.10 — К расчету температуры верха при циркуляционном орошении

Компонент	кг	ti	Mi	Ni	Yi	Принимаем tв=76°С
						Pi	Ki	Yi/Ki
Б(нк-120)	4,3	69	85	0,0506	0,18619	1,27116	8,7546	0,0213
РТ1(120-180)	11,8	150	128	0,0922	0,33929	0,20213	1,3921	0,2437
РТ2(180-240)	10	210	167	0,0599	0,22039	0,04344	0,2992	0,7366
В.П.	1,2429	—	18	0,0691	0,25414	—	?	—
У	17,3429			0,2717	1,00000			1,0016

Рассчитываем парциальное давление водяного пара

Рв.п. = Рв*YВ.П.*7600, мм рт.ст.

Рв.п. =0,1452*0,25414*7600=280,44 мм рт.ст.

Рассчитывается температура конденсации водяного пара tк:

tк = [1 / (0,00397 — 0,0004455 * log(PВ.П.))] — 273, °С

tк = [1 / (0,00397 — 0,0004455 * log(280,44))] — 273 =74,3°С

178,0-74,3=103,7 °С

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

Далее составляем полный тепловой баланс колонны. Уравнение теплового баланса колонны при циркуляционном орошении:

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

Приход тепла:

С сырьем QF=98800 кДж

Расход тепла:

1. С парами бензина QБ = Бф*JБ

где JБ — энтальпия паров бензина, рассчитывается по формуле 1.3 с использованием плотности Б и температуры верха колонны

JБ=4,187*[(50,2+0,109*178+0,00014*1782) * (4-0,701)-73,8]=713,7 кДж/кг

QБ = 4,21*713,7=3005 кДж

2. С парами РТ QРТ = РТФ*JРТ

где JРТ — энтальпия паров РТ, рассчитывается по формуле 1.3 с использованием плотности РТ и температуры верха колонны

JРТ=4,187*[(50,2+0,109*178+0,00014*1782) * (4-0,794)-73,8]=684,9 кДж/кг

QРТ = 21,15*684,9=14484 кДж

3. С мазутом QM =39306 кДж

4. С ДТ QДТ=14255 кДж

5. С ПЦО1 QПЦО1 = 8059 кДж

Из теплового баланса определяется QВЦО.

QВЦО= QF-QБ- QРТ- QМ- QДТ- QПЦО1

QВЦО =98800-3005-14484-39306-14255-8059=17233 кДж

QВЦО =17233 кДж

1.5.6 Расчет диаметра колонны

Рисунок 1.3 — К расчету диаметра колонны

1. Рассчитывается количество горячего орошения:

gг.ор. = QВЦО /(jtвсм -itвсм),

где itвсм — энтальпия смеси жидких бензина и реактивного топлива при температуре верха, рассчитывается по плотности смеси бензина с РТ и температуре верха.

jtвсм определяется из уравнения 1,3:

jтвсм = 4,187*[(50,2+0,109*tв+0,00014*tв2)*(4-ссм)-73,8], кДж/кг

ссм рассчитывается из уравнения:

jтвсм = 4,187*[(50,2+0,109*178+0,00014*1782)*(4-0,777)-73,8]=690,11 кДж/кг

itвсм определяется из уравнения 1,2:

itвсм = 4,187*(0,403*178+0,000405*1782)/(0,777)0,5 =401,68 кДж/кг

gг.op. = 17233/(690,11-401,68)=59,75 кг

2. Рассчитывается количество углеводородных паров, поступающих под верхнюю тарелку:

G = Бф+РТ1ф+РТ2ф+gг.op.

G =4,3+11,8+10,0+59,75=85,85 кг

3. Рассчитывается секундный объем паров, м3/с:

Vc=(G/МСМ + GВ.П./18)*22,4*(0,1/Pв)*(tв+273)*КП/273/3600

где МСМ — молярная масса смеси бензина и РТ, которая рассчитывается по формуле:

КП — коэффициент производительности.

КП равен производительности установки по нефти в кг/ч, деленной на 100 (т.к. все расчеты были выполнены на 100 кг исходной нефти),

КП = 5238 кг/(ч•100)

Vc= (85,85 /128,8 + 1,2429/18)*22,4*(0,1 /0,1452)*(178+273)*52358 /273 /3600 = 27,28 м3/с

4. Рассчитывается плотность смеси при температуре верха, кг/м3:

ссмтв = (ссм — (0,001828-0,00132* ссм)*(tв — 20))*1000

ссмтв = (0,777 — (0,001828-0,00132*0,777)*(178 — 20))*1000=650,25 кг/м3

5. Рассчитывается плотность паров, кг/м3:

сП = (G+Gвп)*Кп / Vc / 3600

сП = (85,85+1,2429)*5238 / 27,28 / 3600 = 4,65 кг/м3

6. Рассчитывается допустимая скорость паров по формуле

Wдоп = , м/с,

где С — коэффициент, зависящий от типа тарелок, расстояния между тарелками и нагрузки тарелок по жидкости.

С = 675

Wдоп = = 0,674 м/с.

7. Рассчитывается диаметр колонны:

Dр = ,

Dр = = 7,18 м

Расчетный диаметр округляется до ближайшего стандартного в большую сторону. Принимаем D = 7,5 м.

2. РАСЧЕТ И ПОДБОР ОСНОВНЫХ АППАРАТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ

2.1 Расчет атмосферной печи

Рассчитывается тепловая нагрузка печи:

Qп =100*(JF — iт/о.)*Кп, кДж/ч

где JF — энтальпия нефти на выходе из печи (известна из расчета ОИ);

• iт/о — энтальпия нефти после теплообменников (расчитывается при температуре 180…220°С по формуле 1.2, принимаем температуру 200°С).

iт/о = 4,187*(0,403*200+0,000405*2002)/(0,876)0,5 = 433 кДж/кг

Qп = 100*(988-433)*5238 = 290694511 кДж/ч

Рассчитаем в других размерностях:

290694511/4,187 = 69427875 ккал/ч

290694511/(1000*3600)=80,75 МВт

В зависимости от тепловой нагрузки выбирается стандартная печь и определяется число печей. Ставим печь типа СКВ1 с производительностью 75,6 Гкал/ч. Техническая характеристика печи приведена в таблице 2.1

Таблица 2.1 — Техническая характеристика печи типа СКВ1

Показатель	СКВ1
Радиантные трубы поверхность нагрева, м2 рабочая длина, м	2100 12,6
Количество секций	7
Теплопроизводительность: МВт Гкал/ч	87,7 75,6

Печь СКВ1 — печь свободного вертикального сжигания комбинированного топлива, коробчатая, с вертикальным расположением труб змеевика в камере радиации. Под каждой камерой радиации расположена своя камера конвекции с горизонтальными трубами.

Принимаем КПД печи з=0,85, теплотворную способность топлива и рассчитываем расход топлива GT:

GT = QП / / з, кг/ч

GT = 69427875/10500/0,85 = 7779 кг/ч

нефть разгонка топливо охлаждение

2.2 Расчет конденсатора воздушного охлаждения

Рассчитывается тепловая нагрузка (холодопроизводительность) аппарата при остром орошении, кДж:

Qкво = (Бф+gор)*(jtв — i40)+Gв.п*(jz — 4,187*40),

где jtв — энтальпия паров бензина;

• jz — энтальпия водяного пара при температуре верха;
• i40 — энтальпия жидкого бензина при 40 оС, рассчитывается по формуле 1.2.

jz = 4,187*[606, 5 + 0,305*tк + 0,5*(tв — tк)]

jz = 4,187*[606,5 + 0,305•90+ 0,5* (100-90)] =2675,3 кДж/кг

gор = Бф*5 = 4,3*5 = 21,5 кг

i40 = 4,187*(0,403*40+0,000405*402)/ (0,701)0,5 =83,85 кДж/кг

Qkbo = (4,3+21,5)*(554,3-83,85) + 1,2429*(2675,3-4,187*40) = 15255 кДж

Составляется схема теплообмена:

100 °C 40 °C

60 °C 25 °C

?t1 = 40 °С ?t2 = 15 °С

Рассчитывается средняя разность температур (?tcp), °С:

• (?t1 / ?t2)>
• 2, ? tcp = (?t1 -? t2) / (2,3 * log(?t1 /? t2), °С,

? tcp =(40-15)/(2,3log(40/15)) = 25,5 °С

Рассчитывается поверхность охлаждения:

F = Qkbo*Kп / (Ктп*?tcp) , м2,

где Ктп — коэффициент теплопередачи, принимается из литературных данных, Ктп = 29,17 Вт/(м2 *град) =105 кДж/(м2*ч*град).

F = (15255*5238)/(105*25,5) = 29823 м2

Из справочников выбираем поверхность стандартного аппарата Fo=7500 м2 и рассчитывается число аппаратов Naп = F / Fo.

Naп =29823/7500 = 4,995 = 4 аппарата.

Таблица 2.2 — Характеристика зигзагообразных аппаратов воздушного охлаждения (ОСТ 26-02-1521-77)

Число рядов труб	Коэффициент оребрения	Полная поверхность теплообмена, м2
8	22	7500

2.3 Расчет теплообменника «дизтопливо-нефть»

Принимаются следующие исходные данные:

• нефть делится на два потока по 50 кг;
• температура ДТ на выходе из теплообменника 100?С;
• температура нефти на входе в теплообменник 40?С.

Составляется схема теплообмена:

257 °C 100 °C

tx 40 °C

?t1 ?t2

Количество передаваемого потоком дизтоплива тепла:

Q =ДТФ*(iДТ-i100),

где iдт берется из расчетов, i100 рассчитывается

i100 = 4,187*(0,403*100+0,000405*1002)/ (0,847)0,5 =201,77 кДж/кг

Q = 24,29*(568,88-201,77) = 9354 кДж

Рассчитывается энтальпия нефти при 40°С

i40 = 4,187*(0,403*40+0,000405*402)/(0,876)0,5 =75,01 кДж/кг

Затем определяется энтальпия нефти на выходе из теплообменника:

itx=i40+Q*з/50,

где з — к.п.д. теплообменника (принимается 0,97).

itx= 75,01+9354*0,97/50=257 кДж/кг

Зная энтальпию нефти и плотность, можно рассчитать температуру tx по формуле 1.5:

tх = [-0,403+(0,4032 + 4•0,000405*257*(0,876)0,5/ 4,187)0,5] / 0,00081= 126,3?С

?t1 = 257-126,3=130,7°С

?t2 = 100-40=60°С

Рассчитывается средняя разность температур ?tcp:

• (?t1 / ?t2) > 2, ? tcp = (?t1 — ?t2) / [2,3
• log(?t1 /?t2)], °С

? tcp = (130,7-60) / [2,3*log(130,7/60)] =90,6°С

Рассчитывается поверхность теплообмена:

F = QТ/О*Kп / (Ктп*?tcp),

где Ктп = 175 Вт/(м2*град) = 630 кДж/(м2*ч*град), принимаем из

F = 9354*5238/ (630*90,6) = 858,1 м2

Из справочных данных выбирается поверхность стандартного аппарата Fo=864 м2 и рассчитывается число аппаратов:

Naп = F / Fo

Naп=858,1/864=0,993

Naп округляется до целого числа в большую сторону. Naп=1.

Таблица 2.3 — Характеристика кожухотрубчатых теплообменников с плавающей головкой (ГОСТ 14245-79)

Диаметр, мм	Число ходов по трубам	Поверхность при длине труб 9000 мм и расположении их в решетке по вершинам треугольников, м2
кожуха	труб
1200	20	4	864

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе рассчитана и спроектирована установка АВТ для переработки Южно-Аламышикской нефти.

Для заданной нефти произведен расчет кривых разгонки (истинных температур кипения, молекулярной массы и относительной плотности), выбор и обоснование ассортимента получаемых продуктов, выбор и обоснование технологической схемы установки. Построенные кривые разгонки и технологическая схема установки АВТ приведены в пояснительной записке.

В ходе технологического расчета основной атмосферной рассчитан процесс однократного испарения в зоне питания колонны (еМ=0,582), осуществила расчёт температуры верха колонны (87,6?С), температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива (262?С), рассчитана отпарная колонна, составлен покомпонентный материальный и тепловой балансы колонны.

В проектном расчете определен диаметр колонны (6 м), подобрана атмосферная печь, конденсаторы воздушного охлаждения и теплообменник.

В общем, выполнение курсового проекта способствовало дальнейшему углублению моих знаний в области первичной перегонки нефти. Кроме того, при выполнении курсового проекта, закреплены знания о схематическом начертании типовых аппаратов и машин, а также приобретены дополнительные навыки работы в прикладных программах Microsoft.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/atmosferno-vakuumnaya-trubchatka/

1. Нефти СССР: Справочник. — Т.3. — М.: Химия, 1972. — 392с.

2. Фасхутдинов Р.А., Фасхутдинов Р.Р. Методические указания по выполнению курсовой работы по АВТ. — Уфа: УГНТУ, 2004.- 39с.

3. Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. Технологические расчеты установок переработки нефти. — М.: Химия, 1987.- 352с.

4. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.