3.4.1 Расчет доли отгона сырья в зоне питания колонны

Задаются по практическим данным температурой нагрева отбензиненной нефти в печи и давлением в колонне К-2. Примем температуру нагрева сырья в печи - 360°С, абсолютное давление в колонне 2 атм. В таблицу 3.14 вносятся необходимые данные для расчета.

Таблица 3.14 – Данные для расчета доли отгона

Состав отбенз. нефти колонны К-1	% масс.	т/час	М.М.	Мольные доли	Давление насыщенных паров	Константы фазового равновесия
n-С₄Н₁₀	0,003	1,585
n-С₅Н₁₂	0,008	3,865
n-С₅Н₁₂	0,015	7,125
35-50	0,0444	210
30-85	1,716	810
85-150	7,406	3496
150-200	7,867	3713,71
200-250	8,711	4112
250-300	9,324	4401,5
300-350	9,81	4630,5
>350	54,50	25725,5
Н₂О	0,19	90
итого	100	47201,78		1

Молекулярную массу рассчитывают по формуле Воинова (3.5). Массовые доли переводятся в мольные по формуле (3.4).

Далее по уравнению Антуана (3.6) рассчитывается давление насыщенных паров для индивидуальных веществ. Давление насыщенных паров для фракций считают по формуле Ашворта (3.7).

Константа фазового равновесия находятся по формуле:

, (3.41)

где Р – давление насыщенных паров компонентов при принятых условиях, атм.

П – общее давление в колонне в данном сечении, атм.

После заполнения таблицы 3.14 рассчитывается доля отгона в зоне питания колонны.

Уравнение парожидкостного потока

, (3.42)

где с_i – мольная доля компонента в сырье;

К – константа фазового равновесия;

е' – мольная доля отгона.

Уравнение изотермы парожидкостного потока решается двумя способами. Сначала графическим методом получаем приблизительное решение – е'. Затем, взяв полученное значение в качестве начального приближения, вычисляют точное значение доли отгона в потоке ввода сырья в колонне. Строят график левой и правой частей уравнения изотермы парожидкостного потока (рисунок 3.6).

Значение доли отгона в точке пересечения графиков левой и правой частей уравнения изотермы парожидкостного потока является долей отгона потока питания в точке ввода сырья в колонну К-2.

Рисунок 3.6 – График уравнения изотермы

парожидкостного потока

Решение уравнения изотермы парожидкостного потока аналитическим методом. Находят составы жидкой и паровой фаз по (3.1) и (3.2). Переводят мольную долю отгона в массовую по формуле (3.4), при этом рассчитывают молекулярную массу паров и жидкости. Далее переводят мольные доли потоков в массовые.

, (3.43)

, (3.44)

Находят количество и составы паровой и жидкой фазы, в кг/час (т/час)

mУᵢ=Fmass× emass ×У𝑓ᵢmass, (3.45)

mХᵢ=(1 – emass ) × Fmass×Х𝑓ᵢmass, (3.46)

Полученные расчеты на тарелке питания сводят в таблицу 3.15

Таблица 3.15 – Состав жидкой и паровой фаз после однократного испарения

Компонент сырья	Х𝑓ᵢ, мол. доли	У𝑓ᵢ, мол. доли	Х𝑓ᵢmass, масс. доли	У𝑓ᵢmass, масс. доли	Паровая фаза кг/час	Жидкая фаза кг/час
n-С₄Н₁₀					1,579	0,005
n-С₄Н₁₀					3,845	0,019
n-С₅Н₁₂					7,088	0,036
35-50					208,025	1,974
30-85					800,368	9,631
85-150					3426,294	69,705
150-200					3568,766	144,943
200-250					3505,970	306,029
250-300					3752,318	649,181
300-350					3289,943	1340,556
>350					9366,93	16358,53
Н₂О					89,555	0,444
Итого	1	1	1	1	∑=28320,73	∑=18881,06

Жидкая фаза обрабатывается водяным паром (Z₀). Делают расчет доли отгона в присутствии водяного пара –1% на жидкую фазу колонны К-2.

Необходимо знать характеристику применяемого пара (давление, температуру) и количество (кг/час или т/час).

По графику Кокса находят давление насыщенных паров (ДНП) для воды при температуре вводимого водяного пара, и рассчитывают константу равновесия для водяного пара по формуле (3.41).

К жидкой фазе добавляют водяной пар и делают пересчет суммарного потока в массовые и далее в мольные доли.

Таблица 3.16 – Состав кубовой жидкости с вводимым водяным паром

Компонент сырья	т/час	% масс.	мольные доли
n-С₄Н₁₀	0,005	0,000028
n-С₄Н₁₀	0,019	0,000102
n-С₅Н₁₂	0,036	0,000192
35-50	1,974	0,010
30-85	9,631	0,050
85-150	69,705	0,365
150-200	144,943	0,760
200-250	306,029	1,604
250-300	649,181	3,404
300-350	1340,556	7,029
>350	16358,53	85,782
Н₂О	0,444+188,81	0,992
Итого	19069,870	100	1

Рассчитывают долю отгона от жидкой фазы после барботажа водяным паром по формуле (3.9). Находят составы жидкой и паровой фаз в мольных долях, массовую долю отгона и количество дополнительной паровой и жидкой фаз по выше приведенным формулам. Результаты таблицы заносят в таблицу 3.17

Таблица 3.17 – Состав паровой и жидкой фаз после подачи водяного пара в низ колонны

Компоненты	Состав паровой фазы, т/час	% масс.	Состав жидкой фазы, т/час	% масс.
n-С₄Н₁₀	0,0051	0,0003	0,0001	0
n-С₄Н₁₀	0,0185	0,0011	0,0009	0
n-С₅Н₁₂	0,0346	0,0022	0,0018	0
35-50	1,799	0,115	0,1755	0,001
30-85	8,555	0,548	1,075	0,006
85-150	57,129	3,663	12,576	0,071
150-200	99,250	6,365	45,692	0,260
200-250	156,616	10,044	149,412	0,853
250-300	205,51	13,180	443,665	2,533
300-350	210,612	13,507	1129,94	6,452
>350	638,641	40,959	15719,88	89,773
Н₂О	181,031	11,610	8,223	0,04
Итого	1559,212	100	17510,65	100

Далее рассчитывается общая паровая фаза от двух процессов однократного испарения.

Состав суммарной паровой фазы и нижнего продукта после двух однократных испарений сводится в единую таблицу 3.18.

Таблица 3.18 – Сводный состав двух паровых фаз

Компоненты	Суммарная паровая фаза, т/час	% масс.	Состав жидкости внизу колонны, т/час	% масс.
n-С₄Н₁₀	1,584	0,005	0	0
n-С₄Н₁₀	3,864	0,012	0	0
n-С₅Н₁₂	7,123	0,023	0,001	0
35-50	209,824	0,702	0,175	0,001
30-85	808,924	2,707	1,075	0,006
85-150	3483,423	11,658	12,576	0,071
150-200	3668,017	12,275	45,692	0,260
200-250	3662,587	13,261	149,412	0,8532
250-300	3957,834	13,245	443,665	2,533
300-350	3500,555	11,715	1129,944	6,452
>350	10005,610	33,486	15719,889	89,773
Н₂О	270,587	0,905	8,223	0,046
Итого	29879,937	100	17510,657	100

Анализ таблицы 3.18 показывает, что в составе паровой фазы более 33% компонентов мазута, а в составе нижнего продукта более 10% светлых. Известно, что процесс однократного испарения не позволяет разделить нефть на более чистые фракции. Для достижения четкости разделения используется процесс ректификации. За счет его из паровой фазы компоненты мазута (>350°С) конденсируются потоками орошения и попадают в отводимый из колонны мазут. В результате, в мазуте снижается содержание светлых (их должно быть не более 5-8 %масс ), а в паровом потоке уменьшается содержание компонентов, выкипающих выше 350°С.

Далее из суммарного парового потока формируется состав отбираемых фракций. Пусть с верха колонны отводится фракция н.к.-150, боковые фракции-керосинывые-150-250°С, дизельное 250-350°С.

В таблице 3.19 показано распределение суммарного парового потока по фракциям, и наиболее тяжелая часть его – компоненты мазута (350°) попадают в состав нижнего продукта колонны К-2. Этот нижний продукт формируется как сумма жидкости в низу колонны вместе с конденсированными компонентами из паровой фазы.

По таблице 3.19 можно составить материальный баланс колонны К-2, но предварительно необходимо рассчитать долю отгона фракции н.к.-150 в блоке охлаждения и конденсации. Поэтому продуктами колонны К-2 является несконденсированный газ, конденсат н.к.-150, фракция 150-250°С, 250-350°С и мазут.

Таблица 3.19 – Количественный состав фракций и мазута колонны К-2	Суммарный мазут	% масс.			0,00	0,0006	0,0039	0,046	0,17	0,55	1,65	4,38	93,16	0,03	100,00
		т/час			0,001	0,175	1,075	12,57	45,69	149,41	443,66	1179,99	25075		26907,57
	Компоненты в мазуте из паровой фазы											50,05	9355,11		9450,00
	Фрак. 250-350	% масс.								1,98	42,52	46,68	8,80		100,0
		т/час								146,93	3142,564	3450,5	650,5		7390,49
	Фрак. 150-250	% масс.						3,00	40,02	46,94	10,03				100,00
		т/час						244,233	3252,77	3815,65	815,27				8127,92
	Фрак. н.к.-150	% масс.	0,03	0,08	0,14	4,23	16,32	65,35	8,37					5,45	100,0
		т/час	1,584	3,864	7,123	209,824	808,924	3239,190	415,25					270,587	4956,346
	т/час		1,584	3,864	7,123	209,824	808,924	3483,423	3668,017	3962,587	3957,834	3500,555	10005,610	270,587	29879,937
	Состав суммарной паров. фазы		n-С₄Н₁₀	n-С₅Н₁₂	n-С₅Н₁₂	35-50	50-85	85-150	150-200	200-250	250-300	300-350	>350	Н₂О	Итого