Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Расчет ректификационных колонн установок перегонки нефти. Учебное пособие.pdf
51
Окончание табл. 3.13
1 2 3 4 5 6 7 8 9
35-85
1906,009
0,314055
1750
0,4775
156,009
0,0648
949,999
0,021
85-150
1784,675
0,294063
1100
0,300
684,675
0,2847
2543,999
0,055
150-200
919,310
0,151476
85
0,023
834,310
0,3470
3704,499
0,08
200-250
412,790
0,068016
- - 412,790
0,1716
4111,999
0,089
250-300
151,172
0,024909
- - 151,172
0,4788
4401,499
0,095
300-350
52,492
0,008649
- - 52,492
0,0218
4630,499
0,099
Н2О
79,781
0,013146
79,781
0,021 - - - -
Итого
6069,032
1
3664,77
1
2404,263
1
46335,23
1
>350 79,996 0,013181 - - 79,996 0,033 25725,499 0,5555
3.3.3 Определение температурного режима колонны верха и низа
Температура верха колонны определяется по изотерме паровой
фазы по формуле (3.1), а температура вывода нижнего продукта – по
изотерме жидкой фазы (3.2). Соответственно составы отводимых продуктов берутся из табл. 3.13 и переводятся в мольные доли. Зная давление в колонне К-1, определяют константы фазовых равновесий. Расчет представляется в форме таблиц (табл. 3.2 и 3.3).
3.3.4 Расчет доли отгона верхнего продукта в блоке конденсации
Порядок расчета представлен в разделе 3.13.
Для расчета принимается состав верхнего продукта (табл.
3.13).
При расчете сначала определяют мольную долю отгона верхнего продукта в блоке конденсации при принятом давлении и температуре конденсации. Далее мольную долю переводят в массовую долю. Зная выход газа, сконденсированного дистиллята и отбензиненной
нефти, составляется материальный баланс колонны К-1.
3.3.5 Определение флегмового числа колонны
Расчет флегмового числа представлен в разделе 3.1.4 на основе
состава верхнего продукта (табл. 3.13). За легкий ключевой компонент
в данном случае принимают фракцию 85-150, за тяжелый ключевой
компонент – фракцию 150-200.
52
3.3.6 Определение числа тарелок в колонне
Ход определения числа тарелок представлен в разделе 3.1.5,
фракция 85-150 принимается за легкий ключевой компонент, а фракция 150-200 – за тяжелый ключевой компонент.
3.3.7 Определение диаметра колонны
Последовательность расчета представлена в разделе 3.1.6.
3.3.8 Определение высоты колонны
Порядок расчета представлен в разделе 3.1.7.
3.3.9 Тепловой баланс колонны
Цель расчета – определение температуры вывода из колонны
отбензиненной нефти и сравнение её с ранее найденной в разделе
3.3.3.
Вводимое сырье учитывается как парожидкостной поток с массовой долей отгона согласно табл. 3.12.
Результат расчета теплового баланса должен быть представлен
в таблице, по которой находят тепло отбензиненной нефти. Зная её
количество, находят энтальпию, и используя табличные данные, температуру нижнего продукта колонны.
3.4 Расчет колонны К-2
Необходимые данные для расчета колонны:
1) состав отбензиненной нефти (кубовый остаток колонны К-1);
2) количество отбензиненной нефти (кг/ч, т/ч);
3) давление в колонне (по данным производства);
4) температура питания колонны (по данным производства);
5) количество водяного пара, подаваемого в низ колонны
(% мас.) на сырье или на отпариваемый нижний продукт (т/ч или кг/ч).
6) теплофизические характеристики применяемого водяного
пара (насыщенный, перегретый, его давление и температура).
7) количество водяного пара, подаваемого в отпарные секции,
в % мас. на боковые погоны [10].
53
g
хол.
газы
H2O
н.к.-150
K-3/2
Z2
150-250
K-3/1
Z1
250-350
Мазут
Z0
Сырье
I ц.о.
II ц.о.
II
I
J
1 пар.
J
1 жид.
Σ =
(J
J
2 в. пар.
J
2 жид.
1 пар.
+ J
2 пар.
)
Рис. 3.5. Возможная схема работы колонны К-2
Пояснения к расчету
Колонна К-2 является сложной колонной, в которой помимо
верхнего (н.к.-150) и нижнего продукта (мазута) отбираются две или
три боковых фракции, выкипающие в различных температурных пре-
54
делах. Поэтому колонна К-2 состоит из трех или четырех простых колонн. Избыточное тепло в колонне К-2 снимается с верха колонны с
помощью холодного орошения, а по высоте колонны – промежуточными циркуляционными орошениями. Количество циркуляционных
орошений рекомендуется применять равными количеству боковых
фракций (рис. 3.5).
Колонна К-2 работает без поддержания температуры низа колонны в отличие от колонны К-1. В низ К-2 подается водяной пар. Водяной пар может вводиться и в отпарные секции. Ввиду такой работы
колонны К-2 расчет материального баланса ее проводят иначе, чем
материальный баланс К-1.
Количество отбираемых фракций зависит от количества паровой фазы в колонне, причем она состоит из паровой фазы вводимого в
колонну сырья и дополнительно от барботажа через жидкую фазу сырья водяного пара, подаваемого в низ колонны.
Отсюда такая последовательность расчета колонны К-2.
1) Определение массовой доли отгона отбензиненной нефти в
зоне питания колонны при выбранном давлении и температуре. Находят количество I
2) Жидкий поток (I
, парового потока + I1, жидкого потока.
1
жид.) обрабатывается водяным паром. Оп-
1
ределяется массовая доля отгона от действия водяного пара и количества I
парового потока + I2 жидкого потока.
2
3) Зная количества и составы двух паровых фаз, рассчитывает-
ся суммарный паровой поток:
I
пар. = I1 пар. + I2 пар.
3
В его составе имеются и водяные пары.
4) Из суммарного парового потока формируются составы и количества верхнего продукта и боковых фракций в зависимости от требований к ним по техническим условиям установки перегонки. В составе отбираемых фракций помимо основных компонентов за счет налегания попадают более легкие и более тяжелые углеводороды (до
10-15 % мас. во фракции). Тяжелые компоненты парового потока, выкипающие выше 350°С, за счет циркуляционных орошений конденсируются и вводятся в состав мазута, выходящего с низа колонны. Таким
образом, мазут – это I
жидкие + сконденсированные из паровой фазы
2
компоненты.
5) На основе вышепроведенных расчетов составляется материальный баланс колонны К-2.
55
6) Зная составы отбираемых фракций, определяется темпера-
Состав
лонны К-1
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
тура вывода их из колонны с использованием уравнений паровой и
жидкой фаз. При этом необходимо учитывать количество водяного
пара, подаваемого в низ колонны, и количество водяного пара, поступающего с отпорных колонн.
7) Температура мазута на выходе из колонны К-2 принимается
по практическим данным на 15-25°С ниже температуры ввода сырья.
Далее представлена последовательность расчета К-2.
3.4.1 Расчет доли отгона сырья в зоне питания колонны
Задаются по практическим данным температурой нагрева от-
бензиненной нефти в печи и давлением в колонне К-2. Примем температуру нагрева сырья в печи 360°С, абсолютное давление в колонне–
2 атм. В табл. 3.14 вносятся необходимые данные для расчета.
Таблица 3.14 – Данные для расчета доли отгона
отбензин.
нефти ко-
% мас. Т/ч М.М.
Мольные
доли
Давление
насыщенных
паров
Константы
фазового
равновесия
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).
56
Константа фазового равновесия находится по формуле
=
, (3.48)
где Pi – давление насыщенных паров компонентов при принятых
условиях, атм.;
П – общее давление в колонне в данном сечении, атм.
После заполнения табл. 3.14 рассчитывается доля отгона в зоне
питания колонны.
Уравнение парожидкостного потока
с
(
)
=
′(
, (3.49)
)
где сi – мольная доля компонента в сырье;
К
– константа фазового равновесия;
i
е' – мольная доля отгона.
Уравнение изотермы парожидкостного потока решается двумя
способами.
Сначала графическим методом получаем приблизительное ре-
шение – 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 (рис. 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.
Рис. 3.6. График уравнения изотермы парожидкостного потока
57
Решение уравнения изотермы парожидкостного потока ана-
Компонент
Хᵢ,
Уᵢ,
Хᵢmass,
Уᵢmass,
Паровая фаза,
Жидкая
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
литическим 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:
f
mass
f
=
i
, (3.50)
(f)
f
ᵢ
=
, (3.51)
Находят количество и составы паровой и жидкой фазы,
кг/ч (т/ч):
mУ
=Fmass·emass · Уᵢmass, (3.52)
i
mХ=(1 – emass ) · Fmass ·Х
ᵢmass, (3.53)
Полученные расчеты на тарелке питания сводят в табл. 3.15
Таблица 3.15 – Состав жидкой и паровой фаз после однократного
испарения
чет доли отгона в присутствии водяного пара – 1 % на жидкую фазу
колонны К-2.
сырья
мол. доли
мол. доли
мас. доли
мас. доли
кг/ч
Жидкая фаза обрабатывается водяным паром (Z). Делают рас-
фаза, кг/ч
58
Необходимо знать характеристику применяемого пара (давле-
Компонент сырья
Т/ч
% мас.
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
Состав паровой
фазы, т/ч
Состав жидкой
фазы, т/ч
1 2 3 4 5
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
ние, температуру) и количество (кг/ч или т/ч).
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 (табл. 3.16).
Таблица 3.16 – Состав кубовой жидкости с вводимым водяным паром
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 вышеприведенным формулам.
Результаты таблицы заносят в табл. 3.17
Таблица 3.17 – Состав паровой и жидкой фаз после подачи водяного
пара в низ колонны
Компоненты
% мас.
% мас.
59
Окончание табл. 3.17
1 2 3 4 5
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
Компо-
ненты
Суммарная
паровая фаза, т/ч
Состав жидкости
внизу колонны, т/ч
n-СН
1,584
0,005 0 0
n-СН
3,864
0,012 0 0
n-СН
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
НО
270,587
0,905
8,223
0,046
Итого
29879,937
100
17510,657
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 табл. 3.18.
Таблица 3.18 – Сводный состав двух паровых фаз
% мас.
% мас.
Анализ табл. 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 него
из паровой фазы компоненты мазута (менее 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 % мас.), а в паровом потоке уменьшается содержание компонентов, выкипающих выше 350°С.
60
Таблица 3.19
Суммарный мазут
ты в мазуте
%
мас.
%
мас.
0,00
0,0006
% мас.
т/ч
фазы
Компонен-
из паровой
т/ч
Фрак. 250-350
% мас.
т/ч
Фрак. 150-250
0,001
0,0039
0,175
1,075
0,17
0,55
1,65
0,046
12,57
45,69
149,41
1,98
146,93
3,00
40,02
46,94
244,233
3252,77
3815,65
4,38
443,66
1179,99
50,05
42,52
46,68
3450,5
3142,564
10,03
815,27
0,03
93,16
25075
9355,11
8,80
650,5
100,00
26907,7
9450,00
100,0
7390,49
100,00
8127,92
0,03
0,08
0,14
4,23
16,32
т/ч
1,584
3,864
Фрак. н.к.-150
– Количественный состав фракций и мазута колонны К-2
Т/ч
Состав
ной па-
суммар-
1,584
Н
n-С
ров. фазы
7,123
209,824
808,924
3,864
7,123
209,824
808,924
Н
Н
35-50
n-С
n-С
50-85
8,37
65,35
415,25
3239,190
3483,423
3668,017
3962,587
3957,834
85-150
150-200
200-250
250-300
5,45
100,0
270,587
4956,346
3500,555
300-350
270,587
10005,610
>350
29879,97
О
Н
Итого