Методическое пособие по выполнению практической работы "Расчет ректификационной колонны К-1" по дисциплине Процессы и аппараты"
методическая разработка по теме

Шупилова Файля Алиевна

Курс «Процессы и аппараты» является профилирующим в учебных планах специальности «Химическая технология переработки нефти и газа». Одна из главных задач этого курса заключается в изучении методов расчета процессов и аппаратов, составляющих основу проектирования и действующих технологических установок нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

В учебно-методическом пособии рассмотрена методика расчета ректификационной колонны К-1: дается определение основных параметров технологического режима и основных размеров аппарата.

Все расчеты выполнены в международной системе единиц физических величин (СИ).

Скачать:

ВложениеРазмер
Файл raschet_rektifikatsionnoy_kolonny_k-1.docx418.19 КБ

Предварительный просмотр:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ НИЖЕГОРОДСКОЙ ОБЛАСТИ

государственное бюджетное образовательное учреждение  среднего профессионального образования «Кстовский нефтяной техникум»

СК-МД-03-12

Система качества образовательного учреждения

Методическое пособие

Методическое пособие

по выполнению практической работы

 «Расчет ректификационной колонны К-1»

Дисциплины «Процессы и аппараты»

                                                                     

                                                             

                                                                 Выполнил

                                                                                        преподаватель

                                                                                         Ф.А. Шупилова      

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 Назначение аппарата. Место в технологической схеме  

2 Краткая характеристика ректификационной колонны  К – 1

3 Описание конструкции аппарата

3 Выбор контактных устройств

4 Расчет ректификационной колонны  

5 Расчет гидравлического сопротивления тарелок

6  Пример расчета ректификационной колонны  К – 1

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

Курс «Процессы и аппараты» является профилирующим в учебных планах специальности «Химическая технология переработки нефти и газа». Одна из главных задач этого курса заключается в изучении методов расчета процессов и аппаратов, составляющих основу проектирования и действующих технологических установок нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

В учебно-методическом пособии рассмотрена методика расчета ректификационной колонны К-1: дается определение основных параметров технологического режима и основных размеров аппарата.

Все расчеты выполнены в международной системе единиц физических величин (СИ).

1 Назначение аппарата. Место в технологической схеме.

        Нефть, представляет собой чрезвычайно сложную смесь взаимно растворимых органических веществ. Paздeлить ее нацело на составляющие компоненты практически невозможно, но этого для промышленного применения нефтепродуктов и не требуется. На практике нефть разделяют на фракции и группы углеводородов, подвергают обработке с целью изменения химического состава, существуют процессы первичной и вторичной переработки нефти. К первичным относятся процессы, в которых нефть разделяется на фракции, различающиеся пределами выкипания, а к вторичным — процессы термической и термокаталитической переработки, а также очистки нефтепродуктов.

        Основным процессом первичной переработки нефти является первичная, или прямая, перегонка, которая осуществляется с применением дистилляции и ректификации.

Дистилляция.

         Дистилляцией или перегонкой называется процесс разделения смеси взаимно растворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения как друг от друга, так и от исходной смеси. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется. Получаемые пары отбираются и конденсируются. Перегонкой получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси.

        Перегонка может быть осуществлена однократным, многократным или постепенным испарением.

        При однократном испарении в течение всего времени нагревания смеси продуктов до определенной конечной температуры, образующиеся пары не выводятся из системы и остаются в контакте с жидкостью. После того как сообщение теплоты заканчивается, вся парожидкостная смесь выводится в сепаратор. Здесь образовавшиеся пары в один прием  (однократно)  отделяются от жидкости

        При многократном осуществлении процесса разделение фаз проводится в несколько приемов. 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 и т. д.

        При постепенном испарении образующиеся пары по мере их образования непрерывно выводятся из перегонного аппарата. Постепенное испарение применяется при лабораторной перегонке нефти из колбы, а в промышленной практике прежде использовалось при перегонке на кубовых установках.

        Процесс однократного испарения обладает преимуществами перед постепенным испарением. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате, снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что дает возможность вести перегонку при более низких температурах.

        При постепенном испарении, наоборот, легкие фракции отгоняют сначала, а тяжелые — в конце Поэтому легкие фракции, которые превратились в пары и были выведены из аппарата, не влияют на температуру кипения тяжелых фракций. Благодаря влиянию легких фракций, применяя однократное испарение, можно снизить конец кипения перегоняемого сырья на 50—100°С по сравнению с постепенным испарением.

        На современных установках перегонка нефти проводится с применением однократного испарения.

        Как известно, в составе нефти имеются углеводороды, кипящие при атмосферном давлении в интервале температур 400—500 °С и выше, в то время как термическая стабильность углеводородов сохраняется только до 330—400 °С При более высокой температуре начинается процесс разложения — крекинга углеводородов, причем наиболее высококипящие углеводороды нефти обладают наименьшей термической стабильностью.

        Для того чтобы избежать разложения углеводородов, надо понизить температуру их кипения. Это достигается перегонкой нефти под вакуумом. Нефтяная фракция, выкипающая при атмосферном давлении в интервале температур 450—500 °С, может быть перегнана под вакуумом   (остаточное давление 3—5 кПа)   при 200—250 °С.

        Для понижения температуры кипения в практике нефтепереработки применяют также перегонку с водяным паром, который снижает парциальное давление углеводородов.

Ректификация.

         При однократном испарении взаимно растворимых жидкости последующей конденсации паров получают две фракции: легкую, в которой содержится больше низкокипящих фракций, и тяжелую, в которой содержится меньше низкокипящих фракций, чем в исходном сырье. Следовательно, при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой — высококипящими компонентами. Однако достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продукты, кипящие в заданных температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. Поэтому после однократного испарения нефтяные фракции подвергаются ректификации.

        Ректификацией называется диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счет противоточного   многократного  контактирования  паров   и  жидкости.

2 Краткая характеристика ректификационной колонны К - 1

        Колонна отбензинивания К – 1 предназначена для выделения из обессоленной и обезвоженной нефти легких углеводородов – растворенного газа и части бензина. Другой, не менее важной функцией К – 1 является стабилизация состава кубового продукта – отбензиненной нефти, которая является сырьем основной атмосферной колонны К – 2. Колонна К – 1 играет роль своеобразного фильтра, компенсирующего различные возмущения ( изменения производительности установки по сырью, состава сырья, температуры нагрева нефти в блоке рекуперации тепла), возникающие в ходе эксплуатации установки. Наиболее распространенная схема колонны К – 1: подача нагретого сырья в среднюю часть колонны, отвод (из емкости орошения) газовой сдувки и жидкого продукта – широкой бензиновой фракции, а снизу – отбензиненной нефти; подача верхнего флегмового орошения и использование горячей струи в качестве подвода тепла в куб колонны.

3 Описание конструкции аппарата

        Контактирование паров и жидкости осуществляется в вертикальных цилиндрических аппаратах — ректификационных колоннах, снабженных специальными устройствами — ректификационными тарелками или насадкой, позволяющими создать тесный контакт между паром, поднимающимся вверх по колонне, и жидкостью, стекающей вниз.

        В среднюю часть в виде пара, жидкости или парожидкостной смеси подается сырье, которое необходимо разделить на две части — высококипящую и низкокипящую. Зона, в которую подается сырье, носит название эвапорационной, так как в ней происходит эвапорация — однократное испарение нагретой в печи или теплообменнике смеси на паровую и жидкую фазы. В некоторых случаях эвапорационная зона отделена от колонны, и эвапорция производится в самостоятельном аппарате. Однако у большинства колонн, в частности на установках первичной перегонки, однократное испарение и ректификация совмещаются.

        В работающей ректификационной колонне через каждую тарелку проходят четыре потока: 1) жидкость — флегма, стекающая с вышележащей тарелки; 2) пары, поступающие с нижележащей тарелки; 3) жидкость — флегма, уходящая на нижележащую тарелку;   4)   пары,   поднимающиеся   на   вышележащую   тарелку.

        Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равновесия, однако, вступая в соприкосновение, стремятся к этому состоянию Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и поэтому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с  нижележащей тарелки, попадает в зону более низкой температуры и часть высококипящего продукта из этого потока конденсируется, переходя в жидкость. Концентрация высококипящего компонента в парах таким образом понижается, а низкокипящего — повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно изменяется.

        Область ректификационной колонны, которая расположена выше ввода сырья, называется концентрационной, а ниже — отгонной. В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс ректификации. С верха концентрационной части в паровой фазе выводится целевой продукт необходимой чистоты — ректификат, а с низа — жидкость, еще в заметной степени обогащенная низко-кипящим компонентом. В отгонной части из этой жидкости окончательно отпаривается низкокипящий компонент. В виде жидкости с низа этой части колонны выводится второй целевой компонент — остаток.

Для осуществления процесса ректификации в колонне необходимо создать восходящий поток паров и нисходящий поток жидкости. Первый поток создается за счет теплоты, подаваемой в отгонную часть колонны, второй — за счет орошения, вводимого в концентрационную часть.

        Ректификационные колонны подразделяются на простые (полные и неполные) и сложные. Рассмотрим схему полной простой колонны, состоящей из концентрационной и отгонной частей и имеющей два вывода продуктов — с верха и низа. Для выделения небольших количеств высококипящих и низкокипящих фракций применяют неполные ректификационные колонны — концентрационные и отгонные. В концентрационную колонну сырье подается в паровой фазе под нижнюю тарелку, а в отгонную — в жидкой фазе на верхнюю тарелку.

        В тех случаях, когда необходимо разделить многокомпонентные смеси на несколько индивидуальных компонентов или фракций,   отличающихся   четкими   пределами   выкипания,   применяют многоколонную систему. Для получения компонентов требуется n — 1 простых колонн. Многоколонные системы ректификации применяются на установках вторичной ректификации бензина, газофракционирования и др.

        Если требования по чистоте продуктов не очень высоки, используются сложные колонны. Сложная колонна — это колонна с несколькими вводами питания или боковыми отборами продуктов по высоте. В сложной колонне как бы совмещены несколько простых колонн. В целях упрощения конструкции в одном аппарате объединяют только концентрационные части колонн, а отгонные (кроме отгонной части нижней колонны) выделяются в самостоятельные секции.

        Готовые продукты отбираются с низа отгонных секций, а отогнанные легкие фракции отводятся в основную колонну, с верха которой уходит самый легкий дистиллят.

3 Выбор контактных устройств

        Существуют ректификационные тарелки различных типов – колпачковые, бесколпачковые , струйно-направленные и др.Тарелка представляет собой металлический диск, в котором имеется множество отверстий для прохода паров. По периметру отверстий закреплены бортики определенной высоты – стаканы, благодаря которым на тарелке поддерживается определённый слой жидкости. Сверху стаканы накрываются колпачками. Между верхним срезом стакана и колпачком имеется зазор для прохода паров, поступающих нижележащей тарелки. При работе колпачки погружены в слой жидкости, и вследствие этого образуется гидравлический затвор, через который барботируют пары.

        Уровень жидкости на тарелках поддерживается сливными перегородками, нижняя часть которых доходит до следующей тарелки. Избыток жидкости по сливным перегородкам спускается на нижележащую тарелку. Положение колпачков можно регулировать, изменяя размер зазора между колпачком и верхним срезом стакана.

        Существуют различные конструкции колпачков – желобчатые, круглые, шестигранные,  S-образные. Тарелки с желобчатыми колпачками применялись на НПЗ до 1960 года. Они имели простую конструкцию и легко монтировались. Основной недостаток желобчатых тарелок – малая площадь борботажа(до 30% от площади тарелки), что приводило к увеличению скорости паров и уносу флегмы.

        В тарелках с S-образными колпачками жидкость, направляясь к сливному устройству, движется поперек колпачков, а сами колпачки представляют  одно целое с желобом. Каждый S-образный элемент состоит из колпачковой и желобчатой части. При сборке их располагают таким образом, чтобы колпачковая  часть одного элемента перекрывала желобчатую часть другого, образуя гидравлический затвор.

        Тарелки из  S-образных элементов предназначены для колонн, работающих при атмосферном или невысоком давлении, для них характерна устойчивая равномерная работа при изменении нагрузок. Производительность тарелок на 20% выше, чем желобчатых.

        К группе колпачковых тарелок относится клапанные прямоточные тарелки, которыми в последние годы оснащается большинство вновь строящихся на НПЗ технологических установок.

        Эти тарелки особенно эффективны для колонн, работающих при переменных нагрузках по пару и жидкости, а также для колонн, в которых требуется добиться повышенной четкости разделения. Основной элемент такой тарелки – клапан, который под действием паров приподнимается над полотном тарелки на различную высоту. В отличии от прочих колпачковых тарелок, работающих  в статическом режиме, для клапанных тарелок характерен динамический, переменный режим работы.

        Подвижные клапаны в зависимости от паровой нагрузки поднимаются или опускаются, регулируя площадь свободного сечения тарелки. Благодаря такой конструкции в широком интервале нагрузок, определяемом возможной длиной хода клапана, скорость паров существенно не меняется.

        Из бесколпачковых тарелок в последние годы нашли применение решетчатые тарелки провального типа и ситчатые тарелки с отбойными элементами. Решетчатые тарелки весьма чувствительны к изменению технологического режима, и поэтому их применяют только в колоннах с устойчивыми постоянными нагрузками. Ситчатые тарелки имеют низкое гидравлическое сопротивление и используются в вакуумных колоннах.

Практическая работа

Расчет ректификационной колонны К-1

Таблица 1 – Исходные данные

Вариант

1

2

Расход обессоленной и обезвоженной нефти,G, кг/ч

 977436

488736

Плотность нефти при 200С

0,871

0,872

Температура ввода сырья,t, 0С

230

250

Давление питательной секции, МПа

0,3

0,3

Тип тарелки

клапанные

S-образные

Количество тарелок, шт.

23

23

Ввод сырья

на 12 тарелку

на 12 тарелку

Состав углеводородного газа, % об

H2S

1,6

1,6

CH4

2,5

2,5

C2H6

6,5

6,7

C3H8

47,7

47,7

iC4H10

17,1

17,1

n C4H10

21,5

21,5

iC5H12

2,2

2,2

nC5H12

0,7

0,5

C6H14

0,2

0,2

Таблица 2 – ИТК нефти

п/п

Температура кипения фракции, 0С

Выход на нефть, % масс.

отдельной фракции

суммарный

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Газ С14

НК-62

62-70

70-85

85-100

100-110

110-120

120-130

130-140

1,88

2,93

0,82

1,38

1,94

1,06

1,19

1,45

1,28

1,88

4,81

5,63

7,01

8,95

10,01

11,20

12,65

13,93

Продолжение таблицы 2

п/п

Температура кипения фракции, 0С

Выход на нефть, % масс.

Отдельной фракции

суммарный

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

140-150

150-160

160-170

170-180

180-190

190-200

200-210

210-220

220-230

230-240

240-250

250-260

260-270

270-280

280-290

290-300

300-310

310-320

320-330

330-340

340-350

350-360

360-400

400-420

420-450

450-480

480-500

500-520

520-540

540-560

560-КК

1,43

1,38

1,48

1,53

1,76

1,37

1,59

1,72

1,68

1,75

1,80

1,74

1,81

1,71

1,88

2,70

2,11

1,31

1,20

1,92

1,81

1,86

7,62

3,08

2,11

2,48

2,64

2,06

2,11

1,91

24,52

15,36

16,74

18,22

19,75

21,51

22,88

24,47

26,19

27,87

29,62

31,42

33,16

34,97

36,68

38,56

41,26

43,37

44,68

45,88

47,80

49,61

51,47

59,09

62,17

64,28

66,76

69,40

71,46

73,57

75,48

100

Порядок расчета

  1. Материальный баланс колонны К-1

Таблица 3 – Материальный баланс колонны К-1

Наименование продукта

Выход,

 % ,масс.

Производительность, G

кг/ч

кг/с

Приход

1 Обессоленная и обезвоженная нефть

100,00

Итого

100,00

Расход

1 Углеводородный газ

2 Бензиновая фр (НК-85) 0С

3 Полуотбензиненая нефть

Итого

100,00

2 Выбор давления в колонне К - 1

Определяем давление вверху колонны К – 1 πверх , МПа, по формуле

πверх = πi – n*∆π ,  

где  πi – давление питательной секции колонны, МПа;

        n – число тарелок от питательной секции до места вывода фракции;

        ∆π – гидравлическое сопротивление тарелки, МПа, принимает из справочных данных

   равным  0,0008 МПа.  

3 Определение температурного режима колонны К – 1.

Строим ИТК нефти на основании данных разгонки нефти

Определяем по кривой ИТК нефти температуры выкипания 10%, 50%, 70%

Определяем угол наклона кривой ИТК нефти по формуле

   , (3,с.42)

где   t70% , t10% - температура выкипания 70%, 10% отгонка по ИТК.

Определяем по графику Обрядчикова и Смидович

0% отгона по ОИ

   100% отгона по ОИ        

Строим ОИ нефти по  0,1 МПа

Определяем температуру, которая соответствует точке пересечения ИТК и ОИ при 0,1 МПа

Определяем по графику кокса температуру при заданном давлении в питательной секции

π = 0,3 МПа (2251 мм.рт.ст))

Определяем  долю отгона е , при температуре ввода сырья

Строим  ИТК  фракции  (н.к. – 85) o C

        Таблица 4 – Данные ИТК фракции (НК-85) 0С

Пределы выкипания узких фракций, 0С

Выход, % масс.

на нефть

на фракцию

суммарный

НК-62

62-70

70-85

2,93

0,82

1,38

Итого

5,13

100,0

Определяем по кривой ИТК температуры выкипания 10%, 50%, 70% фракции (н.к. – 85) o C

Определяем  угол наклона кривой ИТК фракции (н.к. – 85) o C по формуле

   ,

где   t70% , t10% - температура выкипания 10%, 70% отгонка по ИТК.

Определяем по графику Обрядчикова и Смидович

      0 % отгона по ОИ

      100% отгона по ОИ

Строим ОИ фракции (н.к. – 85) o C при 0,1 МПа

Определяем температуру, которая соответствует точке пересечения кривой ИТК и ОИ при 0,1 МПа

Определяем парциальное давление верха колонны рверх , МПа, по формуле

р верх =  ,  (1,с.48)

где    - давление верха колонны К – 1, МПа;

         Gб  - массовый расход фракции ( н.к. – 85) o C, кг/с;

         Go.op. - массовый расход острого орошения, кг/с ;

         Gг  - массовый расход углеводородного газа, кг/с ;

         Мб  - молекулярная масса фракции (н.к. – 85) o C ;

         Мг -  молекулярная масса углеводородного газа .        

Определяем массовый расход острого орошения  Go.op. , кг/с, по формуле

Go.op. = Gб * N ,

где   Gб -  массовый расход фракции ( н.к. – 85) o C, кг/с;

         N – флегмовое число (принимается равной 2-4), принимаем 2.

Определяем молекулярную массу фракции (н.к. – 85) o C, Мб , по формуле Войнова

Мб = 60 + 0,3*tcp + 0,001* ,  (3, с.13)

где   tcp  -  средняя температура кипения фракции (н.к. – 85) , o C .

        Определяем среднюю температуру кипения фракции (н.к-85) o C, по формуле

где   tн.к. tк.к. -  температура начала и конца кипения фракции (н.к-85), o C .

Определяем молекулярную массу углеводородного газа Мг 

Таблица 5 – Пересчет состава углеводородного газа в массовые %

Компонент

Молекулярная масса

Мольная (объемная) доля,

Массовая доля,

H2S

34

CH4

16

C2H6

30

C3H8

44

iC4H10

58

nC4H10

58

iC5H12

72

nC5H12

72

C6H14

86

Итого

1,000

1,000

Определяем по графику Кокса температуру при парциальном давлении верха колонны   К-1 рверх, МПа

4. Тепловой баланс колонны К-1

Определяем приход тепла с паровой частью сырья Q1, кВт, по формуле

Q1 = G · I · е,

где  G – массовый расход обессоленной и обезвоженной  нефти, кг/с;

        I– энтальпия паров обессоленной и обезвоженной нефти при температуре ввода сырья, кДж/кг;

        е – доля отгона.

Определяем относительную плотность нефти  по формуле

= + 5 α, (3, с.10)

где - относительная плотность  нефти;

α – поправочный коэффициент (определяется по  приложению 1 А.Г. Сарданашвили, с.214)

Определяем энтальпию нефти и отдельных фракций I (i), кДж/кг, по формуле

I (i) = ,

где I(i) max – максимальное значение энтальпии нефти при меньшей плотности, кДж/кг;

       I(i) min – минимальное значение энтальпии нефти при большей  плотности, кДж/кг;

 Δ – разность плотностей

Определяем энтальпию паров обессоленной и обезвоженной нефти  I,кДж/кг

Определяем приход тепла с жидкой частью сырья Q2, кВт, по формуле

Q2 = G ∙ i (1-е),

где   G – массовый расход обессоленной и обезвоженной  нефти, кг/с;

      i – энтальпия обессоленной и обезвоженной  нефти при температуре ввода  сырья, кДж/кг;

      е – доля отгона.

Определяем энтальпию жидкой обессоленной и обезвоженной  нефти i , кДж/кг

Определяем приход тепла с острым орошением Qо.ор, кВт, по формуле

Qо.ор = Gо.ор i t о.ор ,

где Gо.ор  массовый расход острого орошения, кг/с;

        i t о.ор – энтальпия острого орошения, принимаем температуру острого орошения 400С,кДж/кг.

Определяем относительную плотность  фракции (нк-85)0С  по формуле

 =+ 5 α, (3, с.10)

где - относительная плотность фракции (нк-85)0С  (= 0,700);

         α – поправочный коэффициент.

Определяем энтальпию острого орошения i t о.ор, кДж/кг

Определяем общий приход тепла в колонну Qприх, кВт, по формуле

Qприх = Q1 + Q2 + Qо.ор.,

Определяем расход тепла с дистиллятом Q3, кВт, по формуле

Q3 = Gб·I,

где Gб – массовый расход бензиновой фракции (нк-85)0С,кг/с;

           I- энтальпия фракции (нк-85)0С при температуре верха колонны К-1, кДж/кг.

Определяем энтальпию фракции (нк-85)0С  I, кДж/кг

Определяем расход тепла с углеводородным газом Q4, кВт, по формуле

Q4= Gу/г·Iу/г ,

где    Gу/г- массовый расход углеводородного газа, кг/с;

       Iу/г - энтальпия углеводородного газа при температуре верха колонны К-1, кДж/кг.

Таблица 6 – Энтальпия углеводородного газа

Компоненты

Массовая доля, хi

Теплосодержание I, кДж/кг

I · хi

H2S

CH4

C2H6

C3H8

iC4H10

nC4H10

nC5H12

i C5H12

C6H14

Итого

1,000

(По приложению 1 определяем теплосодержание компонентов, кДж/кг)

Определяем расход тепла с полуотбензиненной нефтью Q5,кВт по формуле

Q5= G п.он∙it п.он,

где  G п.он – массовый расход полуотбензиненной нефти, кг/с;

         it п.он- энтальпия полуотбензиненной нефти при температуре низа колонны, кДж/кг.

Принимаем температуру низа колонны К-1 2600С .

Определяем относительную плотность  по формуле

 =+ 5 α,

 где - относительная плотность   (= 0,872);

       α – поправочный коэффициент.

Определяем энтальпию полуотбензиненной нефти itп.он, кДж/кг

Определяем расход тепла с острым орошением Q6,кВт, по формуле

Q6= Gо.ор.  I tо.ор.,

где G о.ор – массовый расход острого орошения, кг/с;

       Itо.ор.- энтальпия острого орошения при температуре верха колонны, кДж/кг (Itо.ор = I).

Определяем общий расход тепла Qрасх, кВт, по формуле

Qрасх = Q3+ Q4 +Q5 +Q6

Определяем приход тепла вносимой горячей струей Q7, кВт, по формуле

Q7 = Qрасх –   Qприх

 Результаты расчета сводим в таблицу

Таблица 7 – Тепловой баланс колонны К-1

Наименование

Расход потока G, кг/с

Темпера-

тура Т,К

Плотность

Энталь-

пия I(i) кДж/кг

Количество теплоты Q,кВт

Приход

  1. С сырьем

  1. в паровой фазе

1.2 в жидкой фазе

2  с острым орошением

3  с «горячей струей»

Итого

Продолжение таблицы 7

Наименование

Расход потока G, кг/с

Темпера-

тура Т,К

Плотность

Энталь-

пия I(i) кДж/кг

Количество теплоты Q,кВт

Расход

1  с углеводородным газом

2  с бензиновой фракцией (нк-85)0С  

3  с полуотбензиненной нефтью

4  с острым орошением

Итого

5 Расчет основных конструктивных размеров колонны К-1

Определяем диаметр верхней части колонны К-1 питательной секции D, м, по формуле

D = 1,128 *, (3, с.54)

где Vп- объем паров, м3/с;

       W – допустимая скорость паров, м/с.

Определяем объем паров, проходящих через поперечное сечение аппарата в единицу времени Vп, м3/с, по формуле

Vп = 22,4 ,  (3, с.54)

где  Gб – массовый расход бензиновой фракции (нк-85)0С,кг/с;

        G о.ор – массовый расход острого орошения, кг/с;

        Mб - молекулярная масса бензина;

         - массовый расход углеводородного газа, кг/с;

        - молекулярная масса углеводородного газа, кг/с

        π 0- атмосферное давление, МПа,  ( π 0 = 0,1 МПа) ;

       - давление верха колонны К - 1 , МПа.

        t – температура верха колонны К - 1, 0С.

Определяем скорость паров W, м/с, по формуле

W = ,  (3, с.55)

где К – коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации (определяется по рис. 21 А.Г. Сарданашвили, с. 55);

       ρж – плотность бензиновой фракции (н.к. – 85)  при температуре верха колонны, кг/м3;

       ρп – плотность паров, кг/м3.

Определяем плотность бензиновой фракции (н.к. – 85) 0С при температуре верха

колонны  К - 1 ԛ, кг/м3, по формуле

= ,  (3, с.9)

где ƿ  –  относительная плотность бензиновой фракции (н.к. – 85) ;

         Т – температура верха колонны, К.

Определяем плотность паров при температуре верха колонны К – 1 , ρп, кг/м3, по формуле

ρп = ,

где  Gб – массовый расход бензиновой фракции (нк-85)0С,кг/с;

        G о.ор – массовый расход острого орошения, кг/с;

         - массовый расход углеводородного газа, кг/с.

Если найденный диаметр не совпадает со значением, данным в ГОСТ, то принимаем ближайший диаметр.

Принимаем по ГОСТу диаметр колонны 4 м.

Определяем высоту колонны К - 1 Н, м, по формуле

Н = h1+h2+h3+h4+h5+h6,  (3, с.56)

где h1 –  расстояние от верхнего днища до верхней тарелки концентрационной части, м;

       h2 –  высота, занимаемая тарелками концентрационной части, м;

       h3 – высота питательной секции, м;

       h4 – высота, занимаемая тарелками отгонной части, м;

       h5 – расстояние между нижним днищем и нижней тарелкой отгонной части, м;

       h6  – высота юбки, м.

Определяем высоту от верхнего днища до верхней тарелки концентрационной части h1 , м, по формуле

h1 = 0,5 ∙ D + 0,2, (3, с.57)

где D – диаметр верха колонны, м.

Определяем высоту, занимаемую тарелками концентрационной части h2 , м, по формуле

h2= (nт.к - 1) ∙а, (3, с.57)

где nт.к – число тарелок в концентрационной части;

      а – расстояние между тарелками, принимаем 0,6 м.

Определяем высоту питательной секции h3, м, по формуле

h3= 3 ∙ а, (3, с.57)

Определяем высоту, занимаемую тарелками отгонной части h4, м, по формуле

h4= (nт.о - 1) ∙а, (3, с.57)

где nт.о – число тарелок отгонной части;

      а – расстояние между тарелками, м.

Определяем высоту от нижнего днища до нижней тарелки отгонной части h5, м, по формуле

h5= , (3, с.57)

где  R – массовый расход полуотбензиненной нефти , кг/с;

        h ж–  запас жидкости (принимают, исходя из 5-10 – минутного запаса продукта внизу колонны, необходимо для нормальной работы насоса), принимаем 5 минутный запас, мин.;

        D – диаметр колонны, м;

        - плотность полуотбензиненной нефти при температуре низа колонны, кг/м3.

Определяем плотность полуотбензиненной нефти , кг/м3, по формуле

= , (3, с.9)

где   –  относительная плотность полуотбензиненной нефти;

         Т – температура ввода сырья, К.

Высоту юбки h6, принимаем из практических данных 4 м.

   6 Расчет гидравлического сопротивления тарелок

   Определяем сопротивление орошаемой тарелки ΔР, Па, по формуле

ΔР = ΔРсух + ΔРжид ,

где  ΔРсух – потеря напора на сухой тарелке, Па;

        ΔРжид  - потеря напора в слое жидкости, Па.

   Определяем потерю напора на сухой тарелке ΔРсух, Па, по формуле

ΔРсух = ,

где ε – коэффициент сопротивления сухой тарелки, принимаем  ε = 3,6;

ρп – плотность паров кг/ м3 ;

ѡо  – линейная скорость паров, м/с.

   Определяем линейную скорость паров Wо, м/с, по формуле

,

где W - максимально допустимая скорость паров,  м/с;

      Fсв  - свободное сечение тарелки, принимаем  Fсв = 0,134 м2.

   Определяем потерю напора в слое жидкости  ΔРжид , Па, по формуле

ΔРжид = ( hпогр + Δh) ƿж g ,

где hпогр  - высота погружения, мм, принимаем 30 мм;

      Δh – напор жидкости над сливной планкой, м;

     ƿж – относительная плотность полуотбензиненной нефти при температуре ввода сырья;

     g – ускорение свободного падения, м2/с (9,81).

  Определяем напор жидкости над сливной планкой Δh, м, по формуле

,

где Lо – объемный расход жидкости, м3/м ч.

    Определяем объемный расход жидкости Lо, м3/м ч, по формуле

Lо =  ,

где V – объем жидкости, протекающей по тарелке, м3/ч;

      ℓ - длина сливной перегородки, м.

   Определяем объем жидкости, протекающей по тарелке V, м3/ч, по формуле

V = ,

где gо – количество жидкой фазы полуотбензиненной нефти, кг/с;

       g2 – количество жидкости, стекающей с нижней тарелки концентрационной части

              колонны, кг/с;

       – плотность полуотбензиненной нефти при температуре ввода, кг/м3.

     Принимаем количество флегмы по высоте колонны постоянным

где  g1 - количество жидкости, стекающей с нижней тарелки концентрационной части

              колонны, кг/с;

          QД – количество тепла, снимаемое дистиллятом, кВт;

        It – энтальпия паров дистиллята при температуре вывода, кДж/кг;

        it – энтальпия жидкого дистиллята при температуре вывода, кДж/кг.

     Определяем энтальпию паровой и жидкой фаз дистиллята I (i), кДж/кг, по формуле

I (i) = ,

где I(i) max – максимальное значение энтальпии нефти при меньшей плотности, кДж/кг;

       I(i) min – минимальное значение энтальпии нефти при большей  плотности, кДж/кг;

 Δ – разность плотностей.

       Определяем плотность полуотбензиненной нефти при температуре ввода , кг/м3,

        по формуле

= ,

где   –  относительная плотность полуотбензиненной нефти;

         Т – температура ввода сырья, К.

 

 

   

Пример расчета ректификационной колонны К-1

Таблица  1 – Исходные данные

Вариант

Расход обессоленной и обезвоженной нефти,  G, кг/ч

Плотность нефти,

Температура

ввода сырья,

t , o C

Давление питательной секции,

 , МПа

Тип тарелки

Количество тарелок, шт

Ввод сырья на тарелку

Cостав углеводородного газа,

% об.

977450

0,865

230

0,33

клапанные

23

на 12

H2S-1,6

CH4-1,9

C2H6-6,3

C3H8-37,2

iC4H10-13,7

nC4H10-24,9

iC5H12-7,3

nC5H12-5,3

C6H14-1,8

          Таблица 2 – Данные ИТК нефти

п/п

Температура кипения,

o C

Выход на нефть, %

отдельной фракции

суммарный

Газ

28 – 62

62 – 70

70 – 85

85 – 100

100 – 110

110 – 120

120 – 130

130 – 140

140 – 150

150 – 160

160 – 170

170 – 180

180 – 190

190 – 200

200 – 210

210 – 220

220 – 230

230 – 240

240 – 250

250 – 260

260 - 270

270 – 280

1,24

1,13

0,80

0,84

2,28

1,04

1,28

1,17

1,44

1,42

1,57

1,52

1,59

1,50

1,78

1,75

1,41

1,61

1,50

1,67

1,81

1,49

1,63

1,24

2,37

3,17

4,01

6,29

7,33

8,61

9,78

11,22

12,64

14,21

15,73

17,32

18,82

20,60

22,35

23,76

25,37

26,87

28,54

30,35

31,84

33,47

Продолжение таблицы 2

280 – 290

290 – 300

300 – 310

310 – 320

320 – 330

330 – 340

340 – 350

350 – 360

360 – 380

380 – 400

400 – 420

420 – 450

450 – 480

480 – 500

500 – 520

520 – 540

540 – 550

550 – 560

Выше 560

Остаток

1,67

2,51

1,35

1,68

1,80

1,86

1,88

2,01

2,71

3,61

3,43

4,11

3,15

2,81

2,25

1,29

1,02

1,02

26,11

0,27

35,14

37,65

39,00

40,68

42,48

44,34

46,22

48,23

50,94

54,55

57,98

62,09

65,24

68,05

70,30

71,59

72,62

73,64

99,73

100,00

Итого

100,00

1 Материальный баланс колонны К – 1

Таблица 3 – Материальный баланс колонны К - 1

Наименование продуктов

Выход,

% масс.

Производительность, G

кг/ч

кг/с

Приход

1 Обессоленная Обезвоженная Нефть

100,00

977450,00

271,51

Итого

100,00

977450,00

271,51

Расход

1  Углеводородный газ

1,24

12120,38

3,37

2  Бензиновая фракция  (НК-85)оС

2,77

27075,36

7,52

  3  Полуотбензиненая нефть

95,99

938254,26

260,62

Итого

100,00

977450,00

271,51

2 Выбор давления в колонне К - 1

Определяем давление вверху колонны К – 1 πверх , МПа, по формуле

πверх = πi – n*∆π ,  

где  πi – давление питательной секции колонны, МПа;

        n – число тарелок от питательной секции до места вывода фракции;

        ∆π – гидравлическое сопротивление тарелки, МПа, принимает из справочных данных

   равным  0,0008 МПа.  

πверх = 0,33 – 11*0,0008 = 0,32 МПа

3 Определение температурного режима колонны К – 1.

Строим ИТК нефти на основании данных разгонки нефти

Определяем по кривой ИТК нефти температуры выкипания 10%, 50%, 70%

t10% = 130 o C

t50% = 370 o C

t70% = 500 o C

Определяем угол наклона кривой ИТК нефти по формуле

   , (3,с.42)

где   t70% , t10% - температура выкипания 70%, 10% отгонка по ИТК.

       = 6,16

Определяем по графику Обрядчикова и Смидович

0 % отгона по ОИ соответствует  4 %

100% отгона по ОИ соответствует 82 %          

Строим ОИ нефти по  0,1 МПа

Определяем температуру, которая соответствует точке пересечения ИТК и ОИ при 0,1 МПа

t Л.Р.С. = 140 o C

Определяем по графику кокса температуру при заданном давлении в питательной секции

π = 0, 33 МПа ( 2476 мм. рт. ст. )

t = 180 o C

Определяем  долю отгона е , при температуре ввода 230 o C и давлении 0,33 МПа

е = 0,23

Строим  ИТК  фракции  (н.к. – 85) o C        

Таблица  4 –  Данные ИТК фракции (н.к. – 85) o C

Пределы выкипания узких фракций, o C

Выход , % масс.

на нефть

на фракцию

суммарный

28 – 62

62 – 70

70 – 85

1,13

0,80

0,84

40,79

28,88

30,32

40,79

69,67

100,00

Итого

2,77

100,00

Определяем по кривой ИТК температуры выкипания 10%, 50%, 70% фракции (н.к. – 85) o C

t10% = 37 o C

t50% = 65 o C

t70% = 70 o C

Определяем  угол наклона кривой ИТК фракции (н.к. – 85) o C по формуле

   ,

где   t70% , t10% - температура выкипания 10%, 70% отгонка по ИТК.

   

Определяем по графику Обрядчикова и Смидович

0 % отгона по ОИ соответствует  31 %

100% отгона по ОИ соответствует  58  %

Строим ОИ фракции (н.к. – 85) o C при 0,1 МПа

Определяем температуру, которая соответствует точке пересечения кривой ИТК и ОИ при 0,1 МПа

t Л.Р.С. = 59 o C

Определяем парциальное давление верха колонны рверх , МПа, по формуле

р верх =    ,  (1,с.48)

где    - давление верха колонны К – 1, МПа;

         Gб  - массовый расход фракции ( н.к. – 85) o C, кг/с;

         Go.op. - массовый расход острого орошения, кг/с ;

         Gг  - массовый расход углеводородного газа, кг/с ;

         Мб  - молекулярная масса фракции (н.к. – 85) o C ;

         Мг -  молекулярная масса углеводородного газа .        

Определяем массовый расход острого орошения  Go.op. , кг/с, по формуле

Go.op. = Gб * N ,

где   Gб -  массовый расход фракции ( н.к. – 85) o C, кг/с;

         N - флегмовое число, принимаем 2 .

Go.op. = 7,52 * 2 = 15,04 кг/с

Определяем молекулярную массу фракции (н.к. – 85) o C, Мб , по формуле Войнова

Мб = 60 + 0,3*tcp + 0,001* ,  (3, с.13)

где   tcp  -  средняя температура кипения фракции (н.к. – 85) , o C .

        Определяем среднюю температуру кипения фракции (н.к-85) o C, по формуле

где   tн.к. tк.к. -  температура начала и конца кипения фракции (н.к-85), o C .

Мб = 60 + 0,3*56,5 + 0,001*56,52 = 80,14

Определяем молекулярную массу углеводородного газа Мг 

Таблица 5 – Пересчет состава углеводородного газа в массовые %

Компонент

Молекулярная масса

Мольная (объемная) доля,

Массовая доля,

H2S

34

0,016

0,54

0,011

CH4

16

0,019

0,30

0,006

C2H6

30

0,063

1,89

0,039

C3H8

44

0,372

16,37

0,338

iC4H10

58

0,137

7,95

0,164

nC4H10

58

0,249

14,44

0,298

iC5H12

72

0,073

5,26

0,109

nC5H12

72

0,053

0,11

0,002

C6H14

86

0,018

1,55

0,032

Итого

1,000

48,41

1,000

 0,26 МПа

Определяем по графику Кокса температуру при парциальном давлении верха        колонны К – 1     = 1950 мм.рт.ст.    tверх = 98

4. Тепловой баланс колонны К-1

Определяем приход тепла с паровой частью сырья Q1, кВт, по формуле

Q1 = G · I · е,

где  G – массовый расход обессоленной и обезвоженной  нефти, кг/с;

        I– энтальпия паров обессоленной и обезвоженной нефти при температуре ввода сырья, кДж/кг;

        е – доля отгона.

Определяем относительную плотность нефти  по формуле

= + 5 α, (3, с.10)

где - относительная плотность  нефти;

α – поправочный коэффициент (определяется по  приложению 1 А.Г. Сарданашвили, с.214)

= 0,865 + 5 * 0,000686 = 0,868

Определяем энтальпию нефти и отдельных фракций I (i), кДж/кг, по формуле

I (i) = ,

где I(i) max – максимальное значение энтальпии нефти при меньшей плотности, кДж/кг;

       I(i) min – минимальное значение энтальпии нефти при большей  плотности, кДж/кг;

 Δ – разность плотностей

Определяем энтальпию паров обессоленной и обезвоженной нефти  I, кДж/кг

∆ = (0,900 – 0,868)*1000 = 32

I503 = = 773,46  кДж/кг

Q1 = 149,33*773,46*0,23 = 26565,18 кВт

Определяем приход тепла с жидкой частью сырья Q2, кВт, по формуле

Q2 = G ∙ i (1-е),

где   G – массовый расход обессоленной и обезвоженной  нефти, кг/с;

      i – энтальпия обессоленной и обезвоженной  нефти при температуре ввода  сырья, кДж/кг;

      е – доля отгона.

Определяем энтальпию жидкой обессоленной и обезвоженной  нефти i , кДж/кг

I503   = = 512,99 кДж/кг

Q2 = 122,18*512,99*0,77 = 48261,38 кВт

Определяем приход тепла с острым орошением Qо.ор, кВт, по формуле

Qо.ор = Gо.ор i t о.ор ,

где Gо.ор  массовый расход острого орошения, кг/с;

        i t о.ор – энтальпия острого орошения, принимаем температуру острого орошения 400С,кДж/кг.

Определяем относительную плотность  фракции (нк-85)0С  по формуле

 =+ 5 α, (3, с.10)

 где - относительная плотность фракции (нк-85)0С  (= 0,700);

         α – поправочный коэффициент.

 = 0,700 + 5*0,000897 = 0,704

Определяем энтальпию острого орошения i t о.ор, кДж/кг

∆ = (0,750 – 0,704) * 1000 = 46

i313    = 83,67 кДж/кг

Qо.ор = 15,04 * 83,67= 1258,39 кВт

Определяем общий приход тепла в колонну Qприх, кВт, по формуле

Qприх = Q1 + Q2 + Qо.ор.,

Qприх= 26565,18 + 48261,38 + 1258,39 = 76084,95 кВт

Определяем расход тепла с дистиллятом Q3, кВт, по формуле

Q3 = Gб·I,

где Gб – массовый расход бензиновой фракции (нк-85)0С,кг/с;

           I- энтальпия фракции (нк-85)0С при температуре верха колонны К-1, кДж/кг.

Определяем энтальпию фракции (нк-85)0С  I, кДж/кг

I371  =  = 548,97 кДж/кг

Q3 = 7,52 * 548,97 = 4128,25 кВт

Определяем расход тепла с углеводородным газом Q4, кВт, по формуле

Q4= Gу/г·Iу/г ,

где Gу/г- массовый расход углеводородного газа, кг/с;

       Iу/г - энтальпия углеводородного газа при температуре верха колонны К-1, кДж/кг.

Таблица 6 – Энтальпия углеводородного газа

Компоненты

Массовая доля, хi

Теплосодержание I, кДж/кг

I · хi

H2S

CH4

C2H6

C3H8

iC4H10

nC4H10

iC5H12

n C5H12

C6H14

0,011

0,006

0,039

0,338

0,164

0,298

0,109

0,002

0,032

3435,8000

229,6120

186,1197

178,7872

181,5945

181,5945

181,4269

181,4269

181,7202

37,79

1,38

7,26

60,43

29,78

54,11

19,77

0,36

5,81

Итого

1,000

216,69

(По приложению 1 определяем теплосодержание компонентов, кДж/кг)

Q4 = 3,37 * 216,69 = 730,25 кВт

Определяем расход тепла с полуотбензиненной нефтью Q5,кВт по формуле

Q5= G п.он∙it п.он,

где  G п.он – массовый расход полуотбензиненной нефти, кг/с;

         it п.он- энтальпия полуотбензиненной нефти при температуре низа колонны, кДж/кг.

Принимаем температуру низа колонны К-1 2600С .

Определяем относительную плотность  по формуле

 =+ 5 α,

 где - относительная плотность   (= 0,872);

       α – поправочный коэффициент.

 = 0,879 + 5*0,000673 = 0,882

Определяем энтальпию полуотбензиненной нефти itп.он, кДж/кг

i533  кДж/кг

Q5 = 260,62*589,41 = 153612,03 кВт

Определяем расход тепла с острым орошением Q6,кВт, по формуле

Q6= Gо.ор.  ∙ Itо.ор.,

где G о.ор – массовый расход острого орошения, кг/с;

       Itо.ор.- энтальпия острого орошения при температуре верха колонны, кДж/кг (Itо.ор = I).

Q6 = 15,04 * 548,97 = 8256,51 кВт

Определяем общий расход тепла Qрасх, кВт, по формуле

Qрасх = Q3+ Q4 +Q5 +Q6

Qрасх = 4128,25 + 730,25 + 153612,03 + 8256,51 = 166727,04 кВт

Определяем приход тепла вносимой горячей струей Q7, кВт, по формуле

Q7 = Qрасх –   Qприх

Q7 = 166727,04 – 76084,95= 90642,09 кВт

Результаты расчета сводим в таблицу

Таблица 7 – Тепловой баланс колонны К-1

Наименование

Расход потока G, кг/с

Темпера-

тура Т,К

Плотность

Энталь-

пия I(i) кДж/кг

Количество теплоты Q,кВт

Приход

  1. С сырьем

  1. в паровой фазе

1.2 в жидкой фазе

149,33

122,18

503

503

0,868

0,868

773,46

512,99

26565,18

48261,38

1258,39

90642,09

2  с острым орошением

3  с «горячей струей»

15,04

313

0,704

83,67

Итого

271,51

166727,04

Расход

1  с углеводородным газом

2  с бензиновой фракцией (нк-85)0С  

3  с полуотбен-зиненной нефтью

4  с острым орошением

3,37

7,52

260,62

15,04

371

371

533

371

0,704

0,875

0,704

216,69

548,97

591,76

548,97

730,25

4128,25

153612,03

8256,51

Итого

271,51

166727,04

5 Расчет основных конструктивных размеров колонны К-1

Определяем диаметр верхней части колонны К-1 питательной секции D, м, по формуле

D = 1,128 *, (3, с.54)

где Vп- объем паров, м3/с;

        W – допустимая скорость паров, м/с.

Определяем объем паров, проходящих через поперечное сечение аппарата в единицу времени Vп, м3/с, по формуле

Vп = 22,4 ,  (3, с.54)

где  Gб – массовый расход бензиновой фракции (нк-85)0С,кг/с;

        G о.ор – массовый расход острого орошения, кг/с;

        Mб - молекулярная масса бензина;

        - массовый расход углеводородного газа, кг/с;

        - молекулярная масса углеводородного газа, кг/с

        π 0- атмосферное давление, МПа,  ( π 0 = 0,1 МПа) ;

       - давление верха колонны К - 1 , МПа.

        t – температура верха колонны К - 1, 0С.

Vс = 22,4

Определяем скорость паров W, м/с, по формуле

W = ,  (3, с.55)

где К – коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации (определяется по рис. 21 А.Г. Сарданашвили, с. 55);

       ρж – плотность бензиновой фракции (н.к. – 85)  при температуре верха колонны, кг/м3;

       ρп – плотность паров, кг/м3.

Определяем плотность бензиновой фракции (н.к. – 85)  при температуре верха колонны  К - 1        , кг/м3, по формуле

= ,  (3, с.9)

где   –  относительная плотность бензиновой фракции (н.к. – 85) ;

         Т – температура верха колонны, К.

=

Определяем плотность паров при температуре верха колонны К – 1 , ρп, кг/м3, по формуле

ρп = ,

где  Gб – массовый расход бензиновой фракции (нк-85)0С,кг/с;

        G о.ор – массовый расход острого орошения, кг/с;

         - массовый расход углеводородного газа, кг/с.

ρп =

W =  = 0,45 м/с

D = 1,128

Если найденный диаметр не совпадает со значением, данным в ГОСТ, то принимаем ближайший диаметр.

Принимаем по ГОСТу диаметр колонны 4 м.

Определяем высоту колонны К - 1 Н, м, по формуле

Н = h1+h2+h3+h4+h5+h6,  (3, с.56)

где h1 –  расстояние от верхнего днища до верхней тарелки концентрационной части, м;

       h2 –  высота, занимаемая тарелками концентрационной части, м;

       h3 – высота питательной секции, м;

       h4 – высота, занимаемая тарелками отгонной части, м;

       h5 – расстояние между нижним днищем и нижней тарелкой отгонной части, м;

       h6 – высота юбки, м.

Определяем высоту от верхнего днища до верхней тарелки концентрационной части h1 , м, по формуле

h1 = 0,5 ∙ D + 0,2, (3, с.57)

где D – диаметр верха колонны, м.

h1 = 0,5 ∙ 4 + 0,2 = 2,2 м

Определяем высоту, занимаемую тарелками концентрационной части h2 , м, по формуле

h2= (nт.к - 1) ∙а, (3, с.57)

где nт.к – число тарелок в концентрационной части;

       а – расстояние между тарелками, принимаем 0,6 м.

h2= (12 - 1) ∙0,6 = 6,6 м

Определяем высоту питательной секции h3, м, по формуле

h3= 3 ∙ а, (3, с.57)

h3= 3 ∙ 0,6 = 1,8 м

Определяем высоту, занимаемую тарелками отгонной части h4, м, по формуле

h4= (nт.о - 1) ∙а, (3, с.57)

где  nт.о – число тарелок отгонной части;

        а – расстояние между тарелками, м.

h4= (11 - 1) ∙0,6 = 6 м

Определяем высоту от нижнего днища до нижней тарелки отгонной части h5, м, по формуле

h5 =, (3, с.57)

где  R – массовый расход полуотбензиненной нефти , кг/с;

        h ж–  запас жидкости (принимают, исходя из 5-10 – минутного запаса продукта внизу колонны, необходимо для нормальной работы насоса), принимаем 5 минутный запас, мин.;

        D –  диаметр колонны, м;

       - плотность полуотбензиненной нефти при температуре низа колонны, кг/м3.

Определяем плотность полуотбензиненной нефти, , кг/м3, по формуле

= , (3, с.9)

где    –  относительная плотность полуотбензиненной нефти;

         Т – температура ввода сырья, К.

=

h5=

Высоту юбки h6, принимаем из практических данных 4 м.

H = 2,2+ 6,6 + 1,8 + 6 + 9,68 + 4 = 30,3 м

   6 Расчет гидравлического сопротивления тарелок

   Определяем сопротивление орошаемой тарелки ΔР, Па, по формуле

ΔР = ΔРсух + ΔРжид ,

где  ΔРсух – потеря напора на сухой тарелке, Па;

        ΔРжид  - потеря напора в слое жидкости, Па.

   Определяем потерю напора на сухой тарелке ΔРсух, Па, по формуле

ΔРсух = ,

где ε – коэффициент сопротивления сухой тарелки, принимаем  ε = 3,6;

ρп – плотность паров кг/ м3 ;

ѡо  – линейная скорость паров, м/с.

   Определяем линейную скорость паров Wо, м/с, по формуле

,

где W - максимально допустимая скорость паров,  м/с;

      Fсв  - свободное сечение тарелки, принимаем  Fсв = 0,134 м2.

ΔРсух =

   Определяем потерю напора в слое жидкости  ΔРжид , Па, по формуле

ΔРжид = ( hпогр + Δh) ƿж g ,

где hпогр  - высота погружения, мм, принимаем 30 мм;

      Δh – напор жидкости над сливной планкой, м;

     ƿж – относительная плотность полуотбензиненной нефти при температуре ввода сырья;

     g – ускорение свободного падения, м2/с (9,81).

  Определяем напор жидкости над сливной планкой Δh, м, по формуле

,

где Lо – объемный расход жидкости, м3/м ч.

    Определяем объемный расход жидкости Lо, м3/м ч, по формуле

Lо =  ,

где V – объем жидкости, протекающей по тарелке, м3/ч;

      ℓ - длина сливной перегородки, м.

   Определяем объем жидкости, протекающей по тарелке V, м3/ч, по формуле

V = ,

где gо – количество жидкой фазы полуотбензиненной нефти, кг/с;

       g2 – количество жидкости, стекающей с нижней тарелки концентрационной части

              колонны, кг/с;

       – плотность полуотбензиненной нефти при температуре ввода, кг/м3.

     Принимаем количество флегмы по высоте колонны постоянным

где  g1 - количество жидкости, стекающей с нижней тарелки концентрационной части

              колонны, кг/с;

          QД – количество тепла, снимаемое дистиллятом, кВт;

        It – энтальпия паров дистиллята при температуре вывода, кДж/кг;

        it – энтальпия жидкого дистиллята при температуре вывода, кДж/кг.

     Определяем энтальпию паровой и жидкой фаз дистиллята I (i), кДж/кг, по формуле

I (i) = ,

где I(i) max – максимальное значение энтальпии нефти при меньшей плотности, кДж/кг;

       I(i) min – минимальное значение энтальпии нефти при большей  плотности, кДж/кг;

 Δ – разность плотностей.

       Определяем плотность полуотбензиненной нефти при температуре ввода , кг/м3,

        по формуле

= ,

где   –  относительная плотность полуотбензиненной нефти;

         Т – температура ввода сырья, К.

 

=

Lо =  ,

ΔРжид =

ΔР = 97,47+541,12 = 639 Па

ЛИТЕРАТУРА

1.  И.А. Александров Ректификационные и абсорбционные аппараты, М., Химия, 1971

2.  А.А. Кузнецов, С.М. Кагерманов, У.Н. Судаков Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности, Л., Химия, 1974

3. А.Г. Сарданашвили, А.Н. Львова Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа, М., Химия, 1980

4. М.Г. Рудин, В.Е. Сомов, А.С. Фомин Карманный справочник нефтепереработчика, М., ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», 2004

5. В.Н. Эрих, М.Г. Расина, М.Г. Рудин Химия и технология нефти и газа, Л., Химия, 1985

       


По теме: методические разработки, презентации и конспекты

Методическое пособие по выполнению практического занятия №1 "Изучение структуры операционной системы" по дисциплине "Операционные системы и среды" для специальности 230113 Компьютерные системы и комплексы

Методическое пособие создано для реализации основной профессиональной образовательной программы в соответствии с ФГОС по специальности СПО 230113 Компьютерные системы и комплексы (базовой подгото...

Методическое пособие по выполнению практического занятия №2 "Работа с основными командами операционной системы" по дисциплине "Операционные системы и среды" для специальности 230113 Компьютерные системы и комплексы

Методическое пособие создано для реализации основной профессиональной образовательной программы в соответствии с ФГОС по специальности СПО 230113 Компьютерные системы и комплексы (базовой подгото...

Методическое пособие по выполнению практического занятия №3 "Командные файлы Windows" по дисциплине "Операционные системы и среды" для специальности 230113 Компьютерные системы и комплексы

Методическое пособие создано для реализации основной профессиональной образовательной программы в соответствии с ФГОС по специальности СПО 230113 Компьютерные системы и комплексы (базовой подгото...

Методическое пособие по выполнению практического занятия №6 "Работа в командной строке операционной системы Windows" по дисциплине "Операционные системы и среды" для специальности 230113 Компьютерные системы и комплексы

Методическое пособие создано для реализации основной профессиональной образовательной программы в соответствии с ФГОС по специальности СПО 230113 Компьютерные системы и комплексы (базовой подгото...

Методическое пособие по выполнению практического занятия №8 "Управление процессами и приоритетами в операционных системах" по дисциплине "Операционные системы и среды" для специальности 230113 Компьютерные системы и комплексы

Методическое пособие создано для реализации основной профессиональной образовательной программы в соответствии с ФГОС по специальности СПО 230113 Компьютерные системы и комплексы (базовой подгото...

Методическое пособие по выполнению практического занятия №4 "Процесс загрузки операционной системы. Настройка компьютерной системы средствами программы SETUP" по дисциплине "Операционные системы" для специальности 230115

Методическое пособие создано для реализации основной профессиональной образовательной программы в соответствии с ФГОС по специальности СПО 230113 Компьютерные системы и комплексы (базовой подгото...