курсовая. Областное государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Томский политехнический техникум

• Название: Областное государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Томский политехнический техникум
• Дата: 08.02.2019
• Размер: 0.8 Mb.
• Имя файла: курсовая.docx
• Тип: Литература; #66922
• страница: 6 из 8

2.6 Расчет параметров ректификационной колоны

Таблица 2 – 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 3 – 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	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	1,24 2,37 3,17 4,01 6,29 7,33 8,61 9,78 11,22 12,64 14,21 15,73 17,32

Продолжение таблицы 3

	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 – 380 380 – 400 400 – 420 420 – 450 450 – 480 480 – 500 500 – 520 520 – 540 540 – 550 550 – 560 Выше 560 Остаток	1,50 1,78 1,75 1,41 1,61 1,50 1,67 1,81 1,49 1,63 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	18,82 20,60 22,35 23,76 25,37 26,87 28,54 30,35 31,84 33,47 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 КАНПЗ (Колонная Антипинского НПЗ)

Таблица 4 – Материальный баланс колонны КАНПЗ

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 КАНПЗ

Давление вверху колонны КАНПЗ π_верх , МПа, по формуле

π_верх = π_i – n*∆π ,

где π_i – 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.
π_верх = 0,33 – 11*0,0008 = 0,32 МПа
3 Определение температурного режима колонны КАНПЗ.

ИТК нефти на основании данных разгонки нефти

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

t_10% = 130 ^o C

t_50% = 370 ^o C

t_70% = 500 ^o C

Угол наклона кривой ИТК нефти по формуле

, (3)

где t_70% , t_10% - 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 %

ОИ нефти по 0,1 МПа

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

t _Л.Р.С. = 140 ^o C

Определение по графику кокса температуру при заданном давлении в питательной секции

π = 0, 33 МПа ( 2476 мм. рт. ст. )

t = 180 ^o C

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

е = 0,23

ИТК фракции (н.к. – 85) ^o C

Таблица 5 – 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

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

t_10% = 37 ^o C

t_50% = 65 ^o C

t_70% = 70 ^o C
Определение угла наклона кривой ИТК фракции (н.к. – 85) ^o C по формуле

,

где t_70% , t_10% - температура выкипания 10%, 70% отгонка по ИТК.



Определение по графику Обрядчикова и Смидович

0 % отгона по ОИ соответствует 31 %

100% отгона по ОИ соответствует 58 %

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

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

t _Л.Р.С. = 59 ^o C

Парциальное давление верха колонны р_верх , МПа, по формуле

р верх = , (1)

где - давление верха колонны КАНПЗ, МПа;

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

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

G_г - массовый расход углеводородного газа, кг/с ;

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

М_г - молекулярная масса углеводородного газа .

Массовый расход острого орошения G_o.op. , кг/с, по формуле

G_o.op. = G_б * N ,

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

N - флегмовое число, принимаем 2 .

G_o.op. = 7,52 * 2 = 15,04 кг/с

Молекулярная массу фракции (н.к. – 85) ^o C, М_б , по формуле Войнова

М_б = 60 + 0,3*t_cp + 0,001* , (3)

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

Средняя температуру кипения фракции (н.к-85) ^o C, по формуле



где t_н.к. t_к.к. - температура начала и конца кипения фракции (н.к-85), ^o C .



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

Молекулярная масса углеводородного газа М_г
Таблица 6 – 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

По графику Кокса температуру при парциальном давлении верха колонны КАНПЗ = 1950 мм.рт.ст. t_верх = 98

4. Тепловой баланс колонны КАНПЗ

Приход тепла с паровой частью сырья Q₁, кВт, по формуле

Q₁ = G · I_tн · е,

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

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

е – доля отгона.

Относительная плотность нефти по формуле

= + 5 α, (3)

где - относительная плотность нефти;

α – поправочный коэффициент

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

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

Энтальпию паров обессоленной и обезвоженной нефти I_tн, кДж/кг

∆ = (0,900 – 0,868)*1000 = 32

I₅₀₃ = = 773,46 кДж/кг

Q₁ = 149,33*773,46*0,23 = 26565,18 кВт
Приход тепла с жидкой частью сырья Q₂, кВт, по формуле
Q₂ = G ∙ i_tн (1-е),
где G – массовый расход обессоленной и обезвоженной нефти, кг/с;

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

е – доля отгона.

Энтальпию жидкой обессоленной и обезвоженной нефти i _tн, кДж/кг

I₅₀₃ = = 512,99 кДж/кг

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

Приход тепла с острым орошением Q_о.ор, кВт, по формуле

Q_о.ор = G_о.ор i _{t о.ор} ,

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

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

Относительная плотность фракции (нк-85)⁰С по формуле

=+ 5 α, (3)

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

α – поправочный коэффициент.

= 0,700 + 5*0,000897 = 0,704

Энтальпию острого орошения i _{t о.ор}, кДж/кг

∆ = (0,750 – 0,704) * 1000 = 46

i₃₁₃ = 83,67 кДж/кг

Q_о.ор = 15,04 * 83,67= 1258,39 кВт

Общий приход тепла в колонну Q_прих, кВт, по формуле

Q_прих = Q₁ + Q₂ + Q_о.ор.,

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

Расход тепла с дистиллятом Q₃, кВт, по формуле

Q₃ = G_б·I_tД,

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

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

Энтальпия фракции (нк-85)⁰С I_tД, кДж/кг

I₃₇₁ = = 548,97 кДж/кг

Q₃ = 7,52 * 548,97 = 4128,25 кВт

Расход тепла с углеводородным газом Q₄, кВт, по формуле

Q₄= G_у/г·I_у/г ,

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

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

Таблица 7 – 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

Q₄ = 3,37 * 216,69 = 730,25 кВт

Расход тепла с полуотбензиненной нефтью Q₅,кВт по формуле

Q₅= G _п.он∙i_{t п.он},

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

i_{t п.он}- энтальпия полуотбензиненной нефти при температуре низа колонны, кДж/кг.

Принимаем температуру низа колонны КАНПЗ 260⁰С .

Определяем относительную плотность по формуле

=+ 5 α,

где - относительная плотность (= 0,872);

α – поправочный коэффициент.

= 0,879 + 5*0,000673 = 0,882

Энтальпия полуотбензиненной нефти i_tп.он, кДж/кг

i₅₃₃ кДж/кг

Q₅ = 260,62*589,41 = 153612,03 кВт

Расход тепла с острым орошением Q₆,кВт, по формуле

Q₆= G_о.ор. ∙ I_tо.ор.,

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

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

Q₆ = 15,04 * 548,97 = 8256,51 кВт

Общий расход тепла Q_расх, кВт, по формуле

Q_расх = Q₃+ Q₄ +Q₅ +Q₆

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

Приход тепла вносимой горячей струей Q₇, кВт, по формуле

Q₇ = Q_расх – Q_прих

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

Результаты расчета сводим в таблицу

Таблица 8 – Тепловой баланс колонны КАНПЗ

Наименование	Расход потока G, кг/с	Темпера- тура Т,К	Плотность	Энталь- пия I(i) кДж/кг	Количество теплоты Q,кВт
Приход С сырьем 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
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 КАНПЗ

Диаметр верхней части колонны КАНПЗ питательной секции D, м, по формуле

D = 1,128 *, (3, с.54)

где V_п- объем паров, м³/с;

W – допустимая скорость паров, м/с.

Объем паров, проходящих через поперечное сечение аппарата в единицу времени V_п, м³/с, по формуле

V_п = 22,4 , (3, с.54)

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

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

M_б - 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.

V_с = 22,4

Скорость паров W, м/с, по формуле

W = ,

где К – коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации;

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

ρ_п – плотность паров, кг/м³.

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

= ,

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

Т – температура верха колонны, К.

=

Плотность паров при температуре верха колонны КАНПЗ , ρ_п, кг/м³, по формуле

ρ_п = ,

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

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

- массовый расход углеводородного газа, кг/с.

ρ_п =

W = = 0,45 м/с

D = 1,128

_{Диаметр колонны 4 м.}

Высота колонны КАНПЗ 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.

Высота 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

Высота, занимаемую тарелками концентрационной части h₂ , м, по формуле

h₂= (n_т.к - 1) ∙а, (3, с.57)

где n_т.к – число тарелок в концентрационной части;

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

h₂= (12 - 1) ∙0,6 = 6,6 м

Высота питательной секции h₃, м, по формуле

h₃= 3 ∙ а,

h₃= 3 ∙ 0,6 = 1,8 м

Высота, занимаемую тарелками отгонной части h₄, м, по формуле

h₄= (n_т.о - 1) ∙а,

где n_т.о – число тарелок отгонной части;

а – расстояние между тарелками, м.

h₄= (11 - 1) ∙0,6 = 6 м

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

h₅ =,

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.

Плотность полуотбензиненной нефти, , кг/м³, по формуле

= ,

где – относительная плотность полуотбензиненной нефти;

Т – температура ввода сырья, К.

=

h₅=

Высота 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

Сопротивление орошаемой тарелки ΔР, Па, по формуле

ΔР = ΔР_сух + ΔР_жид ,

где ΔР_сух – потеря напора на сухой тарелке, Па;

ΔР_жид - потеря напора в слое жидкости, Па.

Потеря напора на сухой тарелке ΔР_сух, Па, по формуле

ΔР_сух = ,

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

ρ_п – плотность паров кг/ м³ ;

ѡ_о – линейная скорость паров, м/с.

Линейная скорость паров W_о, м/с, по формуле

,

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

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



ΔР_сух =

Потеря напора в слое жидкости ΔР_жид , Па, по формуле

ΔР_жид = ( h_погр + Δh) ƿ_ж g ,

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

Δh – напор жидкости над сливной планкой, м;

ƿ_ж – относительная плотность полуотбензиненной нефти при температуре ввода сырья;

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

Напор жидкости над сливной планкой Δh, м, по формуле

,

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

Объемный расход жидкости L_о, м³/м ч, по формуле

L_о = _,

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

ℓ - длина сливной перегородки, м.

Объем жидкости, протекающей по тарелке V, м³/ч, по формуле

V = ,

где g_о – 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;

Q_Д – количество тепла, снимаемое дистиллятом, кВт;

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

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

Энтальпия 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.

=