Проект установки первичной переработки Тенгинской нефти

метки: Переработка, Фракция, Нефть, Топливо, Температура, Перегонка, Содержание, Тепло

Курсовой проект по дисциплине Химия и первичная переработка нефти и газа Тема:

Проект установки первичной переработки Тенгинской нефти

История переработки нефти насчитывает около двух столетий. Первые сведения о перегонке нефти в кубе и ее осветлении, т. е. получении светлой фракции керосина (как тогда он именовался — «фотогена») относятся к середине XVIII в. В 1745 г. в районе Ухты был построен первый куб для перегонки нефти. По своим масштабам это производство было ничтожным, но большинство историков рассматривают его как начальный момент в истории мировой и отечественной переработки нефти.

Позднее, в 1823 г., в районе г. Моздока на Северном Кавказе братья Дубинины — Василий, Герасим и Макар — соорудили кубовую установку для перегонки нефти, добываемой из колодцев в районе станицы Вознесенской на Терском хребте. Это производство функционировало более 20 лет с ежегодной выработкой нескольких десятков тонн керосина для освещения при вместимости куба по нефти около 500 л. Легкая бензиновая фракция при этом терялась (сжигалась), остаток перегонки (мазут) частично использовали как колесную смазку, а остальное также сжигали.

Д. И. Менделеева

А. Ф. Инчик

Суть этого гениального изобретения лежит в основе всех современных установок первичной перегонки нефти.

Как отмечалось выше, на начальных этапах перегонки легкие фракции нефти (до 150−180°С) сжигались как ненужный побочный продукт, и даже к началу XX века ситуация в этом отношении не изменилась.

Потребность в бензине стала нарастать с появлением автомобилей и других транспортных средств, снабженных двигателями внутреннего сгорания, что немедленно отразилось на технологии переработки нефти, где наряду с керосином стали получать моторное топливо — бензин.

Задача первичной переработки нефти — разделить отдельные фракции (дистилляты) без изменения их природного химического состава, она включает два этапа технологии — глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, и собственно дистилляцию нефти на фракции. При этом получаемые дистилляты составляют три группы продуктов — светлые дистилляты (3−4 фракции, выкипающие в интервале от 25−30°С до 350°С), средние дистилляты (2−3 фракции, выкипающие от 350 °C до 500 или 550°С) и остаток (гудрон), кипящий выше 500−550°С.

Процесс прямой гонки проводится в установках трубчатого типа (название — по названию трубчатых печей), которые включают трубчатые печи различного типа, ректификационные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники.

Нефть. Происхождение, переработка и влияние на природу

... в окрестностях Мертвого моря. Ни одна проблема, пожалуй, не волнует сегодня человечество так, как топливо. Топливо – основа энергетики, промышленности, сельского хозяйства, транспорта. Без топлива немыслима жизнь людей. ...

Продуктами прямой гонки на установках AT являются моторные топлива (бензин, авиационный керосин), дизельное топливо и значительное количество остатка — мазута. На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с образованием смазочных масел и остатки — гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти.

1. Теоретические основы процесса

1.1 Индексация нефтей и ее связь с технологией их переработки

Нефти различных месторождений даже в пределах одного месторождения значительно отличаются друг от друга по химическому составу, а также по содержанию смол, серы и парафина.

В разное время предлагались различные химические, генетические, промышленные и товарные классификации нефтей. В настоящее время действует технологическая классификация нефтей.

В основу ее положено содержание серы в нефтях и светлых нефтепродуктах, выход фракций, выкипающих до 350 °C, потенциальное содержание, а также индекс вязкости базовых масел и содержание парафина в нефтях.

Нефти, содержащие не более 0,5 вес. % серы, считаются малосернистыми и относятся к I классу, однако если в одном или во всех дистиллятных топливах из данной нефти содержание серы выше установленных пределов, то эту нефть относят ко II классу, т. е. к сернистым нефтям.

Нефти, содержащие от 0,51 до 2,0 вес. % серы, считаются сернистыми, и их относят ко II классу. Однако и в этом случае учитывается содержание серы в продуктах: если во всех дистиллятных топливах из данной нефти количество серы не превышает норм, предусмотренных для топлив из малосернистой нефти, то эта нефть должна быть отнесена к I классу и считается малосернистой. В случае, когда при таком же количестве серы в нефти (0,51—2,0 вес.%) одно или все топлива содержат серы больше, чем указано в нормах для сернистой нефти, эта нефть должна быть отнесена к III классу, т. е. к высокосернистым нефтям.

Нефти, содержащие более 2,0 вес. % серы, относятся к высокосернистым, т. е. к III классу, однако если все топлива содержат серу в количествах, не превышающих пределов для топлив из сернистой нефти, то эта нефть должна быть отнесена ко II классу, т. е. к сернистым.

В зависимости от выхода фракций, выкипающих до 350 °C, нефти делятся на три типа: Т ₁ Т₂ и Т₃ , а в зависимости от суммарного содержания дистиллятных и остаточных базовых масел — на четыре группы: М₁ М₂ , М₃ и М₄ . По величине индекса вязкости базовых масел классификацией предусмотрены 4 подгруппы нефтей: И₁ И₂ , И₃ и И₄ .

По содержанию парафина различают нефти трех видов: П ₁ П₂ и П₃ . К виду П₁ относятся малопарафинистые нефти, содержащие не более 1,5 вес. % парафина с температурой плавления 50 °C и при условии, что из них получаются без депарафинизации реактивное топливо, зимнее дизельное топливо (фракция 240−350°С) с температурой застывания не выше минус 45 °C и базовые масла, температуры застывания которых в зависимости от вязкости варьируются.

Вид П ₂ включает парафинистые нефти, содержащие от 1,51 до 6,0 вес. % парафина, при условии, что из них без депарафинизации получаются реактивное топливо и летнее дизельное топливо (фракция 240−350°С) с температурой застывания не выше минус 10 °C и с применением депарафинизации — дистиллятные масла.

«Разработка сепаратора для гидроочистки дизельного топлива» содержит ...

... жестко [11]. 1.2 Особенности технологических процессов гидроочистки дизельного топлива 1.2.1 Механизм процесса гидроочистки В процессе гидроочистки дизельных фракций протекают следующие реакции: 1) Гидрирование серосодержащих ... разгону двигателя или его нестабильной работе. 1.1.3 Содержание серы Дизельное топливо обычно содержит некоторое количество сернистых соединений, влияющих на общие ...

К виду П ₃ относятся высокопарафинистые нефти, в которых более 6,0 вес. % парафина. Из них не может быть получено без депарафинизации летнее дизельное топливо. Эти нефти рекомендуется использовать для производства парафина.

Если из малопарафинистой нефти не может быть получен хотя бы один из предусмотренных технологической классификацией нефтепродуктов без депарафинизации, то эта нефть должна быть отнесена к виду П ₂ . Аналогично, если из парафинистой нефти не может быть получено дизельное летнее топливо без депарафинизации, то считают, что эта нефть вида П₃ , и наоборот, высокопарафинистая нефть, из которой возможно получение дизельного топлива без депарафинизации, должна принадлежать к виду П₂ .

Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр. По шифру нефти легко составить представление о наиболее рациональных путях её переработки и о возможности замены ею ранее применявшейся в данном технологическом процессе.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района. Различают три основных варианта переработки нефти:

1) топливный;

2) топливно-масляный;

3) нефтехимический (комплексный).

По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергают очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами.

Переработка газообразного топлива

... газ) и химических производств. К природному газообразному топливу относятся различные природные горючие газы, представляющие собой естественные смеси углеродов различного состава и собственно природные газы, месторождения которых не связаны с месторождениями нефти; попутные газы, ...

За последние годы в технологию производства масел все больше внедряются процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.).

Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуются деасфальтизат и асфальт. Деасфальтизат подвергают дальнейшей обработке, подобно масляным дистиллятам, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

При любом из двух разобранных вариантов переработки нефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола, ксилолов и др. Из года в год увеличивается доля нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышленности.

Нефтехимический (комплексный) вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. В последние годы наблюдается тенденция к строительству крупных нефтеперерабатывающих комбинатов с весьма широким применением процессов нефтехимии. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

1.2 Физические основы первичной

В основе технологии первичной перегонки нефти лежит перегонка — процесс физического разделении нефти на составные части, именуемые фракциями. Перегонка осуществляется различными способами частичного выкипания нефти, отбора и конденсации образовавшихся паров, обогащенных легколетучими компонентами, в качестве дистиллятных фракций. По способу проведения процесса перегонка делится на простую и сложную.

Простая перегонка осуществляется путем постепенного, однократного и многократного испарения жидких смесей.

Перегонка с постепенным испарением (рис. 1 а) состоит в постепенном непрерывном нагревании жилкой смеси в кубе 1 от начальной до конечной температуры при непрерывном отводе образующихся паров, конденсации их в аппарате 3 и сборе в приемнике 4 целиком или выводе из него периодически отдельными фракциями.

ГОСТ 2177–82

Рис. 1 Схемы простой перегонки, а — постепенная, б — однократная, в — двукратная,

1 — куб, 2 — кипятильник, 3 — конденсатор, 4 — приемник, 5 — сепаратор,

I — сырье, II — отгон, III — остаток, IV — отгон второй ступени, V — остаток второй ступени.

Перегонка однократным испарением (рис. 1 б).

Исходную жидкую смесь непрерывно подают в кипятильник 2, где она нагревается до определенной конечной температуры при фиксированном давлении; образовавшиеся и достигшие состояния равновесия паровая и жидкая фазы однократно разделяются в адиабатическом сепараторе 5. Паровая фаза, пройдя конденсатор 3. поступает в приемник 4, откуда непрерывно отводится в качестве дистиллята (отгона).

Общие сведения о перегонке и ректификации

... https://inzhpro.ru/diplomnaya/peregonka-rektifikatsiya/ 1.1 Общие сведения о перегонке и ректификации нефти и газов Перегонка (дистилляция ) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), ... ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелки или слое насадки) между ними происходит тепло- и ...

С низа сепаратора 5 непрерывно отводится жидкая фаза — остаток.

Отношение количества образовавшихся паров при однократном испарении к количеству исходной смеси называют долей отгона.

Перегонка с однократным испарением обеспечивает большую долю отгона, чем с постепенным при одинаковых температуре и давлении. Это важное преимущество используют в практике перегонки нефти для достижения максимального испарения при ограниченной температуре нагрева вследствие разложения (крекинга) отдельных компонентов нефти.

Многократное испарение заключается в последовательном повторении процесса однократного испарения при более высоких температурах (или низких давлениях) по отношению к остатку полученному от предыдущего однократного испарения жидкой смеси. На рис. 1 в показана схема двукратной перегонки. Остаток однократного испарения первой ступени после нагрева до более высокой температуры поступает в сепаратор второй ступени, с верхней части которого отбирают отгон второй ступени, а с нижней — остаток второй ступени.

Способы перегонки с однократным и многократным испарением имеют наибольшее значение в осуществлении промышленной переработки нефти на установках непрерывного действия. Так, примером процесса однократного испарения является изменение фазового состояния (доли отгона) нефти при нагреве в регенеративных теплообменниках и в змеевике трубчатой печи с последующим отделением паровой от жидкой фазы в секции питания ректификационной колонны.

Простая перегонка, особенно вариант с однократным испарением, не дает четкого разделения смеси на составляющие компоненты. Для повышения четкости разделения перегонку ведут с дефлегмацией или с ректификацией.

Перегонка с дефлегмацией основана на частичной конденсации образующихся при перегонке паров и возврате конденсата (флегмы) навстречу потоку пара. Благодаря этому однократному и одностороннему массообмену между встречными потоками пара и жидкости уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, так как при частичной конденсации из них преимущественно выделяются высококипящие составные части.

Дефлегмацию осуществляют в специальных по конструкции поверхностных конденсаторах воздушного или водяного охлаждения, размещаемых над перегонным кубом.

Перегонка с ректификацией дает более высокую четкость разделения смесей по сравнению с перегонкой с дефлегмацией. Основой процесса ректификации является многократный двусторонний массообмен между движущимися противотоком парами и жидкостью перегоняемой смеси. Этот процесс осуществляют в ректификационных колоннах. Для обеспечения более тесного соприкосновения между встречными потоками пара и жидкости ректификационные колонны оборудованы контактными устройствами — тарелками или насадкой. От числа таких контактов и от количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в основном зависит четкость разделения компонентов смеси.

Современная промышленная технология первичной перегонки нефти основана на процессах однои многократной перегонки с последующей ректификацией образовавшихся паровой и жидкой фаз. Перегонку с дефлегмацией и периодическую ректификацию, так же как перегонку с постепенным испарением, применяют в лабораторной практике.

1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество конечных дистиллятов. Аппаратурное оформление

Современные АВТ имеют максимальную мощность по нефти 3−8 млн. т/г, число получаемых дистиллятов от 6 до 10, являются одним из энергоемких процессов: удельный расход топлива 20−22 кг/т нефти (AT) или 30−35 кг/т нефти (АВТ).

Общие энергозатраты на АВТ (считая электроэнергию, воду, воздух и др.) составляют 45−50 кг/т нефти, т. е. 4,5−5,0% от всей перерабатываемой нефти.

Температура. Температурный режим колонны выбирается так, чтобы обеспечить необходимую долю отгона, и в то же время, самая высокая температура в колонне должна быть ниже температуры разложения углеводородов.

Давление. Ректификацию проводят как под атмосферным давлением, так и при давлениях выше и ниже атмосферного. Давление ниже атмосферного применяется для разделения высококипящих смесей, ректификацию при повышенном давлении применяют, когда разделяемая смесь при атмосферном давлении находится в газообразном состоянии. С повышением давления четкость разделения падает, т. е. для процесса ректификации пониженное давление более благоприятно. Однако при понижении давления возникает проблема с конденсацией ректификата и с созданием нисходящего потока орошения.

Флегмовое число — отношение количества жидкости, поступающей на ректификационную тарелку, к количеству паров, покидающих ее. Чем выше флегмовое число, тем выше четкость ректификации, то тем больше энергетические затраты на процесс. Отношение отбора дистиллята к сырью — чем меньше отбор, тем больше четкость ректификации.

Количество тарелок. Чем оно больше, тем больше число ступеней контакта и выше четкость разделения, но тем выше колонны и, соответственно, возрастают капитальные затраты.

Четкость разделения любой колонны зависит от ресурса подведения (и отвода) тепла [https:// , 7].

Максимальный поток тепла вносится с сырьем, исходя из максимально допустимых температур нагрева. Чтобы тепло подвести качественно, поток нагретого сырья вводится тангенциально. Если температура сырья выше чем температура низа, то подводят горячую струю. Иногда вводят водяной пар для снижения парциального давления. Для низкотемпературных колонн тепло может подводиться двумя способами: через кипятильник — продукт с низа колонны проходит через кипятильник и вносится в колонну или рибойлерный подвод тепла — пары идут в колонну, а жидкость отводится.

Отводится тепло орошениями: верхним острым (испаряющимся), промежуточным циркуляционным орошением, верхним или нижним циркуляционным орошением и выносной системой конденсации (для вакуумных колонн).

Ректификационные колонны. На АВТ установках используются ректификационные колонны нескольких типов, которые подразделяются:

• по числу получаемых в них дистиллятов — на простые и сложные колонны. Простые колонны (без вывода боковых погонов) — это колонны стабилизации, вторичной перегонки бензина или дизельного топлива. Сложные колонны — это основные колонны установки — атмосферная и вакуумная;
• по типу внутренних контактных устройств — на насадочные и тарельчатые. В первых контакт и массообмен пара и жидкости происходят в пленочном режиме на развитой поверхности специальной насадки (обычно это вакуумные колонны), а во-вторых — путем барботажа пара через слой жидкости на специальных тарелках;

— по уровню давления в колоннах — на атмосферные, вакуумные и с высоким избыточным давлением. К атмосферным относят колонны, где абсолютное давление не превышает 200−250 кПа (атмосферные колонны перегонки нефти).

В вакуумных колоннах абсолютное давление обычно составляет 3−10 кПа, а в колоннах высокого давления (стабилизационные) давление достигает 1,0 МПа (1000 кПа).

Трубчатые печи на АВТ установках служат для нагрева нефти (отбензиненной нефти), мазута и бензина, они обеспечивают основной поток тепла, вносимого в ректификационные колонны, и соответственно энергетический потенциал их разделительной способности.

На ранней стадии становления нефтепереработки (в 1920;40-е годы) применяли трубчатые печи коробчатого типа (однои двухкамерные) с центральным расположением конвекционной камеры и горизонтальным расположением радиантных и конвекционных труб. Трубы змеевика печи длиной 9−12 м экранировали основную часть стен топочного пространства. Отвод дымовых газов осуществлялся через дымоход под конвекционной камерой.

Печи шатрового типа были металлоемкими, имели большие габариты при относительно невысокой тепловой мощности, и поэтому, когда началось внедрение АВТ установок мощностью 3−6 млн. т/г., они уступили место новому поколению трубчатых печей — узкокамерным форсированным печам.

Теплообменные аппараты. Процесс дистилляции нефти, как и любой тепловой процесс, реализуется путем подвода теплового потока в ректификационную колонну и отвода из нее соответствующего количества низкопотенциального тепла.

Общий поток высокопотенциального тепла, подводимый нефтью в колонну, слагается из тепла сырой нефти из резервуаров Q _н , тепла, регенерированного нефтью от горячих дистиллятов колонны Q_р , и полезного тепла, подведенного на нагрев сырья в печи Q_пол . Как отмечалось выше, доля Q_пол от всего тепла сгорания топлива в печи Q_т составляет 75−85% (к. п. д. печи), а остальная часть в виде тепловых потерь печи Q_пп теряется. Из колонны тепло отводится в несколько потоков. Основной поток — это та часть тепла, которая регенерируется на нагрев сырой нефти в теплообменниках. Другой поток — это та часть тепла, которая отводится в конденсаторах и холодильниках Q_охл при конденсации паров сверху колонны, охлаждения циркуляционных орошений и охлаждения товарных дистиллятов до температур, при которых они откачиваются в парк. Наконец, третий поток теплаэто тепло всех охлажденных до 40−80°С дистиллятов, откачивающихся в приемный парк Q_нп . Небольшая часть тепла (1−3%) теряется в окружающую среду Q_пос . Из этой схемы видно, что чем большая доля тепла будет регенерирована на нагрев нефти, тем меньше придется затратить тепла на нагрев ее в печи и меньше израсходовать топлива. А это существенно улучшает экономические показатели процесса перегонки нефти. Соотношение это характеризуют коэффициентом регенерации тепла К_р = Q_p /Q_пол , который для действующих АВТ составляет от 0,5 до 0,8.

Функции регенерации тепла горячих потоков дистиллятов, а также их конденсации, охлаждения, дополнительного нагрева и испарения выполняет на установках АВТ разветвленная система теплообменных аппаратов различного устройства.

1.4 Первичная стабилизация и очистка дистиллятов и применяемые реагенты

Дистилляты, вырабатываемые из нефти на установках АВТ (кроме топлива ТС-1 или осветительного керосина), подвергают обычно дальнейшей переработке. Она может заключаться в их повторной (вторичной) перегонке с целью разделения на более узкие фракции, очистке от вредных примесей или нежелательных групп углеводородов либо в облагораживании химического состава с целью придания дистиллятам определенных свойств или получения новых, отличных по химическому составу нефтепродуктов.

Стабилизацию бензина осуществляют непосредственно на АВТ. Ректификационная колонна стабилизации бензина имеет небольшой диаметр (1,2−1,6 м), причем та часть колонны, которая расположена над вводом сырья, имеет иногда диаметр меньше, чем отгонная ее часть, так как количество паровой фазы значительно меньше, чем жидкой. Число тарелок в такой колонне — 35−40. Нестабильный бензин до поступления в колонну нагревают в теплообменниках до 80−85°С. При давлении в колонне 0,6−0,7 МПа температура паров наверху — около 60 °C, а внизу — 130−140°С. Тепло внизу колонны подводится через ребойлер, где в качестве теплоносителя используют водяной пар или один из горячих потоков АВТ (например, циркуляционное орошение атмосферной колонны).

Верхним продуктом является в этой колонне газовая головка бензина — углеводороды С ₁ -С₄ в количестве 3,5−4% (мас.) от исходного нестабильного бензина, причем небольшую часть этой головки отбирают в виде несконденсированного сухого газа С₁ -С₂ , а остальную — в виде сжиженного газа С₃ -С₄ с небольшой примесью пентанов.

Остаточным продуктом колонны стабилизации является стабильный бензин, в котором отсутствуют углеводороды С ₁ -С₃ и сведено к минимуму содержание бутанов.

Очистка прямогонных нефтяных дистиллятов раствором щелочи (щелочная очистка) позволяет удалить из них кислые органические соединения (нафтеновые кислоты, фенолы), легкие сернистые соединения (сероводород, низшие меркаптаны), а также остатки серной кислоты, если перед этим дистиллят подвергался кислотной очистке. Очистка осуществляется смешением нефтепродукта с 15−20%-м водным раствором гидроксида натрия (едкого натра), за счет химического взаимодействия которого с указанными выше нежелательными примесями последние нейтрализуются.

Щелочной очистке подвергают обычно сжиженные нефтяные газы (пропан-бутан-пентаны) и светлые дистилляты (бензин, керосины и дизельные топлива).

Процесс щелочной очистки технологически очень прост, но обладает двумя существенными недостатками: достигаемая глубина очистки обычно невелика (особенно по меркаптанам), и в процессе образуется загрязненный щелочью водный сток, очистка которого представляет непростую задачу.

Очистка нефтепродуктов серной кислотой (сернокислотная очистка) обычно используется для того, чтобы удалить из них определенное количество ароматических углеводородов и довести их содержание до норм, регламентированных стандартами на товарный нефтепродукт. К таким нефтепродуктам, в которых ограничивается содержание ароматических углеводородов, относятся осветительные керосины, бензины-растворители и жидкий парафин.

Задачей осушки жидких нефтепродуктов, полученных на АВТ, является удаление взвешенной в нем (эмульгированной) воды, поскольку растворенная вода методами отстоя не может быть удалена.

Осушку нефтепродуктов от влаги осуществляют методами естественного или интенсифицированного отстоя. В первом случае отстой производится в резервуарах готовой продукции, куда поступает соответствующий дистиллят с АВТ. Большая вместимость этих резервуаров (1000−5000 м) и длительное время нахождения нефтепродукта в них до отгрузки (10−50 ч) позволяют каплям эмульгированной воды осесть на дно резервуара, откуда она периодически дренируется в системы очистки сточных вод. При интенсифицированном отстое используют специальные аппараты — электроразделители, в которых, так же как и в электродегидраторах ЭЛОУ, имеются высоковольтные электроды, между которыми проходит обводненный нефтепродукт. В поле высокого напряжения происходит интенсивная коалесценция капель воды и их быстрое оседание на дно аппарата. Осушка при этом достаточно глубокая — содержание остаточной влаги составляет 0,05−0,10% (мас), т. е. близко к растворимости. Это позволяет практически исключить попадание воды в товарные резервуары и предохранить их от коррозии. Пропускная способность таких электроразделителей — до 5 объемов нефтепродукта на 1 объем активной зоны аппарата в час.

Депарафинизация — это процесс удаления из дистиллята н-алканов с целью понижения температуры его застывания и одновременного получения концентрата н-алканов (парафина) Используют этот процесс для депарафинизации фракций дизельного топлива и масляных дистиллятов.

Депарафинизация дизельного топлива может осуществляться четырьмя способами:

• депарафинизация вымораживанием н-алканов при низких температурах из раствора дизельного топлива с селективным растворителем (смесь толуола с метилэтилкетоном) с последующим отделением кристаллов парафина на фильтрах;
• карбамидная депарафинизация с использованием свойства н-алканов образовывать твердое комплексное соединение (аддукт), который отделяется от массы топлива на фильтрах (или иным методом) и затем разлагается на парафин и карбамид;
• адсорбционная депарафинизация за счет использования свойств цеолитов типа «А» селективно адсорбировать только н-алканы;
• каталитическая депарафинизация с использованием специальных катализаторов, на которых при высокой температуре (300−380°С) в атмосфере водорода н-алканы селективно подвергаются крекингу на низкомолекулярные и изомеризуются.

Наиболее универсальным, эффективным и экологически предпочтительным процессом очистки нефтепродуктов от вредных примесей является гидроочистка — процесс селективного гидрогенолиза гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и металлов.

Гидроочистке может подвергаться любой дистиллят, выделяемый из нефти.

Глубина очистки зависит от исходного содержания примесей в сырье и режима очистки. Сера и кислородсодержащие соединения при гидроочистке удаляются с наибольшей глубиной (80−99%), азотсодержащие — с несколько меньшей (70−90%), а металлы — всего на 30−40%.

2. Характеристика исходной нефти

Таблица 2.1

Физико-химические характеристики Тенгинской нефти

	н 50 сСт	Температура,°С	Парафин
		застывания	Вспышки в закрытом тигле	Содержание, %	t пл ,°С
0,8445	14,22			22,7

Продолжение таблицы 2.1

Содержание, %	Коксуе-мость, %	Золь-ность, %	Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти	Выход фракций, % мас.
серы	азота	смол селикогелевых	асфальтенов				До 200°С	До 350°С
0,06	0,13	15,2	0,95	1,72	0,075	0,06	10,2	38,4

Таблица 2.2

Характеристика фракций выкипающих до 200°С

t отб ,°С	Выход на нефть, %		Фракционный состав,°С	Содер-жание серы, %	Октановое число	Кислот-ность, мг КОН на 100мл фракции
			н.к.	10%	50%	90%		без ТЭС	с 0,82 г ТЭС на 1 кг фракции
н.к.-120	2,9	0,7434					следы	55,6	73,4	следы
н.к.-150		0,7545					«	45,6	62,8	0,019
н.к.-200	10,2	0,7651					0,007	26,4	45,6	0,03

Таблица 2.3

Характеристика фракций, служащих сырьём для каталитического риформинга

t отб ,°С	Выход на нефть, %		Содер-жание серы, %	Содержание углеводов, %
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
						всего	н-строения	изо-строения
85−180	7,2	0,7627	0,006

Таблица 2.4

Характеристика лёгких керосиновых дистиллятов

t отб ,°С	Выход на нефть, %		Фракционный состав,°С	н 20 сСт	н -40 сСт	t нач кристал-лизации,°С
			н.к.	10%	50%	90%	98%
120−220	10,2	0,7737						1,21	4,61	— 51
120−240	14,2	0,7789						1,41	5,27	— 56

Продолжение таблицы 2.4

t вспышки в закрытом тигле,°С	Теплота сгорания (низшая), ккал/кг	Содержание ароматических углеводородов,%	Содержание серы, %	Кислотность, мг КОН на 100мл дистиллята
			0,011	1,19
			;	1,22

Таблица 2.5

Характеристика керосиновых дистиллятов

t отб ,°С	Выход на нефть, %		Фракционный состав,°С
			н.к.	10%	50%	90%	98%	отгоняется до 270 °C %
200−300	16,8	0,8036
180−320	24,1	0,8027
Температура,°С	Содержание серы, %	Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята
помутнения	вспышки
— 16		0,019	0,71
— 13		0,016	0,95

Таблица 2.6

Характеристика дизельных топлив и их компонентов

t отб ,°С	Выход на нефть, %	Цетановое число	Дизельный индекс	Фракционный состав,°С
				10%	50%	90%	98%
150−350	33,4		78,6					0,8025
180−320	24,1		77,1					0,8027
180−350	30,3		83,6					0,8084
200−300	16,8	;	;					0,8036
200−350	28,2		;					0,8108
240−350	19,3		;					0,8232
н 20 сСт	н 50 сСт	Температура,°С	Содержание серы, %	Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива
		застывания	помутнения	вспышки
3,61	2,04	— 11	— 6		0,019	1,19
3,45	1,94	— 16	— 13		0,016	0,95
4,33	2,34	— 10	— 5		;	1,25
3,33	;	— 16	— 20		;	0,71
4,63	2,49	— 6	— 3		0,024	1,55
5,12	;	— 3			0,026	1,63

Таблица 2.7

Характеристика мазутов и остатков

Мазут и остаток	Выход на нефть, %		ВУ 50	ВУ 80	ВУ 100	Температура,°С	Содержа-ние серы, %	Коксу-емость, %
						застывания	вспышки
Мазут топочный
	55,9	0,8868	;	4,17	2,66			;	3,42
	30,6	0,9146	;	16,90	8,5			0,17	5,2
Остаток,°С
«350	61,6	0,8832	;	3,7	2,35			0,12	3,1
«400	55,9	0,8868	;	4,17	2,66			;	3,42
«450		0,8956	;	6,91	3,73			0,14	4,16
«500	30,6	0,9146	;	16,9	8,5			0,17	5,2

Таблица 2.8

Потенциальное содержание базовых дистиллятов и масел

t отб ,°С	Выход на нефть, %	Характеристика базовых масел	Содержание базового масла, %
			н 50 сСт	н 100 сСт	ИВ	ВВК	t застывания ,°С	на дист. фр. или остаток	на нефть
350−450	15,6	0,8642	12,14	3,65		0,810	— 17	58,9	9,2
450−500	15,4	0,8850	39,28	8,10		0,823	— 21	55,1	8,5

Таблица 2.9

Характеристика нефти применительно к получению из неё дорожного битума

Содержание, %	2,5П	А+С С	А+ С С -2,5П
асфальтенов	смол селикагелевых	парафина
0,95	15,20	22,7	56,75	16,15	— 40,60

Таблица 2.10

Разгонка (ИТК) Тенгинской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций

t выки-пания фракции,°С	Выход на нефть, %			М	н 20 сСт	н 50 сСт	н 100 сСт	Темпе-ратура застыва-ния,°С	Содер-жание серы, %
	отдельных фракций	суммар-ный
н.к.-119	2,9	2,9	0,7405	1,4013		;	;	;	<-60	Следы
119−158	3,0	5,9	0,7635	1,4280		;	;	;	<-60	«
158−191	3,0	8,9	0,7750	1,4328		1,40	;	;	— 54	«
191−208	3,0	11,9	0,7842	1,4390		1,85	;	;	— 42	0,008
208−225	2,9	14,8	0,7920	1,4434		2,24	1,15	;	— 33	;
225−243	3,0	17,8	0,7985	1,4470		2,93	1,30	;	— 25	0,013
243−252	3,0	20,8	0,8108	1,4505		3,67	1,60	;	— 16	;
252−264	2,8	23,6	0,8120	1,4540		4,50	1,98	;	— 8	0,018
264−282	2,9	26,5	0,8185	1,4568		5,25	2,22	;	— 2	;
282−303	3,0	29,5	0,8235	1,4593		6,07	2,60	;		0,022
303−317	3,0	32,5	0,8260	1,4607		6,90	3,38	;		;
317−335	2,9	35,4	0,8306	1,4634		8,03	4,03	;		;
335−352	2,9	38,3	0,8340	1,4650		9,16	5,05	;		0,027
352−372	3,0	41,3	0,8378	1,4668		;	6,10	2,57		;
372−289	3,0	44,3	0,8409	1,4687		;	7,24	3,00		;
389−407	3,0	47,3	0,8443	1,4700		;	8,90	3,20		;
407−423	2,9	50,2	0,8480	1,4718		;	10,70	3,72		0,036
423−434	2,9	53,1	0,8506	1,4730		;	12,50	4,24		;
434−448	3,0	56,1	0,8542	1,4750		;	15,43	4,80		;
448−459	3,0	59,1	0,8584	1,4762		;	18,70	5,30	;	0,045
459−465	3,0	62,1	0,8622	1,4780		;	;	5,80	;	;
465−481	3,0	65,1	0,8660	1,4800		;	;	6,77	;	;
481−497	2,9	68,0	0,8697	1,4813	;	;	;	;	;	0,090
остаток	32,0	100,0	;	;	;	;	;	;	;	;

нефть фракция топливный ректификация

3. Обоснование выбора варианта и технологической схемы перегонки

Вариант перегонки нефти выбирают на основе шифра нефти и качества основных нефтепродуктов, получение которых возможно из заданной нефти.

Тенгинская нефть — малосернистая, высокопарафинистая нефть с низким содержанием светлых фракций, низким содержанием масляных фракций (с высоким индексом вязкости) (см. таблицу 3.1).

Т.к. выбор варианта переработки нефти определяется по группе и подгруппе нефти, выбираем топливный вариант переработки.

В атмосферном блоке технологическая схема выбирается по следующим параметрам:

• содержание серы в нефти (<0,5%;
• 0,5 — 1%;
• >1%) — 0,06%

содержание фракций до 200 °C в нефти (<15%; >15%) — 10,2%;

• Используем схему однократного испарения и однократной ректификации (с одной атмосферной колонной).

Таблица 3.1

Свойства, определяющие шифр Тенгинской нефти

Наименование	Значение
1) содержание серы (%мас.)
— в нефти — в бензине — в керосине — в диз. топливе	0,060 0,007 0,011 0,026
Класс нефти
2) выход фракции до 350 °C (%мас.)	38,4
Тип нефти
3) суммарное содержание базовых масел (%мас.)
— на нефть — на мазут	17,7 28,73
Группа нефти
4) индекс вязкости масел
Подгруппа нефти
5) содержание парафинов (%мас.)	22,7
Вид нефти
6) шифр нефти	1.3.3.1.3

3.1 Характеристика качества конечных продуктов

Таблица 3.2

Автомобильный бензин (ТУ 1 165−97)

Показатели	Норма по маркам эма по маркам	Фракция нк-120°С
	А-80	А-92	А-96
Плотность при 20 °C, кг/м 3 , не более				743,4	+ + +
Детонационная стойкость (ОЧИ), не менее				55,6	— — ;
Температура начала перегонки,°С не ниже					+ + +
10% перегоняется при температуре,°С не выше					— — ;
50% перегоняется при температуре,°С не выше					+ + +
90% перегоняется при температуре,°С не выше					+ + +
Конец кипения бензина,°С не выше				< 120	+ + +
Кислотность, мг КОН на 100мл бензина, не более				следы	+ + +
Массовая доля серы, % не более	0,05	0,05	0,05	следы	+ + +

Таблица3.3

Топливо для реактивных двигателей

Показатели	Норма по маркам	Фракция 120−240°С
	ТС-1 ГОСТ 10 227–86	РТ ГОСТ 10 227−86	Т-6 ТУ 38. 101 629−82	Т-8В ТУ 38. 101 560−80
Плотность при 20 °C не менее, кг/м 3					778,9	— + — ;
Температура начала перегонки, °С	не выше 150	135−155	не ниже 195	не ниже 165		— + — ;
10% перегоняется при температуре, °С не выше						+ + + +
50% перегоняется при температуре, °С не выше				;		+ + + +
90% перегоняется при температуре, °С не выше				;		+ + + +
98% перегоняется при температуре, °С не выше						+ + + +
Вязкость кинематическая при 20 С не менее	1,3	1,25	4,5	<1,5	1,41	+ + — +
Вязкость кинематическая при -40°С не более					5,27	+ + + +
Низшая теплота сгорания, кДж/кг, не менее						+ + + +
Высота некоптящего пламени, мм, не менее					;	— — — ;
Содержание ароматических углеводородов, % не более						+ + — +
Температура начала кристализации, °С	— 60	— 55	— 60	— 50	— 46	— — — ;
Общее содержание серы, % не более	0,2	0,1	0,04	0,1	;	+ + + +
Содержание меркаптановой серы, % не более	0,003	0,001	Отс.	0,001	;	+ + + +
Кислотность, мг КОН на 100мл бензина, не более	0,7	0,4−0,7	0,1	;	1,22	— — — ;

Таблица 3.4

Дизельное топливо (ГОСТ 305−82)

Показатели	Норма для марок	240−350 °С
	Л		А
Цетановое число, не менее					+ + +
Фракционный состав:
50% перегоняется при температуре, 0 С, не выше					+ + ;
90% перегоняется при температуре (конец перегонки),
0 С, не выше					+ + +
Кинематическая вязкость при 20 0 С, мм2 /с	3,0−6,0	1,8−5,0	1,5−4,0	5,12	+ — ;
Температура застывания, 0 С, не выше, для климатической зоны:
умеренной	— 10	— 35	;	— 3	— ;
холодной	;	— 45	— 55	— 3	— ;
Температура помутнения, 0 С, не выше, для климатической зоны:
умеренной	— 5	— 25	;		— ;
холодной	;	— 35	;		;
Температура вспышки в закрытом тигле, 0 С, не ниже:
для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин					+ + +
для дизелей общего назначения					+ + +
Содержание серы, % не более
вида I	0,2	0,2	0,2	0,026	+ + +
вида II	0,5	0,5	0,4	0,026	+ + +
Кислотность, мг КОН/100 см 3 топлива, не более				1,63	+ + +
Плотность при 20 °C г/см 3 , не более				823,2	+ + +

Фракция н.к.-120°С не соответствует ТУ 1 165−97 по октановому числу и фракционному составу. Фракцию направляем на установку каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов моторных топлив.

Фракция 120−240°С не соответствует ГОСТам по высоте некоптящего пламени, температуре начала кристаллизации.

ГОСТ 305–82

Газойлевые фракции

Фракцию 350−500°С используем для получения из неё парафинов.

Остаток >500°С

Остаток отправляем на установку висбрекинга с целью получения дополнительных количеств светлых дистиллятов.

3.2 Описание технологической схемы

Обессоленная и обезвоженная нефть сырьевым насосом под давлением 1,5−1,8 МПа прокачивается через теплообменники, в которых она нагревается за счет тепла готовых или циркулирующих нефтепродуктов до 220 °C и поступает в трубчатую атмосферную печь П-1, где нагревается до 350 °C. Нагретый до 350 °C поток в парожидком состоянии поступает в секцию питания атмосферой колонны К-1. Эта колонна предназначена для разделения нефти на несколько светлых (топливных) фракций. Давление в этой колонне поддерживается близким к атмосферному, а тепло подводится только потоком нагретого сырья из-за невозможности повысить температуру внизу колонны без опасности термического разложения остатка. Поэтому для создания потока паров в отгонной части колонны под нижнюю тарелку отгонной части подают перегретый до 400 °C водяной пар. Для создания потока орошения во всех укрепляющих секциях избыточное тепло отводят острым орошением наверху колонны и одним промежуточным орошением (ПЦО) под тарелкой вывода керосиновой фракции.

Сверху атмосферной колонны из сепаратора С-1 отбирают углеводородный газ II и бензиновую фракцию IV. Боковые погоны (керосин (120−240°С) V, дизельное топливо (240−300°С) VI, дизельное топливо (300−350°С) VII) выводят снизу стриппингов К-2, К-3, К-4 прокачивают насосом через теплообменники для нагрева нефти, холодильники водяного охлаждения и направляют в резервуарный парк.

Подачей водяного пара в низ соответствующих стриппингов в них осуществляется отпарка легкокипящих фракций и регулируются точка начала кипения и температуры вспышки этих дистиллятов. Изменение температуры конца кипения дизельного топлива производится за счет изменения количества флегмы, перетекающей из колонны в стриппинг (чем больше это количество, тем выше температура конца кипения).

Мазут VIII снизу атмосферной колонны с температурой 300−310°С насосом прокачивается через трубчатую вакуумную печь П-2 мощностью 30−40 МВт, где нагревается до 400 — 420 °C, и в парожидком состоянии поступает в эвапорационное пространство вакуумной колонны К-5. В зоне ввода сырья давление в этой колонне составляет обычно 10−15 кПа, а наверху ее — 5−7 кПа. Такое давление поддерживается за счет откачки из системы «печь — колонна — коммуникации» атмосферного воздуха (подсасываемого через неплотности фланцевых соединений) и легких углеводородов (С ₁ — C₇ ), образующихся за счет небольшой деструкции мазута при его нагреве в печи П-2.

Для откачки этой смеси несконденсированных газов используют пароэжекторные насосы Э-1,2 (2- или 3-ступенчатые с конденсацией паров между ступенями).

В качестве эжектирующего агента применяют перегретый водяной пар давлением 1,0- 1,5 МПа. Поток несконденсированного газа направляется обычно в топку печи П-2 для сжигания, чтобы не загрязнять атмосферу углеводородами и сероводородом. Пароэжекторный насос откачивает газы и пары из сепаратора, в который поступает сконденсированный поток паров сверху колонны. После разделения этого конденсата во втором сепараторе на легкую газойлевую фракцию (100 — 250°С) и конденсат водяного пара они отдельными насосами выводятся из этого сепаратора.

На верху вакуумной колонны для отвода тепла на группе конденсационных тарелок (4−6 шт.) циркулирует ВЦО, задачей которого является полная конденсация углеводородного парового потока. Однако достичь полной конденсации не удается, потому что при температуре входа ВЦО в колонну около 60−80°С температура паров на верху колонны обычно не ниже 70 °C, а при этой температуре и давлении 5 кПа в смеси с водяным паром не конденсируется до 1−2% на мазут легких углеводородных фракций, и они, как уже отмечалось выше, выводятся из конденсационно-вакуумсоздаюшей системы IX.

Часть циркулирующей наверху флегмы ВЦО выводится из колонны с температурой 220−260°С как материальный поток легкого вакуумного газойля X, выкипающего до 350−380°С. Основной дистиллят вакуумной колонны — вакуумный газойль 350−500°С XI. С нижней из этих тарелок поток выводится через теплообменник нагрева нефти и уходит в парк, а часть через холодильник циркулирует как ПЦО.

Снизу отгонной части колонны вводится перегретый водяной пар в количестве 1,5% на сырье колонны. Остаток вакуумной перегонки — гудрон с температурой 360−380°С — насосом через теплообменники и холодильник откачивается в парк.

4. Технологические расчеты процесса и основных аппаратов

4.1 Материальный баланс

Таблица 4.1

Поступенчатый материальный баланс

Ступень перегонки	Взято	Получено	Расход
	Наименование потоков	Наименование потоков	кг/час	% масс
				от нефти	от сырья
Атмосферная колонна	Нефть		171 232,9
		н.к.-120	4965,8	2,9	2,9
		120−240	24 315,1	14,2	14,2
		240−300	16 952,05	9,9	9,9
		300−350	19 520,55	11,4	11,4
		>350	105 479,5	61,6	61,6
Вакуумная колонна	>350		105 479,5	61,6
		350−500	53 082,2		50,3
		>500	52 397,3	30,6	49,7

Таблица 4.2

Общий материальный баланс по конечным продуктам дистилляции нефти

Компоненты	% масс. от нефти	т/сутки	т/год	тыс.т/год
Взято
Нефть	100,00	4109,6
итого:	100,00	4109,6
Получено
Бензиновая фракция н.к.-120°С	2,9	119,2		43,5
Керосиновая фракция 120−240°С	14,2	583,6
Дизельная фракция 240−300°С	9,9	406,8		148,5
Дизельная фракция 300−350°С	11,4	468,5
Газойлевая фракция 350−500°С		1274,0
Остаток >500°С	30,6	1257,5
итого:	100,00	4109,6

4.2 Расчет атмосферной колонны

Принимаем клапанные тарелки. Клапанные тарелки сочетают в себе ряд преимуществ (малая металлоемкость, простота сборки, равномерный барботаж в широком интервале нагрузок по пару и жидкости и др.)

Принимаем количество тарелок в колонне: в верхней укрепляющей части (фракция н.к.-120°С — фракция 120−240°С) n _в = 10; в средней части 1 (фракция 120−240°С — фракция 240−300°С) n_с1 =10; тарелки ПЦО n_ПЦО = 2; в средней части 2 (фракция 240−300°С — фракция 300−350°С) n_с2 =8 в нижней секции (фракция 300−350°С — ввод сырья) n_вс = 10; в отгонной секции n_о = 6.

Принимаем абсолютное давление в рефлюксной емкости — сепараторе Р _с = 100 кПа. Падение давления от колонны до сепаратора Р_п = 15 кПа, перепад давления на тарелке Р_т = 0,6 кПа.

Определяем давление по высоте колонны:

• давление наверху (фр. н.к.-120):

Р _в =Р_с +Р_п =100+15 =115 кПа

• в зоне вывода фракции (фр. 120−240):

P ₁ =P_B +P_T Чn_B =115+10Ч0,6=121 кПа

• в зоне вывода фракции (фр. 240−300):

P ₂ =P₁ +P_T Чn_С1 =121+10Ч0,6=127 кПа

• в зоне вывода ПЦО:

P _ПЦО =P₂ + РтЧn_ПЦО = 127+2Ч0,6=128,2 кПа

• в зоне вывода фракции (фр. 300−350):

Р ₃ = Р_ПЦО +Р_т Чn_С2 ,=128,2+8Ч0,6=133 кПа

• в зоне ввода сырья:

Р _вс = Р₃ +Р_т Чn_вс =133+10Ч0,6=139 кПа

• внизу колонны:

Р _н = Р_вс +Р_т Чn_о =139+6Ч0,6=142,6 кПа

Принимаем температуру нефти на входе в колонну Т _вс =330°С. При этой температуре находим долю отгона нефти по методу Обрядчикова — Смидович.

Она равна е _н = 41,5%

Тепловой поток нефти на входе в колонну:

Б. П. Воинова

= 4,187((50,2+ 0,109ЧТ+ 0,14ЧТ ² )(4-)-73,8)

Энтальпии жидкостей находим по формуле Крэга:

= 4,187(0,403ЧТ + 0,405ЧТ ² ) /

Относительную плотность находим по формуле:

= +0,0035/

Относительная плотность нефти = 0,864, тогда

= 0,8445+=0,8486

=4,187((50,2 + 0,109Ч330 + 0,14−330 ² )(4−0,8486)-73,8) = 1029,2

кДж/кг

= 4,187(0,403Ч330 + 0,405Ч330 ² ) /= 804,9 кДж/кг

Определяем количество водяного пара, подаваемого в стриппинги и низ колонны:

• в 1 стриппинг

G _вп1 =G_120−240 0.003=0.003 24 315,1=73 кг/ч

• в 2 стриппинг

G _вп2 =G_240−300 0.003=0.003 16 952,05=51 кг/ч

• в 3 стриппинг

G _вп3 =G_230−350 0.003=0.003 19 520,55=59 кг/ч

• в низ колонны

G _вп.низ =G_>350 0.015=0.015 105 479,5=1582 кг/ч

Тепло, вносимое с водяным паром

Суммарное количество водяного пара

G _вп = 73 + 51 + 59 + 1582 = 1765 кг/ч

Q _вп = G_вп Jⁿ _вп = 1765 3300 = 5,8 10⁶ кДж / ч

Определяем температурный режим в колонне. Температуры дистиллятов выходящих из колонны соответствуют точкам начала ОИ (для жидких дистиллятов) и конца ОИ (для дистиллята, выходящего в паровой фазе).

Т _нк-120 = 100 °C, T_120−240 = 176 °C, Т_240−300 = 260 °C, Т_300−350 = 328°С

Определяем температуру низа колоны (Т _н ).

Согласно литературным данным, разница температур ввода сырья в колонну и низа колонны составит ДТ=20°С, отсюда:

Т _>350 = 310 °C.

Тепловые потоки, выходящие из колонны

Тепловой поток фракции нк-120°С

Q _нк-120 = G_нк-120

Плотность фракции нк-120°С = 0,7434, тогда

=4,187((50,2+0,109?100+0,14?100 ² )(4 — 0,7481)-73,8) =542

кДж/кг

Q _нк-120 = 4965,8 542 = 2,7 10⁶ кДж/ч

Тепловой поток фракции 120−240°С

Q _120−240 = G_120−240

Плотность фракции 120−240°С = 0,7789, тогда

=(0,403?176 + 0,405?176 ² ) = 394,9 кДж/кг

Q _120−240 = 24 315,1 394,9 = 9,6 10⁶ кДж/ч

Тепловой поток фракции 120−240°С

Q _240−300 = G_240−300

Плотность фракции 240−300°С = 0,8163, тогда

=(0,403?260 + 0,405?260 ² ) = 610,9 кДж/кг

Q _240−300 = 16 952,05 610,9 = 10,4 10⁶ кДж/ч

Тепловой поток фракции 300−350°С

Q _300−350 = G_300−350

Плотность фракции 300−350°С = 0,8302, тогда

=(0,403?328 + 0,405?328 ² ) = 805,6 кДж/кг

Q _300−350 = 19 520,55 805,6 = 15,7 10⁶ кДж/ч

Тепловой поток остатка > 350°С

Q _>350 = G_>350

Плотность фракции > 350 °C = 0,8832, тогда

=(0,403?310 + 0,405?310 ² ) = 728,4 кДж/кг

Q _>350 = 105 479,5 728,4 = 15,7 10⁶ кДж/ч

Составляем тепловой баланс колонны

Q _н + Q_вп = Q_нк-120 + Q_120−240 + Q_240−300 + Q_300−350 + Q_>350 + Q_ор

Отсюда находим количество орошения

Q _ор = Q_н + Q_вп — (Q_нк-120 + Q_120−240 + Q_240−300 + Q_300−350 + Q_>350)

Q _ор = 153,8 10⁶ + 5,8 10⁶ — (2,7 10⁶ + 9,6 10⁶ +, 4 10⁶ +15,7 10⁶

+15,7 10 ⁶ ) = 44,4 10⁶ кДж/ч

Q _ор = Q_оо + Q_ПЦО

Q _оо = (0,3 — 0,4) Q_ор тогда Q_оо = 0,4Q_ор = 0,4 44,4 10⁶ =17,75 10⁶