Автор работы: Пользователь скрыл имя, 19 Сентября 2013 в 18:03, курсовая работа
Среди полезных ископаемых (исключая нефтяной газ) нефть известна как горючее с наивысшей теплотой сгорания, т.к. в ней содержится наибольшее количество водорода. Из компонентов горючих ископаемых водород обладает самой высокой теплотой сгорания. Из нефти производится широкий спектр разнообразных нефтепродуктов: топлив, масел и различных химических веществ.
Z180-230 = Zниза + ZК-2/3 +ZК-2/2 = 1,29 + 0,214 + 0,146 = 1,65 кг.
Количество водяного пара в верху колонны:
Zверха= Zниза+ ZК-2/3+ZК-2/2+ZК-2/1=1,29 + 0,214 + 0,146 +0,156 =1,806 кг.
6.2.5 РАСЧЕТ РАСХОДА ФЛЕГМЫ ПО ВЫСОТЕ КОЛОННЫ
Задаемся флегмовым числом и принимаем условно, что оно по колонне не меняется. Примем флегмовое число равным 2.
Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 280-3500С
gфл 280-350 = g280-350 ∙ 2 = 10,7 ∙ 2 = 21,4 кг.
Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 230-2800С:
gфл 230-280 = g 230-280 ∙ 2 = 7,3 ∙ 2 = 14,6 кг.
Количество флегмы, стекающей с тарелки вывода фракции 180-2300С:
gфл 180-230 = g 180-230 ∙ 2 = 7,8 ∙ 2 = 15,6 кг.
Количество флегмы в верху колонны:
gфл 00 = g 120-180 ∙ 2 = 9,7 ∙ 2 = 19,4 кг.
6.2.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАГРЕВА СЫРЬЯ НА ВХОДЕ В КОЛОННУ
Теоретическая доля отгона (ēт) будет следующей:
ēт=0,097+0,078+0,073+0,107=0,
Температура нагрева нефти должна обеспечить величину фактической доли отгона равной или на 0,001-0,003 больше теоретической.
Температура нагрева нефти в
печи перед колонной К-2 находится
в пределах 320-3700С.Для определения
температуры нагрева нефти
Расчет процесса однократного испарения
сырья колонны ведем при
Рр=Рвхода +0,03=0,165+0,03=0,195Мпа.
Продолжаем вести расчет на 100 кг сырья.
При принятом давлении задаемся температурой
нагрева нефти и методом
где хi – молярная концентрация компонентов жидкой фазы;
уi – молярная концентрация компонентов паровой фазы;
ai – молярная концентрация компонентов сырья;
ер – молярная доля отгона;
Кi – константа фазового равновесия.
Зная молярную долю отгона рассчитываем массовую долю отгона из соотношения
,
где ēр – массовая доля отгона (расчетная);
Му – молярная масса паровой фазы;
Мс – молярная масса сырья.
В табл.6.6. указаны результаты расчета молярной доли.
Исходные данные для расчета доли отгона:
Компонент сырья колонны |
Молярные концентрации |
Константы фазового равновесия |
1. фр.120-1670С |
0,1722 |
19,4872 |
2. фр.167-2140С |
0,1389 |
10,7692 |
3. фр.214-2610С |
0,1149 |
4,8718 |
4. фр.261-3080С |
0,0977 |
2,1538 |
5. фр.308-3550С |
0,0781 |
1,0769 |
6. фр.355-4020С |
0,0693 |
0,4359 |
7. фр.402-4490С |
0,0688 |
0,1692 |
8. фр.449-5000С |
0,0709 |
0,0067 |
9. фр. выше 5000С |
0,1892 |
0,0077 |
Сумма молярных долей |
1,0000 |
- |
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА НА ПЭВМ
Молярная доля отгона е = 0,5437 при 370ºС и 0,195 МПа.
СОСТАВ ФАЗ
Компонент сырья колонны |
Жидкая фаза |
Газовая фаза |
1. фр.120-1670С |
0,0156 |
0,3037 |
2. фр.167-2140С |
0,0220 |
0,2369 |
3. фр.214-2610С |
0,0370 |
0,1803 |
4. фр.261-3080С |
0,0600 |
0,1293 |
5. фр.308-3550С |
0,0750 |
0,0808 |
6. фр.355-4020С |
0,0999 |
0,0436 |
7. фр.402-4490С |
0,1255 |
0,0212 |
8. фр.449-5000С |
0,1541 |
0,0010 |
9. фр. выше 5000С |
0,4109 |
0,0032 |
Сумма молярных долей |
1,0000 |
1,0000 |
Таблица 6.6
Определение молярной доли отгона нефти на входе в колонну при температуре 370оС и давлении 0,195 Мпа
№ п/п |
Пределы выкипания фракции, 0С |
Выход фракций (фактический) на сырье установки, % масс. |
Выход фракций на сырье колонны (Gi), % масс. |
Мi |
, кмоль |
|
Средняя температура кипения фракции, оС |
Давление насыщенных паров фракции при 370оС, Мпа (Рi) |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
1 |
120-167 |
7,0 |
8,0 |
129 |
0,062 |
0,1722 |
143 |
3,8 |
19,4872 |
0,0156 |
2 |
167-214 |
7,0 |
8,0 |
160 |
0,050 |
0,1389 |
191 |
2,1 |
10,7692 |
0,0220 |
3 |
214-261 |
6,7 |
7,6 |
185 |
0,041 |
0,1149 |
237 |
0,95 |
4,8718 |
0,0370 |
4 |
261-308 |
6,8 |
7,7 |
221 |
0,035 |
0,0977 |
284 |
0,42 |
2,1538 |
0,0600 |
5 |
308-355 |
6,5 |
7,4 |
264 |
0,028 |
0,0781 |
331 |
0,21 |
1,0769 |
0,0750 |
6 |
355-402 |
6,7 |
7,6 |
307 |
0,025 |
0,0693 |
380 |
0,085 |
0,4359 |
0,0999 |
7 |
402-449 |
7,5 |
8,5 |
346 |
0,025 |
0,0688 |
426 |
0,033 |
0,1692 |
0,1255 |
8 |
449-500 |
8,8 |
10,0 |
394 |
0,025 |
0,0709 |
478 |
0,0013 |
0,0067 |
0,1541 |
9 |
>500 |
31,0 |
35,2 |
520 |
0,068 |
0,1892 |
568 |
0,0015 |
0,0077 |
0,4109 |
Итого |
- |
88,0 |
100,0 |
– |
0,358 |
1,0000 |
- |
– |
- |
1,0000 |
№ п/п |
уi=Ki×хi |
Mi×yi |
|
Mi×хi |
|
|
ri |
|
|
|
1 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
1 |
0,3037 |
39,2 |
0,214 |
2,0 |
0,005 |
0,080 |
0,753 |
0,007 |
0,284 |
0,106 |
2 |
0,2369 |
37,9 |
0,207 |
3,5 |
0,009 |
0,080 |
0,788 |
0,011 |
0,263 |
0,102 |
3 |
0,1803 |
33,4 |
0,182 |
6,8 |
0,017 |
0,076 |
0,820 |
0,021 |
0,222 |
0,093 |
4 |
0,1293 |
28,6 |
0,156 |
13,3 |
0,034 |
0,077 |
0,847 |
0,040 |
0,184 |
0,091 |
5 |
0,0808 |
21,3 |
0,116 |
19,8 |
0,050 |
0,074 |
0,866 |
0,058 |
0,135 |
0,086 |
6 |
0,0436 |
13,4 |
0,073 |
30,7 |
0,078 |
0,076 |
0,882 |
0,088 |
0,083 |
0,086 |
7 |
0,0212 |
7,3 |
0,040 |
43,4 |
0,110 |
0,085 |
0,901 |
0,122 |
0,045 |
0,094 |
8 |
0,0010 |
0,4 |
0,002 |
60,7 |
0,154 |
0,100 |
0,920 |
0,168 |
0,002 |
0,107 |
9 |
0,0032 |
1,6 |
0,009 |
213,7 |
0,542 |
0,352 |
1,010 |
0,537 |
0,009 |
0,349 |
Итого |
1,0000 |
183,1 |
1,000 |
393,9 |
1,000 |
1,000 |
- |
1,052 |
1,226 |
1,114 |
Определим массовую долю отгона нефти – сырья колонны К-2 при температуре 370ºС и давлении 0,195 Мпа.
Массовая доля отгона (ēр) сырья основной колонны, полученная в результате расчета, должна быть несколько больше или равна теоретической доле отгона ēт. В нашем примере ēт =0,355, а ēр =0,356. Следовательно, температуру нагрева сырья на входе в колонну определили верно.
Проверку правильности расчета проводим, определяя плотность сырья колонны из соотношения:
где
.
Определим плотность сырья по данным табл. 6.6 (колонка 21):
Полученное значение плотности сырья колонны и определенное ранее совпадают.
6.2.7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ МАЗУТА В НИЗУ КОЛОННЫ
Колонна работает с вводом водяного пара в нижнюю часть колонны, где происходит испарение наиболее легкой части углеводородов, на что тратится теплота и температура мазута снижается на 10-250С по отношению к температуре входа сырья в зону питания. Принимаем температуру в низу колонны в нашем примере следующей
tниза=370 – 20 = 3500С
6.2.8 РАСЧЕТ ПАРЦИАЛЬНЫХ ДАВЛЕНИЙ ФРАКЦИЙ
Расчеты парциальных давлений фракций 120-1800С, 180-2300С, 230-2800С, 280-3500С представлены в табл. 6.7-6.10.
Таблица 6.7
Расчет парциального давления фракции 120-1800С (Робщ = 0,140 Мпа)
Компонент |
Расход, (Gi) кг |
Мi |
Ni= , кмоль |
yi= |
Pобщ ∙ yi |
Водяной пар Фр.120-1800С+ острое орошение |
1,806 9,7+19,4=29,1 |
18 134 |
0,100 0,217 |
0,315 0,685 |
0,044 0,096 |
Итого |
30,906 |
- |
0,317 |
1,000 |
0,140 |
Таблица 6.8
Расчет парциального давления фракции 180-2300С (Робщ = 0,148 Мпа)
Компонент |
Расход, (Gi) кг |
Мi |
Ni= , кмоль |
yi= |
Pобщ ∙ yi |
Водяной пар Фр.120-1800С Фр.180-2400С +флегма |
1,65 9,7 7,8+15,6=23,4 |
18 134 170 |
0,092 0,072 0,138 |
0,305 0,238 0,457 |
0,045 0,035 0,068 |
Итого |
34,75 |
- |
0,302 |
1,000 |
0,148 |
Таблица 6.9
Расчет парциального давления фракции 230-2800С (Робщ = 0,155 Мпа)
Компонент |
Расход, (Gi) кг |
Мi |
Ni= , кмоль |
yi= |
Pобщ ∙ yi |
Водяной пар Фр.120-1800С Фр.180-2300С Фр.230-2800С +флегма |
1,504 9,7 7,8 7,3+14,6=21,9 |
18 134 170 203 |
0,084 0,072 0,046 0,108 |
0,271 0,233 0,148 0,348 |
0,042 0,036 0,023 0,054 |
Итого |
40,904 |
- |
0,310 |
1,000 |
0,155 |
Таблица 6.10.
Расчет парциального давления фракции 280-3500С (Робщ = 0,161 Мпа)
Компонент |
Расход, (Gi) кг |
Мi |
Ni= , кмоль |
yi= |
Pобщ ∙ yi |
Водяной пар Фр.120-1800С Фр.180-2300С Фр.230-2800С Фр.280-3500С+флегма |
1,29 9,7 7,8 7,3 10,7+21,4=32,1 |
18 134 170 203 253 |
0,072 0,073 0,046 0,036 0,127 |
0,203 0,206 0,130 0,102 0,359 |
0,033 0,033 0,021 0,016 0,058 |
Итого |
58,19 |
- |
0,354 |
1,000 |
0,161 |
6.2.9 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ВЫВОДА БОКОВЫХ ПОГОНОВ И ТЕМПЕРАТУРЫ В ВЕРХУ КОЛОННЫ
Для определения температур вывода боковых погонов и температуры в верху колонны строим кривые ИТК и линии ОИ при атмосферном давлении соответствующих фракций и затем с помощью сетки Максвелла строим линии ОИ фракций при их парциальных давлениях, определенных в таблицах 6.7-6.10.
Парциальное давление фракции 120-1800С составляет 0,096 Мпа
Парциальное давление фракции 180-2300С составляет 0,068 Мпа
Парциальное давление фракции 230-2800С составляет 0,054 Мпа
Парциальное давление фракции 280-3500С составляет 0,058 Мпа
Исходные данные для построения кривых ИТК приведены в табл. 6.11-6.14. Кривые ИТК и линии ОИ, построенные при атмосферном давлении и соответствующих парциальных давлениях представлены на рис.6.2-6.5.
Таблица 6.11
Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 120-180оС
№ |
Температура выкипания, оС |
Выход, % масс. | ||
На нефть |
на фракцию |
суммарный | ||
120-128 |
1,1 |
11,3 |
11,3 | |
128-136 |
1,3 |
13,4 |
24,7 | |
136-144 |
1,6 |
16,5 |
41,2 | |
144-152 |
1,3 |
13,4 |
54,6 | |
152-160 |
1,0 |
10,4 |
65,0 | |
160-170 |
1,7 |
17,5 |
82,5 | |
170-180 |
1,7 |
17,5 |
100,0 | |
ИТОГО |
9,7 |
100,0 |
- | |
Таблица 6.12
Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 180-230оС
№ |
Температура выкипания, оС |
Выход, % масс. | ||
На нефть |
на фракцию |
суммарный | ||
180-187 |
0,8 |
10,3 |
10,3 | |
187-194 |
1,2 |
15,4 |
25,7 | |
194-201 |
1,1 |
14,1 |
39,8 | |
201-208 |
1,3 |
16,6 |
56,4 | |
208-215 |
0,8 |
10,3 |
66,7 | |
215-222 |
1,5 |
19,2 |
85,9 | |
222-230 |
1,1 |
14,1 |
100,0 | |
ИТОГО |
7,8 |
100,0 |
- | |
Таблица 6.13
Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 230-280оС
№ |
Температура выкипания, оС |
Выход, % масс. | ||
На нефть |
на фракцию |
суммарный | ||
230-237 |
0,7 |
9,6 |
9,6 | |
237-244 |
1,0 |
13,7 |
23,3 | |
244-251 |
1,0 |
13,7 |
37,0 | |
251-258 |
1,2 |
16,4 |
53,4 | |
258-265 |
1,2 |
16,4 |
69,8 | |
265-272 |
1,1 |
15,1 |
84,9 | |
272-280 |
1,1 |
15,1 |
100,0 | |
ИТОГО |
7,3 |
100,0 |
- | |