Газойлевая фракция

Автор: | 04.05.2019

Виды и свойства нефтяных фракций

Фракционный состав нефти определяется согласно российскому стандарту перегонки или ректификации, который соответствует разгонке Эглера. В основе разделение сложного состава углеводных газов на промежуточные элементы. На основе кипения высоких температур классифицируется 3 вида переработки нефти.

  • Простая перегонка — во время испарения пар конденсирует.
  • Дефлегмация — только высококипящие пары выделяют конденсат и возвращаются обратно в общую смесь в виде флегмы. Низкокипящие пары полностью испаряются.
  • Ректификация — процесс соединения двух предыдущих видов обработки, когда достигается максимальная концентрация и конденсирование низкокипящих паров.

В процессе определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов, а также их свойств, происходит разделение на следующие виды фракций:

  • легкие (к этому типу относят бензиновую и петролейную) – выходят при температуре до 140°С при атмосферном давлении;
  • средние (сюда относятся: керосиновая, дизельная, лигроиновая) при атмосферном давлении в интервале температур 140-350°С;
  • при вакуумной переработке и температурах более 350°С получаются фракции, которые называют тяжелые (Вакуумный газойль, гудрон).

Фракции также делят на светлые (сюда относят легкие и средние) и темные или мазуты (это тяжелые фракции).

Фракции нефти таблица

А теперь подробнее об основных видах нефтяных фракций:

Петролейная фракция

Эфир или масло Шервуда — это бесцветная жидкость, которая состоит из пентана и гексана. Сразу испаряется при невысоких температурах. Является растворителем для создания экстрактов, топливо для зажигалок, горелок. Получается при температурах до + 100°С.

Бензиновая фракция

Бензиновая фракция нефти построена на сложной схеме углеродных соединений, которые выкипают при температуре + 140°С. Основное применение — используется для получения топлива к двигателям внутреннего сгорания и в качестве сырья в нефтехимии. В основе бензиновой фракции парафиновые вещества: метилциклопентан, циклогексан, метилциклогексан. Бензин содержит жидкие алканы в составе- природные, попутные, газообразные. Они подразделяются также на разветвленные и неразветвленные. Состав зависит от качественного соотношения компонентов сырья. Это говорит о том, что хороший бензин получается далеко не их всех сортов нефти. Ценность вида в том, что в процессе распада на соединения, образуются ароматические углеводороды, доля которых в сырьевой массе катастрофически мала.

Лигроиновая фракция

Подвид включает в себя тяжелые элементы. Насыщенность ароматическими углеводородами больше, чем у других соединений. Является компонентом для производства товарных бензинов, осветительных керосинов, реактивного топлива, органическим растворителем. Выступает как наполнитель бытовой техники. Химический состав: полициклические, циклические и ненасыщенные углеводороды. Отличается наличие серы, процент от общей массы которой зависит от месторождения, уровня залегания и качества сырьевого продукта.

Керосиновая фракция

Керосиновая фракция нефти — в первую очередь это топливо для реактивных двигателей. Используется в производстве лакокрасочной продукции и добавляется как растворитель в краску для стен и полов. Выступает сырьем в процессах синтеза веществ. Соединения углеводов с повышенным содержанием парафина. Наблюдается низкое содержание ароматических углеводов. Керосиновая фракция выделяется при атмосферной перегонке в пределах + 220°С.

Дизельная фракция

Подвид находит применение в изготовлении дизельного топлива для быстроходных видов транспорта, а также используется как вторичное сырье. В процессе обработки выделяется керосин, используемый для в лакокрасочной промышленности и приборостроении, изготовлении химии для автотранспорта. Преобладание смесей углеводородов нафтена. Для получения топлива, которые не застывает при -60°С, состав проходит карбамидную депарафинизацию. Это перемешивание всех компонентов в течение 1 часа и последующая фильтрация через воронку Бюхнера.

Мазут

Качественный состав смеси: масла смол, органические соединения с микроэлементами. Углеводородные компоненты: асфальтен, карбен, карбоид. При вакуумной перегонке из мазута производится гудрон, парафин, технические масла. Основное применение — жидкое топливо для котельных за характеристики вязкости. Топочный мазут подразделяется на 3 основных вида: флотский, средне-котельный и тяжелый. Последний применяется на ТЭЦ, средний вид — в котельных предприятий. Флотский — неотъемлемая часть работы судоходного транспорта.

Гудрон

Качество компонентов в процентном соотношении определяется так:

  • Парафин, нафтен — 95%.
  • Асфальтен — 3%.
  • Смолы — 2%.

Вакуумный гудрон получается в результате завершения всех процессов разделения и перегонки. Температура выкипания + 500°С. На выходе получается вязкая консистенция черного цвета. Жидкостный состав используется в дорожном строительстве. Из него производят битумы для кровельных материалов. Гудрон необходим для создания кокса — продукта стратегического назначения. Компонент используется в изготовлении котельного топлива. В нем сконцентрирован самый большой процент тяжелых металлов, содержащихся в нефти.

Сырьевые показатели нефтепродуктов зависят от глубины залегания и вида месторождения. Это учитывается при формировании фракций нефти и достижения процентного соотношения компонентов.

Вторичная перегонка бензина

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

перегонка бензиновый аппарат

Ректификация — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелки или слое насадки) между ними происходит тепло — и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость — высококипящими компонентами.

При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие с тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия. Такой контакт жидкости пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесно ступенью, или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией, где осуществляется однократное испарение, Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей), а другая — нижняя часть, в которой осуществляется ректификация жидкого потока — отгонной, или исчерпывающей секцией.

Различают простые и сложные колонны. Простые колоны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) — выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток — нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов и колонны, у которых дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн, именуемых стриппингами. Последний тип колонн нашел широкое применение на установках первичной перегонки нефти.

Внедрение в нефтеперерабатывающей промышленности процесса термического крекинга потребовало применения вторичной перегонки крекинг-бензинов, для выделения из бензиновых фракций изомеров, используемых в качестве высокооктановых компонентов бензинов.

На современных заводах широко применяют установки вторичной перегонки бензина с целью получения сырья для каталитического риформинга, который осуществляется для получения высокооктановых компонентов бензина, либо для получения ароматических углеводородов — бензола, толуола, ксилолов. Для регулирования пусковых свойств и упругости паров товарных автобензинов обычно используется только головная фракция бензина н. к. — 62 (85 ?С), которая обладает к тому же достаточно высокой детонационной стойкостью.

Потребность нефтехимической промышленности в практически чистых индивидуальных углеводородах стимулировали дальнейшую разработку и совершенствование методов вторичной перегонки, в частности оснащение установок колоннами четкой и сверхчеткой ректификации, имеющими несколько десятков, а иногда и сотен тарелок. Промышленное оформление процессов вторичной перегонки различно и зависит от характера сырья, требуемой четкости ректификации, числа и конструкции ректификационных тарелок, кратности орошения и т.д.

Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки, входящей в состав нефтеперерабатывающего завода.

Для стабилизации и вторичной перегонки прямогонных бензинов с получением сырья каталитического риформинга топливного направления применяют в основном двухколонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну вторичной перегонки бензина на фракции н. к. — 85 и 85 — 180 ?С. Как наиболее экономически выгодной схемой разделения стабилизированного бензина на узкие ароматикообразующие фракции признана последовательно — параллельная схема соединения колонн вторичной перегонки установки ЭЛОУ — АВТ — 6. В соответствии с этой схемой прямогонный бензин после стабилизации разделяется сначала на две промежуточные фракции (н. к. — 105 ?С и 105 — 108 ?С), каждая из которых затем направляется на последующее разделение на узкие фракции.

1. Технологическая схема блока

На рисунке 1 представлена технологическая схема блока установки вторичной перегонки бензинового дистиллята.

К-3 — ректификационная колонна; Р-1 — подогреватель; Е — 1 — приемник; Т-1,2 — водяной конденсатор — холодильник; ВХ-1,2 — аппарат воздушного охлаждения; Н — 1,2,3,- насосы.

Рисунок 1. — Технологическая схема

Фракция н.к — 85 0С из колонны К — 1 подается в колонну К — 2, где в качестве головного продукта получают бензольную фракцию 62 — 85 0С. Уходящие с верха колонны К — 2 пары головной фракции (н.к. — 62 0С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения ВХ — 2. Конденсат, охлажденный в водяном холодильнике Т — 3, собирается в приемнике Е — 1. Отсюда конденсат насосом Н — 3 направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны К — 2. Остаточный продукт (бензольная фракция 62 — 85 0С) на выходе снизу колонны К — 2 направляется насосом Н — 2 через теплообменник Т — 1, аппарат воздушного охлаждения ВХ — 1 и холодильник Т — 2 в резервуар.

Остаток колонны К — 2, циркулируя через подогреватель Р — 1, теплоносителем которого является водяной пар, и насос Н — 1, вносит в ректификационную колонну требуемое для фракционирования тепло.

2. Технологическое оборудование блока

2.1 Колонна вторичной перегонки

Аппарат представлен на рисунке 2.1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1 — штуцер на Ду = 250 мм для вывода паров; 2 — днище; 3 — люк на Ду = 450 мм; 4 — штуцер на Ду = 80 мм для ввода сырья; 5 — корпус; 6 — штуцер на Ду = 250 мм для ввода продукта из ребойлера; 7 — штуцер на Ду = 80 мм для вывода продукта; 8 — опора; 9 — штуцер на Ду = 50 мм для дренажа; 10 — штуцер на Ду = 50 мм для ввода орошения; 11 — ректификационные тарелки; 12 — штуцер для ввода орошения

Рисунок 2.1 — Колонна вторичной перегонки

Аппарат состоит из трех частей. Нижняя часть высотой 7810 мм выполняется из углеродистой стали, средняя высотой 2600 мм из двухслойной стали (основной слой из углеродистой стали, плакирующий — из стали марки ЭИ496), верхняя часть высотой 7780 мм из углеродистой стали. В аппарате установлены 50 клапанных тарелок. Четыре из них, расположенные в средней части аппарата, выполняются из стали марки ЭИ496, остальные — углеродистой стали; днища и опора изготавливаются тоже из углеродистой стали. Штуцера рассчитаны на Ру = 16 кг/см2.

Техническая характеристика представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Техническая характеристика

Рабочие условия

Габаритные размеры

Вес (металла)

Р, кг/смІ

t. ?С

D, мм

H, мм

0,5

21,5

Вследствие негабаритности колонна поставляется двумя частями. Окончательная сборка аппарата производится на месте монтажа.

2.2 Кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой

Теплообменники с плавающей головкой, рисунок 2.2, предназначаются для нагрева или охлаждения нефтепродуктов в жидком и в парообразном состоянии, участвующих в теплообмене сред.

Рисунок 2.2 — Теплообменники с плавающей головкой одинарный

Теплообменник данного типа изготавливаются в соответствии с нормальным рядом, в котором установлена зависимость между наружным диаметром корпуса теплообменника, условным давлением в корпусе (межтрубном пространстве) и пучке и поверхностью нагрева F.

Каждый типоразмер теплообменника имеет условное обозначение, в котором первое число обозначает диаметр корпуса (кожуха) в мм, второе число — условное давление Ру в кг/см2, третье число — поверхность теплообмена в м2, четвертое число — количество ходов по трубному пучку и последнее выражение, состоящее из буквы «т» и римской цифры II — тип перегородок по межтрубному пространству.

Характерной особенностью данного типа теплообменников является устройство так называемой плавающей головки, на одном из концов трубного пучка. Трубная решетка, к которой крепится плавающая головка, может свободно перемещаться в осевом направлении, «плавать» в корпусе аппарата. Этим достигается независимость температурных деформаций корпуса и трубного пучка.

Теплообменники с плавающей головкой с плоскими фланцами и плоской крышкой распределительной коробки имеет трубки пучка диаметром 25 Ч 2,5 мм, развальцованные по концам в трубных решетках с разбивкой отверстий по квадрату для удобства чистки наружной поверхности. Разъемная конструкция аппарата позволяет вынимать трубный пучок для чистки. Благодаря устройству горизонтальной перегородки в распределительной коробке теплообменник является двухходовым по трубкам. Вертикальные поперечные перегородки в корпусе предназначены для направления потока рабочей среды, проходящей в межтрубном пространстве. Теплообменник с такими перегородками называется многоходовым по корпусу. Распределительная коробка и корпус аппарата имеют по два штуцера — для входа и выхода рабочей среды и теплоносителя (или хладогена).

2.3 Аппарат воздушного охлаждения

Аппараты воздушного охлаждения, представленный на рисунке 2.3, получили широкое распространение в промышленности. Аппараты воздушного охлаждения это такие аппараты, в которых в качестве охлаждающего агента используется поток атмосферного воздуха, нагнетаемый специально установленными вентиляторами. Использование аппаратов этого типа позволяет осуществить значительную экономию охлаждающей воды, уменьшить количество сточных вод, исключает необходимость наружной поверхности теплообменных труб. Эти аппараты используются в качестве конденсаторов и холодильников.

Рисунок 2.3 — Аппарат воздушного охлаждения

Сравнительно низкий коэффициент теплоотдачи со стороны потока воздуха, характерный для этих аппаратов, компенсируется значительным оребрением поверхности труб, а также сравнительно высокими скоростями движения потока и воздуха.

Аппарат воздушного охлаждения состоит из ряда трубчатых секций, расположенных горизонтально, вертикально, наклонно в виде шатра или зигзагообразно. С торцов аппарат закрыт металлическими стенками. Охлаждающий воздух засасывается и продувается через трубчатые секции вентилятором. По трубам секций пропускают охлаждаемую или конденсируемую среду.

Для предотвращения отложения накипи на трубах для увлажнения нужно использовать химически очищенную воду.

Секция аппаратов воздушного охлаждения состоит обычно из четырех, шести или восьми рядов труб, которые расположены по вершинам равносторонних треугольников и закреплены развальцовкой, а в ряде случаев последующей приваркой в двух трубных решетках, имеющих крышки. Применяют трубы длиной от 1,5 до 12 м с внутренним диаметром 21 или 22 мм. Секции могут быть многоходовыми по трубному пространству.

Крышки таких секций снабжены перегородками, которые делят трубчатый пучок на отдельные ходы. В конденсаторах воздушного охлаждения, где конденсируется охлаждаемая среда и объем ее уменьшается по ходу движения, число труб уменьшают последовательно по ходам.

Для повышения эффективности трубы снабжают поперечным оребрением. Оребрение выполняют глубокой спиральной накаткой труб из деформируемого алюминиевого сплава, а также завальцовкой в спиральную канавку на трубе или приваркой металлической ленты или напрессовкой ребер.

Применяют также конструкции секций с цельносварными неразъемными распределительными камерами. В этом случае для чистки внутренней поверхности труб в наружной стенке камеры против каждой трубы предусматривают отверстие с резьбовой пробкой на прокладке.

2.4 Центробежный насос

Насосы типа НК (нефтяной, консольный), представленный на рисунке 2.4, центробежные горизонтальные спиральные одноступенчатые с рабочим колесом одностороннего входа предназначены для перекачки нефтепродуктов с температурой до 200 ?С.

Основные детали насоса — корпус 10, крышка с входным патрубком 11, рабочее колесо 9, опорная стойка 2 — изготовляются из модифицированного чугуна. Вал 4, гайка рабочего колеса 12 и крепежные детали выполняются из стали. Входной патрубок расположен по оси насоса, напорный — вертикально, но может быть повернут на 90?, 180? и 270?.

Вал насоса типа НК вращается на двух шарикоподшипниках: радиальном 5 и радиально — упорном 2, воспринимающим осевое давление, передаваемое ротором. Смазка подшипников кольцевая, охлаждение водяное. Для уменьшения осевого гидравлического давления в насосах предусмотрено разгрузочное устройство 13 (отводящая трубка). При работе с давлением на приеме насоса более 5 кг/см2 разгрузочное устройство отключается. Насос 4НК — 5Ч1 выполняется без разгрузочного устройства. Вал в корпусе насоса уплотняется сальником с эластичной набивкой из пропитанных асбестовых колец 7, которые по мере износа подтягиваются нажимной втулкой 6. Вал насоса на длине сальника защищен от износа сменной гайкой 8. Сальниковые набивки для уплотнения вала выбираются в зависимости от рабочих условий. Вал насоса можно также уплотнять торцевыми уплотнениями.

Насосы типа НК серийно выпускаются следующих марок: 4НК — 5Ч1, 5НК — 5Ч1, 5НК — 9Ч1, 6НК — 6Ч1 и 6НК — 9Ч1. Цифры, составляющие марку насосов типа НК, означают: первая цифра — диаметр входного патрубка в мм (сокращенный в 25 раз и округленный); вторая цифра — коэффициент быстроходности (сокращенный в 10 раз и округленный); последняя цифра — число ступеней (рабочих колес).

Насос и привод (электродвигатель или паровая турбина) устанавливаются на общей фундаментной плите, валы их соединяются муфтой 1 зубчатого типа.

Рисунок 2.4 — Продольный разрез насоса типа НК

3. Сырьевая и энергетическая база процесса

Сырьем для установки вторичной перегонки бензинового дистиллята является ромашкинская нефть. Ниже представлена характеристика ромашкинской нефти:

1) плотность: d420 = 0,862;

2) молекулярная масса: M = 232;

3) вязкость при 20 ?С: х20 = 14,22 сСт;

4) вязкость при 50 ?С: х50 = 5,9 сСт;

фракций до 200?С = 24; фракций до 350?С = 49;

серы — 1,61;

азота — 0,17;

парафина — 5,1;

смол сернокислотных — 34;

смол силикагелевых — 10,24;

асфальтенов — 4;

парафин содержание, % — 5,1; (температура плавления = 50?С).

Сырье процесса — нефть, содержащая соли (от 40 до 2000 мг/л) и воду (от 0,1 до 2,0 %).

Бензиновая фракция — выкипает в пределах 30 — 180 ?С, используется как компонент товарного автобензина, сырье установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок.

Углеводородный газ — выводится в виде газа и головки стабилизации; используется как бытовое топливо и сырье газофракционирующих установок.

Элементарный состав ромашкинской нефти (содержание, %) приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Элементарный состав ромашкинской нефти

85,13

13,00

0,09

1,61

0,17

Определим параметры Антуана, предварительно разбив на фракции исходное сырье. Полученные значения представим в таблице 3.2.

Для определения средней молекулярной массы фракций используем зависимость Войнова

(3.1)

где t — средне-молекулярная температура кипения фракции, 0С.

Давления определяем по формуле Ашворта

lq (P + 3158) = 7,6715 — (3.2)

где P — давление насыщенных паров, Па;

T — соответствующая температура, K;

T0 — температура кипения фракции при атмосферном давлении, К;

f(T) — функция температуры T.

Выразив давление насыщенных паров, получим

P = . (3.3)

Результаты расчета приведены в таблице 3.2

Таблица 3.2 — Результаты расчета

Фракция

tср

хср

Мср

А

В

С

63,5

0,29

83,08

8,38264

902,8071

209,0794

0,34

85,9

8,37453

906,6391

206,3305

0,37

90,4

5,76273

36,9954

-30,8988

4. Состав и физико-химические свойства продуктов

Свойства продуктов представим в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Характеристика продуктов

Температура отбора

Выход (на нефть), %

Содержание углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

парафиновых

н. к. — 62

4,1

0,638

62 — 85

4,4

0,7

Таблица 4.2 — Физико-химические свойства

Плотность с, кг/мІ

t єC плавления

t єC кипения

Вязкость мПа·с

t єC критическая

Р критическое, Мпа

5,5

80,1

0,65

289,4

4,93

5. Материальный баланс аппарата (предварительный)

Материальный баланс составляем для ректификационной колонны из требований к качеству продуктов и составу сырья, а также получаемых продуктов. Расчётная схема аппарата представлена на рисунке 5.1.

GF — поступающее сырьё, кг/ч; D — дистиллят, кг/ч; R — остаток, кг/ч.

Рисунок 5.1 — Расчётная схема ректификационной колонны

В качестве поступающего сырья является бензиновая фракция н. к. 85 0С, дистиллята фракция н. к. 62 0С, остатка 62 — 85 0С. При условии, что производительность колонны 15000 кг/ч и в составе дистиллята высококипящих фракций не более 5 %, а в составе остатка низкокипящих фракций не более 6 %, составляем материальный баланс ректификационной колонны.

(5.1)

(5.2)

где — массовые доли i-го компонента в сырье, ректификате и остатке.

Предположим, что фракция н. к. 62 єС полностью уходит в дистилляте, тогда получим следующее выражение.

D · 1 + R · 0 = G · x1; (5.3)

D = 15000 · 0,29;

D = 4350 кг/ч.

Аналогично определим расход кубового остатка

G · (x1 + х2) = R; (5.4)

R = 15000 (0,34 + 0,37) = 10650 кг/ч.

Материальный баланс представим в таблице 5.1.

Таблица 5.1 — Материальный баланс аппарата (предварительный)

сырье

получено

наименование

выход, %

количество

фракции

выход, %

количество

62 — 85 0С

н. к. — 62 0С

62 — 85 0С

итого

итого

6. Технологические параметры заданного аппарата

Расчет процесса ректификации выполним на ЭВМ на программе «Rekt», для выполнения расчета необходимы следующие данные:

температура начала отсчета — 78 ?С;

число секций — 2;

избыточное давление верха колонны — 0,17 МПа;

перепад давления на теоретическую тарелку — 2133 Па;

флегмовое число — 3;

заохлаждение флегмы — 0 ?С.

В колонне применяются клапанные тарелки.

Определим число теоретических тарелок в колонне

(6.1)

где nпрак — число практических тарелок; nпрак = 50

з — коэффициент полезного действия тарелки, з = 0,6.

Подставив значения, получим

7. Расчет процессов, протекающих в аппарате

7.1 Определение диаметра аппарата

D = , (7.1)

где QV — объемный расход пара;

щ — допустимая скорость пара.

щ = , (7.2)

где сп — плотность пара, сп = 6,56 кг/м3.

щ =

Определим объемный расход пара

(7.3)

где Gп — расход пара, Gп = 17898,7 кг/ч.

Поставляем полученные значения в формулу (7.1)

Диаметр аппарата выбираем по стандартному ряду, принимаем D = 1,4 м.

7.2 Определение высоты колонны

Высота колонны зависит от числа и типа ректификационных тарелок в колонне, а также расстояния между ними. Также необходимо учесть высоту низа колонны, исходя из 5 — 10-минутного запаса продукта внизу колонны, необходимого для нормальной работы насоса. Расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки принимается равным h5 = 1 м, чтобы пар, поступающий из подогревателя, равномерно распределялся по сечению колонны. Высота свободного пространства между верхней тарелкой и верхним днищем колонны может быть принята равной 1/2 диаметра колонны, если днище полукруглое.

Высоту от верхнего днища до первой ректификационной тарелки принимаем конструктивно равной

h1= ; (7.4)

h1 =

Рисунок 7.1 — Схема ректификационной колонны.

Сумму высот h2, h3, h4 — определяем исходя из числа ректификационных тарелок, установленных в концентрационной, в зоне ввода сырья и в отгонной зонах колонны, и расстояния между ними.

, (7.5)

где n — число ректификационных тарелок, установленных в колонне, n = 50;

а — расстояние между тарелками, а = 0,6 м.

Высоту h5 принимаем равным 1 м. Высоту h6 определяем, исходя из запаса остатка на 10 минут. Объём жидкости внизу колонны составит по формуле

, (7.6)

Площадь поперечного сечения колонны

, (7.7)

(7.8)

Высоту юбки h7 принимаем, исходя из практических данных, равной 2 м.

Общая высота колонны составит

(7.9)

7.3 Гидродинамический расчет тарелки

Произведем гидродинамический расчет тарелки № 31 как наиболее нагруженной. Исходные данные к расчету представлены в приложении Б и таблице 7.1.

Таблица 7.1 — Исходные данные

уж, Н/м

L, кг/ч

G, кг/ч

сж, кг/м3

h9,м

К1

К3

К5

тш

тк

?Pд, Па

17898,7

0,1

1,2

0,8

1,0

4,7

Плотность пара

; (7.10)

M = УMi · ni, (7.12)

где ni — массовая доля пара.

M = 83,08 · 0,017 + 85,9 · 0,34 + 90,4 · 0,49 = 87,656;

= 6,56 кг/м3.

Коэффициент, зависящий от поверхностного натяжения

(7.13)

Вспомогательные комплексы

(7.14)

(7.15)

Объемная нагрузка по пару

(7.16)

м3/с.

Объемная нагрузка по жидкости

(7.17)

Допустимая скорость пара в колонне

(7.18)

Расчетный диаметр тарелки

(7.19)

Принимаем D = 1,0 м для выполнения условия удельной нагрузки на единицу длины периметра слива.

Свободное сечение колонны

(7.20)

где DК — диаметр колонны, DК = 1,4 м.

Скорость пара в колонне

(7.21)

Фактор паровой нагрузки

(7.22)

кг0,5/(м0,5·с).

Принимаем расстояние между тарелками H = 0,6 м, тарелка модификации А, периметр слива L2 = 1,88 м, относительное сечение тарелки S1 = 1,02 м. относительное сечение перелива S 2 = 6,3 %.

Нагрузка по жидкости на единицу площади тарелки

(7.23)

м2/с.

Удельная нагрузка на единицу длины периметра слива

(7.24)

м2/с.

Подпор жидкости над сливным порогом

(7.25)

м.

Минимальная глубина барботажа

h5 = h9 = 0,1 м.

Высота газожидкостного слоя на тарелке

(7.26)

Высота сливного порога

(7.27)

Динамическая глубина барботажа

(7.28)

Минимально допустимая скорость пара в свободном сечении клапанов

(7.29)

Принимаем стандартное относительное свободное сечение тарелки f3 = 10,5 %, количество клапанов KL = 78.

Коэффициент запаса сечения

(7.30)

Рабочее относительное свободное сечение тарелки

Скорость пара в свободном сечении клапанов

(7.31)

Максимальная скорость пара в свободном сечении клапанов

; (7.32)

Максимальный фактор паровой нагрузки в свободном сечении клапанов

; (7.33)

кг0,5/(м0,5·с).

Принимаем удельную весовую нагрузку клапана q = 438,5 Па.

Вспомогательный комплекс

; (7.34)

Коэффициент открытия клапанов

(7.35)

Рабочее относительное свободное сечение тарелки

; (7.36)

Фактор аэрации

(7.37)

Гидравлическое сопротивление тарелки

(7.38)

Высота сепарационного пространства

(7.39)

м.

Межтарельчатый унос жидкости

(7.40)

Скорость жидкости в переливе

(7.41)

Допустимая скорость жидкости в переливе

(7.42)

8. Уточненный тепловой и материальный баланс

8.1 Уточненный тепловой баланс

Определим энтальпию жидких нефтепродуктов по уравнению Крэга

(8.1)

где — относительная плотность жидкости при 15 ?С.

= 0,994 · + 0,0093, (8.2)

где — плотность нефтепродукта при 20 ?С, отнесенная к плотности воды при 4?С.

Подставим числовые данные в формулу (8.2)

= 0,994 · 0,638 + 0,0093 = 0,6435;

= 0,994 · 0,7 + 0,0093 = 0,7051.

Значения и приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 — Значения и

Фракция

н.к. — 62 ?C

62 — 95 ?C

0,638

0,7

0,6435

0,7051

Определим энтальпию сырья при 100 ?C

Определим энтальпию кубового остатка при 122 ?C

Определим энтальпию нефтепродуктов в паровой фазе по уравнению Крэга Уэйра и Итона

= (129,58+0,134Т+0.00059Т2)(4-) — 308,99. (8.3)

Определим энтальпию дистиллята при 78 ?C

= (129,58+0,134·351+0,00059·3512)(4 — 0,6435) — 308,99 = 527,8 кДж/кг.

Составим уравнение теплового баланса

(8.4)

. (8.5)

где — тепло, подведенное через подогреватель;

— тепло, отведенное потоком хладоагента на верху колонны.

Значения расходов потоков и результаты расчета энтальпии приведены в таблице 8.2.

Таблица 8.2 — Расходы потоков и результаты расчетов энтальпии

Расход Gi, кг/ч

Энтальпия Ii, кДж/кг

Сырье С

220,1

Дистиллят Д

527,8

Кубовый остаток К

276,2

Флегма Ф

520,4

Выход циркуляции Ц’

276,2

Теплоту определяем по формуле

. (8.6)

Определим неизвестные величины

Qс = 15000 · 220,1 = 3301500 кДж/кг;

Qкип = 9000 · 276,2 = 2485800 кДж/кг;

Qк = 10650 · 276,2 = 2941530 кДж/кг;

QD = 4350 · 527,8 = 2295930 кДж/кг;

Qхл = 1000 · 520,4 = 520400 кДж/кг.

Подставив числовые значения, получим

3301500 + 2485800 = 2941530 + 2295930 + 520400;

5787300 кДж/кг = 5757860 кДж/кг.

9. Подбор вспомогательных аппаратов и оборудования

9.1 Подбор насосов

Подбор центробежных насосов производим в зависимости от расхода.

Характеристики выбранных насосов приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1 — Характеристики насосов

Характеристика

Перекачиваемая среда

Бензольная фракция

сжиженный газ

Перекачиваемая жидкость

Температура, ?С

0,7

0,6

Насос

Расход, м3/ч

Напор на приеме, м

Напор на выходе, м

Марка

4НГ-5×2

4Н-5×8с

Электродвигатель

Число оборотов в минуту

Тип

МА35-52/2

МА143-2/4

Мощность, кВт

9.2 Подбор теплообменника

Подбор теплообменника осуществляется в зависимости от площади теплообмена. Исходные данные приведены в таблице 9.2.

Таблица 9.2 — Исходные данные

G1, кг/ч

t1, ?С

t2, ?С

t3, ?С

t4, ?С

It1, кДж/кг

It2, кДж/кг

52,41

68,08

Составим тепловой баланс

; (9.1)

, (9.2)

где It1 — энтальпия горячего теплоносителя при температуре входа;

It2 — энтальпия горячего теплоносителя при температуре выхода;

It3 — энтальпия холодного теплоносителя при температуре входа;

It4 — энтальпия холодного теплоносителя при температуре выхода;

з — КПД теплообменника, з = 0,96.

; (9.3)

Температурный напор

; (9.4)

?С.

Площадь теплообмена

, (9.5)

где К — коэффициент теплопередачи, К = 500.

В зависимости от площади теплообмена выберем основные параметры теплообменника.

Основные параметры теплообменника приведены в таблице 9.3.

Таблица 9.3 — Основные параметры теплообменника

Наружный диаметр кожуха, мм

Наружный диаметр труб, мм

Число ходов по трубам

Длина труб, мм

Толщина стенки труб, мм

Заключение

В курсовом проекте была спроектирована колонна К — 2 вторичной перегонки бензина.

Были определены сырьевая и энергетическая база процесса, представлено описание физико-химических свойств получаемых продуктов. Были произведены расчеты материального и теплового баланса.

Определены технологические параметры колонны: температура верха колонны 78 ?С, температура низа колонны 122 ?С, давление верха колонны 0,17 МПа, перепад давления на тарелку 2133 Па, Выполнен расчет геометрических параметров колонны: число тарелок n = 50, диаметр колонны D = 1,4 м, высота колонны H = 34,4 м.

Выполнен гидродинамический расчет тарелок. Произведен выбор дополнительного оборудования: теплообменник, насосы.

Список использованных источников

1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа — У.: Гилем, 2002. — 672 с.

2. Бондаренко Б.И. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. — М.: Химия, 1983. — 128 с.

3. Нечаев И.А. Нефти СССР, том 1 — М.: Химия, 1971 — 504 с.

4. Дытнерский Ю.И. Пособие по проектированию. Основные процессы и аппараты химической технологии. — М.: Химия 1991. — 496 с.

5. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. — М.: Химия 1973. — 272 с.

6. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. — М.: Химия 1981. — 352 с.

7. Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. — М.: Химия 1971. — 296 с.

8. Скобло А.И., Трегубова И.А., Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. — М.: Химия 1982. — 584 с.

9. Багатуров С.А. — Основы теории и расчеты перегонки и ректификации — М.: Химия 1974. — 440 с.

Размещено на Allbest.ru

Нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений. Разделить такую смесь на индивидуальные соединения с помощью одних только физических методов, в частности, перегонкой, невозможно. Поэтому нефть сначала разделяют на отдельные фракции или дистилляты, которые являются менее сложными смесями и имеют определенные интервалы температур кипения.

Такой процесс называется фракционированием (или ректификацией), и составляет суть первичной переработки нефти. На нефтеперерабатывающих заводах фракционирование осуществляется с помощью специальных установок — атмосферно-вакуумных трубчаток (АВТ).

Нефтяная фракция – группа соединений, входящих в состав нефти, и выкипающих в определенном интервале температур.

Первичная переработка, в свою очередь, включает две стадии: атмосферная перегонка и дистилляция под вакуумом. При атмосферной перегонке получают так называемые светлые дистилляты — фракции, выкипающие при температуре до 350 ⁰С. Остаток, образовавшийся после отбора светлых дистиллятов, называют мазутом, и его разгонка происходит уже под вакуумом (вакуумная дистилляция).

При перегонке нефти получается следущие фракции:

Градация Фракция ©PetroDigest.ru Температура выкипания Условия
Светлые Легкие Петролейная до 100 °С Атмосферная перегонка
Бензиновая 100 — 140 °С
Средние Лигроиновая (нафта) 140 — 180 °С
Керосиновая 180 — 220 °С
Дизельная 220 — 350 °С
Темные (мазут) Тяжелые (маслянные) Вакуумный газойль 350 — 500 °С (кажущаяся) Вакуумная перегонка
Гудрон (вакуумный остаток) свыше 500 °С (кажущаяся)

Состав фракций определяет направление дальнейшего их использования. В большинстве случаев фракции, полученные при первичной переработке нефти подвергаются более глубокой вторичной переработке, для получения необходимых нефтепродуктов конкретного состава.

Ниже приведена таблица общего состава фракций, некоторые физические свойства и области применения:

Фракция Состав ©PetroDigest.ru Физические свойства Применение
Петролейная
(петролейный эфир, нефтяной эфир, масло Шервуда)
Пентан, гексан

Бесцветная жидкость. Плотность: 0,650 — 0,695 г/см3.

Элюент в жидкостной хроматографии, растворитель для экстракции, топливо для зажигалок и каталитических горелок
Бензиновая Смесь углеводородов различного строения до С11. В наибольшем количестве содержаться метилциклопентан, циклогексан, метилциклогексан, а также толуол и метаксилол. Плотность: около 0,71 г/см3 Получение различных видов и сортов топлива для двигателей внутреннего сгорания
Лигроиновая (нафта) Углеводороды С8 — С14, значительно больше ароматических углеводородов, чем в бензиновой фракции. Содержание нафтенов в три раза превышает содержание парафинов. Плотность: 0,78 — 0,79 г/см3 Компонент товарных бензинов, осветительных керосинов и реактивных топлив. Органический растворитель.
Керосиновая Углеводороды С6 — С12 Высокое содержание изопарафинов, низкое содержание бициклических ароматических углеводородов Плотность: 0,78 – 0,85 г/см3 Высококачественного топлива для реактивных двигателей, сырья для нефтехимического синтеза, растворители в лакокрасочной промышленности
Дизельная Преимущественно циклопентан и циклогексан, мало ароматических углеводородов (до 25 %), нафтены преобладают над парафинами. Присутствуют органические кислород- и азотсодержащие соединения. Плотность: 0.82 –0,86 г/см3 Товарное топливо для быстроходных дизелей, сырье для процессов вторичной переработки
Мазут Смесь углеводородов с молекулярной массой от 400 до 1000, нефтяных смол с мол.массой 500 – 3000, асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих различные микроэлементы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca, Ti, Hg, Zn и др. Вязкость кинематическая: 8 – 80 мм2/с; Плотность 0,89 – 1 г/см3; Температура застывания 10 – 40 °С; Содержание серы 0,5 – 3,5 %; Содержание золы 0,3 % Жидкое котельное топливо и сырье для дальнейшей переработки – вакуумной перегонки: масла, парафины, церезины, гудрон
Вакуумный газойль Содержание парфино-нафтеновых углеводородов 20 — 70%, остальное — ароматические углеводороды и гетероатомные соединения Плотность: 0,860 — 0,950 г/см3 Сырье для каталитического крекинга и гидрокрекинга, получение масел
Гудрон Содержит парафины, нафтены и ароматические углеводороды, преимущественно с большим числом атомов углерода, а также асфальтены и нефтяные смолы. В гудроне концентрируется основное количество, содержащихся в нефти металлов. Плотность: 0,95 – 1,03 г/см3 Получение кокса и битума. Входит в состав некоторых котельных топлив.

Стоит также отметить разделение на фракции тяжелых нефтепродутов (преимущественно, вакуумного газойля), для получения нефтяных масел.

Ниже приведены границы выкипания фракций нефтяных масел, которые представляют собой смесь высококипящих углеводородов (в основном алкилнафтеновых и алкилароматических) и получаемых путем дистилляции при температурах более 300 ⁰С:

Фракции нефтяных масел Температура выкипания ©PetroDigest.ru
Легкая (трансформаторный дистиллят) 300 — 400 °С
Средняя (машинный дистиллят) 400 — 450 °С
Тяжелая (цилиндровый дистиллят) 450 — 490 °С

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *