Расчет колонны стабилизации газофракционирующей установки
Технологическая схема ГФУ На отечественных НПЗ существуют установки газоразделения следующих типов: абсорбционно-газофракционирующие (АГФУ), конденсационно-ректификационные и газофракционирующие. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией; конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или… Читать ещё >
Расчет колонны стабилизации газофракционирующей установки (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Содержание Введение.
1.Технологическая часть.
1.1 Описание технологической схемы процесса и вспомогательных материалов.
1.2 Характеристика сырья готовой продукции.
1.3 Применение готовой продукции.
2. Расчетная часть.
2.1 Расчет основного аппарата — колонна стабилизации Список литературы Введение Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В последние годы добыча нефти значительно сократилась.
Перед нефтеперерабатывающей промышленностью поставлена задача повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее улучшение её переработки.
В настоящее время особая роль отведена увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных термических и химических методов, с целью получения из нефти большего количества светлых нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ применяется как хладагент, топливо.
Установка ГФУ предназначена для получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.
Перспективой процесса является модернизация оборудования, улучшения качества продукций, снижение энергоёмкости.
колонна стабилизация газофракционирующий.
1. Технологическая часть.
1.1 Описание технологической схемы процесса и вспомогательных материалов Нормы технологического режима.
Технологическая схема ГФУ На отечественных НПЗ существуют установки газоразделения следующих типов: абсорбционно-газофракционирующие (АГФУ), конденсационно-ректификационные и газофракционирующие. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией; конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов.
Газ прямой перегонки очищается от сероводорода раствором МЭА или ДЭА в абсорбере К-7 и подается на сжатие компрессором ЦК-1,2. Сжатый газ охлаждается и конденсируется в конденсаторах-холодильниках. Головки стабилизации установок AT и АВТ очищаются от сероводорода раствором этаноламина в абсорбере К-8. Конденсат газа смешивается с головками стабилизации и риформинга; смесь подается в блок ректификации. В блоке ректификации из сырья в колонне К-1 удаляют легкие углеводороды (этан и, частично, пропан); нижний продукт поступает в колонну К-2, где делится на фракцию G3-С4, которая поступает на разделение в К-3, и фракцию С5 и выше, поступающую в К-5. Верхний продукт колонны К-3 — пропановая фракция выводится с установки. Нижний продукт колонны К-3 — смесь бутана и изобутана разделяется в колонне К-4 и выводится с установки. Верхний продукт колонны К-5 — смесь пентана и изопентанаразделяется в колонне К-6 и выводится с установки. Нижний продукт К-5 — фракция С6 и выше — выводится с установки. Технологическая схема позволяет также вывести из колонны К-2 сжиженный газ для коммунально-бытового потребления.
При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.
Технологический режим:
Ректификационные колонны. | Температура низа, С0. | Температура верха, С0. | Давление, кгс/см2. | |
К-1. | 110−115. | 25−30. | 26−28. | |
К-2. | 145−155. | 62−68. | 12−14. | |
К-3. | 110−115. | 58−65. | 20−22. | |
К-4. | 80−85. | 65−70. | 10−12. | |
К-5. | 120−125. | 75−80. | 3,0−4,0. | |
К-6. | 95−100. | 78−85. | 3,5−4,5. | |
Нагнетательная линия ЦК-1,2. | ; | ; | ||
Мощность ГФУ составляет 200−1000 тыс. т/год.
Материальный баланс при переработке предельных (I) и непредельных (II) газов:
Поступило: | I. | II. | |
Газ и головка стабилизации АТ и АВТ. | 72,5. | ; | |
Головка стабилизации каталитическогориформинга. | 27,5. | ; | |
Газ и головка стабилизации термического крекинга. | ; | 25,5. | |
Газ и головка стабилизации бензина. | ; | 28,5. | |
Газ и головка стабилизации каталитического крекинга. | ; | 46,0. | |
Всего. | 100,0. | 100,0. | |
Поступило: | I. | ||
Сухой газ. | 4,8. | 30,5. | |
Пропановая фракция. | 24,5. | ; | |
Пропан-пропиленовая фракция. | ; | 25,5. | |
Изобутановая фракция. | 14,6. | ; | |
Бутановая фракция. | 36,8. | ; | |
Бутан-бутиленовая фракция. | ; | 37,5. | |
С5 и выше. | 19,3. | 6,5. | |
Всего. | 100,0. | 100,0. | |
Расходные показатели для ГФУ предельных газов (на 1 т сырья):
Пар водяной, Гкал 0,7.
Электроэнергия, кВт*ч57.
Вода оборотная, м3 20−30.
1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов — с установок термического и каталитического крекинга, коксования. Характеристика сырья ГФУ приводится в табл.
Состав сырья ГФУ, % масс.
Компоненты. | ГФУ предельных газов. | ГФУ непредельных газов. | |||||
Газ первичной переработки. | Головка первичной перегонки. | Головка каталитическогориформинга. | Газ термического крекинга. | Газ коксования. | Газ каталитического крекинга. | ||
СН4+Н2. | ; | ; | |||||
С2Н4. | ; | ; | ; | 2,5. | 4,6. | ||
С2Н6. | 0,6. | 3,0. | 13,8. | ||||
С3Н6. | ; | ; | ; | ||||
С3Н8. | 22,2. | 20,6. | 20,8. | 12,8. | |||
изо-С4Н8. | ; | ; | ; | 4,5. | 0,2. | ||
н-С4Н8. | ; | ; | ; | 9,8. | 3,9. | 13,8. | |
изо-С4Н10. | 19,7. | ||||||
н-С4Н10. | 40,2. | 9,5. | 4,8. | ||||
С5 и выше. | 2,3. | 2,6. | 6,2. | 2,6. | |||
1.3 Применение готовой продукции Продукция ГФУ предельных газов — узкие углеводородные фракции:
этановая — применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;
пропановая — используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;
изобутановая — служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;
бутановая — применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;
изопентаиовая — служит сырьем для производства изо-пренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;
пентановая — является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.
На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции:
пропан-пропиленовая — применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;
бутан-бутиленовая — используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.
2. Расчетная часть.
2.1 Расчет основного аппарата — колонна стабилизации Назначение: Колона стабилизации предназначена для стабилизации бензина и отделение фракции С5 и ниже.
Цель расчета: Определение основных размеров колонны, материальных потоков и затрат тепла.
Исходные данные:
Производительность по бензину 250 т. т/год, по газу 89 т. т/год число дней n=336.
Материальный баланс установки ГФУ-1.
Наименование продуктов. | Выход в %. | Выход продуктов. | ||||
т.т/год. | т/сут. | Кг/ч. | Кг/с. | |||
Взято: К-т бензина кк Газ жирный кк. | 73,7%. 26,3%. | 8,6. 3,0. | ||||
Итого. | 100%. | 11,6. | ||||
Получено: К-т бензина ст. Рефлюкс Газ сухой Сероводород Потери. | 75,1. 13,2. 8,94. 1,9. 0,86. | 254,5. 44,7. 30,3. 6,6. 2,9. | 90,3. 19,2. 8,5. | 5541,5. 3762,5. 800,5. 354,5. | 8,7. 1,5. 1,2. 0,2. 0,09. | |
Итого. | 100%. | 11,6. | ||||
Материальный баланс колонны стабилизации.
Наименование продуктов. | Выход в %. | Выход продуктов. | ||
Кг/ч. | Кг/с. | |||
Поступило: К-т бензина кк. | 100%. | 10,6. | ||
Итого. | 100%. | 10,6. | ||
Получено: Рефлюкс К-т бензина ст. | 44,7%. 56,3%. | 4,7. 5,9. | ||
Итого. | 100%. | 10,6. | ||
Расчет температура ввода сырья.
Продукт. | Хi. Мас. доля. | Мi. Мол.мас. | tкип ср.оС. | Рi. | мольная доля. | Х0*П. | Рi-П. | ||
Бензин. 35−800. 80−1300. 130−1950. | 0,2. 0,35. 0,45. | 80(С6). 102(С8). 134(С10). | 7*102. 5*102. 7*102. | 34,3. 33,5. | 0,269. 0,369. 0,362. | 322,8. 442,8. 434,4. | — 500. — 700. — 500. | ||
Итого. | 1,0. | 1,000. | |||||||
Расчет температурного режима колонны.
е (Рi-П). | е (Рi-П)+П. | Уi*Mi. | |||
— 100. — 140. — 100. | 0,2. 0,4. 0,4. | 0,35. 0,45. 0,35. | 40,8. 53,6. | ||
1,0. | Му=122,4. | ||||
Tвхода=160 оС, П=1200 Кпа, е=0,2.
Определяем температуру верха колонны Температура верха колонны.
Компонент. | Температура верха. | Уi. | Рi, КПа. | Кi. | Уi /Кi. | |
Рефлюкс С3. С4. С5. | 0,4. 0,5. 0,1. | 5*103. 2*103. 7*102. | 1,6. 1,6. 0,5. | 0,4. 0,31. 0,2. | ||
Итого. | 0,91. | |||||
Определяем температуру низа колонны Температура низа колонны.
Компонент. | Температура верха. | Хi. | Рi. | Кi. | Кi *Хi. | |
Бензин ст. 40−1000 (С6). 100−1500 (С8). 150−1950 (С10). | 0,2. 0,3. 0,5. | 2*103. 5*102. 2*102. | 1,6. 0,4. 1,2. | 0,3. 0,1. 0,5. | ||
Итого. | 0,9. | |||||
Определяем флегмовое число. Rопт=3(Рудин М.Г. с.248).
Определение теплового баланса колоны. Учитывая всё тепло входящее в колону и выходящее из неё.
(1).
Тепло вводимое в колону сырьём нагретым до температуры.
кДж/ч (2).
где Gc — количество сырья.
Jt — энтальпия сырья.
(3).
(4).
где М0 — средняя молекулярная масса сырья кДж/кг (5).
(6).
(7).
(8).
Тепло вводимое в колону с горячей струе или с водяным паром. Обозначим Qвп, Qг.с.
(9).
Qг.с. рассчитывают по пункту 4.7. как итог расчета теплового баланса.
Тепло выносимое из колоны с паром ректификата (дистиллята) при tв.
кДж/ч (10).
D=17 083 — количество дистиллята по материальному балансу колонны.
=542,08 кДж/кг кДж/ч Тепло выводимое из колоны с жидким остатком.
кДж/кг (11).
кДж/кг кДж/кг кДж/ч Тепло выдаваемое из колонны с острым орошением.
кДж/ч (12).
где L — количество флегмы стекающее с тарелок с верхней части колоны, определяется по формуле кг/ч (13).
где Rопт — флегмовое число.
D — количество дистиллята.
L=3*17 083=51249 кг/ч кДж/кг.
=700С кДж/кг кДж/ч Представляем полученные данные в равенство.
кДж/ч (14).
кДж/ч Представляем полученные данные в равенство получаем.
(15).
где 1,02/1,03 — это коэффициент учитывающий потери тепла в окружающую среду, который составляет 23% от.
кДж/ч Рассчитываем количество горячей струи.
кг/ч (16).
где tГ.С. — принимаем на 40−50 0С выше температуры куба колонны tГ.С.=2300С кДж/кг кг/ч Определение внутренних материальных потоков Количество паров верхней концентрационной части колоны.
(17).
кг/ч Количество паров в отгонной части колонны.
(18).
где R — теплота испарения остатка.
кг/ч Диаметр колонны определяется в зависимости от максимального расхода паров и допустимой скорости движения паров в свободном сечении колонны Рассчитываем объем паров проходящих в течении 1 -го часа верхней части колонны м3/ч м3/ч Линейная допустимая скорость паров в колонне.
Ud=0,2м/с Диаметр колонны в метрах определяем по формуле м (20).
м Примем диаметр равный.
D=1,8 м Число тарелок =30.
Высота тарелок h=0,610 м.
(21).
где h1 — высота верхнего днища м.
h2 — высота тарельчатой части колонны.
м (22).
h3 — высота от нижней части тарелки до уровня жидкости.
h3=1 м.
h4 — высота кубовой части колонны.
(23).
м3.
(24).
м.
h5 — опорная обечайка.
h5=4 м.
H=h1+h2+h3+h4+h5=0,9+17.6+1+2.6+4=26.1 м Колонна стабилизации КЛ 21 (2) имеет температуру верха 1000С, низа 1900С. Массовая доля отгона сырья на входе в колонну =0,2.
Диаметр колоны равен 1,8 м. Высота колонны 26,1 м, что соответствует размерам колонны на установке ГФУ-1 цеха № 10.
1. Александров И. А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М. Химия. 1981.
2. Дытнерский Ю. И. Основные процессы и аппараты химической технологии. М. Химия. 1983.
3. Кузнецов А. А., Судаков Е. Н. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. Химия. Ленинградское отделение-1974.
4. Баннов П. Г. Процессы переработки нефти. Москва — 2000.
5. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Издательство «Гилем». Уфа 2002.
6. Гусейнов Д. А. Технологические расчёты процессов и аппаратов нефтепереработки. М. Химия. 1964.