Установка первичной переработки нефти

В результате выполнения данного курсового проекта была разработана схема установки АВТ мощностью 3 млн.т/г Девонской нефти. Приведёны расчёты: состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны, колонны четкой ректификации бензина, тепловой нагрузки печи атмосферного блока, теплообменника, материального баланса установки. На данной установке получаем продукты согласно задания. ...

Содержание:
Введение
1.Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки
2.Характеристика получаемых фракций нефти и их возможное применения
3.Выбор и обоснование технологической схемы установки АВТ
4.Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкостии орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)
5.Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом
6.Расчет доли отгона сырья на входе в проектируемую колонну (ЭВМ)
7.Технологический расчет колонны
8.Расчет теплопроизводительности печи атмосферного блока
9.Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике «нефть-ДТ» (ЭВМ)
10. Расчет площади поверхности нагрева теплообменника
11. Охрана окружающей среды на установке.
Заключение
Список литературы

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.
Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [1].
Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимическ их производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание...

Рис. 3.2. Блок стабилизации бензина.Из-за отсутствия в нефти растворенного метана и малого количества этана получить сухой газ практически невозможно. Поэтому в емкости орошения получаем сухой газ с содержанием пропана до 7 %, который подаем в качестве топлива в технологические печи установки и рефлюкс.3.2.3. Вакуумный блок.На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.Тарельчатая ректификационная колонна.Вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.Рис. 3.3. Вакуумный блок.За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Из-за того, что получать базовые масла из вакуумных дистиллятов нецелесообразно, из колонны выводим два боковых погона и вакуумный газойль. Затемненный продукт используем для подогрева низа колонны в качестве «горячей струи». Теплоту вакуумных дистиллятов используем для подогрева сырой нефти. Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа, применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровых эжекторов и поверхностных конденсаторов [18] (одна ступень обеспечивает остаточное давление около 13кПа, две – 7-8кПа).Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционного орошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капель жидкости.3.3. Блок теплообменниковСхема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 єС. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы – на основании материального баланса (п. 5)Таблица 3.1. - Характеристика теплоносителейТеплоносительРасход, % масс. на нефтьНачальная температура теплоносителя, °СТеплоносители основной атмосферной колонны К-2Верхнее циркуляционное орошение К-2 (ВЦО К-2) кратность 410150Среднее циркуляционное орошение К-2 (СЦО К-2) в районе фракции 180-230оС кратность 318220Фракция 180-230°С5,9200Фракция 230-360°С16,13320Нижнее циркуляционное орошение К-2 (НЦО К-2) кратность 232320Теплоносители вакуумной колонны К-7Верхнее циркуляционное орошение К-7 (ВЦО К-7) кратность 1543170Среднее циркуляционное орошение К-7 (СЦО К-7) кратность 225270Нижнее циркуляционное орошение К-7 (НЦО К-7) кратность 111330Фр. 360-450оС12,5260Фр. 450-550оС10,55320Гудрон (>530°С)37,54340Расчет схемы теплообмена до электродегидраторов:1-й потокТ-101:∆t н=(150-50)∙5/50=10 єC10+10=200СТ-102:∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 єC20+24=44 єCТ-103:∆t н=(145-120)∙18,0/50=9 єC44+9=53 єCТ-104:∆t н=(155-100)∙12,5/50=14 єС53+14=67 єСТ-105:∆t н=(230-170)∙37,54/50=51 єС67+51=118 єС2-ой потокТ-201:∆t н=(150-50)∙5/50=10 єC10+10=200СТ-202:∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 єC20+24=44 єCТ-203:∆t н=(200-65)∙5,9/50=16 єC44+16=60 єCТ-204:∆t н=(255-110)∙16,13/50=47 єС60+47=107 єСПотоки объединяем и с температурой 113,5 оС направляем в электродегидраторы.Расчет схемы теплообмена после электродегидраторов1-й потокТ-106:∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 єС105+19=124 єСТ-107:∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 єС124+14=138 єСТ-108:∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 єС138+13=151 єСТ-109:∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 єС151+23=174 єСТ-110: ∆t н=(330-230)∙0,78∙11/50=17 єС174+17=191 єСТ-111:∆t н=(320-230)∙0,78∙16,0/50=22 єС191+22=213 єСТ-112:∆t н=(320-240)∙0,78∙10,55/50=13 єС213+13=226 єСТ-113: ∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=26 єС226+26=252 єС2-ой потокТ205:∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 єС105+19=124 єСТ-206:∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 єС124+14=138 єСТ-207:∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 єС138+13=151 єСТ-208:∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 єС151+23=174 єСТ-209:∆t н=(250-230)∙0,78∙34,54/50=11 єС174+11=185 єСТ-210:∆t н=(320-220)∙0,78∙16,0/50=25 єС185+25=210 єСТ-211∆t н=(320-255)∙0,78∙16,13/50=16 єС210+16=226 єСТ-212∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=16 єС226+16=252 єСПотоки объединяем и с температурой 252 оС направляем в колонну К-1.Тепло теплоносителей с температурой выше 100оС можем использовать для выработки водяного пара или подогрева бензина на блоке стабилизации.Рис. 3.4. Схема подогрева нефти до электродегидраторов.Рис. 3.5. Схема подогрева нефти после электродегидраторов. 4. Расчёт количества и состава паровой и жидкой фаз в ёмкости орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)В ёмкость орошения К-1 поступают лёгкий бензин и углеводородные газы. В состав бензина входит 100% фракции н.к.-105оС от её потенциала содержания в нефти и 40% фракции 105-140оС – 0,036∙0,4=0,0144 (табл. 1.2). Количество углеводородных газов равно их содержанию в нефти 1,0 %(масс.) на нефть. Для расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения зададимся давлением, температурой, кратностью орошения и составом смеси, поступающей в емкость орошения. Состав смеси зависит от количества компонентов, находящихся в исходной нефти и в орошении колонны.Принимаем следующие данные: температура в емкости орошения равна 30 °С; давление в емкости орошения обычно на 50 кПа ниже, чем давление на верху К-1 из-за гидравлического сопротивления трубопроводов и холодильников-конденсаторов, и равна 250 кПа; кратность орошения равна 2.Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1.Таблица 4.1Состав смеси на входе в емкость орошенияНомер компо-нента по табл.1.2Компонент (фракция)Массовая доля компонента в нефтиКоличество компонентов в нефти, кг/чСмесь углеводородов на входе в емкость с учетом орошениякг/чмасс. доля3С2Н60,000278992970,00366С3Н80,003654130539150,04727∑С40,006068216765010,0784828-62°С0,0186429192870,2326962-85°С0,0165714171420,20671085-105°С0,0196786203580,245511105-140°С0,01445143154290,1861Итого:1111,0000Результаты расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны представлены в таблицах 4.2 – 4.5.Пpoгpaммa << OIL >>Pacчeт пpoцecca oднoкpaтнoгo иcпapeнияPacxoд нeфти или фpaкции G= 82929 Kг/чac Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чacПлoтнocть ocтaткa P19= 975.2000122070312 Kг/M^3 Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 250 KПa Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 30 ^CPeзультaты pacчeтa:Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 3.992608981207013E-006 Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006 Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 80.63008880615234 Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 80.63030242919922 Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 32.19244384765625Taблицa 4.2 - Cocтaв жидкoй фaзыкoмпoнeнтымoльн.дoлимacc.дoлиKмoль/чacKг/чacЭтaнПpoпaнБутaн28–6262–8585–105105–1400.00967460.08850280.11090110.24855810.19435940.20890790.13909610.00359960.04719840.07839940.23260030.20670070.24550090.18600079.950491.0256114.0624255.6432199.8996214.8629143.0610298.51203914.09896501.555219289.238317141.410220359.062515424.7930CУMMA1.00001.00001028.505082928.6719Taблицa 4.3 - Cocтaв пapoвoй фaзыкoмпoнeнтымoльн.дoлимacc.дoлиKмoль/чacKг/чacЭтaнПpoпaнБутaн28–6262–8585–105105–1400.10504840.33942910.13362020.05999530.01645590.00759080.00159510.09789420.45338120.23658820.14061910.04383300.02234230.00534220.00110.00350.00140.00060.00020.00010.00000.03240.15010.07830.04660.01450.00740.0018CУMMA0.66381.00000.00680.3311Taблицa 4.4 - Иcxoднaя cмecькoмпoнeнтымoльн.дoлимacc.дoлиKмoль/чacKг/чacЭтaнПpoпaнБутaн28–6262–8585–105105–1400.00967560.08850560.11090170.24855700.19435830.20890660.13909520.00360000.04720000.07840000.23260000.20670000.24550000.18600009.951591.0290114.0638255.6438199.8998214.8629143.0610298.54443914.24906501.633819289.285217141.423820359.070315424.7939CУMMA1.0001.0001028.511882929.0000Taблицa 4.5 - Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoвкoмпoнeнтымoлeк. мaccaPi , KПaKiЭтaнПpoпaнБутaн28–6262–8585–105105–14030.000043.000057.000075.453885.750194.7538107.81972.714525E+039.588057E+023.012137E+026.034317E+012.116672E+019.083817E+002.866811E+001.085810E+013.835223E+001.204855E+002.413727E-018.466689E-023.633527E-021.146724E-02По формуле (2.3) находим минимальное давление смеси, при котором эта смесь находится в жидком состояниир=Sрнixi/Јре где р – давление, при котором данная смесь находится в жидком состоянии, кПа;ре – давление в емкости орошения, кПа;рнi – давление насыщенных паров i-компонента смеси при температуре в емкости орошения (~30°С), кПа;xi/ – молярная доля i-компонента смеси.Sрнixi=99,8кПа < 250кПа.Следовательно, в емкости орошения получается только жидкая фаза – нестабильный бензин.Результаты расчёта показывают, что, при выбранных условиях в ёмкости орошения отбензинивающей колонны, пары переходят в жидкую фазу.5 Расчёт материального баланса ректификационных колон и установки в целомВсе расчёты проводятся на основании таблиц приведённых в разделе 1. Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1В отбензинивающую колонну приходит обессоленная и обезвоженная нефть в количестве Gн=3000000∙1000/(350∙24)=357143 кг/чфракцию газ + н.к.-140°С составляет газ, н.к.-85°С, 85-105°С и 105-140оС (40% масс. от потенциала, 60% остаётся в уходящей нефти), взяты из таблицы 1.2.Xгаз+н.к.-140°С=1,0+5,3+0,4•3,6=7,74 % масс.На основании этих данных составляем материальный баланс К-1 и сводим результаты в таблицу 5.1.Таблица 5.1-Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1 Название%масс. на нефть%масс. на сырьёРасходт/г·10-6кг/чкг/сПриходНефть обессоленная и обезвоженная100100335714399,21РасходГаз + н.к.-140°С7,747,740,232276437,68Нефть отбензиненая92,2692,262,76832950091,53Итого:1001001115.2 Материальный баланс основной колонны К-2Фракция н.к.-140оС будет содержать 60% масс. фр. 105-140оС нефти" width="99" height="22" align="BOTTOM" border="0" /> % масс. на нефть.Так как известно, что при ректификации, из-за нечёткости разделения, в мазуте остаётся 5%(на мазут) дизельной фракции [4,9], то выход мазута на отбензиненную нефть будет:,где Xн— потенциальное содержание мазута в нефти, %масс.;Yн— выход отбензиненной нефти на нефть, масс. доли;a— содержание светлых в мазуте, масс. доли.Следовательно выход дизельной фракции 230-360°С уменьшится с 19,0%(масс.) до 16,13% (масс.) на нефть.На основании этих данных составляем материальный баланс К-2 и сводим результаты в таблицу 5.2.Таблица 5.2 - Материальный баланс основной колонны К-2Название%масс. на нефть%масс. на сырьеРасходт/г·10-6кг/чкг/сПриходНефть отбензиненная92,261002,76832950091,53Расходфр.н.к.-140С2,162,340,06577142,14фр.140-180С4,64,990,138164294,56фр.180-230С5,96,400,177210715,85фр.230-360С16,1317,480,4845760716,01Мазут (>360С)63,4768,801,90422667962,97Итого:111115.3 Материальный баланс стабилизационной колонны К-3В колонну К-3 поступает объединённая фракция газ + н.к.-140°С из ёмкости орошения К-1 и фр. н.к.-140оС из К-2 по таблицам 5.1 и 5.2:Gгаз+н.к.-140°С+ Gн.к.-140°С =27643+7714=35357 кг/ч.На основании этих данных составляем материальный баланс К-3 и сводим результаты в таблицу 5.3.Таблица 5.3 - Материальный баланс стабилизационной колонны К-3Название%масс. на нефть%масс. на сырьеРасходт/г·10-6кг/чкг/сПриходГаз + н.к.-140°С7,7478,180,232276437,68фр.н.к.-140С2,1621,820,06577142,14Итого:10100111РасходСухой газ0,030,310,0011070,03Рефлюкс0,979,90,02934640,96н.к.-140°С8,9089,80,267317868,83Итого:111115.4 Материальный баланс колонны четкой ректификацииК-4В колонну поступает стабильный бензин нк-140оС из стабилизационной колонны К-3.Таблица 5.3 - Материальный баланс колонны четкой ректификации К-4Название%масс. на нефть%масс. на сырьеРасходт/г·10-6кг/чкг/сПриходБензин нк-140°С8,901000,267317868,83Итого:8,901000,267317868,83РасходБензин нк-70°С2,123,60,06375002,08Бензин 70-140°С6,876,40,204242866,75Итого:1011115.5 Материальный баланс вакуумной колонны К-7Так как известно, что из-за нечёткости разделения в гудроне остаётся до 10%(на гудрон) масляной фракции [4,9], то выход гудрона на мазут будет:где Xн— потенциальное содержание гудрона в нефти, %масс.;Yн— выход мазута на нефть, масс. доли;a— содержание светлых в гудроне, масс. доли.Следовательно выход масляной фракции 450-550°С уменьшится с 14,3% до 10,55% на нефть. При вакуумной перегонке неизбежно образуются газы разложения — около 0,02% на мазут. Выход гудрона уменьшится:Xм=59,17-0,02=59,15% масс. на мазут.Выход вакуумного газойля 2,87% масс. на нефть (п. 5.2).На основании этих данных составляем материальный баланс К-7 и сводим результаты в таблицу 5.4:Таблица 5.4 - Материальный баланс вакуумной колонны К-7Название% масс. на нефть% масс. на сырьеРасходт/г·10-6кг/чкг/сПриходМазут (>360С)63,471001,90422667962,97РасходГазы разложения0,010,020,0004450,013Вакуумный газойль2,874,520,0861102502,847фр.360-450С12,5019,690,37504464312,403фр.450-55010,5516,620,31633767010,465Гудрон (>550С)37,5459,151,126213407137,242Итого:1100,001115.6 Материальный баланс установки АВТ-3На основании материальных балансов отдельных колонн составляем материальный баланс установки в целом, представленный в таблице 5.5.Таблица 5.5 - Материальный баланс установки АВТ-3Название% масс. на нефтьРасходт/годкг/чВзято:Нефть100,003000000357143Получено:Сухой газ0,031000107Рефлюкс0,97290003464Бензин нк-70С2,1630007500Бензин 70-140С6,820400024286Бензин 140-180оС4,613800016429фр.180-360С22,0366100078678Газы разложения0,0140045Вакуумный газойль2,878610010250фр.360-450С12,5037500044643фр.450-55010,5531630037670Гудрон (>550С)37,541126200134071Итого:1116 Расчет доли отгона сырья на входе в проектируемую колоннуРасчет был выполнен с применением ЭВМ по программе “Оil”.Исходные данные для расчета взяты на основании потенциального содержания компонентов в нефти пп. 1, 2 и 5 и табл. 23 [4].Таблица 6.1 - Состав смеси на входе в колону К-4.Компонент (фракция)Масс. доля компонента в нефтиКоличество компонента в смеси, кг/чМассовая доля компонентав смеси, xi28-62°С0,01864290,202262-85°С0,01657140,179885-105°С0,01967860,2135105-140°С0,036128570,4045Итого:111,0000Доля отгона паров сырья на входе в колонну считается удовлетворительной, если выполняется требование: е ≥ ∑ хi где е – массовая доля отгона сырья;хi - массовая доля i-фракции (кроме остатка), выводимой из данной колонны.х62-70=(7500-6429)/31786=0,0357∑хi=0,2022+0,0337=0,2359 масс. доли [табл. 5.4, 6.1].Для проведения расчета необходимо задаться следующими данными: температура на входе в колонну равна 140 °С;давление на входе в колонну равно 350 кПа; Результаты расчета представлены в таблицах 6.2-6.5. Полученная доля отгона равна 0,53 , т.е. выполняется выше указанное требование.Пpoгpaммa << OIL >>Иcxoдныe дaнныe:Pacxoд нeфти или фpaкции G= 31786 Kг/чac Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чacПлoтнocть ocтaткa P19= 975.2000122070312 Kг/M^3 Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 350 KПa Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 140 ^CPeзультaты pacчeтa:Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .5313714146614075 Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .5538401007652283 Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 92.75214385986328 Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 97.42301177978516 Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 88.98929595947266Taблицa 6.2 - Cocтaв жидкoй фaзыкoмпoнeнтымoльн.дoлимacc.дoлиKмoль/чacKг/чac28–6262–8585–105105–1400.12690650.15387920.22142960.49778490.09828860.13544180.21536270.550906919.403823.527933.856276.11051464.09002017.51823208.00598206.2148CУMMA1.00001.0000152.898514895.8291Taблицa 6.3 - Cocтaв пapoвoй фaзыкoмпoнeнтымoльн.дoлимacc.дoлиKмoль/чacKг/чac28–6262–8585–105105–1400.34655370.22719020.19896860.22728600.29384180.21892050.21185720.275380465.775943.120737.764343.13894963.03913697.60473578.30494651.2227CУMMA1.00001.0000189.799816890.1719Taблицa 6.4 - Иcxoднaя cмecькoмпoнeнтымoльн.дoлимacc.дoлиKмoль/чacKг/чac28–6262–8585–105105–1400.24855600.19448190.20898990.34797210.20220000.17980000.21350000.404500085.179766.648671.6205119.24946427.12895715.12306786.310512857.4375CУMMA1.0001.000342.698231786.0000Taблицa 6.5 - Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoвкoмпoнeнтымoлeк. мaccaPi , KПaKi28–6262–8585–105105–14075.453885.750194.7538107.81979.557715E+025.167460E+023.144969E+021.598080E+022.730776E+001.476417E+008.985626E-014.565942E-017 Технологический расчет колонныНа основании практических данных по установке АВТ [6] колонна четкой ректификации бензина снабжена клапанными тарелками. Число тарелок: 60 (36 тарелок над зоной ввода сырья и 24 тарелок под зоной ввода сырья, гидравлическое сопротивление тарелки – 250 Па). Расстояние между тарелками принимается равным 0,25 метра. Давление на входе в колонну принято равным 350 кПа; за счет гидравлического сопротивления тарелок давление равно:внизу колонны 350+24∙0,25=356 кПа, вверху – 350-36∙0,25=341 кПа.7.1 Расчёт температуры вверху колонны К-4В колонну четкой ректификации подается бензиновая фракция 28-180°С. Целевыми продуктами являются фракции 28-70°С и 70-180°С. Фракция 28-70°С состоит из фр. 28-40оС – 0,62 %(масс.) на нефть, фр. 40-62оС – 2,26-0,62=1,64 %(масс.) на нефть [табл. 23, 2]; расход фракции 40-62оС составит 357143∙0,0113=4035 кг/ч, а расход фр. 28-40 оС – 6429-4035=2394 кг/ч и 7500-6429=1071 кг/ч фр. 62-70оС. Молекулярные массы фракций находим по формуле Воинова [15]:М28-40=60+0,3∙(28+40)/2+0,001∙((28+40)/2)2=71,4;М40-62=60+0,3∙(40+62)/2+0,001∙((40+62)/2)2=77,9;М62-70=60+0,3∙(62+70)/2+0,001∙((62+70)/2)2=84,2.Раход фракций составляет:G’28-40=2394/71,4=33,53 кмоль/ч;G’40-62=4035/77,9=51,80 кмоль/ч;G’62-70=(7500-6429)/84,2=12,72 кмоль/чОтсюда молярные доли компонентов:=33,53/(33,53+51,80+12,72)=0,342;=51,80/(33,53+51,80+12,72)=0,528=12,72/(33,53+51,80+12,72)=0,130Будем рассматривать каждую узкую бензиновую фракцию как отдельный компонент и вести расчет для двухкомпонентной системы. Тогда выражение (3.2) [15] можно записать в виде.Чтобы найти константы фазового равновесия k1 и k2, необходимо вначале определить давление насыщенных паров компонентов. Для этого используем формулу Ашворта [(1.5) 15], приняв в качестве температур кипения компонентов средние арифметические температуры начала и конца кипения фракций. По графику Кокса [15] находим средние температуры кипения фракций при давлении 341 кПа: фр. 28-40°С – 345 К (72 оС);фр. 40-62°С – 345 К (85 оС);фр. 62-70°С – 384 К (111 оС);0,342∙345+0,528∙358+0,13∙384=357К (84 оС)Значение функции температуры по формуле [15]:;поэтому зададимся температурой 93,5°С, близкой к средней температуре кипения фракции: ;Давления насыщенных паров компонентов по формуле Ашворта:lg(pнi-3158)=7,6715-2,68∙где Т-температура вверху колонны, К;Т0- температура кипения фракции при атмосферном давлении, Кlg(pнi-3158)=7,6715-2,68∙ рHi=497,0 кПа;lg(pнi-3158)=7,6715-2,68∙ рHi=322,4 кПа;lg(pнi-3158)=7,6715-2,68∙ рHi=216,5 кПа;Все расчеты сведем в таблицу.Таблица 7.1. К расчету температуры верха колонны.Фракция, °ССредняя температура кипения при атм.давлении, °СТемпература верха колонны, °С, кПа28-4034940,342497,01,460,2340-6251940,528322,40,950,5662-7066940,13216,50,630,21Итого1,00Равенство (3.2) выполнено, следовательно, температура верха колонны подобрана верно и составляет 94°С. 7.2 Расчёт температуры внизу колонны К-4 Температура внизу колонны определяется по изотерме жидкой фазы [(3.1), 15]:S ki∙xi’=1где ki-константа фазового равновесия i-компонента в остатке колонны при температуре внизу колонны;xi’ - мольная доля i-компонента в остатке;Молекулярные массы фракций находим по формуле Воинова [15]:М 70-85=60+0,3∙(70+85)/2+0,001∙((70+85)/2)2=89,3;М 85-105=60+0,3∙(85+105)/2+0,001∙((85+105)/2)2=97,5;М 105-140=60+0,3∙(105+140)/2+0,001∙((105+140)/2)2=111,8.Раход фракций составляет:G’70-85=(24286-6786-12857)/89,3=51,99 кмоль/ч;G’28-62=6786/75,5/97,5=69,60 кмоль/ч;G’62-70=12857/111,8=112,58 кмоль/чОтсюда молярные доли компонентов:=51,99/234,17=0,222;=69,60/234,17=0,297;=112,58/234,17=0,481;Будем рассматривать каждую узкую бензиновую фракцию как отдельный компонент и вести расчет для двухкомпонентной системы. Тогда выражение (3.1) [15] можно записать в виде.Чтобы найти константы фазового равновесия k1, k2 и k3, необходимо вначале определить давление насыщенных паров компонентов. Для этого используем формулу Ашворта [(1.