Материал: Курсовой проект по дисциплине Теория и технология химических процессов органического и нефтехимического синтеза на тему Технологическое проектирование установки гидроочистки дизельной фракции мощностью 1910 тыс тгод

Скачать

Заказать новую работу

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам



Таблица 2.15 – Определение состава паровой и жидкой фаз ГПС на выходе из реактора при 360 °С и 3,8 МПа (е = 0,94836)

Наименование
Расход (Gi), кг/ч
Мi, кг/кмоль
Ni , кмоль/ч
α=

Ki
Xi=

Yi= Ki

Водород
7299
2,02
3613,4
0,6972
31,5
0,0233
0,7338

Метан
1483
16,04
92,5
0,0178
16
0,0012
0,0187

Этан
2528
30,07
84,1
0,0162
13,9
0,0012
0,0170

Пропан
2269
44,10
51,5
0,0099
7,4
0,0014
0,0104

Изобутан
555
58,12
9,5
0,0018
5,5
0,0003
0,0019

Бутан
385
58,12
6,6
0,0013
6,5
0,0002
0,0013

Изопентан
127
72,15
1,8
0,0003
4,6
0,0001
0,0004

Н-пентан
74
72,15
1,0
0,0002
5,1
0,0000
0,0002

Сероводород
3012
34,0
88,6
0,0171
4,9
0,0036
0,0178

Бензин-отгон
3325
111
30,0
0,0058
0,09
0,0422
0,0038

Дизельное топливо
231203
192
1204,2
0,2323
0,21
0,9264
0,1945

Итого
252261
-
5183
1,0000
-
1,0000
1,0000

Таблица 2.16 – Материальный баланс однократного испарения ГСС при 340˚С и 4 МПа

Компонент
Приход ГПС
Расход







ai
Жидкая фаза
Паровая фаза







хi






уi

Водород
9173
0,0364
4541,0
0,7654
328
0,0016
162,2
0,0310
8845
0,2149
4378,8
0,8360

Метан
1648
0,0065
102,7
0,0173
106
0,0005
6,6
0,0013
1542
0,0375
96,1
0,0189

Этан
2091
0,0083
69,5
0,0117
155
0,0007
5,2
0,0010
1936
0,0470
64,4
0,0128

Пропан
1267
0,0050
28,7
0,0048
195
0,0009
4,4
0,0009
1072
0,0260
24,3
0,0052

Изобутан
326
0,0013
5,6
0,0009
68
0,0003
1,2
0,0003
258
0,0063
4,4
0,0010

Н-бутан
149
0,0006
2,6
0,0004
28
0,0001
0,5
0,0001
121
0,0029
2,1
0,0005

Изопентан
55
0,0002
0,8
0,0001
16
0,0001
0,2
0,0001
39
0,0010
0,5
0,0001

Н-пентан
27
0,0001
0,4
0,0001
7
0,0000
0,1
0,0000
20
0,0005
0,3
0,0001

Сырьё
237525
0,9416
1181,7
0,1992
210199
0,9957
1045,8
0,9653
27326
0,6639
135,9
0,1255

Итого
252260
1,0000
5933
1,0000
211101
1,0000
1226
1,0000
41159
1,0000
4707
1,0000


Таблица 2.17 – Материальный баланс однократного испарения ГПС при 360˚С и 3,8 МПа

Компонент
Приход ГПС
Расход







ai
Жидкая фаза
Паровая фаза







хi






уi

Водород
7299
0,0289
3613,37
0,6972
225
0,0011
111,2
0,0233
7074
0,1248
3502,2
0,7338

Метан
1483
0,0059
92,4564
0,0178
87
0,0004
5,4
0,0012
1396
0,0246
87,0
0,0187

Этан
2528
0,0100
84,0705
0,0162
170
0,0009
5,6
0,0012
2358
0,0416
78,4
0,0170

Пропан
2269
0,0090
51,4512
0,0099
270
0,0014
6,1
0,0014
1999
0,0353
45,3
0,0104

Изобутан
555
0,0022
9,54921
0,0018
85
0,0004
1,5
0,0003
470
0,0083
8,1
0,0019

Н-бутан
385
0,0015
6,62423
0,0013
51
0,0003
0,9
0,0002
334
0,0059
5,7
0,0013

Изопентан
127
0,0005
1,76022
0,0003
23
0,0001
0,3
0,0001
104
0,0018
1,4
0,0004

Н-пентан
74
0,0003
1,02564
0,0002
12
0,0001
0,2
0,0000
62
0,0011
0,9
0,0002

Сероводород
3012
0,0119
88,5882
0,0171
511
0,0026
15,0
0,0036
2501
0,0441
73,6
0,0178

БО
3325
0,0132
29,958
0,0058
3051
0,0156
27,5
0,0422
275
0,0048
2,5
0,0038

ДТ
231203
0,9165
1204,18
0,2323
191077
0,9771
995,2
0,9264
40126
0,7077
209,0
0,1945

Итого
252260
1,0000
5183
1,0000
195562
1,0000
1169
1,0000
56699
1,0000
4014
1,0000

2.3.8.2 Расчет энтальпий паров сырья, гидроочищенного вакуумного газойля, газов реакции, СВСГ и ЦВСГ
Найдем энтальпию паров нефтепродуктов при повышенном давлении.

Определяем характеризующий фактор нефтепродукта как

К= ,

где Тср. мол– средняя молярная температура кипения нефтепродукта;

– плотность нефтепродукта.

Среднюю молярную температуру кипения нефтепродукта находим по формуле:

Тср.мол = tср.об. – Δt,

где tср.об. – средняя объемная температура кипения нефтепродукта, °С;

;

Δt – поправка, °С [32].

Средняя объемная температура кипения определяется по данным разгонки по ГОСТ (табл. 2.1):

t ср.об. = (t 10% + t 50% + t 90%)/3,

где t 10%, t 50%, t 90% - температуры отгона 10, 50 и 90 %, °С.

Определяем наклон кривой разгонки по формуле

tg∠ГОСТ = (t 90% - t 10%)/80.

В зависимости от характеризующего фактора (К) и молярной массы (М) по графику, приведенном в Приложении 12 [27], находим псевдокритические параметры фракции: температуру Тпс.кр. и давление Рпс.кр.

Находим приведенную температуру Тпр и приведенное давление Pпр по формулам

; ,

где Рн.п. – парциальное давление нефтепродукта, МПа.

Для сырья:

tср.об. = (228,5 + 291,0 + 341,5)/3 = 287 °С;

tg∠ГОСТ = (341,5 – 228,5)/80 = 1,4;

Δt = 8 °С;

tср.мол. = 287 - 8 = 279 °С;

= 0,844 г/см3;

;

М = 201 кг/кмоль;

Тпс.кр = 460 + 273= 733 К;

Рпс.кр = 1,9 МПа.

Для гидрогенизата:

tср.об. = (230,0 + 278,0 + 319,0)/3 = 276 °С;

tg∠ГОСТ = (319,0 – 230,0)/80 = 1,1;

Δt = 7 °С;

tср.мол. = 276 – 7 = 269 °С;

= 0,837 г/см3;

;

М = 192 кг/кмоль;

Тпс.кр = 450 + 273 = 723 К;

Рпс.кр = 1,95 МПа.

Для бензина-отгона:

tср.об. = (72,5 + 107,0 + 140,5)/3 = 107 °С;

tg∠ГОСТ = (140,5 – 72,5)/80 = 0,85;

Δt = 0 °С;

tср.мол. = 107 – 0 = 107 °С;

= 0,736 г/см3;

;

М = 111 кг/кмоль;

Тпс.кр = 335 + 273 = 608 К;

Рпс.кр = 3,15 МПа.

Приведенные температуры для сырья рассчитываем при температурах 275, 350, 390, 410 и 450 °С:

;

;

;

;

.

Энтальпию нефтяных паров сырья при атмосферном давлении можно определить по формуле



Найдем энтальпию нефтяных паров сырья при атмосферном давлении.

При 275 °С:

кДж/кг;

При 350 °С:

кДж/кг;

При 390 °С:

;

При 410 °С:

кДж/кг;

При 450 °С:

кДж/кг.

Приведенные температуры для гидрогенизата рассчитываем при температурах 275, 350, 390, 410 и 450˚С:











Найдем энтальпию нефтяных паров гидрогенизата при атмосферном давлении.

При 275 °С:

кДж/кг;

При 350 °С:

Источник: https://tut-files.ru/previewfile/133266

Смотрите также:

Анализ эффективности инвестиций предприятия на примере ООО «СпецПримСтрой»
Изложение содержания дела, по которому приняты судебные постановления
Проактивные методы PR-деятельности российских авиационных компаний «Россия», «Азимут»