Проект установки гидроочистки дизельного топлива

- коэффициент сжимаемости;

Р — давление, МПа.

Аналогично  рассчитываем объем ГСС на входе  в реактор:

 

Коэффициент сжимаемости для паров сырья  и продуктов реакции находим  по формуле [6]:

 

Приведенные температуру и давление определяем из соотношениий:

 

 

Псевдокритические температуру и давление находим по формулам:

 

 

где— критические температуры компонентов смеси, К;

- критические давления  компонентов смеси, МПа;

- мольные доли компонентов  смеси.

Критические температуры и давления находим  из следующих соотношений:

 

 

 

где t_ср — средняя объемная температура кипения фракции, ⁰С;

        М — молярная масса фракции,  кг/кмоль;

        К — постоянная, для нефтепродуктов  постоянная К = 5,5.

Расчет  псевдокритических температур и  давлений для ГСС и ГПС приведен в табл. 5.21, 5.22 соответственно.

 

Таблица 5.21

 

Расчет  псевдокритических температур и  давлений газопаровой фазы ГСС

 

Компонент	у	Критические параметры		Ткр*у	Ркр*у
		темп-ра, К	давление, Мпа
водород	0,8075	33	1,82	26,8	1,47
метан	0,0617	191	4,68	11,8	0,29
этан	0,0383	305	4,92	11,7	0,19
пропан	0,0172	370	4,28	6,4	0,07
изо-бутан	0,0047	407	3,76	1,9	0,02
н-бутан	0,0046	426	3,67	2,0	0,02
сырьё	0,0660	716	40,82	47,2	2,69
итого	1,0000			108	4,75

 

 

Таблица 5.22

 

Расчет  псевдокритических температур и  давлений газопаровой фазы ГПС

 

Компонент	у	Критические параметры		Ткр*у	Ркр*у
		темп-ра, К	давление, Мпа
водород	0,7497	33	1,82	24,9	1,36
метан	0,0736	191	4,68	14,0	0,34
этан	0,0456	305	4,92	13,9	0,22
пропан	0,0200	370	4,28	7,4	0,09
изобутан	0,0052	407	3,76	2,1	0,02
бутан	0,0052	426	3,67	2,2	0,02
сероводород	0,0100	373	8,89	3,7	0,09
БО	0,0041	546	27,95	2,2	0,11
ГО ДТ	0,0866	721	42,88	62,4	3,71
итого	1,0000			133	5,97

По формулам приведенные параметры равны:

 

 

 

 

По формулам коэффициенты сжимаемости равны:

 

 

 

Объем ГСС  на входе в реактор и объем  ГПС на выходе из реактора по формуле :

 

 

Средний объем находим по формуле:

 

Линейная  скорость паров в реакторе, отнесенная ко всему сечению реактора определяем по формуле:

 

где d_K— диаметр слоя катализатора (d_K = 3,0м).

Для определения  вязкости смесей паров используем формулу  Фроста[7]:

 

где— динамическая вязкость, Па с;

        Т — температура, К;

        М — молекулярная масса компонента, кг/кмоль.

Молярная  масса смеси углеводородов может  быть найдена как отношение общей  массы газопаровой смеси к  общему числу кмолей газопаровой  смеси:

 

 

 

 

 

 

В пределах давлений от 0,1 до 5 — 6 МПа динамическая вязкость изменяется незначительно, поэтому  поправку на давление не принимаем  в расчет. Тогда вязкость паров  по формуле:

 

Плотность потока паров ГСС и ГПС при  рабочих условиях определим из соотношения:

 

 

 

 

 

Порозность  катализатора (долю свободного объема) определяем по формуле:

 

где— насыпная плотность катализатора, кг/м³;

- кажущаяся плотность  катализатора, кг/м³.

Принимаем следующие значения плотностей для  экструдированного катализатора := 0,7 г/см³ [13]; = 1,0 г/см³ [1]. Получаем по формуле:

 

 

 

По формуле  Эргуна ведем расчет потери напора в одном реакторе:

 

 

 

 

Таким образом, потеря напора катализатора в  одном реакторе не превышает предельно допустимых 0,2 - 0,3 МПа [1]. Поэтому к проектированию принимаем реактор цилиндрической формы с высотой и диаметром реакционной зоны 9,4 и 3 м соответственно.

5.5 Расчет газосепарации газопродуктовой смеси

 

Сепарацию газопродуктовой смеси осуществляем последовательно в двух сепараторах: горячем сепараторе высокого давления и холодном сепараторе высокого давления и ректификационной колонне.

По курсовому  проекту принимаем, что горячий  сепаратор высокого давления — горизонтальный, условия работы: температура 200 ⁰С; давление 4,6 МПа. Холодный сепаратор высокого давления - горизонтальный, рабочие условия: температура 40 ⁰С, давление 4,4 МПа.

Рассчитываем  два новых сепаратора, целью расчета  является определение габаритных размеров (диаметра и длины — для горизонтального, диаметр и высота для вертикального) и подбор стандартных аппаратов.

5.5.1 Исходные данные для расчета горизонтальног сепаратора С-1

 

Состав  и расход газопродуктовой смеси  на входе в газосепаратор С-1 представлен в табл. 5.23.

Таблица 5.23

 

Состав  и расход ГПС на входе в газосепаратор  С-1

 

Компонент	Молярная масса, кг/кмоль	Расход, кг/ч	Массовая доля	Расход, кмоль/ч	Мольная доля
1. Водород	2	4681	0,0361	2340	0,6853
2. Метан	16	3710	0,0286	232	0,0679
3. Этан	30	4358	0,0336	145	0,0425
4. Пропан	44	2826	0,0218	64	0,0188
5. И-Бутан	58	980	0,0076	17	0,0049
6. Н-Бутан	58	982	0,0076	17	0,0050
7. Сероводород	34	1083	0,0083	32	0,0093
8. Бензин — отгон	107	1470	0,0113	14	0,0040
9. Гидрогенизат	198	109599	0,8451	554	0,1622
Итого		129688	1,0000	3415	1,0000

 

5.5.2 Расчет материального баланса

 

В газосепараторе осуществляется процесс однократного испарения. Основные уравнения процесса однократного испарения:

для жидкой фазы:

для паровой  фазы:

где x_i— мольная концентрация компонента жидкой фазы;

y_i — мольная концентрация компонента паровой фазы;

-  мольная концентрация  компонента исходной смеси;

e — мольная доля отгона;

K_i — константа фазового равновесия компонента.

Константу фазового уравнения для углеводородов, сероводорода  определяем с помощью  диаграмм [6]. Длябензин — отгона и гидроочищенного дизельного топлива по формуле:

 

где Р_i — давление насыщенных паров компонента, МПа;

Р — общее давление в системе, МПа.

Материальный  баланс однократного испарения ГПС  в холодном сепараторе высокого давления представлен в табл. 5.25.

Результат расчета состава фаз на выходе из газосепаратора представлен в табл. 5.24.

Таблица 5.24

 

Состав  газовой и жидкой фаз на выходе из сепаратора С-1 при температуре 200⁰С и давлении 4,6 МПа (мольная доля отгона 0,821).

 

Компонент	Мольная доля ()	Константа фазового равновесия (Ki)	Мольная доля компонента газопаровой  фазы (yi)	Мольная доля компонента жидкой фазы (xi)
1. Водород	0,6853	16,00	0,8239	0,0515
2. Метан	0,0679	6,10	0,0799	0,0131
3. Этан	0,0425	3,10	0,0484	0,0156
4. Пропан	0,0188	1,90	0,0206	0,0108
5. И-Бутан	0,0049	1,40	0,0052	0,0037
6. Н-Бутан	0,0050	1,25	0,0051	0,0041
7. Сероводород	0,0093	2,80	0,0105	0,0038
8. Бензин - отгон	0,0040	0,19	0,0023	0,0119
9. Гидрогенизат	0,1622	0,005	0,0041	0,8855
Итого	1,0000		1,0000	1,0000

 

5.5.3 Определение размеров горизонтального газосепаратора

 

Рассчитываем  сечение горизонтального газосепаратора по формуле:

 

где V_п — объемный расход газовой (паровой) фазы, м³/с;

- коэффициент заполнения горизонтального газосепаратора, принимаем равным 0,5 [1];

W_доп- допустимая линейная скорость газовой фазы в газосепараторе, м/с.

Объемный  расход определяем по формуле:

 

 

где N^гф— число кмолей газов и паров ГПС, кмоль/ч;

z — коэффициент сжимаемости;

Р — давление, МПа.

 Коэффициент  сжимаемости для паров сырья  и продуктов реакции находим  по формуле [6]:

 

Для определения  коэффициента сжимаемости предварительно определяем критические, псевдокритические  и приведенные параметры компонентов  ГПС по формулам.

 

Расчет  псевдокритических температур и  давлений компонентов ГПС приведен в табл. 5.26.

 

Таблица 5.26

 

Расчет  псевдокритических температур и  давлений газопаровой фазы

 

Компонент		Критические параметры
		Температура, К	Давление, МПа
1. Водород	0,8239	33	1,82	27,4	1,50
2. Метан	0,0799	191	4,68	15,2	0,37
3. Этан	0,0484	305	4,92	14,8	0,24
4. Пропан	0,0206	370	4,28	7,6	0,09
5. И-Бутан	0,0052	407	3,76	2,1	0,02
6. Н-Бутан	0,0051	426	3,67	2,2	0,02
7. Сероводород	0,0105	373	8,89	3,9	0,09
8. Бензин-отгон	0,0023	546	27,95	1,2	0,06
9. Гидрогенизат	0,0041	721	42,88	2,9	0,17
Итого	1,0000			77	2,57