Технологическая часть. 
Первичная переработка нефти

Выберем для расчёта схему установки с двукратным испарением нефти (рис. 2.1). Эта схема технологически гибкая и работоспособная при значительном изменении содержания лёгких фракций и растворенных газов. Коррозионноактивные вещества удаляются в первой отбензинивающей колонне, а основная атмосферная сложная колонна защищена от их воздействия. Благодаря предварительному удалению в отбензинивающей колонне растворенных газов и лёгкого бензина в змеевиках печи, в теплообменниках не создается большого давления и основная колонна не перегружается по парам.

Сырьём установки является подготовленная нефть, разгонка (ИТК) которой приведена в табл. 2.1. В отбензинивающей колонне К-1 предусмотрим отбор фракции легкого бензина 28−140 С, в атмосферной колонне К-2 предусмотрим отбор фракций тяжелого бензина 140−200С, керосина 200−250 С, дизтоплива 250−360 С. Остаток перегонки — мазут >360С.

Расчет материального баланса установки

По данным табл.2.1 находим потенциальное содержание Хн.к.-к.к. отбираемых фракций в нефти [7].

Таблица 2.1 Разгонка (ИТК) нефти.

№ фракции.	Температура начала и конца кипения фракции, С.	Выход на нефть, % масс.	M.
отдельных фракций.	суммарный.
	Газ до С4.	1,50.	1,50.	-;	-;	-;
	28−36.	2,54.	4,04.	0,6150.	1,3635.	;
	36−57.	2,42.	6,46.	0,6422.	1,3756.	;
	57−75.	2,62.	9,08.	0,6784.	1,3875.	;
	75−95.	2,90.	11,98.	0,7170.	1,4000.	;
	95−112.	2,90.	14,88.	0,7300.	1,4104.	;
	112−130.	3,02.	17,90.	0,7454.	1,4185.	;
	130−147.	3,02.	20,92.	0,7595.	1,4266.	;
	147−163.	2,94.	23,86.	0,7725.	1,4338.	;
	163−180.	3,02.	26,88.	0,7855.	1,4405.	;
	180−197.	3,17.	30,05.	0,7990.	1,4470.	;
	197−215.	3,29.	33,34.	0,8110.	1,4540.	;
	215−233.	3,10.	36,44.	0,8213.	1,4603.
	233−250.	3,18.	39,62.	0,8311.	1,4665.	;
	250−270.	3,26.	42,88.	0,8406.	1,4724.
	270−288.	3,30.	46,18.	0,8496.	1,4771.	;
	288−305.	3,34.	49,52.	0,8585.	1,4820.
	305−323.	3,26.	52,78.	0,8678.	1,4862.	;
	323−339.	3,30.	56,08.	0,8749.	1,4908.
	339−357.	3,42.	59,50.	0,8835.	1,4955.	;
	357−375.	3,58.	63,08.	0,8922.	1,5012.	;
	375−393.	3,78.	66,86.	0,9020.	1,5066.
	393−412.	3,78.	70,64.	0,9112.	1,5117.	;
	412−434.	3,74.	74,38.	0,9200.	1,5162.
	434−457.	3,69.	78,07.	0,9268.	1,5210.
	457−478.	3,45.	81,52.	0,9330.	1,5250.
	478−500.	3,48.	85,00.	0,9380.	1,5295.
	остаток.	15,00.	100,00.	0,9959.	;	;
Плотность нефти.	0,8426.

Результаты расчётов заносим в табл.2.2. Принимаем на основании литературных данных долю отбора Д всех фракций (кроме мазута) от потенциала и находим их фактический отбор Ф, % масс:

Ф = Х · Д Весь недобор фракций приплюсовываем к остатку — мазуту. Фактические потери примем в количестве 1% масс. Если мощность установки составляет менее 1 млн т/год, потери можно принять в количестве 0,5% масс.

Тогда фактический отбор мазута:

Ф>360 = 100 -1,50 -17,99 -10,81 -8,84 -19,04 — 1,0 = 40,81% масс.

Доля отбора мазута от потенциала:

Д>360 = 40,81 /39,90 = 1,02.

Таблица 2.2 Отбор фракций из нефти.

Фракции.	Потенциальное содержание фракции в нефти Х, % масс.	Доля отбора от потенциала Д.	Фактический отбор фракции Ф, % масс.
Газ до С4.	1,50.	1,00.	1,50.
28 — 105С.	18,18.	0,99.	17,99.
105 — 190С.	10,92.	0,99.	10,81.
190 — 230С.	9,02.	0,98.	8,84.
230 — 350С.	20,48.	0,93.	19,04.
>350С.	39,90.	1,02.	40,81.
Потери.	1,0.
Итого.	100,00.	100,00.

Результаты расчетов приведены в табл.2.2. Относительную плотность фракций определяем по правилу аддитивности:

где Хi и — потенциальное содержание и относительная плотность узких фракций в широкой фракции (см. табл.2.1).

Примем число рабочих дней в году 340 и составим материальный баланс всей установки (табл. 2.3).

Таблица 2.3 Материальный баланс установки.

Показатели.	Мол. Масса М.	Выход.
% масс.	т/ч.	т/сутки.	т/год.
ПРИХОД: Нефть.	0,8426.		490,20.	11 764,71.
РАСХОД:
Газ до С4.	1,50.	7,35.	176,47.
28 — 1050С.	0,6946.	96,07.	17,99.	88,21.	2117,02.
105 — 1900С.	0,7840.	141,24.	10,81.	53,00.	1272,08.
190 — 2300С.	0,8215.	179,48.	8,84.	43,34.	1040,15.
230 — 3500С.	0,8632.	234,91.	19,04.	93,35.	2240,39.
>350С.	0,9125.	303,09.	40,81.	200,04.	4800,95.
Потери.	1,00.	4,90.	117,65.
ИТОГО.	100,00.	490,20.	11 764,71.

Плотность мазута находим также по правилу аддитивности, зная плотность сырой нефти, содержание и плотность отбираемых фракций. Плотностью газов можно пренебречь ввиду их незначительного количества в нефти.

Отсюда относительная плотность мазута.

Молярную массу фракций определяем по формуле Воинова:

M = (7K — 21,5) + (0,76 — 0,04K)t + (0,0003K — 0,245)t2,.

где t — средняя температура кипения фракции, оС. Определяется как среднее арифметическое между температурами начала и конца кипения фракции.

K — характеризующий фактор:

.

где Тср — средняя температура кипения фракции, K.

.

где — температурная поправка относительной плотности на 1К. Определяется по эмпирической формуле Кусакова:

Рассчитаем молярную массу фракции 28−1400С.

M28−140 = (7· 12,34 — 21,5) + (0,76 — 0,04· 12,34) · 84 + (0,0003· 12,34 — 0,245)· 842= 96.

Молярная масса для фракции 140−200 0С:

M140−200 = (7· 11,76 — 21,5) + (0,76 — 0,04· 11,76) · 170+.

+ (0,0003· 11,76 — 0,245)· 1702 = 141.

Для фракции 200−250 0С:

M200−250 = (7· 11,67 — 21,5) + (0,76 — 0,04· 11,67) · 225 +.

+ (0,0003· 11,67 — 0,245)· 2252 = 179.

Для фракции 250−360 0С:

M250−360 = (7· 11,69- 21,5) + (0,76 — 0,04· 11,69) · 305+ (0,0003· 11,69 — 0,245)· 3052 = 247.

При расчёте молярной массы мазута по уравнению Воинова можно условно принять температуру конца кипения 6000С. Погрешность таких вычислений незначительна и не влияет на окончательные результаты материального и теплового баланса.

Для фракции >3500С:

M360−600 = (7· 12,08 — 21,5) + (0,76 — 0,04· 12,08) · 480 + (0,0003· 12,08 — 0,245)· 4802 = 466.

Результаты расчетов приведены в табл.2.2.

На основании данных таблицы 2.3 составляем материальный баланс отбензинивающей колонны К-1 (табл.2.4).

Далее составляем материальный баланс атмосферной колонны К-2 (табл.2.4).

Таблица 2.4 Материальный баланс колонны К-1.

Показатели.	Условное обозначение потока.	Выход на нефть, % масс.	Массовый расход, кг/ч.
ПРИХОД: нефть.	L.
РАСХОД:
Газ до С4.	;	1,50.
Бензин 28−1050С.	D1.	17,99.
Полуотбензиненная нефть.	L0.	79,51.
Потери.	;	1,00.
ИТОГО.	;	100,00.

При составлении материальных балансов колонн К-1 и К-2 все потери по установке отнесем на полуотбензиненную нефть.

Относительную плотность полуотбензиненной нефти также определяем по правилу аддитивности (пренебрегая содержанием газов):

Отсюда 0,8839.

Таблица 2.5 Материальный баланс колонны К-2.

Показатели.	Условное обозначение потока.	Выход, % масс.	Массовый расход, кг/ч.
на нефть.	на полуотбензиненную нефть.
ПРИХОД:
Полуотбензиненная нефть.	L0.	0,8839.	79,51.	100,00.
РАСХОД:
Бензин 105−1900С.	D2.	0,7840.	10,81.	13,60.
Керосин 190−2300С.	R3.	0,8215.	8,84.	11,12.
Дизтопливо 230−3500С.	R2.	0,8632.	19,04.	23,95.
Мазут >350С.	R1.	0,9125.	40,81.	51,33.
ИТОГО.	;	79,51.

Выход отдельных фракций в % масс. на полуотбензиненную нефть (табл.2.5) находим по пропорции. Например, Для бензина D2:

% масс.

Для керосина R3: % масс.

Для керосина R2:

% масс.

Для керосина R1:

% масс.