Проектирование поточной схемы НПЗ. Характеристика нефти и выпускаемых нефтепродуктов. Технологический расчет блока каталитического риформинга, страница 30

Рассчитываем среднюю мольную температуру кипения риформата, имеющей состав, указанный в таблице 3.2:

62 + 83 + 108 + 135 + 162

СОТК_риф = ----------------------------------- = 110°С.

5

Средний наклон линии разгонки рассчитываем по формуле

t₉₀ –  t₁₀      162 – 62

a_риф = ----------- = ----------- = 1,25   °С/ %. 

80                80

По известному наклону линии разгонки определяем поправку для расчета средней мольной температуры кипения [6, рис.2, с.21]

Dt = -14°C.

Рассчитываем среднюю мольную температуру

СМТК_риф = 110 – 14 = 96 °С

Определяем характеристический фактор сырья по формуле:

___________                    ________

1,216   ³ÖСМТК + 273      1,216  ³Ö96 + 273

К_риф = ----------------------------- = ----------------------- = 11,48.

r¹⁵₁₅                                    0,76

Определяем молекулярную массу риформата:

М_риф =  60 + 0,3 *96 + 0,001*96² = 98,0  кг/кмоль.

Определяем критические параметры риформата:

а_риф = (1,8 *96 + 132)*0,76 = 230,43

Т_{кр риф} = 355,1 + 0,97*230,43 – 0,00049 *230,43² = 552,60 °К

А_риф = 6,69

6,69*552,6

Р_{кр риф} = 0,1 ------------- = 3,77 МПа.

98,0

Определяем приведенные температуру и давление для риформата на выходе из реактора

470 +273                                        

t_{2 риф} = ------------- =  1,33                            

552,6                                          

3,28

p_{2 риф} = --------- = 0,87

3,77

С использованием приведенных значений температуры и давления определяем поправку к теплосодержанию риформата при повышенном давлении

18,44 (470 + 273)*0,87

Dq_{2 риф} = ----------------------------- = 51,36 кДж/кг

98,0* 1,33³

q^3,28_{2 риф} = 1461,1 – 51,36 = 1409,8  кДж/кг.

Риформат имеет характеристический фактор меньше 12, поэтому вводим поправочный коэффициент [6, рис.3, с.24]

Dq_к = 51,0 кДж/кг

q^р3,28_{2 риф} = q^3,28_{2 риф} – Dq_к = 1409,8 – 51,0 = 1358,8  кДж/кг.

1.3.  Теплосодержание газообразного водорода на входе и на выходе из реактора.

Теплосодержание газообразного водорода при температурах входа и выхода реактора определяем по справочным данным при атмосферном давлении

q^0,1_1водор = 7565  кДж/кг.

q^0,1_2водор = 6750  кДж/кг.

Водород при высоких температурах можно рассматривать как идеальный газ, вследствие этого поправка к теплосодержанию на изменение давления не вводится.

1.4.  Теплосодержание смеси углеводородных газов, входящих в состав циркулирующего газа, на входе и на выходе из реактора.

Таблица 3.8.

Состав углеводородной части циркулирующего газа.

Компоненты	Х*i , % мол.	Х**i , % мол.
СН4	21,45	55,72
С2Н6	10,50	27,27
С3Н8	5,00	12,98
i-С4Н10	0,65	1,69
н-С4Н10	0,70	1,82
i-С5Н12	0,20	0,52

Проводим пересчет мольной концентрации Х^*_i компонентов на 100% углеводородной части, используя пропорцию

S Х^*_i     –     100%

Х^*_i      –      Х^**_i откуда

Х^*_i

Х^**_i = ------- 100  % мол.,

S Х^*_i

где Х^**_i – мольная концентрация компонентов в смеси.

По правилу аддитивности определяем молекулярную массу и критические параметры газовой смеси.

Определяем среднюю молекулярную массу углеводородных газов

М_ср = S М_i  X^**_i = 16*0,5572 + 30*0,2727 + 44*0,1298 + 58*0,0169 +

+ 58*0,0182 + 72*0,0052 = 25,22 кг/кмоль.

Определяем критические параметры углеводородного газа по формулам:

Т_кр = S X^**_i  Т_{i кр} (°К)

Р_кр = S X^**_i  Р_{i кр} (МПа)

Таблица 3.9.

Критические параметры углеводородных газов.

Компоненты	Тi кр , °К	Рi кр , МПа
СН4	191,1	4,58
С2Н6	305,5	4,82
С3Н8	370,0	4,20
i-С4Н10	425,2	3,75
н-С4Н10	408,1	3,60
i-С5Н12	461,0	3,29