【常减压装置的减压炉设计9900字（论文）】

常减压装置的减压炉设计目录TOC\o"1-3"\h\u4023第1章引言 3170261.1国内外的研究进展 3314681.1.1国内现状 4266241.1.2国外现状 59611.2常减压装置的减压炉 6219401.3减压炉的一般结构 7178321.3.1辐射室 910481.3.2对流室 978931.3.3余热回收系统 924691.4常减压装置加热炉的技术指标 983341.4.1热负荷 9318611.4.2热效率 1021192第2章装置概况及加工方案 11281322.1装置规模 11281012.2原油及产品性质性质 11143912.2.1龙鞍线原油实沸点蒸馏及各窄馏分性质 114032.2.2原油及产品的性质 13221702.3加工方案的确定 186702.4工艺流程 18503第3章基础数据处理 19111853.1全装置物料衡算 19249313.2原油的实沸点蒸馏数据曲线 19269063.3常底油的性质参数 21213163.3.1常底油的平衡汽化数据 21240093.3.2常底油的恩氏蒸馏数据 25154523.3.3常底油的焦点温度和焦点压力 26232123.3.4常底油的特性因数 28297793.2.5减压炉处理量 288589第4章减压加热炉的工艺计算 29254704.1加热炉的总热负荷的计算 29225914.2燃料燃烧计算 29173944.2.1燃烧的低发热值 29301784.2.2燃烧所需的理论空气量及实际空气量 30184744.2.3全炉热效率的计算 308914.2.4燃料用量 31152944.2.5火咀个数的确定 3146734.2.6烟道气流量的计算 3158924.3辐射室计算 3174924.3.1辐射室的热负荷 3111744.3.2辐射室表面积及管径、管心距的确定 31310694.3.3辐射室尺寸及炉管长度与炉管数 3241014.3.4当量冷平面 33198444.3.5求暴露砖墙面积与当量冷平面之比 34121114.3.6烟气的黑度 3579424.3.7总交换因素F 3594204.3.8辐射室热平衡 3561874.3.9求辐射室出口温度烟气温度 36260254.3.10校核 3895494.4对流室计算 39207894.4.1对流室得热负荷 3990764.4.2对数平均温差 39101144.4.3对流室主要尺寸 40299294.4.4总传热系数 40251334.4.5对流室总传热系数 42131614.4.6对流管总表面积 42266984.4.7对流室的表面热强度 43135294.5炉管内压力降的比重 4378774.5.1求汽化点 43324254.5.2求汽化段的当量长度 4383754.5.3汽化段气液两项混合重度 44259314.5.4汽化段汽，液相的混合流速 4519254.5.5汽化段的压力降 45164894.5.6汽化点压力 45104264.5.7汽化段以前的压力降 4886374.5.8炉管的总压降 4981944.6烟囱的计算 49111934.6.1烟囱的直径 50280814.6.2烟囱和加热炉产生的抽力 50200664.6.3总压力降 51303864.6.4烟囱得最低高度 549224第5章结论 55第1章引言1.1国内外的研究进展已成为石油加工的良好原料，其在全球经济中的影响越来越重要。在当今社会，石油是世界各国在社会经济和军事建设中不可缺少的一部分。中国虽然地域辽阔，物种和资源丰富，但是石油的储量却是十分的匮乏，连自给自足都做不到。在2008年之前，中国已知的石油储存量约为22.08亿吨，在世界范围来看仅占已发现石油储量的百分之二点三。今天，整个地球石油资源储量最多的几个地区分别是中东、南美、乌克兰等。我国原油的生产能力约为3.5亿吨，占据了世界原油总生产能力的百分之七。原油的生产能力远远跟不上中国的消耗。每年有1.6亿吨的原油必须从国外进口，占中国石油总需求的百分之三十。所以我国一直致力于原油的开发，以及原油提炼技术的精进。但是这方面的技术壁垒十分牢固，在外国封锁重要技术的情况下，我国科学家只能靠着自己，所以研究进展不是很乐观。但在我国科学家日以继夜的钻研下，还有有着相当可观的进步。在减压炉设计这一方面，国外一直处于领先地位，而在这其中KBC和Shell这两家公司是公认的龙头地位，对减压炉的设计这一研究领域有着显赫的成就。原油质量评价是我国石油和炼制行业的重要基础性研究和工作之一[1]。随着国内外大型炼油企业加工产出的原油愈来越多，石油供应的结构正在发生改变。重获得更多直接馏分和良好经济效益成为国内外冶金和炼油行业的研究热点[2-4]。国内目前还不具备自主完成减压炉的设计。依旧有着一些技术壁垒无法攻破，虽然已经有一些进展，但是还科学家还需要一些时间去攻破。20世纪60年代早期我国大庆油田的技术研究与生产开发以及后期胜利油田等一些新型精炼油田的创新发现，为以后我国现代炼油技术事业的不断进步与取得成就打下了基础。在面对美国封锁技术的困境下，20世纪60年代，计划科技部和石油工业部决定在自己的基础上发展炼油工业，力争迅速赶上国际炼油技术水平[5]。1.1.1国内现状常压蒸馏技术近年来在国内有了十足明显的发展。为了改善加工工艺，提高设备效率，降低能耗，提高产品质量，开展了大量的工作。(1)采用原油预闪蒸技术或设置初馏塔。采用先进的原油预闪蒸工艺技术或者是设置了初馏塔，以便于适应各种原油和不同冶炼厂的需求并且还可以大幅度地降低能源消耗。柴油机的多产品柴油工艺。常压式塔底部加筋酸洗主要目的是合理地确定塔板层数、酸洗蒸汽量和酸洗塔结构，以达到最佳效果。提高了常压下的产品质量，提高柴油产量。(3)电脱盐技术吸收和脱水技术在我国引入电工脱盐和减肥技术，提高了脱盐和减肥的效率，同时也降低了能源消耗。在交直流电脱盐技术方面，吸收式电脱盐技术己经得到了充分的应用，开发出了一整套高效率的交直流电脱盐技术，并且在国内已经得到广泛应用。目前,国内针对低速交流和直流电脱扣技术的研究越来越深入。(4)塔内件国内不断开发新的技术来逐渐替换传统塔内件。最具具有国际代表性的浮阀平台主要是中国清华大学研究所自主开发的各种不同类型adv浮阀系统平台，华东理工大学浮阀研究所自主开发的引导式新型浮阀系统平台，以及中国石油大学研究所自主开发的超级等系列新型浮阀系统平台。我国常压蒸馏设备的发展趋势主要有两个方面:一是规模的逐步增长和扩大，原油的加工手段更为多样化，生产和操作合理化。然而，与目前的国际先进技术水平相比，我国的常压蒸馏设备还存在着很多不足，主要原因是由于它们体积小、工作负荷低、工作周期短等。它们的关键处理技术发展缓慢，但是能耗仍然很高[6]。1.1.2国外现状常压蒸馏器是一种一句成熟的工艺设备，常压蒸馏器的技术发展与进步主要关系到其工艺过程、装置结构和操作优化有关。在满足产品的计划和质量要求的前提下，实现了较高的收缩率和较低的能耗。(1)设备革新近十年来，国内外各种汽液传质元件的研究发展和其应用取得了飞速的进展:各种高效散装填料；标准化回填材料和其他相应汽液分配系统，以及各种高流动性、弹性板材都已经研制和生产了出来，并且得到了很好的应用。近年来，常压式蒸馏设备和装置的主要工艺技术改善之一就是对塔内结构件开发。零部件提供者先后引入了一系列全新回填材料和板块。(2)窄点技术的实际应用自20世纪70年代起由英国著名学者b.linnhoff等人将该技术广泛地应用到了炼油厂和石化工业中的能源回收系统，特别重视了对常压蒸馏器传热网络进行了优化和设计，取得了很好的效果。原油电脱盐器既能有效地减轻对该装置的腐蚀，又能有效地减轻对该装置的污染，又能节约能源。降低下游设施原材料中金属离子和其他有害物质的含量。在80年代以前,脱盐工艺主要都是低速的。俄罗斯的Linas公司开发的Linas(里纳斯)蒸馏技术[7]，是蒸馏技术真正意义上的突破。精馏塔的塔顶高度一般至少可比普通石油精馏塔高度下降3-10倍，塔内的油水分离精馏站的水容量也一般可以随之减少50-100倍，总能耗可降低约10%，运行费用。1.2常减压装置的减压炉常减压蒸馏装置的原油加工技术和能耗水平对石化企业的静态和动态设备投资，设备维护与管理，节能优化和经济效益有很大影响。国内的常压和真空工厂的能耗水平仍然远远落后于国外的常压和真空工厂，具有相当的节能潜力。常减压蒸馏与沸点有关，基本上是一个物理变化过程。减压蒸馏是分离可提纯有机化合物的常用方法之一[12]。当蒸气压力与外部压力相同时，此时的温度就叫做沸点，由此可得液体的沸点会因为外部压力变动而产生相同的变动。因为这样的性质，要改变沸点那么就需要改变系统的压力，真空泵是一个抽取气体的装置，我们可以用它抽出系统中的空气从而使系统中的压力降低，随着压力降低，液体的沸点也被降低。常压塔的设计直接影响着高产率和高质量成品油的可用性。原油在塔中被分为沸点范围不同的石油产品，称为馏出物。这些油中有些经过简单加工，成为产品被运出，而其他的部分则成为后续生产的原材料。常减压蒸馏由三个过程组成：首先是对原油中盐和水的脱除；其次常压蒸馏操作；再是减压蒸馏操作。常减压蒸馏法就是把原油进行加热、分馏、冷却的一种方法将原料周围的部位进行组分，以满足产品及下游生产工艺设备对原材料的需求。常减压装置主要有换热器、电脱盐、初馏塔系统、常压炉、常压塔系统、减压炉、减压塔系统[8-9]。常减压蒸馏器的设备组成一般分三大块为：电脱盐、常减压蒸馏和降解式减压蒸馏。常减压蒸馏工艺我们称为炼油厂的"龙头"[10]。一般而言，原油在经过常减压蒸馏装置的加工之后，即可以获得直馏汽油、喷气式燃料、灯用煤、轻型柴油、轻型柴油及燃料汽车。原油经炼制加工可以获得各种燃料油、溶剂油、润滑油、润滑脂、石蜡、沥青以及液化气、芳烃等产品，为国民经济各部门提供燃料、原料和化工产品[11]某些塑性胶质和沥青素含量比较多的原油经过高温减压和深拔之后也就是沥青可以直接进行制造和加工生产出来得出的一种道路专用青。按照目标生产产品的特点，常用的减压式蒸馏器一般可以细分为:燃料润滑油式和燃料化工型。三者在燃料生产工艺上也并没有什么任何本质上的太大区别，只是两种类型燃料侧向轴线的质量数目和燃料分馏机的精度上稍微都会有所一些差异[12]。该项工艺步骤包括脱盐脱水，常减压蒸馏等。原料被加热到一定温度，然后进入预脱水塔中进行预脱水。在塔顶除去部分水和低分子量轻质油后，预脱水塔的塔底油通过管道流入脱水塔进行脱水操作。在脱水塔中，质量较轻的油馏分冷凝并经过脱水分离后，一些经过回流至脱水塔，另一部分作为产物进入轻油罐储存起来，这当中被分离出的水经过管道进入氨气储罐。脱水后的焦油与底油混合，进入管状加热炉进行加热，加热到一定温度。焦油经过脱水塔底部的再沸器加热，然后又回到塔底。酚油塔中是常压，酚油气体经分馏塔冷凝之后，回流少部分，其他的产物产出。从塔的侧线提取出萘油馏分，经过冷凝之后输送到储油罐中。脱水焦油与部分塔底油进行混合，然后在管式加热炉进行加热操作，完成这一阶段后返回塔底。剩余的一些油与沥青混合，然后进入另一个管式炉。蒸馏塔采用真空蒸馏。塔顶部的洗涤气体在分馏塔中冷凝。原料在进入洗涤箱之前要经过热交换和冷却。从塔的侧面提取三部分苊油，单蒽油和二蒽油。常减压工艺拥有五个特点:（1）常压与减压相结合，通过对温压的控制操作，降低了运行温度和油耗，改善了运行环境，有利于环境的保护。（2）各精馏塔底部采用油循环加热的加热方式，操作和调节方便，可有效防止结焦的发生。（3）蒸汽不直接参与蒸馏过程，废水中不含有酚，没有毒性。（4）将级分细分，降低了总能耗。（5）将易于结晶和固化的馏分用温水冷却，以减少设备和管道堵塞[16]。1.3减压炉的一般结构管式加热炉作为核心器件之一，其能源消耗大约占整个装置全部能耗比例为82-92%[13]。减压炉系统是一种余热管式的高压加热炉，一般主要由四个大部分共同组成，如设计图1-1所示[14]。图1-1管式加热炉的一般结构1.3.1辐射室辐射传热室又被简单地将其称为炉膛。全炉总热辐射负荷的70%-80%都是由一个辐射传热室直接承担的，是一个极其重要的部分。1.3.2对流室主要是依赖于辐射器内部所排出的高温烟气而进行的对流式传热运动来加热物料，烟气以更快的速度通过炉管内部的空气冲刷燃烧器的管壁，进行对流传热。1.3.3余热回收系统余热回收系统主要是将烟气从对流室中排出，然后再在对流室中回收剩余。回收工艺过程可以分为两种类:另一类是通过另一个回收系统进行热回收。第一种被我们称为空气预热模式，第二种被我们称为空气预热模式。1.4常减压装置加热炉的技术指标1.4.1热负荷管内的热介质能够吸收利用到的各种热量主要都是用于通过提高温度升温、气化或者加热发生的各种化学反应。对简易加热管式燃气加热炉，加热炉的燃料整体总气化热量和负荷热量大小一般可以直接通过根据各种加热介质下整体进出炉的气化总热量与负荷热量的比率和锅炉气化总热功率等计算数值公式来对其进行精确计算,其中的负荷计算公式(1-1)用数表示。(1-1)在相同的车内工作时间温度下，当室内车辆的工作温度已经小于400℃时，温度每继续上升1℃，汽化启动速率大约比就会大幅增加0.35%；但是当车内工作温度已经超过了400℃时，温度每继续上涨1℃，汽化速率比就大约会大幅增加大约0.30%[15]。气化率的比率主要指的就它是一种将一些液体油或原料油经过高压加热后进行气化的一个温度百分数，由其所用的液体生产线和技术条件来进行确定；因此气化率的比率越高,炉子的热力学负荷就可能会变得越大。1.4.2热效率根据供应的能量和造成损失的能量而包含在该范围内的各种因素，具有热效率与综合供电的功率之分[16]。它便于测量燃料消耗，是衡量管型锅炉燃料消耗情况的重要指标。从这种意义上讲，它也许被称为"燃料效率"。过去常见的管型加热锅炉的高效率是按此定义方法来进行计算。国外的管式加热炉在设计时，其热效率的计算方法也都是按此定义进行。另外，按照这个设计定义所需要计算出的热效率可根据锅炉烟气组件的主要成分分析和锅炉排烟温度直接计算得出，便于配置热效率计算仪表，对管式炉的工作运行状态进行实时监视。所以我们在国家标准中已经给出了一个广义、全面的热效率界定的条件下，仍然具备保留传统的管式锅炉过去习惯性地进行热效率界定的必须。并将其命名为热效率。即有效的能量对供应能量的百分数:（1-2）

第2章装置概况及加工方案2.1装置规模原油加工能力：420万吨/年装置年开工数：8000小时原料：龙鞍线原油主要技术经济指标可详见下方表格2-1。表2-1主要技术经济指标序号指标名称单位数量备注1设计规模万吨/年420原油加工量2主要产品：石脑油万吨/年23.28柴油万吨/年81.03蜡油万吨/年109.26渣油万吨/年206.433消耗指标：新鲜水万吨/年2.68循环水万吨/年1797.33蒸汽万吨/年17.21燃料油万吨/年3.784总能耗公斤标准燃料油/吨18.495占地面积平方米15551.256污水排放量万吨/年20.162.2原油及产品性质性质 2.2.1龙鞍线原油实沸点蒸馏及各窄馏分性质表2-2龙鞍原油的一般性质API60.5951.6546.6842.1737.6733.4530.6828.9328.9325.7323.9822.8620.8118.0417.4117.118.34特性因数11.711.6311.5511.4111.3111.3211.3711.5411.4611.4911.5411.5311.5411.6811.77运动粘度/mm2/s100℃3.2564.8177.81320.8230.8740.2250℃11.8621.5249.03306.9507.320℃1.8373.0084.5367.15612.5123.69折光率70℃1.48811.49181.49791.56581.151.512520℃1.41121.4291.44021.45011.461.47151.48071.48651.4871.4972凝点/℃<-35-28-17-691624334244>60密度/g/cm30.73220.76840.79010.81080.83250.85410.86880.87830.87830.89640.90660.91320.92560.94280.94690.94890.9845占原油/%（m/m）总收率1.342.43.444.545.938.7711.514.217.4621.3725.1329.3934.3415.5550.7953.7299.37每馏分1.341.061.041.11.392.842.732.73.263.913.764.264.9511.215.242.9345.6650.63沸点范围/℃HK~125125-150150-180180~200200-220220-250250-275275-300300-325325-350350-375375-395395-425425-475475-500500~520>520损失序号123456789101112131415161718

2.2.2原油及产品的性质龙鞍线原油数据见表2-3，龙鞍线原油及产品性质见表2-4～2-6。表2-3龙鞍原油的一般性质项目数值原油性质密度/,20℃0.9510初馏点/℃118API16.83140℃馏出量/（v/v）1.8凝点/℃3160℃馏出量/（v/v）3.8粘度/50℃544.2180℃馏出量/（v/v）4.480℃97.16200℃馏出量/（v/v）5.6酸值/mgKOH/g3.91220℃馏出量/（v/v）7.5水分/%(m/m)1.0240℃馏出量/（v/v）8.8灰分/%(m/m)0.032260℃馏出量/（v/v）10.6残炭/%(m/m)10.16280℃馏出量/（v/v）13.8沥青质/%(m/m)18.823.64300℃馏出量/（v/v）16.9胶质/%(m/m)微量金属Fe18.2蜡含量/%(m/m)6.64Ni72.1盐含量/mgNaCl/L21.6Cu0.14碳含量/%(m/m)86.65V1.62氢含量/%(m/m)11.6Na8.0硫含量/%(m/m)0.250.54/Pb0.5低硫环烷中间基氮含量/%(m/m)原油类别氧含量/%(m/m)

表2-4龙鞍原油线直馏产品性质产品项目初顶油(轻石脑油)常顶油(轻石脑油)常一线(重石脑油)常二线(柴油)常三线(裂化原料)收率/%（m/m）2.451.441.7715.803.41密度/g/cm30.76590.76760.79890.86620.9340运动黏度/mm2/s20℃4.6417.91650℃2.3893.514凝点/℃-37-22酸度/mgKOH/100ml4.374.376.8961.1126.6硫含量/%（m/m）00114001140.020.110.14氮含量/%（m/m）0.000260.000260.00040.020.03铜片腐蚀/号11211实际胶质/mg/100ml26.4十六烷值36.5十六烷指数37.736.8芳烃/%(v/v)10.4砷含量/10-9（m/m）393939馏程/℃初馏点636811018023710%1029011622025630%11811013924627150%13111015826528770%14512017828330590%164131200304324干点186140220318350

表2-5龙鞍线原油催化裂化料性质沸点范围/℃350～500收率/%（m/m）25.94运动黏度/mm2/s11.24密度/g/cm30.9330.9055凝点/℃27残碳/%（m/m）0.07折射率1.5018平均分子量378硫含量/%（m/m）0.22氮含量/%（m/m）0.20蜡含量/10-9（m/m）6.79金属分析/10-6m/m铁0.10镍0.09铜＜0.01钒＜0.01铅0.05钠＜0.01结构族组成CP%46.47CN%35.13CA%19.38RA0.90RN2.30特性因数K11.52相关指数56.36酸值/mgKOH/g2.71表2-6龙鞍线原油重油及渣油的性质产品项目常压重油﹥350℃减压渣油﹥500℃收率/%（m/m）75.0249.08运动粘度/mm2/s100℃346.09343密度/g/cm320℃0.9801.0010凝点/℃23﹥60残碳/%（m/m）12.918.8元素分析/%（m/m）碳87.19氢11.03硫0.330.44氮0.570.73金属分析/10-6m/m铁43.4镍149铜0.50钒3.29铅1.75钠19.5四组分析/%（m/m）饱和分16.66芳香分29.03胶质48.66沥青质1.78针入度30软化点57.9延度100平均分子量11292.3加工方案的确定参考上述数据我们可以得知该原油的直馏产品性质为：表2-7原油的直馏产品性质流程馏分产品性质实沸点初馏点～120℃汽油馏分重整原料实沸点120℃～162℃重石脑油的馏分燃料、裂解原料实沸点162℃～253℃柴油馏分机车燃料油实沸点253℃～335℃/加氢裂化原料实沸点253℃～335℃/加氢裂化原料蜡油实沸点>500℃/入减黏装置2.4工艺流程目前世界上的炼油厂生产过程基本相似，常减压蒸馏工艺基本可以概括为：原料首先进入电脱盐罐，脱掉盐和水，然后进入换热器，将油升温到200℃进入初馏塔。塔底馏分进入换热网络换热，最终温度达到300℃左右，然后经常压炉加热到350~370℃后，进入常压塔。初馏塔和常压塔的顶油馏分相似，混合后进入重整设备以及汽油车间，常压蒸馏塔侧线采出产品为燃料、溶剂以及部分化工原料，塔底油则继续进入下一装置减压炉，加热至400℃左右，送入减压蒸馏塔，各馏分再经过加工后采出。原油换热-电脱盐-初馏塔-常压蒸馏（常压炉加热到350~370℃-常压塔重油）减压蒸馏（减压炉加热到380~420摄氏度-减压塔）气体脱硫一脱三注。

第3章基础数据处理3.1全装置物料衡算表3-1全装置物料平衡（年开工数：8000小时）油品名称收率m%流量备注龙鞍线原油100525000420原料常顶油2.4512862.510.29重整原料常顶油1.4475606.048重整原料常一线1.779292.57.434重整石油常二线15.808295066.36柴油馏分常三线3.4117902.514.322加氢裂化原料减一线油8.064231533.852加氢裂化原料减二线油17.229040572.324加氢裂化原料减三线油5.32782522.26蜡油减底渣油44.55233887.5187.11减粘裂化原料合计1005250004203.2原油的实沸点蒸馏数据曲线（1）原油实沸点蒸馏数据将原油实沸点换算成数据，70%是外推得到的根据公式（3-1）其中换算结果于表3-2中表3-2原油实沸点蒸馏数据曲线序号沸点范围，℃密度20℃，收率收率馏分累计馏分累计1HK--1250.73221.341.341.741.742125-1500.76841.062.41.313.053150-1800.79011.043.441.254.314180-2000.81081.14.541.295.595200-2200.83251.395.931.587.186220-2500.85412.848.773.1610.347250-2750.86882.7311.52.9813.338275-3000.87832.714.22.9216.259300-3250.87833.2617.463.5319.7810325-3500.89643.9121.374.1523.9311350-3750.90663.7625.133.9527.8712375-3950.91324.2629.394.4432.3113395-4250.92564.9534.345.0937.4014425-4750.942811.2145.5511.3148.7115475-5000.94695.2450.795.2653.9716500-5200.9482.9353.722.9356.9117>5200.984545.66599.38544.1110118损失0.615100（2）由表3-2绘制原油实沸点蒸馏曲线（见图3-1）图3-1实沸点蒸馏曲线3.3常底油的性质参数3.3.1常底油的平衡汽化数据常底的实沸点蒸馏数据及曲线常底油的实沸点数据可由原油实沸点蒸馏数据获得，由图3-1可读得常底油实沸点数据如下：表3-3常底油的实沸点数据馏出V%0%10%30%50%70%90%馏出温度℃356396469550624685做常底油的实沸点蒸馏曲线（图3-2）图3-2常底油的实沸点蒸馏曲线（2）常底油的实沸点数据转化成平衡汽化曲线数据①实沸点蒸馏曲线的参考斜率及各点温度该参考线温度该参考线各点温度为0%点10%点=396℃30%点50%点70%点90%点=②根据实沸点蒸馏曲线10%−70%点斜率为，查文献[17]得平衡汽化参考线斜率为。再查图4-21（b）得,故平衡汽化参考线各点温度为：50%点0%点10%点30%点70%点90%点③实沸点曲线与其参考线各点温差为：④平衡汽化曲线及各点温度由文献[18]图4-21（c）得出各馏出百分比（体）温差比值：平衡汽化曲线与其参考线间温差为：（3-2）故平衡汽化曲线各点温度为:50%点=525-0.52=524.5℃00%点=416+0=416℃10%点=437.8-0.99=436.8℃30%点=481.4+0.66=482℃70%点=568.6+0=568.6℃90%点=612.2-4.95=607.3℃得到平衡汽化数据为：表3-4常底油的平衡汽化数据馏出体积分数%01030507090温度℃416436.8482524.5568.6607.3做常底油平衡汽化数据曲线（图3-3）图3-3常底油的平衡汽化曲线3.3.2常底油的恩氏蒸馏数据设恩氏蒸馏50%点温度为482℃，查文献[17]图4-17查的实沸点50%馏出温度为550℃，与已知相符，由实沸点蒸馏温差文献[17]图4-18的恩氏蒸馏曲线差。表3-5各曲线线段的恩氏蒸馏温差曲线线段实沸点温差，℃恩氏温差，℃0%-10%405910%-30%738130%-50%818850%-70%747670%-90%6164可得恩氏蒸馏数据表3-6恩氏蒸馏数据馏分V%0%10%30%50%70%90%温度℃254313394482558622图3-4常底油的恩氏蒸馏曲线3.3.3常底油的焦点温度和焦点压力（1）常底油的体积平均沸点恩氏蒸馏10%-90%曲线斜率由斜率和体积平均沸点查文献[18]P22图1-7得各馏分的校正值，从而得各平均沸点如下：所以，，，所以（2）常底油的真假临界温度和真假临界压力由查文献[18]P22表1-11得则由和查文献[18]P22表1-27得，由和查文献[18]P22表1-27得，由和查文献[18]P22表1-27得，由和查文献[18]P22表1-27得，（3）常底油的焦点温度和焦点压力由和10%-90%斜率查文献[18]P153图4-28和图4-29得：，3.3.4常底油的特性因数根据d15.615.6和t中查文献[17]P57图2-1-2得特性因数K=13.38；分子量M=3123.2.5减压炉处理量减压炉的处理量为：因为常压重油收率为75.02%，原油年处理量为420万吨/年。所以常压重油处理量为：525000x75.02%=393855kg/h

第4章减压加热炉的工艺计算原料：常压重油比重处理量：393855kg/h入炉温度：出炉温度：出炉压力气化率燃料油组成：4.1加热炉的总热负荷的计算根据公式（4-1）在公式中：G=e=0.22原料炉出口温度355℃，查焓图原料出炉温度410℃，查热焓图4.2燃料燃烧计算4.2.1燃烧的低发热值由公式：（4-2）4.2.2燃烧所需的理论空气量及实际空气量由公式：（4-3）对园筒炉的过剩空气系数，可取由公式：4.2.3全炉热效率的计算设离开的烟气温度高于进料100℃，则由公式取炉墙散热损失；并根据查图2-2，知烟气出对流室时带走的热量4.2.4燃料用量（4-4）4.2.5火咀个数的确定假定火咀的总额定喷油能力比实际燃料用量大30％，选定标准火咀为150kg/h，则需用火咀数为：4.2.6烟道气流量的计算（4-5）4.3辐射室计算4.3.1辐射室的热负荷取辐射室热负荷为全炉负荷的80％，则4.3.2辐射室表面积及管径、管心距的确定选用辐射表面热强度时，则辐射管表面积选用管内冷油流速为管程数为4，计算所需炉管管径为：（4-6）查国产炉管规格：选中炉管管心距选为4.3.3辐射室尺寸及炉管长度与炉管数首先选定高径比计算节圆直径为：（4-7）辐射管有效长度根据国产炉管规格，取炉管根数根选用辐射管实际节园直径炉膛高度取炉管中心与炉壁距离为炉膛的直径4.3.4当量冷平面辐射管冷平面：（4-8）查图遮蔽管冷平面：对流管选用标准钉头管，管心距为，因为辐射室为四管壁，假设对流室排8根管，则对流室的宽度为：为确定对流室L，可选烟气重量流速由公式：（4-9）已知标准钉头管的纵向间距16直径，钉头高选用25毫米，则参考加热炉设计手册，知常压炉安全支撑间距为，故取，此时（4-10）及总的当量冷平面4.3.5求暴露砖墙面积与当量冷平面之比炉膛总的砖墙面积为：（4-11）暴露砖墙面积为暴露砖墙面积与当量冷平面之比（4-12）4.3.6烟气的黑度已知过剩空气系数由图查得烟气中的分压大气压由表知有效气层厚度查图，假设辐射室烟气出口温度则烟气黑度为4.3.7总交换因素F根据及查图得4.3.8辐射室热平衡由式（4-13）查图得4.3.9求辐射室出口温度烟气温度首先应先估计管壁温度。已知原料入炉温度，出辐射室温度，入辐射室温度约为：由式得管壁温度作曲线如图图4-1图解法求辐射室烟气出口温度当时，如A点假设，重复上述计算，查得烟气的黑度查文献查得F=0.693查文献查得作与图上得到B点。连接A,B点得交点C，即为所求的辐射出口的烟气温度4.3.10校核①辐射室热负荷由查文献得②辐射室表面热强度（4-14）③辐射室油品入口温度辐射室出口油品得总热焓为则辐射室入口每公斤油品得热焓为查焓图得④辐射室管壁平均温度与假设435.5℃相近，故不必重算4.4对流室计算4.4.1对流室得热负荷由式4.4.2对数平均温差取烟气出口对流室得温度为：烟气油品油品的平均温度管壁平均温度烟气平均温度即4.4.3对流室主要尺寸对流室选每排8根钉头管，管心距，标准钉头管的纵深头间距16毫米，钉头直径，钉头高25mm对流室宽对流室长：4.4.4总传热系数①管内油品的对流室传热膜系数取由参考文献查得管内结垢热阻②管外传热系数a.钉头表面传热膜系数（4-15）包括结垢热阻在内的钉头表面传热膜系数为：b.光管部分管外对流传热膜系数（4-16）包括结垢热阻在内的光管部分管外传热膜系数为c.求表面积每排炉管的光管面积每排炉管的钉头部分面积每排炉管的光管部分面积由查文献得钉头效率带入式，则钉头管管外对流传热膜系数为：（4-17）4.4.5对流室总传热系数4.4.6对流管总表面积由式（4-18）由式可计算出对流管得管排数为：（4-19）取为13排对流管共有对流室的高度4.4.7对流室的表面热强度（4-20）应当指出，由于对流室炉管面积取得稍大一些，所以，实际操作时，对流传热量比上式中的大，故也将比上式算的结果大些。4.5炉管内压力降的比重4.5.1求汽化点假设开始汽化时，由文献中查得开始汽化时的温度为400℃4.5.2求汽化段的当量长度炉出口温度为410℃时，汽相热焓，液相热焓为故，汽液两相平均热焓汽化点温度为410℃时，液相焓，辐射室入口温度400℃时液体热焓辐射管的当量长度为：（4-21）查文献选已知根，管程