Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Технологическая схема ректификационных колонн установки ЭЛОУ АТ-6



Отбензинивающая колонна К-1 (Рисунок 3) входит в состав установки АТ с двукратным испарением нефти (Рисунок 1). Эта схема технологически гибкая и работоспособная при любом фракционном составе нефти. Благодаря удалению в колонне К-1 лёгких бензиновых фракций в змеевиках печи, в теплообменниках не создается большого давления и основная колонна К-2 не перегружается по парам. [5]


Рисунок 3 – Технологическая схема ректификационных колонн установки ЭЛОУ АТ-6

Расчетная часть

Технологический расчет процессов ректификации выполняется с целью определения технологического режима процесса, основных размеров аппарата и его внутренних устройств, обеспечивающих заданную четкость разделения исходного сырья при заданной производительности. Технологический режим процесса определяется рабочим давлением в аппарате, температурами всех внешних потоков, удельным расходом тепла на частичное испарение остатка и холода на конденсацию паров в верхней части колонны, флегмовым числом. Основными размерами аппарата являются его диаметр и высота, зависящие главным образом от типа контактного устройства в колоне.[4]

 

Исходные данные для расчета

Проведём технологический расчет отбензинивающей колонны мощностью 6 млн т в год по Гуронской нефти, разгонка (ИТК) которой представлены в Таблице 1. В качестве дистиллята предусмотрим отбор фракции легкого бензина н.к.-85оС.

Таблица 1

Разгонка (ИТК) Гуронской нефти [6]

Номер фракции Температура выкипания фракции при 101,3 кПа, °С Выход (на нефть), % Молекулярный вес фракций (Мi)
отдельных фракций суммарный
до 28 (газ до С4) 2,14 2,14
28–55 2,17 4,31 0,6441
55–82 2,29 6,60 0,6623
82–101 2,34 8,94 0,6819
101–113 2,39 11,33 0,7101
113–128 2,46 13,79 0,7227
128–139 2,53 16,32 0,7359
139–150 2,58 18,90 0,7471
150–156 2,51 21,41 0,7587
156–167 2,63 24,04 0,7715
167–179 2,67 26,71 0,7804
179–194 2,71 29,42 0,7896
194–212 2,96 32,38 0,8010
212–228 2,78 35,16 0,8122
228–248 2,74 37,90 0,8204
248–269 2,78 40,68 0,8291
269–285 2,81 43,49 0,8342
285–301 2,86 46,35 0,8409
301–321 2,92 49,27 0,8477
321–339 2,78 52,05 0,8535
339–358 2,85 54,90 0,8603
358–378 2,93 57,83 0,8679
378–399 2,96 60,79 0,8754
399–418 2,94 63,73 0,8817
418–435 3,07 66,80 0,8892
435–454 3,12 69,92 0,8977
454–480 3,16 73,08 0,9086
480–508 3,22 76,30 0,9175
508–532 3,24 79,54 0,9283
532–560 3,36 82,90 0,9409
остаток 17,10 100,00

 

Таблица 2

Физико-химическая характеристика Гуронской нефти

 

Нефть n20, мм2 n50, мм2 Давление насыщенных паров при 38°С, кПа Содержание, % масс.
серы смол силикагелевых асфальтенов воды
Гуронская 0,8406 7,56 3,74 42,8 1,22 9,74 1,78 0,46

 

Продолжение Таблицы 2

 
Нефть Содержание Парафин Коксуе-мость, % Выход фракций, % масс.
Хлористых солей, мг/дм3 Сероводо-рода, млн-1, (ppm) метил- и этилмеркапта-нов, млн-1, (ppm) Содержа-ние, % масс. Темпера-тура плавления, °С до 200°С до 360°С
Гуронская 4,6 3,10 28,4 55,1

 




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.