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.-85^оС.

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/с	n50, мм2/с	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

Поиск по сайту: