Технологический расчет ректификационной колонны для отбензинивания нефти мощностью 4, 0 млн т в год

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технологический расчёт ректификационной колонны для отбензинивания нефти мощностью 4,0 млн т в год



1. Литературный обзор

ректификационный колонна технологический нефть

1.1 Классификация нефтей

Классификация по химическому составу

Классификация нефтей имеет большое значение для определения правильного направления их переработки и подбора технологических процессов, обеспечивающих производство нефтепродуктов необходимого ассортимента и заданного качества.

В процессе развития нефтяной промышленности было много попыток классифицировать нефти. Однако только в 1931 г. после больших исследований, которые показали, что физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов зависят от относительного содержания в них не только парафинов и нафтенов, но и ароматических углеводородов, была разработана научная классификация, по которой нефти делятся на шесть типов:

1) парафиновые - в бензинах содержится не менее 50, а в маслах до 20% (масс.) парафиновых углеводородов;

2) парафино-нафтеновые - со значительным содержанием нафтеновых углеводородов и небольшим - ароматических;

3) нафтеновые во всех фракциях преобладают нафтеновые углеводороды (60% масс., а иногда и более);

4) парафино-нафтено-ароматические - с примерно одинаковым содержанием углеводородов этих рядов;

5) нафтено-ароматические - с преобладающим содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов, увеличивающимся с повышением температуры отбора фракций от нефти;

6) ароматические - с высокой плотностью всех фракций и резко выраженным преобладанием в них ароматических углеводородов.

Технологическая классификация

Высокие требования к качеству нефтепродуктов со стороны потребителей и невозможность их удовлетворить при использовании только методов физического разделения нефти вызвали необходимость в совершенствовании технологии переработки нефти и использовании новых термокаталитических процессов.

Нефти подразделяют по следующим показателям на:

1) три класса (Й - ЙЙЙ) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (н.к. - 180 ⁰С), в реактивном (120 - 240 ⁰С) и дизельном топливе (240 - 350 ⁰С);

2) три типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 ⁰С (Т₁ - Т₃);

3) четыре группы по потенциальному содержанию базовых масел (М₁ - М₄);

4) четыре подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И₁ - И₄);

5) три вида по содержанию парафинов (П₁ - П₃).

Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр. По шифру нефти можно легко составить представление о наиболее рациональных схемах ее переработки и обосновать необходимость в процессах облагораживания нефтепродуктов.

1.2 Выбор направления переработки нефти

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

топливный,

топливно-масляный,

нефтехимический.

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка - гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы - каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

1.3 Подготовка нефти к переработке

На нефтяных промыслах в сырой нефти содержится разное количество газов, соленой воды и механических примесей. По мере эксплуатации нефтяных месторождений содержание нефти в продукции скважин снижается, а воды возрастает (до 95 - 98%). Даже отстоявшаяся нефть содержит большое количество солей (до 6 тыс. мг/л нефти). В процессе подготовки нефти из нее выделяется попутный нефтяной газ; он поступае для дальнейшей переработки на газобензиновый завод.

Обычно из скважин добывают не нефть, а ее смесь с водой в виде относительно слабой неустойчивой эмульсии. Однако в дальнейшем, особенно при перекачки, она превращается в устойчивую и трудно разделяемую эмульсию. Поэтому уже на месте добычи или на ближайших нефтесборных пунктах ее необходимо подвергать глубокой очистке. Схема сбора нефти и газа и подготовки их для передачи потрибителям показана на рис. 1.В зависимости от качественной характеристики нефти и газа степень полноты технологического процесса будет различной.

Рис. 1.1: 1 - нефтяная скважина; 2 - трапп (газоотделитель); 3 - отделение нефти от песка и основной части воды; 4 - сбор, замер и отстаивание нефти; 5 - деэмульсация нефти; 6 - обессоливание нефти; 7 - Стабилизация нефти; 8 - хранение нефти (в емкостях); 9 - газ на сепарацию. Линии: I - продукт, поступающий из скважины; II - Нефть на перерабатывающий завод (или на нефтебазы и головные станции нефтетрубопроводов); III - попутный нефтяной газ на газоперерабатывающие заводы

Для обеспечения высокоэффективных показателей работы установок по переработки нефти на них необходимо подавать нефть содержание солей где не более 2 мг/л и воды 0,2%. Поэтому получаемую с промыслов нефть подвергают доочистке на нефтеперерабатывающих заводах. Необходимость такой тщательной подготовки нефти к переработке диктуется следующими обстоятельствами. Наличие воды в нефти приводит к резкому снижению производительности установок, повышенному расходу энергии для ее испорения и конденсации. При это ухудшается четкость ректификации. Наличие солей и механических примесей вызывают эрозию и засорение трубпечей и теплообменников, понижает коэффициент теплопередачи и повышает зольность мазутов и гудронов. Кроме того наличие в нефти растворенных солей вызывает коррозию аппаратуры и оборудования.

1.4 Очистка нефти от примесей

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия представляет собой дисперсные системы из двух жидкостей, нерастворимых или малорастворимых друг в друге, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек. Нефтяные эмульсии бывают двух типов: «нефть в воде» (гидрофильная) и «вода в нефти» (гидрофобная). Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Вязкость нефтяных эмульсий возрастает с увеличением содержания воды, а затем падает.

Стойкость эмульсии зависит от наличия в ней эмульгаторов - веществ, растворимых в одной из жидкостей и образующих как бы пленку, обволакивающую капельки и препятствующие их слиянию. Эмульгаторы бывают гидрофильные и гидрофобные. К гидрофильным эмульгаторам, хорошо растворимым в воде и нерастворимым в нефти, относятся натриевые соли нафтеновых кислот, сульфокислоты и др. К гидрофобным эмульгаторам, хорошо растворимым в нефти и не растворимым в воде, - нафтены, тонкоизмельченные частицы глины, окислы металлов (особенно Ca, Mg, Fe, Al) смолисто асфальтеновые вещества и др.

Перерабатывать нефть с эмульсией нельзя, поэтому ее предварительно разрушают - деэмульгируют

Существуют различные способы удаления воды из нефти и разрушения эмульсий:

Механический способ:

· отстаивание - применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 ат в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды.

· центрифугирование - отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 - 45 м³/ч каждая.

Химический способ:

· разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

Электрический способ:

· при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ - электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 ат, применяют группами по 6 - 8 шт. с производительностью 250 - 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

Термический способ:

· Основан на применение тепла. При нагревании эмульсии пленка эмульгатора расширяется и лопается, а капельки жидкости сливаются друг с другом. Внизу отстаивается вода, наверху - нефть. Обычно отстаивают и нагревают нефть в резервуарах-отстойниках.

Термохимический способ:

· Заключается во введении в подогретую нефть деэмульгатора. Но эффективен при использовании высоко качественных деэмульгаторов. Более совершенный термохимический способ - обезвоживание нефти в герметизированной аппарате, где в присутствии деэмульгатора под давлением до 0,9МПа нефть, предварительно нагретая отстаивается от воды. Этот способ применяется при разрушении стойких эмульсий.

1.5 Особенности нефти как сырья процессов перегонки

Нефть и нефтяные смеси как сырье для ректификации характеризуются рядом специфических свойств, обусловливающих некоторые особенности в технологии их переработке.

1. Нефть и особенно ее высококипящие фракции и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по кривой истиной температуры кипения, т.е.? 350…360°С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкцией и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева. В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти, выкипающих выше предельно допустимой температуры нагрева сырья, возможно использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов - перегонку под вакуумом. Так, перегонка мазута при остаточных давлении в зоне питания ВК? 100 и? 20 мм рт. ст. (? 133 и 30 гПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой соответственно до 500 и 600°С. Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной (а также и атмосферной) перегонке применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки (т.е. с отбором фракций до гудрона) должна включать как минимум 2 стадии: атмосферная перегонка до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций и в остатке гудрона.

2. Нефть - многокомпонентное сырье с непрерывным характером распределения фракционного состава и соответственной летучести компонентов. Расчеты показывают, что значение коэффициента относительной летучести непрерывно (экспоненциально) убывает по мере утяжеления фракций нефти, а также по мере сужения температурного интервала кипения фракций. Этим обусловлены определенные ограничения как на четкость погоноразделения (особенно относительно высококипящих фракций), так и по отношению к «узости» фракций. С экономической точки зрения, нецелесообразно требовать от процессов перегонки выделить, например, индивидуально чистый углевод или сверхузкие фракции нефти. Поэтому в нефтепереработке довольствуются получением следующих топливных и газойлевых фракций, выкипающих в достаточно широком интервале температуры:

- бензиновые начало кипения 140°С (180°С);

- керосиновые 140 (180)… 240°С;

- дизельные 240…350°С;

- вакуумный дистиллят (ВГ) 350…400°С, 400…450°С и 450…500°С;

- тяжелый остаток - гудрон >490°С (>500°С).

Иногда ограничиваются неглубокой атмосферной перегонкой нефти с получением в остатке мазута >350°С, используемого в качестве котельного топлива.

3. Высококипящие и остаточные фракции нефти содержат значительное количество гетероорганических смолисто-асфальтеновых соединений и металлов, попадание которых при перегонке в дистилляты резко ухудшает их эксплуатационные характеристики и значительно усложняет последующую их переработку. Это обстоятельство обусловливает необходимость организации четкой сепарации фаз в секции питания атмосферной и особенно вакуумной колонн. Эффективная сепарация фаз в секции питания ректификационной колоны достигается установкой специальных сепараторов (отбойных тарелок, насадок и т.д.), улавливающих мельчайшие капли (туман, пена, брызги) кубовой жидкости, а также промывкой потока паров стекающей жидкостью в специальной промывной тарелке. Для этого и с целью повышения разделительной способности нижних тарелок сепарационной секции ректификационной колонны необходимо обеспечить некоторый избыток орошения, называемый избытком однократного испарения, путем незначительного перегрева сырья (но не выше предельно допустимой величины). Доля отгона при однократном испарении в секции питания ректификационной колонны должна быть на 2…5% больше выхода продуктов, отбираемых в виде дистиллята и боковых погонов.



1.6 Ректификация и перегонка

Перегонка (фракционирование) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или t) кипения.

Перегонка с ректификацией - наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах - ректификационных колоннах - путем многократногопротивоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость - высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия, т.е. температуры потоков станут одинаковыми и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия. Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей. Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей), а другая - нижняя часть, в которой осуществляется ректификация жидкого потока, - отгонной, или исчерпывающей, секцией.

1.7 Классификация ректификационных колонн и их контактных устройств

Применяемые в нефте- и газопереработке ректификационные колонны подразделяются:

1) по назначению для:

- атмосферной и вакуумной перегонки нефти и мазута;

- вторичной перегонки бензина;

- стабилизации нефти, газоконденсатов, нестабильных бензинов;

- фракционирования нефтезаводских, нефтяных и природных газов;

- отгонки растворителей в процессах очистки масел;

- разделения продуктов термодеструктивных и каталитических процессов переработки нефтяного сырья и газов и т.д.;

2) по способу межступенчатой передачи жидкости:

- с переточными устройствами (с одним, двумя или более);

- без проточных устройств провального типа;

3) по способу организации контакта парогазовой и жидкой фаз:

- тарельчатые;

- насадочные;

- роторные.

По типу применяемых контактных устройств наибольшее распространение получили тарельчатые, а также насадочные ректификационные колонны.

В ректификационных колоннах применяются сотни различных конструкций контактных устройств, существенно различающихся по своим характеристикам и технико-экономическим показателям. При этом в эксплуатации находятся наряду с самыми современными конструкциями контактные устройства таких типов (например, желобчатые тарелки и др.), которые, хотя и обеспечивают получение целевых продуктов, но не могут быть рекомендованы для современных и перспективных производств.

При выборе типа контактных устройств обычно руководствуются следующими основными показателями: а) производительностью; б) гидравлическим сопротивлением; в) коэффициентом полезного действия; г) диапазоном рабочих нагрузок; д) возможностью работы на средах, склонных к образованию смолистых или других отложений; е) материалоемкостью; ж) простотой конструкции; удобством изготовления, монтажа и ремонта.

Для того, чтобы легче ориентироваться во всем многообразии имеющихся конструкций, ниже приводим классификацию контактных устройств, применяемых не только в ректификационных, но и абсорбционных и экстракционных процессах разделения смесей. В соответствии с этой классификацией тарельчатые контактные устройства подразделяются:

- по способу организации относительного движения потоков контактирующих фаз на противоточные, прямоточные, перекрестноточные и перекрестнопрямоточные;

- по регулируемости сечения контактирующих фаз на тарелки с нерегулируемым и регулируемым сечениями.

Насадочные контактные устройства принято подразделять на следующие два типа: нерегулярные и регулярные.

Противоточные тарелки характеризуются высокой производительностью по жидкости, простотой конструкции и малой металлоемкостью. Основной их недостаток - низкая эффективность и у кий диапазон устойчивой работы, неравномерное распределение потоков по сечению колонны, что существенно ограничивает их применение.

Прямоточные тарелки отличаются повышенной производительностью, но умеренной эффективностью разделения и повышенным гидравлическим сопротивлением и трудоемкостью изготовления, предпочтительны для применения в процессах разделения под давлением.

К перекрестноточным типам тарелок, получившим в современной технологии переработки нефти и газа преимущественное применение, относятся:

1) тарелки с нерегулируемым сечением контактирующих фаз следующих конструкций: ситчатые, ситчатые с отбойниками, колпачковые с круглыми, прямоугольными, шестигранными, S-образными, желобчатыми колпачками (рис. 1.2, а-д);

2) тарелки с регулируемым сечением следующих конструкций: клапанные с капсульными, дисковыми, пластинчатыми, дисковыми эжекционными клапанами; клапанные с балластом; комбинированные колпачково-клапанные (например, S-образные и ситчатые с клапаном) (см. рис. 1.2, с-к) и др.

Рис. 1.2. Типы некоторых колпачков и клапанов: колпачки: а - круглый; б - шестигранный; в-прямоугольный; г - желобчатый; д-S-образный; клапаны: е-прямоугольный; ж - круглый с нижним ограничителем; з-то же с верхним ограничителем; и - балластный; к - дисковый эжекционный перекрестноточный; л - пластинчатый перекрестно-прямоточный; м - S-образный колпачок с клапаном; 1 - диск тарелки; 2 - клапан; 3 - ограничитель; 4 - балласт

Перекрестноточные тарелки характеризуются в целом (за исключением ситчатых) наибольшей разделительной способностью, поскольку время пребывания жидкости на них наибольше о сравнению с другими типами тарелок. К недостаткам колпачковых тарелок следует отнести низкую удельную производительность, относительно высокое гидравлическое сопротивление, большую металлоемкость, сложность и высокую стоимость изготовления.

Ситчатые тарелки с отбойниками имеют относительно низкое гидравлическое сопротивление, повышенную производительность, но более узкий рабочий диапазон по сравнению с колпачковыми тарелками. Применяются преимущественно в вакуумных колоннах.

Клапанные и балластные тарелки получают за последнее время все более широкое распространение, особенно для работы в условиях значительно меняющихся скоростей газа, и постепенно вытесняют старые конструкции контактных устройств. Принцип действия клапанных тарелок состоит в том, что свободно лежащий над отверстием в тарелке клапан различной формы автоматически регулирует величину площади зазора между клапаном и плоскостью тарелки, в зависимости от газопаровой нагрузки и, тем самым, поддерживает постоянной (в пределах высоты подъема клапана) скорость газа и, следовательно, гидравлическое сопротивление тарелки в целом. Высота подъема клапана ограничивается высотой ограничителя (кронштейна, ножки).

Балластные тарелки отличаются по устройству от клапанных тем, что в них между легким клапаном и ограничителем установлен более тяжелый, чем клапан, балласт. Клапан начинает приподниматься при небольших скоростях газа или пара. С дальнейшим увеличением скорости газа клапан упирается в балласт и затем поднимается вместе с ним. В результате балластная тарелка, по сравнению с чисто клапанной, значительно раньше вступает в работу, имеет более широкий рабочий диапазон, более высокую (на 15-20%) эффективность разделения и пониженное (на 10-15%) гидравлическое сопротивление.

Более прогрессивны и эффективны, по сравнению с колпачковыми, комбинированные колпачково-клапанные тарелки. Так, S-образная тарелка с клапаном работает следующим образом: при низких скоростях газ (пар) барботирует преимущественно через прорези S-образных элементов и при достижении некоторой скорости газа включается в работу клапан. Такая двухстадийная работа тарелки позволяет повысить производительность ректификационной колонны на 25% и сохранить высокую эффективность разделения в широком диапазоне рабочих нагрузок.

Перекрестно-прямоточные тарелки отличаются от перекрестноточных тем, что в них энергия газа (пара) используется для организации направленного движения жидкости по тарелке, тем самым устраняется поперечная неравномерность и обратное перемешивание жидкости на тарелке и в результате повышается производительность колонны. Однако эффективность контакта в них несколько меньше, чем в перекрестноточных тарелках.

Среди клапанных тарелок нового поколения можно отметить дисковые эжекционные (перекрестноточные) и пластинчатые перекрестно-прямоточные тарелки, внедрение которых на ряде НПЗ страны позволило улучшить технико-экономические показатели установок перегонки нефти.

Эжекционная клапанная тарелка представляет собой полотно с отверстиями и переливными устройствами. В отверстия полотна тарелок устанавливаются клапаны, представляющие собой вогнутый диск с просечными отверстиями (каналами) для эжекции жидкости, имеющий распределительный выступ для равномерного стока жидкости в эжекционные каналы. Клапаны имеют 4 ограничительные ножки и 12 эжекционных каналов. Они изготав­ ливаются штамповкой из нержавеющей стали толщиной 0,8-1,0 мм. Масса одного клапана составляет всего 80-90 г.

При минимальных нагрузках по парам клапаны работают в динамическом режиме. При увеличении нагрузки клапаны приподнимаются в пределе до упора ограничителей и начинается эжекция жидкости над клапанами, что способствует более интенсивному перемешиванию жидкости в надклапанном пространстве. Распределительный выступ на клапане при остановке колонны способствует полному стоку жидкости с тарелки.

Опытно-промышленные испытания показали высокие эксплуатационные их достоинства: устойчивость и равномерность работы в широком диапазоне нагрузок без уноса жидкости; исключительно высокий КПД (80-100%), высокая производительность, превышающая на 20% производительность колпачковых тарелок, и т.д.

Следует отметить, что универсальных конструкций тарелок, эффективно работающих «всегда и везде», не существует. При выборе конкретного типа тарелок из множества альтернативных вариантов следует отдать предпочтение той конструкции, основные (не обязательно все) показатели эффективности которой в наибольшей степени удовлетворяют требованиям, предъявляемым исходя из функционального назначения ректификационных колонн. Так, в вакуумных колоннах предпочтительно применение контактных устройств, имеющих как можно меньше гидравлическое сопротивление.

Насадочные колонны применяются преимущественно в малотоннажных производствах и при необходимости проведения массообменных процессов с малым перепадом давления. При нормальной эксплуатации насадочных колонн массообмен происходит в основном в пленочном режиме на смоченной жидкостью поверхности насадок. Естественно, чем больше удельная поверхность насадки, тем эффективнее массообменный процесс. Однако насадки с высокой удельной поверхностью характеризуются повышенным гидравлическим сопротивлением. В химической промышленности и нефтегазопереработке применяют разнообразные по форме и размерам насадки, изготавливаемые из различных материалов (керамика, фарфор, сталь, пластмассы и др.) (рис. 1.3).

Рис. 1.3. Типы насадок: кольца: а - Рашига; б - Лессинга; в-Палля; седла: г - Берля; д - «Инталлокс; сетчатые и из перфорированного металлического листа: е - «Спрейпак»; ж - Зульцер; з - Гудлоу; и - складчатый кубик; к - Перформ-Грид

Основной недостаток нерегулярных (насыпных) насадок, ограничивающий их применение в крупнотоннажных производствах, - неравномерность распределения контактирующих потоков по сечению аппарата. Регулярные насадки, изготавливаемые из сетки, перфорированного металлического листа, многослойных сеток и т.д. обеспечивают более однородное, по сравнению с традиционными насадками из колец и седел, распределение жидкости и пара (газа) в колоннах. Кроме того, они обладают исключительно важным достоинством, таким, как низкое гидравлическое сопротивление - в пределе до 1-2 мм рт. ст. на 1 теоретическую тарелку. По этому показателю они значительно превосходят любой из известных типов тарельчатых контактных устройств. В этой связи в последние годы за рубежом и в нашей стране начаты широкие научно­исследовательские работы по разработке самых эффективных и перспективных конструкций регулярных насадок и широкому применению их в крупнотоннажных производствах, в том числе в таких процессах нефтепереработки, как вакуумная и глубоковакуумная перегонка мазутов. (Ахметов)

1.8 Способы регулирования температурного режима ректификационной колонны

Нормальная работа ректификационной колонны и требуемое качество продуктов перегонки обеспечиваются путем регулирования теплового режима - отводом тепла в концентрационной и подводом тепла в отгонной секциях колонн, а также нагревом сырья до оптимальной температуры. В промышленных процессах ректификации нефти применяют следующие способы регулирования температурного режима по высоте ректификационной колонны.

Способы создания орошения:

а) холодного (острого);

б) горячего (глухого);

в) циркуляционного.

Подвод тепла в нижнею часть колонны при помощи:

а) куба;

б) внутреннего подогревателя (паром или горячим теплоносителем);

в) внешнего подогревателя - кипятильника;

г) трубчатые печи

Из промежуточных орошений чаще применяют циркуляционные орошения, располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор бокового погона для создания циркуляционного орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции.

При подводе тепла в низ ректификационной колонны кипятильником осуществляют дополнительный подогрев кубового продукта в выносном кипятильнике с паровым пространством (рибойлере), где он частично испаряется. Образовавшиеся пары возвращают под нижнюю тарелку ректификационной колонны. Характерной особенностью этого способа является обеспечение в кипятильнике постоянного уровня жидкости и парового пространства над этой жидкостью. По своему разделительному действию кипятильник эквивалентен одной теоретической тарелке. Этот способ подвода тепла в низ колонны наиболее широко применяется на установках фракционирования попутных нефтей и нефтезаводских газов, при стабилизации и отбензинивании нефтей, стабилизации бензинов прямой перегонки и вторичных процессов нефтепереработки.

При подводе тепла в низ колонны трубчатая печь часть кубового продукта прокачивается через трубчатую печь, и подогретая парожидкостная смесь (горячая струя) вновь поступает в низ колонны. Этот способ применяют при необходимости обеспечения сравнительно высокой температуре низа колонны, когда применение обычных теплоносителей (водяной пар и др.) невозможно или нецелесообразно (например, в колоннах отбензинивания нефти).

Выбор давления и температурного режима в ректификационной колонне. При принятых значениях флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические показатели процессов перегонки наиболее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне. Оба эти рабочих параметра тесно взаимосвязаны: нельзя оптимизировать, например, только давление без учета требуемого температурного режима и наоборот.

При оптимизации технологических параметров ректификационной колонны целесообразно выбрать такие значения давления и температуры, которые:

1) обеспечивают состояние разделяемой системы, далекое от критического (иначе нельзя реализовать процесс ректификации), и возможно большее значение коэффициента относительной летучести;

2) исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;

3) позволяют использовать дешевые и доступные хладоагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) (например, в стабилизационных ректификационных колоннах) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников и кипятильников.



2. Технологическая часть

2.1 Физико-химические свойства сырья

Исходя из данных разгонки исходной нефти разбиваем на девять новых фракций (компонентов): «газ до С₄», 28 - 85єС, 85 - 105єС, 105 - 120єС, 120 - 150єС, 150 - 200єС, 200 - 250єС, 250 - 350єС и 350 - К.К.

Три первых компонентов отбираем в качестве дистиллята, а остальные - в качестве остатка (полуотбензиненной нефти). Таким образом, граница нефти будет проходить между фракциями 85 - 105єС, 105 - 120єС, это ключевые компоненты. Выход компонентов определяем по данным разгонки нефти:

%масс,

%масс,

%масс

и т.д.

Из таблицы 2.1 видно, что содержание ключевых веществ в сырье при таком формировании пределов примерно равно.

Среднюю температуру кипения компонентов находим как среднее арифметическое между концом и началом кипения фракции, а среднюю температуру кипения компонента «газ до С₄» определяем как среднее арифметическое между температурами кипения пропана (-42єС) и н-бутана (-0,5єС). Найденные температуры также заносим в таблицу 2.1.

Среднюю относительную плотность компонентов определяем по данным таблицы разгонки нефти, а также по уравнению аддитивности:



,

где - плотность i-ой узкой фракции по данным таблицы разгонки нефти.

Например, для второго компонента:

.

Учитывая, что отбензинивающая колонна работает под давлением, относительную плотность компонента «газ до С₄» определяем как среднее арифметическое между плотностью жидкого пропана (0,5005) и жидкого бутана (0,5788):

.

Проводим пересчет относительных плотностей всех компонентов в с помощью формул:

,

где - относительная плотность фракции, б - температурная поправка относительной плотности на 1К;

Например, для фракции 28-85 єС:

,

.

Среднюю молекулярную массу компонентов находим по формуле Войнова:

,

где t_cp - средняя температура кипения фракции, єС, К - характеризующий фактор:

,

где Т_ср - средняя температура фракции, К.

T_cp = t_cp + 273.

Например, для фракции 28-85 єС:

t_cp = (28+85)/2 = 56,5 єС,

T_cp = 56,5+273 = 329,5 K,

,

.

В разгонке нефти нет данных по плотности фракции 350 - К.К, поэтому считаем плотность по формуле аддитивности:

,

,

,

.

Примем температуру конца кипения 600 єС:

t_cp = (350+600)/2 =475 єС,

T_cp = 475+273 = 748 K,

.

По формуле Войнова находим молекулярную массу фракции:

.

Делаем пересчет массовых процентов в мольные по формуле:

.

Массу газа находим как среднее между массой бутана и пропана:

М_газа = (58+44)/2=51.

Например, для фракции 28-85 єС:

%

Результаты расчетов физико-химических свойств сырья приведем в табл. 2.1:

Таблица 2.1. Физико-химические свойства сырья

Компонент	%масс	М	tср,°С	%мольн
Газ до С4	1,07	51	-21,25	5,18	1,07	51
28-85	3,63	86	56,50	10,49	3,63	86
85-105	1,80	101	95,00	4,40	1,80	101
105-120	1,52	109	112,50	3,44	1,52	109
120-150	3,17	121	135,00	6,47	3,17	121
150-200	5,80	147	175,00	9,76	5,80	147
200-250	6,89	183	225,00	9,28	6,89	183
250-350	16,60	248	300,00	16,53	16,60	248
350-к.к	59,52	427	475,00	34,45	59,52	427
Итого	100,00			100,00	100,00

2.2 Минимальное число теоретических тарелок. Состав дистиллята и остатка

Проводим расчет методом температурной границы деления смеси. Для этого определяем мольный отбор дистиллята E'. В нашем случае E' принимаем равным сумме мольных долей первых трех фракций, которые должны пойти в дистиллят.

Мольные доли компонентов находим из формулы:

.

E'= 0,052+0,105+0,044=0,201.

Определяем самый тяжелый компонент, который должен пойти в дистиллят - это четвертый компонент 85-105 єС. Задаемся степенью извлечения этого компонента в дистиллят :

= 0,85.

Это означает, что 85% этого компонента от потенциального его содержания в нефти пойдет в дистиллят. В общем случае, чем выше степень извлечения компонента, тем больше требуется теоретических тарелок в колонне.

Степень извлечения этого компонента в остаток :

= 1 - = 0,15.



Находим мольную долю третьего компонента в дистилляте () и в остатке ():

,

,

,

.

Коэффициент распределения четвертого компонента:

.

Примем среднее давление в колонне:

Р_ср = 4,5 ат = 0,45 МПа.

Определяем температурную границу деления смеси. Температурная граница - это значение температуры , находящееся между значениями температур кипения при рабочих условиях ключевых компонентов, лежащих по разные стороны воображаемой линии деления нефти. В первом приближении значение можно найти как среднее арифметическое между температурами кипения ключевых компонентов.

В нашем случае ключевыми фракциями являются третий и четвертый компоненты: 85 - 105 єС и 105 - 120 єС. При среднем давлении в колонне находим температуры кипения этих фракций - T₃ и T₄. Для расчетов используем уравнение Ашворта.

Сначала определяем функцию:

,

где - средняя температура кипения компонента при атмосферном давлении, К:

.

Например, для первого компонента (газ до ):

.

Результаты расчетов для всех фракций приведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2. Значения параметра компонентов

Компонент	, К
Газ до С4	251,75	10,751
28-85	329,50	6,923
85-105	368,00	5,728
105-120	385,50	5,282
120-150	408,00	4,779
150-200	448,00	4,040
200-250	498,00	3,324
250-350	573,00	2,542
350-к.к	748,00	1,454

Определяем параметр для ключевых компонентов по формуле:

,



где , среднее давление в колонне.

,

.

Находим температуры кипения четвертого и пятого ключевых компонентов при среднем давлении в колонне 4,5 ат:

К,

К.

Истинная величина Т_Е находится между Т₃ и Т₄ и определяется методом подбора такого её значения, которое удовлетворяет следующим условиям:

,

,

где и - мольные доли компонентов в дистилляте и в остатке соответственно.

Порядок циклического подбора значения температурной границы Т_Е следующий:

1) Задаемся значением Т_Е в области между температурами кипения ключевых компонентов в Т₃ и Т₄.

2) Определяем функцию по формуле:



3) Рассчитываем давление насыщенных паров Р_i (ат) всех компонентов при температуре Т_Е по уравнению Ашворта:

4) Находим коэффициенты относительной летучести всех компонентов:

5) Рассчитываем минимальное число теоретических тарелок в колонне:

6) Определяем коэффициенты распределения всех компонентов:

7) Находим мольные доли все компонентов в дистилляте и в остатке:

,



8) Проверяем выполнение условий:

,

В нашем случае температурная граница деления нефти равна: Т_Е=450,25 К.

.

Давление насыщенных паров и коэффициенты относительной летучести компонентов приведены в табл. 2.3. Например, для первого компонента:

,

.

Минимальное число теоретических тарелок в колонне:

.

Коэффициент распределения первого компонента:

.

Мольная доля первого компонента в дистилляте и остатке:

,

.

Результаты расчета для всех компонентов представлены в табл. 2.3:



Таблица 2.3. Мольный состав дистиллята и остатка

Компонент	, ат
Газ до С4	48,081	10,685	1131814818,23	0,2583	0,2*10-9
28-62	13,495	2,999	15759,234	0,5225	0,33*10-4
62-85	6,412	1,425	22,564	0,1863	0,0083
85-120	4,455	0,990	0,916	0,0320	0,0349
120-150	2,723	0,605	0,012	0,0010	0,0807
150-200	1,058	0,235	0,29*10-5	0,36*10-6	0,1221
200-250	0,283	0,063	0,27*10-10	0,31*10-11	0,1161
250-350	0,029	0,006	?0	0,1*10-19	0,2069
350-к.к	0,20*10-4	0,004*10-3	?0	?0	0,4310
Итого				1,0000	1,0000

2.3 Материальный баланс колонны

Материальный баланс предприятий нефтепереработки составляется из расчета 340 рабочих суток в году. Остальное время отводится на капитальный и текущий ремонт.

Мольный и массовый состав сырья рассчитан в табл. 2.1. Мольный состав дистиллята и остатка определен в табл. 2.3. Вносим эти данные в табл. 2.4. Компоненты в дистилляте и остатке, содержание которых близко к нулю, не учитываем. Мольный состав дистиллята и остатка пересчитываем в массовый по формуле:

.

Например, массовая доля первого компонента в дистилляте составит:

.

Или массовый процент:

G_{газ до С4} = 0,164 * 100 = 16,4% масс.

Составление материального баланса начинаем с прихода - сырья колонны. Из условия известно, что расход сырья составляет 4,0 млн. т в год.

Расход сырья в кг/ч:

кг/ч.

Зная массовый состав сырья, определяем массовые расходы отдельных компонентов по пропорции. Например, массовый расход первого компонента:

кг/ч.

Средняя молекулярная масса сырья (нефти) = 247. Определяем мольный расход сырья:

кмоль/ч.

Зная, мольный состав сырья, определяем мольные расходы отдельных компонентов по пропорции. Например, мольный расход первого компонента:

кмоль/ч.

Массовый расход компонентов переводим из кг/ч в тыс. т/г. Например,

для первого компонента:

тыс. т/г.

Мольный расход дистиллята находим по уравнению материального баланса по i-тому компоненту:

,

где мольный расход сырья, дистиллята и остатка соответственно, кмоль/ч, мольные доли i-того компонента в сырье, дистилляте и остатке соответственно.

Учитывая, что

уравнение материального баланса для ключевого третьего компонента (85 - 105 єС) будет выглядеть следующим образом:

.

Отсюда находим мольный расход дистиллята:

кмоль/ч.

Мольные расходы отдельных компонентов в дистилляте находим следующим образом. Первый компонент (газ до С₄) полностью поступает из сырья в дистиллят. Поэтому мольный расход его в дистилляте будет равен мольному расходу в сырье - 102,85 кмоль/ч. Для остальных компонентов мольный расход находим по пропорции. Например, для второго компонента:

кг/ч.

Средняя молекулярная масса дистиллята:

= 80,30.

Массовый расход дистиллята:

кг/ч.

Массовые расходы компонентов в дистилляте находим по пропорции. Например, для второго компонента:

кг/ч.

Массовые расходы компонентов в дистилляте переводим из кг/ч в тыс. т/г. Например, для второго компонента:

тыс. т/г.

Мольный и массовый расход отдельных компонентов в остатке находим по уравнению материального баланса:

,

.

Например, для второго компонента мольный и массовый расход в остатке будет составлять соответственно:

кмоль/ч,

кг/ч.

При верном расчете материального баланса должны выполняться следующие условия по отдельным компонентам и по потокам:

,

.

Таблица 2.4. Материальный баланс колонны

Сырье
Компонент	Мольн. доли	Кмоль/ч	Масс.доли	Кг/ч	Тыс т/г
Газ до С4	0,052	102,85	0,011	5245,10	42,80
28-85	0,105	208,11	0,036	17808,82	145,32
85-105	0,044	87,28	0,018	8806,69	71,86
105-120	0,034	68,16	0,015	7461,64	60,89
120-150	0,065	128,31	0,032	15557,43	126,95
150-200	0,098	193,65	0,058	28429,14	231,98
200-250	0,093	184,07	0,069	33750,00	275,40
250-350	0,165	328,03	0,166	81378,00	664,04
350-к.к	0,345	683,49	0,595	291759,26	2380,76
Итого	1,000	1983,95	1,000	490196,08	4000,00
Дистиллят
Компонент	Мольн. доли	Кмоль/ч	Масс.доли	Кг/ч	Тыс т/г
Газ до С4	0,258	102,85	0,164	5245,10	42,80
28-85	0,522	208,06	0,557	17804,32	145,28
85-105	0,186	74,19	0,234	7485,69	61,08
105-120	0,032	12,75	0,044	1395,46	11,39
120-150	0,001	0,39	0,001	46,79	0,38
150-200	0,4*10-4	0,14*10-3	0,7*10-6	0,02	0,17*10-3
200-250	0,000	0,00	0,000	0,00	0,00
250-350	0,000	0,00	0,000	0,00	0,00
350-к.к	0,000	0,00	0,000	0,00	0,00
Итого	1,000	398,24	1,000	31977,39	260,94
Остаток
Компонент	Мольн. доли	Кмоль/ч	Масс.доли	Кг/ч	Тыс т/г
Газ до С4	0,000	0,00	0,000	0,00	0,00
28-85	0,3*10-4	0,05	0,1*10-4	4,50	0,04
85-105	0,008	13,09	0,003	1321,00	10,78
105-120	0,035	55,41	0,013	6066,17	49,50
120-150	0,081	127,93	0,034	15510,64	126,57
150-200	0,122	193,65	0,062	28429,12	231,98
200-250	0,116	184,07	0,074	33750,00	275,40
250-350	0,207	328,03	0,178	81378,00	664,04
350-к.к	0,431	683,49	0,637	291759,26	2380,76
Итого	1,000	1585,72	1,000	458218,69	3739,06

Средняя молекулярная масса остатка:

= 288,97.

Относительная плотность дистиллята:

,



Относительная плотность остатка:

.

2.4 Температура верха и низа колонны

Температура верха Т_верха колонны рассчитывается как температура конденсации насыщенных паров дистиллята на выходе из колонны. Расчет ведем путем подбора такой температуры, при которой уравнение изотермы паровой фазы превращается в тождество:

,

где - константа равновесия компонента при температуре и давлении верха колонны:

,

- давление насыщенных паров при Т_верха. Определяется по уравнению Ашворта:

.

Функция для всех компонентов рассчитана ранее (таблица 2.2).

Р_верха - давление в верхней части колонны. Примем его на 0,5 ат меньше среднего в колонне:

Р_верха = 4,5 - 0,5 = 4,0 ат.

Расчет методом подбора показал, что искомая температура верха колонны равна: = 390,56 К = 117,56 єС.

,

.

Таблица 2.5. Расчет температуры верха колонны

Компонент					/
Газ до С4	0,2583	10,751	24,715	6,179	0,0418
28-85	0,5225	6,923	4,801	1,200	0,4353
85-105	0,1863	5,728	1,839	0,460	0,4052
105-120	0,0320	5,282	1,150	0,287	0,1113
120-150	0,0010	4,779	0,609	0,152	0,0064
150-200	0,36*10-6	4,040	0,180	0,045	0,8*10-5
200-250	3,15*10-12	3,324	0,033	0,008	0,38*10-9
250-350	1,00*10-20	2,542	0,002	0,43*10-3	2,33*10-17
350-к.к	3,33*10-48	1,454	1,45*10-7	3,64*10-8	9,16*10-41
Итого	1,0000				1,0000

Температура низа колонны рассчитывается как температура кипения остатка. Расчет ведем путем подбора такой температуры, при которой уравнение изотермы жидкой фазы превращается в тождество:

,

где k_i - константа фазового равновесия компонента при температуре и давлении низа колонны:



,

P_i - давление насыщенных паров при Т_низа. Определяется по уравнению Ашворта:

,

Р_низа - давление в нижней части колонны. Примем его на 0,5 ат больше среднего по колонне:

Р_низа = 4,5 + 0,5 = 5,0 ат.

Расчет методом подбора показал, что искомая температура низа колонны равна: Т_низа = 581,95 К = 308,95 єС.

.

Таблица 2.6. Расчет температуры низа колонны

Компонент					*
Газ до С4	0,23*10-9	10,751	116,266	23,253	0,50*10-8
28-85	0,33*10-4	6,923	53,170	10,634	0,0004
85-105	0,0083	5,728	33,626	6,725	0,0555
105-120	0,0349	5,282	26,873	5,375	0,1878
120-150	0,0807	4,779	19,843	3,969	0,3202
150-200	0,1221	4,040	11,084	2,217	0,2707
200-250	0,1161	3,324	4,928	0,986	0,1144
250-350	0,2069	2,542	1,204	0,241	0,0498
350-к.к	0,4310	1,454	0,014	0,003	0,0012
Итого	1,0000				1,0000



2.5 Доля отгона сырья

Температура нефти на входе в отбензинивающую колонну находится обычно в пределах 200-220 єС. Примем:

Т_ввода =Т_F=493 К=220°С.

Давление сырья на входе примем равным среднему давлению в колонне:

Р_F=Р_ср=4,5 ат.

При такой температуре сырье будет находиться в парожидкостном состоянии, поэтому необходимо определить долю отгона сырья и компонентный состав паровой и жидкой фазы.

Расчет доли отгона производим по методу А.М. Трегубова. Для этого путем последовательного приближения подбираем такое значение мольной доли отгона сырья , при котором выполняется тождество:

,

,

- мольная доля отгона, - мольная доля i-того компонента в сырье колонны (нефти), - мольная доля i-того компонента в паровой фазе сырья, - мольная доля i-того компонента в жидкой фазе сырья, - константа фазового равновесия i-того компонента при температуре и давлении сырья на входе:



,

где - давление насыщенных паров i-того компонента при температуре ввода сырья. Определяется по уравнению Ашворта.

Порядок расчета доли отгона:

1) рассчитываем при = 493 К функцию :

.

2) Определяем по уравнению Ашворта давление насыщенных паров всех компонентов при температуре ввода сырья :

3) Находим константы фазового равновесия всех компонентов:

Таблица 2.7. Расчет констант фазового равновесия на входе

Компонент
Газ до С4	251,75	10,7505	68,4706	15,2157
28-85	329,50	6,9229	23,3660	5,1924
85-105	368,00	5,7284	12,4488	2,7664
105-120	385,50	5,2824	9,1481	2,0329
120-150	408,00	4,7792	6,0305	1,3401
150-200	448,00	4,0401	2,7091	0,6020
200-250	498,00	3,3244	0,8892	0,1976
250-350	573,00	2,5416	0,1282	0,0285
350-к.к	748,00	1,4538	0,0003	0,0001



4) Задаемся значением мольной доли отгона в пределах

0 < < 1

5) Проверяем тождество:

6) Если тождество не выполняется, задаемся новым значением .

Расчет показал, что мольная доля отгона = 0,1153.

Средний молекулярный вес паровой фазы сырья:

= 87,87? 88.

Средний молекулярный вес жидкой фазы сырья:

= 267,84? 268.

Массовая доля отгона сырья:

,

.

где = 247 - средний молекулярный вес сырья (нефти).

Таблица 2.8. Расчет доли отгона сырья на входе в колонну

Компонент					*	*
Газ до С4	0,0518	51	0,2988	0,0196	15,2395	1,0016
28-85	0,1049	86	0,3671	0,0707	31,4175	6,0506
85-105	0,0440	101	0,1011	0,0365	10,2015	3,6877
105-120	0,0344	109	0,0624	0,0307	6,8319	3,3606
120-150	0,0647	121	0,0834	0,0622	10,1121	7,5456
150-200	0,0976	147	0,0616	0,1023	9,0419	15,0189
200-250	0,0928	183	0,0202	0,1022	3,7044	18,7465
250-350	0,1653	248	0,0053	0,1862	1,3160	46,1944
350-к.к	0,3445	427	0,0000	0,3894	0,0101	166,2316
Итого	1,0000		1,0000	1,0000	87,8747	267,8375

2.6 Минимальное флегмовое число

Минимальное флегмовое число определяем по уравнению Андервуда:

,

,

где - коэффициент относительной летучести i-того компонента по отношению к ключевому компоненту:

,

где - давление насыщенных паров при температуре ввода сырья, = 493 К, - давление насыщенных паров ключевого компонента, которым задавались в начале расчета, т.е. 3-его компонента 85-105 єС, И - корень уравнения Андервуда. Обычно его величина находится между значениями ключевых компонентов (в нашем случае между 3 и 4 компонентами). В общем случае, при увеличении И левая часть уравнения возрастает, q - отношение количества тепла Q, которое надо сообщить сырью, чтобы перевести его в парообразное состояние, к скрытой теплоте испарения сырья: