|
|
||
|
Гудрон (>530°С) |
37,54 |
340 |
Расчет схемы теплообмена до электродегидраторов:
1-й поток
Т-101:
∆t н=(150-50)∙5/50=10 ºC
10+10=200С
Т-102:
∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 ºC
20+24=44 ºC
Т-103:
∆t н=(145-120)∙18,0/50=9 ºC
44+9=53 ºC
Т-104:
∆t н=(155-100)∙12,5/50=14 ºС
53+14=67 ºС
Т-105:
∆t н=(230-170)∙37,54/50=51 ºС
67+51=118 ºС
2-ой поток
Т-201:
∆t н=(150-50)∙5/50=10 ºC
10+10=200С
Т-202:
∆t н=(125-70)∙21,5/50=24 ºC
20+24=44 ºC
Т-203:
∆t н=(200-65)∙5,9/50=16 ºC
44+16=60 ºC
Т-204:
∆t н=(255-110)∙16,13/50=47 ºС
60+47=107 ºС
Потоки объединяем и с температурой 113,5 оС направляем в электродегидраторы.
Расчет схемы теплообмена после электродегидраторов
1-й поток
Т-106:
∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 ºС
105+19=124 ºС
Т-107:
∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 ºС
124+14=138 ºС
Т-108:
∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 ºС
138+13=151 ºС
Т-109:
∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 ºС
151+23=174 ºС
Т-110:
∆t н=(330-230)∙0,78∙11/50=17 ºС
174+17=191 ºС
Т-111:
∆t н=(320-230)∙0,78∙16,0/50=22 ºС
191+22=213 ºС
Т-112:
∆t н=(320-240)∙0,78∙10,55/50=13 ºС
213+13=226 ºС
Т-113:
∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=26 ºС
226+26=252 ºС
2-ой поток
Т205:
∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 ºС
105+19=124 ºС
Т-206:
∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 ºС
124+14=138 ºС
Т-207:
∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 ºС
138+13=151 ºС
Т-208:
∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 ºС
151+23=174 ºС
Т-209:
∆t н=(250-230)∙0,78∙34,54/50=11 ºС
174+11=185 ºС
Т-210:
∆t н=(320-220)∙0,78∙16,0/50=25 ºС
185+25=210 ºС
Т-211
∆t н=(320-255)∙0,78∙16,13/50=16 ºС
210+16=226 ºС
Т-212
∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=16 ºС
226+16=252 ºС
Потоки объединяем и с температурой 252 оС направляем в колонну К-1.
Тепло теплоносителей с температурой выше 100оС можем использовать для выработки водяного пара или подогрева бензина на блоке стабилизации.
Рис. 3.4. Схема подогрева нефти до электродегидраторов.
Рис. 3.5. Схема подогрева нефти после электродегидраторов.
4. Расчёт количества и состава паровой и жидкой фаз в ёмкости орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)
В ёмкость орошения К-1 поступают лёгкий бензин и углеводородные газы. В состав бензина входит 100% фракции н.к.-105оС от её потенциала содержания в нефти и 40% фракции 105-140оС – 0,036∙0,4=0,0144 (табл. 1.2).
Количество углеводородных газов равно их содержанию в нефти 1,0 %(масс.) на нефть. Для расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения зададимся давлением, температурой, кратностью орошения и составом смеси, поступающей в емкость орошения. Состав смеси зависит от количества компонентов, находящихся в исходной нефти и в орошении колонны.
Принимаем следующие данные: температура в емкости орошения равна 30 °С; давление в емкости орошения обычно на 50 кПа ниже, чем давление на верху К-1 из-за гидравлического сопротивления трубопроводов и холодильников-конденсаторов, и равна 250 кПа; кратность орошения равна 2.
Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1Состав смеси на входе в емкость орошения
Номер компо-нента по табл.1.2
Компонент (фракция)
Массовая доля компонента в нефти
Количество компонентов в нефти, кг/ч
Смесь углеводородов на входе в емкость с учетом орошения
кг/ч
масс. доля
3
С2Н6
0,000278
99
297
0,0036
6
С3Н8
0,003654
1305
3915
0,0472
7
∑С4
0,006068
2167
6501
0,0784
8
28-62°С
0,018
6429
19287
0,2326
9
62-85°С
0,016
5714
17142
0,2067
10
85-105°С
0,019
6786
20358
0,2455
11
105-140°С
0,0144
5143
15429
0,1861
Итого:
0,0774
27643
82929
1,0000
Результаты расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны представлены в таблицах 4.2 – 4.5.
Пpoгpaммa << OIL >>
Pacчeт пpoцecca oднoкpaтнoгo иcпapeния
Pacxoд нeфти или фpaкции G= 82929 Kг/чac
Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac
Плoтнocть ocтaткa P19= 975.2000122070312 Kг/M^3
Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 250 KПa
Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 30 ^C
Peзультaты pacчeтa:
Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 3.992608981207013E-006
Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006
Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 80.63008880615234
Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 80.63030242919922
Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 32.19244384765625
Taблицa 4.2 - Cocтaв жидкoй фaзы
кoмпoнeнты
мoльн.дoли
мacc.дoли
Kмoль/чac
Kг/чac
Этaн
Пpoпaн
Бутaн
28–62
62–85
85–105
105–140
0.0096746
0.0885028
0.1109011
0.2485581
0.1943594
0.2089079
0.1390961
0.0035996
0.0471984
0.0783994
0.2326003
0.2067007
0.2455009
0.1860007
9.9504
91.0256
114.0624
255.6432
199.8996
214.8629
143.0610
298.5120
3914.0989
6501.5552
19289.2383
17141.4102
20359.0625
15424.7930
CУMMA
1.0000
1.0000
1028.5050
82928.6719
Taблицa 4.3 - Cocтaв пapoвoй фaзы
кoмпoнeнты
мoльн.дoли
мacc.дoли
Kмoль/чac
Kг/чac
Этaн
Пpoпaн
Бутaн
28–62
62–85
85–105
105–140
0.1050484
0.3394291
0.1336202
0.0599953
0.0164559
0.0075908
0.0015951
0.0978942
0.4533812
0.2365882
0.1406191
0.0438330
0.0223423
0.0053422
0.0011
0.0035
0.0014
0.0006
0.0002
0.0001
0.0000
0.0324
0.1501
0.0783
0.0466
0.0145
0.0074
0.0018
CУMMA
0.6638
1.0000
0.0068
0.3311
Taблицa 4.4 - Иcxoднaя cмecь
кoмпoнeнты
мoльн.дoли
мacc.дoли
Kмoль/чac
Kг/чac
Этaн
Пpoпaн
Бутaн
28–62
62–85
85–105
105–140
0.0096756
0.0885056
0.1109017
0.2485570
0.1943583
0.2089066
0.1390952
0.0036000
0.0472000
0.0784000
0.2326000
0.2067000
0.2455000
0.1860000
9.9515
91.0290
114.0638
255.6438
199.8998
214.8629
143.0610
298.5444
3914.2490
6501.6338
19289.2852
17141.4238
20359.0703
15424.7939
CУMMA
1.000
1.000
1028.5118
82929.0000
Taблицa 4.5 - Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoв
кoмпoнeнты
мoлeк. мacca
Pi , KПa
Ki
Этaн
Пpoпaн
Бутaн
28–62
62–85
85–105
105–140
30.0000
43.0000
57.0000
75.4538
85.7501
94.7538
107.8197
2.714525E+03
9.588057E+02
3.012137E+02
6.034317E+01
2.116672E+01
9.083817E+00
2.866811E+00
1.085810E+01
3.835223E+00
1.204855E+00
2.413727E-01
8.466689E-02
3.633527E-02
1.146724E-02
По формуле (2.3) находим минимальное давление смеси, при котором эта смесь находится в жидком состоянии
р=Sрнixi/£ре
где р – давление, при котором данная смесь находится в жидком состоянии, кПа;
ре – давление в емкости орошения, кПа;
рнi – давление насыщенных паров i-компонента смеси при температуре в емкости орошения (~30°С), кПа;
xi/ – молярная доля i-компонента смеси.
Sрнixi=
99,8кПа < 250кПа.
Следовательно, в емкости орошения получается только жидкая фаза – нестабильный бензин.
Результаты расчёта показывают, что, при выбранных условиях в ёмкости орошения отбензинивающей колонны, пары переходят в жидкую фазу.
5 Расчёт материального баланса ректификационных колон
и установки в целом
Все расчёты проводятся на основании таблиц приведённых в разделе 1.
5.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1
В отбензинивающую колонну приходит обессоленная и обезвоженная нефть в количестве Gн=3000000∙1000/(350∙24)=357143 кг/ч
фракцию газ + н.к.-140°С составляет газ, н.к.-85°С, 85-105°С и 105-140оС (40% масс. от потенциала, 60% остаётся в уходящей нефти), взяты из таблицы 1.2.
Xгаз+н.к.-140°С=1,0+5,3+0,4•3,6=7,74 % масс.
На основании этих данных составляем материальный баланс К-1 и сводим результаты в таблицу 5.1.
Таблица 5.1-Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1
Название
%масс. на нефть
%масс. на сырьё
Расход
т/г·10-6
кг/ч
кг/с
Приход
Нефть обессоленная и обезвоженная
100
100
3
357143
99,21
Расход
Газ + н.к.-140°С
7,74
7,74
0,232
27643
7,68
Нефть отбензиненая
92,26
92,26
2,768
329500
91,53
Итого:
100
100
3
357143
99,21
5.2 Материальный баланс основной колонны К-2
Фракция н.к.-140оС будет содержать 60% масс. фр. 105-140оС % масс. на нефть.
Так как известно, что при ректификации, из-за нечёткости разделения, в мазуте остаётся 5%(на мазут) дизельной фракции [4,9], то выход мазута на отбензиненную нефть будет:
,
где Xн— потенциальное содержание мазута в нефти, %масс.;
Yн— выход отбензиненной нефти на нефть, масс. доли;
a— содержание светлых в мазуте, масс. доли.
Следовательно выход дизельной фракции 230-360°С уменьшится с 19,0%(масс.) до 16,13% (масс.) на нефть.
На основании этих данных составляем материальный баланс К-2 и сводим результаты в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 - Материальный баланс основной колонны К-2
Название
%масс. на нефть
%масс. на сырье
Расход
т/г·10-6
кг/ч
кг/с
Приход
Нефть отбензиненная
92,26
100
2,768
329500
91,53
Расход
фр.н.к.-140С
2,16
2,34
0,065
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.