Установка АВТ мощностью 5,7 млн.т. Елховской нефти в год

так как (105+59).

 

                               Теплообменник Т-205

Начальная температура теплоносителя VD-2, входящего в теплообменник, составляет tн=300°С. Охлаждаем его на 100°С, конечная температура теплоносителя будет tк=200°С. Температура нефти входящей в теплообменник равна 164°С.  Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

.

Тогда температура нефти на выходе из теплообменника равна 197°С,

так как (164+33).

                               Теплообменник Т-206

Начальная температура теплоносителя ЦО-4 К5, входящего в теплообменник, составляет tн=360°С. Охлаждаем его на 100°С, конечная температура теплоносителя будет tк=260°С. Температура нефти входящей в теплообменник равна 197°С.  Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

.

Тогда температура нефти на выходе из теплообменника равна 245°С,

так как (197+48).

 

3-й поток:

                                    Теплообменник Т-301

Начальная температура теплоносителя фракции ЦО-1 К2, входящего в теплообменник, составляет tн=187°С. Охлаждаем его на 36°С, конечная температура теплоносителя будет tк=151°С. Температура нефти входящей в теплообменник равна 10°С.  Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

.

Тогда температура нефти на выходе из теплообменника равна 45°С,

так как (10+35).

Теплообменник Т-302

Начальная температура теплоносителя фр. 260-360, входящего в теплообменник, составляет tн=200°С. Охлаждаем его на 60°С, конечная температура теплоносителя будет tк=140°С. Температура нефти входящей в

теплообменник равна 45°С.  Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

.

Тогда температура нефти на выходе из теплообменника равна 70°С,

так как (45+25).

 

                                   Теплообменник Т-303

Начальная температура теплоносителя Гудрон, входящего в теплообменник, составляет tн=250°С. Охлаждаем его на 100°С, конечная температура теплоносителя будет tк=150°С. Температура нефти входящей в

теплообменник равна 70°С.  Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

.

Тогда температура нефти на выходе из теплообменника равна 110°С,

так как (70+40).

Теплообменник Т-304

Начальная температура теплоносителя ЦО-2 К2, входящего в теплообменник, составляет tн=320°С. Охлаждаем его на 90°С, конечная температура теплоносителя будет tк=230°С. Температура нефти входящей в

теплообменник равна 105°С.  Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

.

Тогда температура нефти на выходе из теплообменника равна 181°С,

так как (105+76).

                                   Теплообменник Т-305

Начальная температура теплоносителя 3-ЦО К5, входящего в теплообменник, составляет tн=320°С. Охлаждаем его на 100°С, конечная температура теплоносителя будет tк=220°С. Температура нефти входящей в

теплообменник равна 178°С.  Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

.

Тогда температура нефти на выходе из теплообменника равна 248°С,

так как (181+67).

 

Таблица 3.2 - Характеристика потоков теплообменников

Теплооб-менник	Тепло-носитель	Кол-во теплон % на нефть Gт	Темпер теплон на входе °С	Темпер теплон на выходе °С	Темпер нефти на входе °С	Темпер нефти на выходе °С	Кол-во нефти % на общ нефть Gт
т101	260-360	13,935	140	80	10	35	33,3
т102	180-260	16,795	210	110	35	85	33,3
т103	VD-3	7,98	240	140	85	110	33,3
т104	ЦО-1 К2	33,59	230	187	105	148	33,3
т105	260-360	13,935	300	200	148	190	33,3
т106	VD-3	7,98	340	240	190	214	33,3
т107	Гудрон	13,3735	350	250	214	245	33,3
т201	ЦО-1 К5	46,08	160	136	10	43	33,3
т202	VD-2	11,14	200	100	43	76	33,3
т203	VD-1	11,28	240	140	76	110	33,3
т204	ЦО-2 К5	22,56	260	173	105	164	33,3
т205	VD-2	11,14	300	200	164	197	33,3
т206	ЦО-4 К5	15,96	360	260	197	245	33,3
т301	ЦО-1 К2	33,59	187	151	10	45	33,3
т302	260-360	13,935	200	140	45	70	33,3
т303	Гудрон	13,3735	250	150	70	110	33,3
т304	ЦО-2 К2	27,87	320	230	105	181	33,3
т305	ЦО-3 К5	22,28	320	220	181	248	33,3

 

С учетом вышеизложенного, характеристик теплоносителей (табл. 3.1) и потоков теплообменников (табл.3.2) на рис.1. и рис.2. представлены схемы подогрева нефти перед отбензинивающей колонной К-1.

 

4 Расчёт количества и состава паровой и жидкой фаз в ёмкости орошения отбензинивающей колонны(ЭВМ)

Подбирается такое давление, при котором весь верхний продукт отбензинивающей колонны переходил бы после охлаждения в жидкую фазу. Задаемся следующими данными: температура в емкости орошения равна 40°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 равно 435 кПа; кратность орошения     равна 2.

Для расчёта состава газа и бензина в ёмкости орошения зададимся: расход нефти в отбензинивающую колонну 698529.39 кг/ч (примем время работы колонны 340 дней в году).

Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1.

 

Таблица 4.1 – Состав 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
1	H2S	0.000008	5.59	16.77	0.00008
2	CH4	0.000225	157.17	471.51	0.00226
3	С2Н6	0.000375	261.95	785.85	0.00376
4	С3Н8	0.001749	1221.73	3665.19	0.01755
5	∑С4	0.005843	4081.51	12244.53	0.05861
6	28-62°С	0.0236	16485.29	49455.87	0.23676
7	62-85°С	0.0302	21095.59	63286.77	0.30297
8*	85-105°С	0.0124	8661.76	25985.28	0.12440
9*	105-140°С	0.02528	17658.82	52976.46	0.25361
Итого:		0.09968	69629.41	208888.23	1

 

* - взято 40% от потенциального  содержания.

В емкость орошения поступает весь газ, вся фракция н.к.-85°С и 40% мас. от потенциала фракции 85-140°С.

Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны производится с помощью программы “Oil”. Результаты расчета представлены в таблицах.

 

                    Иcxoдныe дaнныe:

 

Pacxoд нeфти  или фpaкции G= 208888.234375 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa  Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa  P19= 965.2000122070312 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии  P= 435 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния  T= 40 ^C

 

                  Peзультaты pacчeтa:

 

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 2.59167995864118E-006

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006

Moлeкуляpнaя  мacca иcxoднoй cмecи Mi= 83.047119140625

Moлeкуляpнaя  мacca жидкoй фaзы Ml= 83.04742431640625

Moлeкуляpнaя  мacca пapoвoй фaзы Mp= 21.52315902709961

 

Тaблицa 4.2-Cocтaв жидкoй фaзы     

 

 

Taблицa 4.3-Cocтaв паровой фaзы

 

Taблицa 4.4-Исходная смесь

 

 

Taблицa 4.5- Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoв

 

Полученная доля отгона удовлетворяет поставленной задаче, получить в емкости орошения полностью сконденсированную смесь, нужную долю отгону достигли при давлении 435 кПа и температуре 40 °С .

 

5 Расчет материального баланса  ректификационных колонн и установки  

Все расчеты проводятся на основании таблиц приведённых в разделе 1.

5.1 Материальный  баланс отбензинивающей колонны  К-1

В отбензинивающей колонну приходит обессоленная и обезвоженная нефть в количестве Gн = 698,53 т/ч. Учитывается, что в отбензинивающей колонне фракция н.к. – 85°С захватывает с собой 40% фракции 85 – 1400С (из-за нечеткости ректификации).

Xгаз+н.к.-140°С = 9,968% 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	%мас. на нефть	%мас. на сырьё	Расход
			кг/ч
Приход
Нефть обессоленная и обезвоженная	100,000	100,000	698529,4
Расход
Газ + н.к.-140°С	9,968	9,968	69629,4
Нефть отбензиненая	90,032	90,032	628900,0
Итого:	100,000	100,000	698529,4

 

               5.2 Материальный баланс основной колонны  К-2

Так как известно, что при ректификации, из-за нечёткости разделения, в мазуте остаётся 5% (на мазут) дизельной фракции, то выход мазута на отбензиненную нефть будет:

где Xн— потенциальное содержание мазута в нефти, %мас.;

      Yн— выход отбензиненной нефти на нефть, мас. доли;

       a— содержание светлых в мазуте, мас. доли.

 

Так как дизельного топлива в отбензиненной нефти больше 20% масс. (30,73∙100/0,90032= 34,13% масс., где 30,73 - выход фракции 180-360°С на нефть,% масс.), то такое большое количество жидкости целесообразно выводить двумя потоками, что позволит уравновесить нагрузки пара и жидкости по всей высоте колонны и, как следствие, улучшит чёткость ректификации. Фракцию делим следующим образом: 180-260°С и 260-360°С.       Выход дизельной фракции 260-360°С уменьшится с 19,850% до 15,478% на отбензиненную нефть (с 17,871% до 13,935% на нефть):

 масс.,

где Xпдт – потенциальное содержание фракции 260-360°С в нефти, % масс.;

Xон – выход отбензиненной нефти на нефть, % масс.;

 масс.,

где Xдтон –  содержание в мазуте дизельного топлива на отбензинненую нефть, % массовые.

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	%мас. на нефть	%мас. на сырьё	Расход
			кг/ч
Приход
Нефть отбензиненая	90,032	100,000	628900
Расход
фр.85-180°С	13,222	14,69	92359,6
фр.180-260°С	16,795	18,65	117289,8
фр.260-360°С	13,935	15,48	97368,2
Мазут	46,08	51,18	321882,4
Итого:	90,032	100,000	628900

 

  5.3 Материальный баланс стабилизационной колонны  К-4

В колонну К-4 поступает объединённая фракция газ + н.к.-140°С (содержащая 40% фракции 85-140°С) из ёмкости орошения К-1 и фракция 85-180°С (содержащая 60% фракции 85-140°С) из К-2.