Материальный баланс производства

 

Производство осушённого попутного нефтяного газа. Газ поступает на установку под давлением Р = 5,6 МПа и с молекулярной массой М = 21,6368 в соответствии с производственными данными. Составом сырья задаемся также на основе производственных данных. Зная объемный расход, находим массовый расход по формуле

 

;

.      

 

Далее из массового расхода находим расход в кмолях

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

F = G/M = 338074, 5313/21, 6368 = 15625, 00 кмоль/час;

 

Очищенный и осушенный сырьевой газ, после охлаждения в рекуперативных теплообменниках, первым потоком (рисунок 1.9) поступает в сепаратор охлажденного газа С-1 с температурой минус 50 ⁰С и давлении 5,6 МПа. В сепараторе происходит отделение несконденсированного газа от жидких продуктов охлаждения. Исходные данные для расчета сепаратора приведены в таблице 2.7. Результаты расчетов представлены в таблицах 2.8 – 2.12.

Рисунок 1.9 - Схема материальных потоков

 

Таблица 2.7 - Исходные данные для расчета сепаратора

№	Наименование потока	Расход, тыс.м³/год	Расход, т/год	Доля, %
ПРИХОД
1	Попутный нефтяной газ	2 243 049,81		100,00
	ВСЕГО	2 243 049,81		100,00
РАСХОД
1	СОГ	1 933 288,8		86,65
2	ПБТ	214 757,4	470 835,86	9,63
3	БГС	52 423,7	114 934,25	2,35
4	ШФЛУ	30 649,2	67 195,61	1,37
5	Пропан	103,4	226,79	0,00
	ИТОГО	2 231 222,62		100,00
	Потери	11 827,19		0,53
	ВСЕГО	2 243 049,81

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

12

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

Таблица 2.8 - Результаты расчетов

№ потока	I			II
Наименование	Очищенный сырьевой газ			Паровые продукты сепаратора охлажденного газа
Компонент	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч
N2	0,74	115,6250	3239,3500	1,06	101,5880	2846,0905
CH4	80,64	12600,000	202129,200	94,04	9052,3051	145217,0779
CO2	0,53	82,8125	3644,5781	0,48	46,5523	2048,7688
C2Н6	5,01	782,8125	23537,6063	2,58	248,6144	7475,3379
С3Н8	7,66	1196,8750	52775,0063	1,51	145,1533	6400,3886
i-C4Н10	1,35	210,9375	12259,6875	0,13	12,7239	739,5148
н-С4Н10	2,68	418,7500	24337,7500	0,18	17,3910	1010,7654
i-С5Н12	0,53	82,8125	5974,5906	0,01	0,9200	66,3717
н-С5Н12	0,64	100,0000	7214,6000	0,01	1,0952	79,0145
С6Н12 и в	0,22	34,3750	2962,1625	0,00	0,2193	18,8937
Итого	100	15625,000	338074,5313	100,00	9626,5625	165902,2240

 

Таблица 2.9 - Результаты расчетов

№ потока	III			IV
Наименова-ние	Жидкие продукты сепаратора охлажденного газа			Несконденсированные продукты газоотделителя
Компонент	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч
N2	0,23	14,0361	393,2346	0,63	11,6480	326,3295
CH4	59,14	3547,657	5691,5175	95,72	1763,8526	28295,236
CO2	0,60	36,2603	1595,8151	0,30	5,4625	240,4044
C2Н6	8,91	534,2049	16062,4737	2,03	37,4461	1125,2092
С3Н8	17,53	1051,7390	46375,3809	0,99	18,3292	808,2092
i-C4Н10	3,30	198,2170	11520,3718	0,09	1,7424	101,2683
н-С4Н10	6,69	401,3660	23327,3933	0,14	2,6519	154,1311
i-С5Н12	1,37	81,8940	5908,3246	0,06	1,0751	77,5636
н-С5Н12	1,65	98,9066	7135,7131	0,02	0,4366	31,5012
С6Н12 и в	0,57	34,1564	2943,3215	0,00	0,0756	6,5111
Итого	100,00	5998,4375	172173,5461	100,00	1842,7200	31167,5702

 

Таблица 2.10 - Результаты расчетов

№ потока	V			VI
Наименова-ние	Жидкие продукты сепаратора- газоотделителя			Верхний продукт деметанизатора
Компонент	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч
N2	0,06	2,3881	66,9041	0,96	96,5470	2704,8601
CH4	42,92	1783,8010	28615,7362	96,26	9675,4108	155212,9397
CO2	0,74	30,7978	1355,4120	0,32	31,7327	1396,5564
C2Н6	11,95	496,7595	14936,5658	2,10	210,8089	6338,6011
С3Н8	24,87	1033,4114	45567,2434	0,36	36,5602	1612,0836
i-C4Н10	4,73	196,4749	11419,1218	0,00	0,0243	1,4137

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

13

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

Окончание таблицы 2.10

№ потока	V			VI
Наименова-ние	Жидкие продукты сепаратора- газоотделителя			Верхний продукт деметанизатора
Компонент	мольная конц., %	кмоль/ч	Компонент	мольная конц., %	кмоль/ч	Компонент
н-С4Н10	9,59	398,7147	23173,2996	0,00	0,0067	0,3870
i-С5Н12	1,94	80,8190	5830,7702	0,00	0,0000	0,0000
н-С5Н12	2,37	98,4701	7104,2234	0,00	0,0000	0,0000
С6Н12 и в	0,82	34,0809	2936,8152	0,00	0,0000	0,0000
Итого	100,00	4155,7175	141006,0917	100,00	10051,0905	1672666,8416

 

Таблица 2.11 - Результаты расчетов

№ потока	VII			VIII
Наименова-ние	Жидкие продукты деметанизатора			Остаточный газ, верхний продукт деэтанизатора
Компонент	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч
N2	0,00	0,0000	0,0000	0,00	0,0000	0,0000
CH4	31,17	160,6890	18619,7730	66,59	1160,6890	18619,7730
CO2	1,23	45,6178	2007,6380	2,62	45,6178	2007,6380
C2Н6	14,36	534,5680	16073,3910	28,83	502,4939	15108,9876
С3Н8	30,67	1142,007	50355,6625	1,97	34,2602	1510,6699
i-C4Н10	5,62	209,1747	12157,2362	0,00	0,0000	0,0000
н-С4Н10	11,17	416,0994	24183,6962	0,00	0,0000	0,0000
i-С5Н12	2,20	81,7390	5897,1431	0,00	0,0000	0,0000
н-С5Н12	2,67	99,5653	7183,2393	0,00	0,0000	0,0000
С6Н12 и в	0,92	34,3001	2955,7093	0,00	0,0000	0,0000
Итого	100,00	3723,760	139433,4886	100,00	1743,061	37247,0684

 

Таблица 2.12 - Результаты расчетов

№ потока	IX			X
Наименова-ние	Сухой отбензиненный газ			Жидкие продукты деэтанизатора, ШФЛУ
Компонент	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч	мольная конц., %	кмоль/ч	кг/ч
N2	0,79	108,1949	3031,1895	0,00	0,0000	0,0000
CH4	92,40	12599,9524	202128,4363	0,00	0,0000	0,0000
CO2	0,61	82,8130	3644,5988	0,00	0,0000	0,0000
C2Н6	5,51	750,7489	22573,5169	1,62	32,0741	964,4035
С3Н8	0,65	89,1496	3930,9627	55,93	1107,746	48844,9926
i-C4Н10	0,01	1,7667	102,6820	1056	209,1747	12157,2362
н-С4Н10	0,02	2,6586	154,5181	2101	416,0994	24183,6962
i-С5Н12	0,01	1,0751	77,5636	4,13	81,7390	5897,1431
н-С5Н12	0,00	0,4366	31,5012	5,03	99,5653	7183,2393
С6Н12 и в	0,00	0,0756	6,5111	1,73	34,3001	2955,7093
Итого	100,00	13636,8714	235681,480	100,00	1980,699	102186,4201

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

2.5 Расчёт модернизированного насоса

 

Определение потребного напора

Среднюю скорость течения жидкости во всасывающем трубопроводе σ_всас, м/с вычисляем по формуле

            ,                                           (2.1)

где Q – подача через всасывающий трубопровод, Q =315 м³/ч;

d₁ – внутренний диаметр всасывающего трубопровода, d₁= 0,3 м.

.

Среднюю скорость течения жидкости в напорном трубопроводе σ_нагн, м/с вычисляем по формуле

            ,                                        (2.2)

где d₂ – внутренний диаметр напорного трубопровода, d₂= 0,2 м.

.

Среднюю скорость течения жидкости в напорном трубопроводе, идущем в колонну К-302 σнагн.1, м/с вычисляем по формуле

            ;                                            (2.3)

.

Среднюю скорость течения жидкости в напорном трубопроводе σ_нагн.2, м/с вычисляем по формуле

.

Критерий Рейнольдса Re, вычисляем по формуле

                       ,                                                (2.4)

где ν – кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости, ν = 1,3∙10^-6 м²/с.

;

;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

15

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

;

.

Во всех трубопроводах устанавливается турбулентный режим течения жидкости, т.к. на всех участках Re >2300.

Коэффициент трения по длине трубопровода λ, вычисляем по формуле

,                                      (2.5)

где Δ – шероховатость стенок, Δ=0,014 мм.

;

;

; ;

.

Потери напора на трение ∑ h_тр., м вычисляем по формуле

    ,                                       (2.6)

где L – длина участка трубопровода, L_{всас .} =30 м, L_{наг .} =30 м, L_{нагн .1}=87 м, L_{нагн .2}=48 м.

;

;

;

;

.

Потери на преодоление местных сопротивлений ∑ h_мп, м вычисляем по формуле

,                                 (2.7)

где ζ – коэффициент местного сопротивления.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

16

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

Потери напора h_1-2, м вычисляем по формуле

.                                    (2.8)

.

Потребный напор H_н, м вычисляем по формуле

    ,                               (2.9)

где h₁ – геометрическая высота всасывания, h₁=10 м;

h₂ – геометрическая высота нагнетания, h₂=42 м;

ρ – плотность перекачиваемой жидкости, ρ=680 кг/м³.

 

 

Расчет подтверждает обоснованность выбора насоса на установке БЭН-1234 ДМС, т.к. он удовлетворяет требованиям технологического режима.

Для сравнения произведем расчет неэффективности энергетической и технологической составляющей показана ниже. Мощность, потребляемая насосом, рассчитывается по формуле

 

,                                         (2.10)

 

где P_п – полезная мощность, кВт;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

17

БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ

Q – gодача, м³/с;

g – eскорение свободного падения, м³/с;

𝜌 – плотность жидкой среды, кг/м³;

 – КПД насоса.

Мощность, потребляемая НА (2.12), определяется по формуле

 

,                                          (2.11)

 

где _эд – КПД электродвигателя;

_пр – КПД преобразующего устройства (ПЧ и т.д.).

Количество электроэнергии, используемой НА за время t, при работе с определенным расходом и давлением, рассчитывается по формуле

 

W=Pt,                                          (2.12)

 

где t – время работы, ч.

При подаче Q = 2000 м³/ч=0,556 м³/с при полностью открытой дроссельной задвижке напор составит H=32 м, что не соответствует необходимому напору для колонны, а, следовательно, говорит о необходимости замены. Полезная мощность насоса

 

N_п = =174540 Вт = 174, 5 кВт;

N = N_п/ =174, 5/0, 85=205, 3 кВт;

N_эд= N/  =205, 3/0,945=217, 2 кВт.