Расчет схемы теплообмена после электродегидраторов

 

1-й поток

Т-106:

∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 єС

105+19=124 єС

 

Т-107:

∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 єС

124+14=138 єС

 

Т-108:

∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 єС

138+13=151 єС

 

Т-109:

∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 єС

151+23=174 єС

 

Т-110:

∆t н=(330-230)∙0,78∙11/50=17 єС

174+17=191 єС

 

Т-111:

∆t н=(320-230)∙0,78∙16,0/50=22 єС

191+22=213 єС

 

Т-112:

∆t н=(320-240)∙0,78∙10,55/50=13 єС

213+13=226 єС

 

Т-113:

∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=26 єС

226+26=252 єС

 

2-ой поток

 

Т205:

∆t н=(170-125)∙21,5/50=19 єС

105+19=124 єС

 

Т-206:

∆t н=(220-145)∙9,0/50=14 єС

124+14=138 єС

 

Т-207:

∆t н=(260-155)∙6,25/50=13 єС

138+13=151 єС

 

Т-208:

∆t н=(270-180)∙12,5/50=23 єС

151+23=174 єС

 

Т-209:

∆t н=(250-230)∙0,78∙34,54/50=11 єС

174+11=185 єС

 

Т-210:

∆t н=(320-220)∙0,78∙16,0/50=25 єС

185+25=210 єС

 

Т-211

∆t н=(320-255)∙0,78∙16,13/50=16 єС

210+16=226 єС

 

Т-212

∆t н=(340-250)∙0,78∙18,77/50=16 єС

226+16=252 єС

 

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
	С2Н6	0,000278			0,0036
	С3Н8	0,003654			0,0472
	∑С4	0,006068			0,0784
	28-62°С	0,018			0,2326
	62-85°С	0,016			0,2067
	85-105°С	0,019			0,2455
	105-140°С	0,0144			0,1861
Итого:				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/Јре

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.

Расчёт материального баланса ректификационных колон

И установки в целом

 

Все расчёты проводятся на основании таблиц приведённых в разделе 1.