Главная Коллекция "Revolution" Физика и энергетика Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике "нефть-НЦО К-2"

Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике "нефть-НЦО К-2"

Характеристика нефти по СТБ ГОСТ Р 51858–2003 и выбор варианта ее переработки. Описание получаемых фракций и вариантов их применения. Выбор и обоснование технологической схемы. Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз, материального баланса.

Рубрика	Физика и энергетика
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	21.11.2014
Размер файла	202,8 K

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика нефти по СТБ ГОСТ Р 51858-2003 и выбор варианта ее переработки

нефть фракция баланс

Характеристики никольской нефти и ее фракций приведены в таблице 1.1, 1.2.

Таблица 1.1 - Показатели качества никольской нефти

Показатели	Ед. измерения	Значение показателя
Плотность нефти при 20єС	кг/мі	852,5
Содержание в нефти: хлористых солей	мг/дмі	72
воды	%масс.	0.57
серы	%масс.	0,95
парафина	%масс.	4,3
фракции до 360єС	%масс.	58,9
фракции 360-500єС	%масс.	23,2
Плотность гудрона (остатка) при 20єС (фр.>560)	кг/мі	920,4
Вязкость нефти: при t=20єС при t=50єС	ммІ/с ммІ/с	13,84 7,01
Выход суммы базовых масел с ИВ ? 90 и tзаст ? -15єС	%масс.	10,71

Выход базовых масел на нефть составляет:

масс. [8, табл. 8]

Выход базовых масел на мазут составляет:

Получение узких масляных фракций (УМФ) экономически целесообразно, если выход базовых масел на мазут составляет не менее 20% масс. при общем выходе базовых масел не менее 200 000т/год:

На АВТ выгодно получение УМФ, нефть следует перерабатывать по топливно - масляному варианту.

Шифр нефти по СТБ ГОСТ Р 51858-2003:

Нефть сернистая (0,95% масс.) - 2 класс по содержанию серы,

2 тип по плотности - средняя (852,5 кг/мі),

3 группа нефти по степени подготовки (массовая доля воды 0,57% масс., давление насыщенных паров 34,3 кПа),

1 вид нефти по массовой доле сероводорода (11 ppm) и легких меркаптанов (30 ppm).

Нефть «2.2.3.1 СТБ ГОСТ Р 51858-2003»

Таблица 1.2 - Потенциальное содержание фракций в никольской нефти

Номер компонента	Компоненты, фракции	Массовая доля компонента в смеси, x_i
1	Н₂	0,00000
2	СН₄	0,00081
3	С₂Н₆	0,00157
4	С₂Н₄	0,00000
5	Н₂S	0,00000
6	?C₃	0,00474
7	C₄	0,01388
8	28-62єC	0,03268
9	62-85 єC	0,03360
10	85-105 єC	0,02983
11	105-140 єC	0,05989
12	140-180 єC	0,07220
13	180-210 єC	0,05660
14	210-310 єC	0,18075
15	310-360 єC	0,10072
16	360-400 єC	0,07751
17	400-450 єC	0,08345
18	450-500 єC	0,07160
19	>500єС	0,18017
	Итого:	1.00000

Рис. 1 - Разгонка нефти

2. Характеристика фракций нефти и вариантов их применения

2.1 Характеристика газов

Никольская нефть в основном содержит тяжелые газы, т.е. пропан и бутан. Поэтому смесь этих газов целесообразно получать в жидком состоянии в емкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса. Так как содержание этана в рефлюксе составляет 15,7%, то направляем его для переработки на газофракционирующую установку, с целью получения сухого газа и рефлюкса (фр. С₃-С₄). [1]

Таблица 2.1 - Состав и выход газов на нефть

Компоненты	Выход на нефть, % масс
Метан	2,1*0.0386 = 0.081
Этан	2,1*0.0749 = 0,157
Пропан	2,1*0.2257 = 0.474
Бутан	2,1*0.4856 = 1,02
Изобутан	2,1*0.1752 = 0.368
Итого:	2,1

2.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение

Во фракциях легкого и тяжелого бензина, отбираемых с верха соответственно отбензинивающей и атмосферной колонн, содержатся растворенные углеводородные газы (С₁-С₄). Поэтому прямогонные бензины должны подвергаться вначале стабилизации с выделением сухого (С₁-С₂) и сжиженного газов (С₃-С₄). Сухой и сжиженные газы подвергаются дальнейшей переработке на ГФУ.

Стабилизированные бензины подвергаются вторичной перегонке на фракции, направляемые как сырье процессов каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента авто бензинов или индивидуальных ароматических углеводородов - бензола, толуола, ксилолов. [2]

Фракцию нк-70⁰С (октановое число - 65, содержание парафиновых углеводородов 63%) можно использовать как сырье для процесса изомеризации с целью повышения октанового числа пентан-гексановой фракции, выкипающей до 70°С.

Фр. 70°С - 180°С - использовать как сырье каталитического риформинга для повышения октанового числа или для получения ароматики.

Характеристика получаемых бензиновых фракций представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Характеристика бензиновых фракций

Пределы кипения фракций, єС	Выход на нефть, % масс.	Октановое число без ТЭС	Содержание серы, % масс.	Содержание, % масс.
				парафи-новых УГВ	Аром. УГВ	Нафтеновых УГВ
н.к. - 70	4,3	65	отс.	63	1	36
70-140	11,3	46	отс.	67	7	26
140-180	7,2	39	0,02	64	18	18
н.к. - 180	22,8	43	0,01	68	11	21

2.3 Характеристика дизельных фракций и их применение

Из никольской нефти целесообразно получать на АВТ в основном дизельную фракцию 180-360єС. Эта фракции отвечают требованиям стандарта на летнее дизельное топливо, но требуется гидроочистка для понижения содержания серы [3]. При использовании фракции в качестве зимнего дизельного топлива требуется добавка депрессорных присадок для понижения температуры застывания.

Характеристика получаемых дизельных фракций представлена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Характеристика дизельных фракций бориславской нефти

Пределы кипения, єС	Выход на нефть, % масс.	Цетановое число	Вязкость при 20єС, ммІ/с	Температура	Содержание, % масс.
				пом., єС	заст., єС	серы
180-360	35	50	5,23	-8	-13	0,44

2.4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов и их применение

Характеристика получаемых масляных дистиллятов представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Характеристика дистиллятных и остаточных базовых масел

Пределы кипения, єС	Выход на нефть, % масс.	Плотность при 20єС, кг/мі	Вязкость, ммІ/с, при	Выход базовых масел с ИВ ? 90 на дистиллят, %масс.
			50єС	100єС
360-420	11,19	858,3	17,82	4,73	52,44
420-490	10,69	877,4	40,1	7,9	45,32
490-550	7,88	906,8	135,69	20,86	31,26

На установке возможно получение узких масляных фракций, которые идут на производство товарных масел, а также могут служить сырьём для каталитического крекинга и гидрокрекинга. Как показано в таблице 2.4, масляные дистилляты позволяют обеспечить удовлетворительный выход базовых масел высокого качества. На установке будем получать вакуумный дистиллят 360-420⁰С, который служит сырьём для производства базовых масел, имеющих повышенный ИВ и выход более 43%, а второй вакуумный дистиллят 420-490 ⁰С может быть использован как сырьё для производства базовых масел лишь с использованием специальных присадок, повышающих температуру застывания, а вакуумный дистиллят 490-550⁰С поступает на установку каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга. Избыток этих фракций сбрасывается в трубопровод, по которому смесь поступает на установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.

2.5 Характеристика остатков и их применение

Остаток атмосферной перегонки - мазут (t > 360 єС) направляем на вакуумный блок для производства масляных дистиллятов.

Гудрон, из за его повышенной вязкости, невозможно использовать в качестве котельного топлива, требуется его переработка на установке висбрекинга.

Возможность применение гудрона в чистом виде для производства битумов оценивается по формуле

А, С и П-содержание в нефти соответственно асфальтенов, смол и парафинов, %(масс.)

Значит гудрон возможно использовать для производства битумов.

Характеристика остатков никольской нефти представлена в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристика остатков никольской нефти

Показатель	Остатки, t_нк єС
	>360 єС	>500⁰ C	>550⁰ C
Выход на нефть, % масс.	39,3	18,0	11,5
Вязкость условная, ВУ: при 80 єС при 100 єС	9,18 5,73	144,72 98,8	- 167,4
Плотность при 20 єС, кг/мі	948,7	989,4	1049,7
Коксуемость, % масс.	11,78	17,12	21,06
Содержание, % масс.: - серы	1,69	2,01	2,43
- парафинов	5,5	2,4	1.8
- базовых масел с ИВ?90	52,44	31,26	18,52

3. Выбор и обоснование технологической схемы АВТ

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из данного сырья наиболее экономичным способом. При выборе схемы АВТ необходимо определить оптимальную схему отдельных блоков, чтобы это обеспечивало большую глубину отбора, четкость фракционирования и гибкость процесса.

Энергосберегающие технологии

Основными потребителями энергии на всех заводах по нефтепереработке являются дистилляционные, отпарные и разделительные колонны, где сырая нефть разделяется на ряд конечных продуктов - от пропана до тяжелой топливной нефти. 50% потребляемой энергии идет на колонну первичной фракционной дистилляции, эта энергия расходуется для нагрева сырой нефти и получения пара, используемого в колонне. Еще 35% энергии потребляется в установке для конверсии, а остальные 15% - для конечной обработки продуктов.

Доступными методами по увеличению эффективности использования топлива на нефтезаводах являются:

- улучшение контроля за процессами, использование для этой цели вычислительной техники;

- повышение эффективности утилизации сбросной теплоты;

- увеличение КПД печи:

- увеличение КПД дистилляционной установки путем использования дополнительных стадий;

- усовершенствование тепловых насосов;

- использование «общеэнергетических» схем;

- использование низкопотенциальной сбросной теплоты для теплоснабжения.

Увеличивая в колонне число тарелок, можно уменьшить подвод теплоты. Однако практически получаемая при этом стоимость сэкономленной энергии равна капиталовложениям в установку новых тарелок. Считают, что эффективность применения теплового насоса компрессоров с электроприводом на нефтеперерабатывающих заводах несколько уменьшается с учетом низкого КПД выработки электроэнергии и при рассмотрении электропотребления в целом.

Утилизации тепловой энергии.

После окончания всех термических и химических реакций в печах, тепло температурой 350-400⁰С не выбрасывать в атмосферу, что наносит ущерб экологии, а утилизировать его с пользой: отбор через калориферы тепло уходящих газов, передачу окружающему воздуху и возврат воздуха обратно в топку печи. Процесс будет состоять из 2-3 циклов вместо одного и тепло уходящих газов в атмосферу будет не 400⁰С, а 120-150⁰С. Однако этот процесс утилизации тепла будет более дорогостоящий в изготовлении печей из нержавеющей или высоколегированной стали, но в целом экономический эффект будет выгодным.

Дополнительную экономию производства обеспечит снижение расхода топлива на разогрев воздуха в топке. Процесс эффективного окисления углеводородов начинается с температуры 100-150⁰С и при воспламенении газа часть его тепла теряется на подогрев воздуха в топке до этой температуры. После реконструкции же, эта часть газа будет экономиться, т.к. в топку подается тепло с температурой 400⁰С. Вследствие этого, весь объем газа, который заходит в топку, будет использован лишь на химический процесс термической обработки титанообогащенной смеси. И эта экономия значительна - сейчас порядка 15% объема газа уходит лишь на разогрев воздуха в топке. Внедрение мероприятий по теплоизоляции поверхностей барабана печи предполагает расчетную экономию газа в объемах 5-7 м³/час с одной печи или 350-400 тыс. м³/год. Результатом реализации этого комплекса энергосберегающих мероприятий является экономия не менее 170 м³ природного газа в час одной печью.

Использовать насосы на установке АВТ с большим КПД на полную допустимую мощность, не допускать их эксплуатацию на половину мощности. На таких участках использовать насосы с меньшим КПД для экономии энергозатрат.

В основу технологической схемы проектируемой установки положена принципиальная технологическая схема АВТ, приведенная в литературе /Бондаренко, рис. 11.3/. В эту схему вносим следующие дополнения.

Блок ЭЛОУ

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей ? 1 мг/л при степени обессоливания в каждой ступени 95% устанавливается две ступени обессоливания. Это позволяет довести содержание хлористых солей после первой ступени до 3,6 мг/л, т.к. мг/л и после второй ступени до 0,18 мг/л, т.к.

мг/л,

где 72 - содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л.

Однако на практике такая эффективность обессоливания труднодостижима, поэтому ограничиваются содержанием солей 1-3 мг/л в подготовленной нефти.

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

где 0,0057 - содержание воды в сырой нефти, масс. доли;

0,8525 - относительная плотность нефти;

1 - содержание хлористых солей в обессоленной нефти, мг/л;

0,001 - содержание воды в обессоленной нефти, масс. доли.

Для понижения концентрации хлористых солей в воде подаем промывную воду. Расход промывной воды (В): , откуда

В =11,6 л/мі нефти или 1,16% об. на нефть. Т.к. промывную воду подают с избытком, то принимаем расход промывной воды 1,5% об. на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода (1,5%) подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (0,94% об.), т.е. применяется циркуляция воды.

Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для отстоя, а после отстоя - в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 г/т нефти в виде 2% водного раствора (400 г./т) на прием сырьевого насоса из специальной емкости. В связи с этим в технологической схеме установки АВТ предусматриваются дополнительные емкости и насосы.

Блок колонн

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономным методом.

По заданию необходимо получить фракции: сухой газ, рефлюкс (фр. С₃ - С₄), бензиновые фракции, дизельную фракцию, УМФ, гудрон.

Установка АВТ включает 3 блока, атмосферный блок, вакуумный блок, блок стабилизации и четкой ректификации.

В атмосферном блоке АВТ применяют несколько схем разделения нефти: схема с одной сложной ректификационной колонной в атмосферном блоке (схема 1) и схема (схема 2) с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной.

Схема 1 применяется для нефтей, содержание бензиновых фракций, в которых не превышает 2-10%. Такая установка проста и компактна, однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. А эти факторы очень важны, т.к. в настоящее время, благодаря развитию трубопроводного транспорта, широко применяют нефти различных месторождений, содержание бензиновых фракций в которых различно.

Схема 2 самая распространенная в отечественной практике. Она наиболее гибка при значительном изменении содержания бензиновых фракции и растворенных газов. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печей и теплообменниках не создаётся высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование.

Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры, чем при однократном испарении, вследствие раздельного испарения легких и тяжелых фракций.

В отбензинивющей колонне К-1 дистиллятом является фракция н. к. - 140 ?С, которая состоит из 100% фракции н.к. - 85 ?С и 40% (от потенциального содержания) фракций 85-105 ?С и 105-140 ?С и газа С₁-С₄. Из емкости орошения К-1 фракцию н.к.-140єС направляем в К-4 на стабилизацию. Жидкая фаза К-1 нагревается в печи П-1 и поступает в основную атмосферную колонну К-2. В данной колонне отбираются тяжелая бензиновая и дизельная фракция. Сверху колонны К-2 выводится фракция 85-140°С в паровом состоянии. Из емкости орошения колонны К-2 в жидком виде бензин 85-140°С направляем в К-4 на стабилизацию.

Вывод тяжелой бензиновой и дизельной фракции осуществляется тремя потоками (условно фракциями 140-180°С, 180-240°С и 240-360°С) с разных тарелок. Такой подход улучшает условия и четкость ректификации за счет выравнивания по высоте колонны нагрузок по парам и жидкости. Фракции выводятся через отпарные колонны К-3/1, К-3/2 и К-3/3, в куб которых для обеспечения приемлемой температуры вспышки продукта подается водяной пар.

Жидкостное орошение в верхней части колонны обеспечивается за счет острого орошения. Для снятия тепла конденсации паров дизельных фракций и создания жидкостного орошения в средней части колонны предусмотрено два циркуляционных орошения под выводами жидкости в отпарные колонны.

Снизу атмосферной колонны выводится мазут. Для снижения содержания низкокипящих фракций в мазуте под нижнюю тарелку колонны подается перегретый водяной пар.

В стабилизационной колонне К-4 производится стабилизация бензина К-1 (н. к.-140?С) и бензина К-2 (85-140?С). Источником углеводородных газов в колонне стабилизации являются газы, растворенные в нефти и газы, получающиеся в процессе переработки нефти. Сверху стабилизационной колонны получается сухой (С₁-С₂) и сжиженный газ (С₃-С₄), их подвергаем дальнейшей переработке на ГФУ. [4] Снизу стабилизационной колонны К-4 выводится фракция н.к. - 140°С, которая направляется далее в колонну четкой ректификации К-5, где она делится на фракции н.к.-70єС и 70-140єС. Температура внизу колонн К-4 и К-5 обеспечивается за счет горячей струи.

Далее бензиновую фракцию 70-140°С (колонна К-5) и фракцию 140-180°С (колонна К-2) объединяем и направляем на установку каталитического риформинга. Фракции дизельного топлива 180-240 ⁰С и 240-360°С (колонна К-2) объединяются в один поток и направляем на гидроочистку дизельного топлива.

Вакуумный блок предназначен для получения из мазута УМФ и гудрона. В настоящее время для вакуумной перегонки мазута применяются тарельчатые и насадочные колонны. При использовании тарелок в качестве контактных элементов для получения узких масляных фракций применяется двухколонная схема: в первой колонне мазут разделяется на ШМФ и гудрон, во второй колонне ШМФ разделяется на узкие масляные фракции. Использование в качестве контактных элементов современных регулярных насадок позволяет с высокой степенью четкости произвести разделение мазута на узкие масляные фракции и гудрон в одной колонне, что сокращает металлоемкость и стоимость установки. Помимо этого, использование регулярных насадок позволяет существенно снизить перепад давления по колонне и уменьшить температуру ввода сырья и интенсивность реакций крекинга [1]. В соответствии с вышесказанным выбрана насадочная вакуумная колонна (К-6).

Конструкция вакуумной колонны отличается суженной нижней частью, что способствует уменьшению времени пребывания остатка в колонне во избежание его разложения под влиянием высоких температур. Конденсационная (верхняя) секция также имеет меньший диаметр для обеспечения нормальной нагрузки верхнего пакета насадки по парам и по жидкости. Широкую масляную фракцию выводим из К-6 тремя потоками (360-420 ⁰С, 420-490 ⁰С, 490-550 ⁰С). Для отвода избыточного тепла конденсации паров и создания жидкостного орошения предусмотрено три циркуляционных орошений (на каждый пакет насадки, с которых выводятся вакуумный газойль и масляные дистилляты).

Для повышения глубины отбора тяжелых масляных фракций в отгонной секции колонны К-6 а в куб подается перегретый водяной пар. Также водяной пар подается в мазут перед печью для турбулизации потока в змеевиках и снижения интенсивности коксообразования.

Для снижения температур кипения раздельных компонентов и предотвращения термического разложения сырья, мазут перегоняют в вакууме. Вакуум создается поверхностными конденсаторами и эжекторами.

Для создания вакуума в колонне К-6 используется пароэжекторная установка.

Бензиновые фракции, которые получают на атмосферном блоке, содержат растворенные газы. Поэтому их необходимо подвергать физической стабилизации в ректификационной колонне, называемой стабилизатором.

Качество стабильного бензина контролируют по содержанию в нем суммы бутанов или по допустимому давлению насыщенных паров товарного бензина.

Стабилизацию проводим в К-4, давление в которой 0,8 - 1.4 МПа обеспечивает почти полную конденсацию газов при использовании воздуха или воды в качестве хладагента. Верхними продуктами К- 4 являются сухой газ и рефлюкс. Часть сжиженного газа подается в К-4 в качестве орошения.

Блок теплообменников

Схема теплообмена должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 240єС. Для АВТ производительностью по никольской нефти 6 млн. т/год целесообразно выбрать теплообменники с диаметром кожуха 1200 мм., числом ходов по нефти - 4, площадью свободного сечения одного хода по трубам 65·мІ и по межтрубному пространству 18,78·мІ. [4]

В этих условиях по трубному пространству теплообменника можно пропустить нефть при скорости 1,5 м/с расходом 351 мі/ч (), а по межтрубному - теплоноситель при скорости 1,3 м/с расходом 88 мі/ч ().

Общий расход нефти составляет 735 т/ч или 1010 мі/ч (t_ср200єС, с=726,7 кг/мі). Расход гудрона (>550єС) составляет 735·0,115=84,5 т/ч

или 89,7 мі/ч (t_ср=230єС, с=941,6 кг/мі).

Таким образом, при выбранных теплообменниках нефть должна прокачиваться через них тремя потоками (1010/351 = 2,9).

Характеристики теплоносителей представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Характеристика теплоносителей

Теплоноситель

Расход, % масс. на нефть

Начальная температура теплоносителя, єС

Теплоносители К-2:

1. Верхнее циркуляционное орошение К-2 - ВЦО-К2

(кратность 3)

2. Фракция 180-360єС

3. Нижнее циркуляционное орошение К-2 - НЦО-К2

(кратность 2)

Теплоносители вакуумной колонны К-6:

4. Вакуумный дистиллят 360-420 - VD-1

5. Нижнее циркуляционное орошение К-6 - НЦО-К6

(кратность 3)

6. Вакуумный дистиллят 420-490 - VD-2

7. Вакуумный дистиллят -490-550 - VD-3

8. Гудрон (>550єС)

9. Верхнее циркуляционное орошение К-6 - ВЦО-К6

(кратность 15)

10. Среднее циркуляционное орошение К-6 - СЦО-1-К6

(кратность 2)

11. Среднее циркуляционное орошение К-6 - СЦО-2-К6

(кратность 2)

21,66

31,635

63,27

11,089

20,013

10,735

6,671

12,691

32,58

22,178

21,47

150

300

260

320

290

320

340

150

260

290

Разность температур на входе и выходе нефти или теплоносителя из теплообменника определяется ориентировочно по уравнениям:

при t200°С

где t_Н и t_Т - разность между температурами на входе и выходе соответственно для нефти и теплоносителя,°С;

G_Н и G_Т - расход в теплообменнике нефти и теплоносителя, соответственно, кг/ч или% мас. от общего количества нефти.

Расчет блока теплообмена

- Теплообменник Т-101:

- Теплообменник Т-102:

- Теплообменник Т-103:

- Теплообменник Т-104

- Теплообменник Т-105

- Теплообменник Т-106

- Теплообменник Т-107

- Теплообменник Т-201:

- Теплообменник Т-202:

- Теплообменник Т-203:

- Теплообменник Т-204

- Теплообменник Т-205

- Теплообменник Т-206

- Теплообменник Т-207

- Теплообменник Т-301:

- Теплообменник Т-302:

- Теплообменник Т-303:

- Теплообменник Т-304

- Теплообменник Т-305

- Теплообменник Т-306

- Теплообменник Т-307

- Теплообменник Т-308

4. Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)

Для расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения принимаем следующие данные: давление верха отбензинивающей колонны Р_К1=615 кПа; давление в емкости орошения принимаем на 50 кПа меньше, чем давление верха отбензинивающей колонны, Р_Е1= 565 кПа; кратность орошения принимаем равной 2.

Состав смеси на входе в емкость орошения представлен в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Состав смеси на входе в емкость орошения

Номер компонента	Фракция	Массовая доля компонента в нефти	Количество компонента в нефти, кг/ч	Смесь углеводородов на входе в емкость с учетом орошения
				кг/ч	масс. доля
2 3 6 7 8 9 10 11	СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ ?С₄ 28-62єС 62-85 єС 85-105 єС 105-140 єС	0,00081 0,00157 0,00474 0,01388 0,03268 0,03360 0,01193* 0,02396*	596 1154 3485 10206 24029 24706 8772 17618	1788 3462 10455 30618 72087 74118 26316 52854	0,00658 0,01274 0,03848 0,11269 0,26532 0,2728 0,09686 0,19453
Итого		0,12317	90566	271698	1

* Взято 40% масс. от потенциала, 60% остается в бензине К-2.

Расчет емкости орошения К-1 производим в программе Oil:

Иcxoдныe дaнныe:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 271698 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 920.4000244140625 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 565 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 35 ^C

Peзультaты pacчeтa:

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 3.760759227589006E-006

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 75.57478332519531

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 75.57524108886719

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 28.42185974121094

Результаты расчёта показывают, что при выбранных условиях конденсации в ёмкости орошения отбензинивающей колонны К-1 практически отсутствует газовая фаза, а все присутствующие в нефти газы перешли в жидкую фазу (нестабильный бензин), которую направляем в колонну стабилизации бензина К-4. В ёмкости орошения стабилизационной колонны получаем сухой газ С₁ - С₂ исжиженный рефлюкс (фракция С₃ - С₄).

Данные исходные параметры являются минимально возможными параметрами, при которых не будет образовываться паровой фазы.

5. Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки

Составим материальный баланс установки АВТ мощностью 6 млн. т. нефти в год. Эффективный фонд рабочего времени составляет 8160 часов.

Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1 представлен в таблице 5.1

Таблица 5.1 - Материальный баланс отбензинивающей колонны К-1

Продукты	% масс. на нефть	% масс. на сырье	т/год	кг/ч
Приход: - нефть обессоленная и обезвоженная Расход: - фр. н.к.-140єС+газы - отбензиненная нефть	100 12,317 87,683	100 12,317 87,683	6000000 739020 5260980	735294 90566 644728
Итого	100	100	6000000	735294

Материальный баланс атмосферной колонны К-2 представлен в таблице 5.2. Фракция 85-140єС состоит из фракций: 85-105 єС и 105-140 єС, 40% которых уже выделено из нефти в К-1, тогда выход фракций составляет:

85-105 єС:

105-140 єС:

85-140 єС:

Для фракции 140-180 єС: 7,22%

180-240єС: 11,083%

При расчёте материального баланса колонны К-2 (табл. 2.11) принято, что в мазуте (360°С) остаётся 5% (на мазут) фракции 310-360°С. В связи с этим выход мазута (Х, % масс.) на отбензиненную нефть определяется по уравнению:

где Х_n - потенциальное содержание мазута (360°С) в нефти, % масс;

a - содержание светлых (до 360°С) в мазуте, масс. доли;

Х_он- выход отбензиненной нефти на нефть, масс. доли.

Выход мазута на нефть

Выход фр. 310-360⁰С уменьшается: 43,445% - 41,273% = 2,172%

Выход фр. 240-360⁰С: 22,724% - 2,172% = 20,552%

Таблица 5.2 - Материальный баланс атмосферной колонны К-2

Продукты	% масс. на нефть	% масс. на сырье	т/год	кг/ч
Приход: - нефть отбензиненная Расход: - фр. 85-140 єС - фр. 140-180єС - фр. 180-240 єС - фр. 240-360єС - мазут (>360єС)	87,683 5,383 7,22 11,083 20,552 43,445	100 6,14 8,23 12,64 23,44 49,55	5260980 323024 432979 664988 1233174 2606815	644728 39586 53061 81494 151124 319463
Итого	87,683	100	5260980	644728

Материальный баланс стабилизационной колонны К-4 представлен в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Материальный баланс стабилизационной колонны К-4

Продукты	% масс. на нефть	% масс. на сырье	т/год	кг/ч
Приход: - фр. н.к. - 140 єС+газы - фр. 85-140 єС Итого: Расход: - С₁-С₂ - С₃-С₄ - фр. н.к.-140єС	12,317 5,383 17,7 0,238 1,862 15,6	69,59 30,41 100 1,34 10,52 88,14	739020 323024 1062044 14231 111727 936086	90566 39586 130152 1744 13692 114716
Итого	17,7	100	1062044	130152

Материальный баланс колонны четкой ректификации К-5 представлен в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Материальный баланс колонны четкой ректификации К-5

Продукты	% масс. на нефть	% масс. на сырье	т/год	кг/ч
Приход: - фр. нк-140 єС Расход: - фр. н.к.-70єС - фр. 70-140єС	15,6 5,46 10,14	100 35 65	936086 327630 608456	114716 40151 74565
Итого	15,6	100	936086	114716

Материальный баланс вакуумной колонны К-6 представлен в таблице 5.5. Выход газов разложения составляет 0,2% на мазут:

Вакуумный газойль состоит из фракции: 310-360 єС, 5% на мазут, тогда выход фракций составляет: 310-360 єС:

10% фракции 500-560% на гудрон остаются в гудроне, тогда выход фракции составляет:

Выход гудрона на нефть (без учета газов разложения)

где Х_n - потенциальное содержание гудрона (550°С) в нефти, % масс;

a - содержание фракции 490-550°С в гудроне, масс. доли;

Выход гудрона на нефть:

Выход фр. 490-550⁰С уменьшается: 12,778% - 11,5% = 1,278%

Выход фр. 490-550⁰С: 7,949% - 1,278% = 6,671%

Количество фр. 360-430⁰С, 430-500⁰С берем из таблицы 1.2

Таблица 5.5 - Материальный баланс вакуумной колонны К-6

Продукты	% масс. на нефть	% масс. на сырье	т/год	кг/ч
Приход: - мазут (>360єС) Расход: - газы разложения - вакуумный газойль - ВД-1 (360-420єС) - ВД-2 (420-490єС) - ВД-3 (490-550єС) - остаток (>550єС)	43,445 0,087 2,172 11,089 10,735 6,671 12,691	100 0,2 5,00 25,52 24,71 15,36 29,21	2606815 5214 130341 665259 644144 400406 761451	319463 639 15973 81527 78939 49070 93315
Итого	43,445	100	2606815	319463

Материальный баланс установки АВТ - 6 представлен в таблице 5.6. Исходные данные взяты из таблиц 5.1-5.5.

Таблица 5.6. - Материальный баланс установки АВТ - 2

Продукты	% масс. на нефть	т/год	кг/ч
Приход: - нефть Расход: - С₁-С₂ - С₃-С₄ - газы разложения - фр. н.к. - 70 єС - фр. 70-140єС - фр. 140-180 єС - фр. 180-240єС - фр. 240-360єС - вакуумный газойль - фр. 360-420єС - фр. 420-490єС - фр. 490-550єС - >550 єС	100 0,238 1,862 0,087 5,46 10,14 7,22 11,083 20,552 2,172 11,089 10,735 6,671 12,691	6000000 14231 111727 5214 327630 608456 432979 664988 1233174 130341 665259 644144 400406 761451	735294 1744 13692 639 40151 74565 53061 81494 151124 15973 81527 78939 49070 93315
Итого	100	6000000	735294

Размещено на Allbest.ru

...

курсовая работа "Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике "нефть-НЦО К-2"" скачать

Подобные документы

Тепловой расчет парогенератора ГМ-50-1
Составление расчётно-технологической схемы трактов парового котла. Определение расчётного расхода топлива. Выбор схемы его сжигания. Конструкторский расчет пароперегревателя, экономайзера, воздухоподогревателя и сведение теплового баланса парогенератора.

курсовая работа [316,3 K], добавлен 12.01.2011
Расчет электрической части станции ГРЭС 1800 МВт
Единая энергосистема России. Выбор и обоснование варианта структурной схемы проектируемой электростанции. Расчет мощности нагрузки на шинах подстанции. Выбор блочных трансформаторов. Определение капитальных затрат. Количества линий связи с системой.

курсовая работа [141,7 K], добавлен 02.09.2010
Изучение процесса теплопередачи в кожухотрубчатом теплообменнике
Методы расчёта коэффициентов теплоотдачи и теплопередачи. Вычисление расчётного значения коэффициента теплопередачи. Определение опытного значения коэффициента теплопередачи и сопоставление его значения с расчётным. Физические свойства теплоносителя.

лабораторная работа [53,3 K], добавлен 23.09.2011
Подстанция ВЛ-110 кВ
Выбор основного оборудования. Расчет количества линий на всех напряжениях. Технико-экономическое сравнение двух проектируемых вариантов. Составление схемы собственных нужд. Выбор измерительных трансформаторов тока. Расчет токов короткого замыкания.

курсовая работа [987,2 K], добавлен 13.01.2016
Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки
Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.

курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
Выбор оптимального варианта энергоснабжения района
Расчет технологической нагрузки теплоэлектроцентрали и годового расхода топлива на ТЭЦ. Расчет конденсационной электростанции и технико-экономических показателей котельной. Сравнение вариантов энергоснабжения по чистому дисконтированному доходу.

курсовая работа [139,5 K], добавлен 09.03.2012
Электроснабжение промышленных предприятий
Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций. Технико-экономический расчет вариантов электрических схем.

контрольная работа [157,6 K], добавлен 19.10.2013
Электрическая часть ТЭЦ-400 мВт
Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции, их технико-экономическое сравнение. Расчет токов короткого замыкания. Выбор способа синхронизации. Описание конструкций распределительного устройства. Расчет заземляющего устройства.

дипломная работа [2,5 M], добавлен 09.06.2011
Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха
Основные характеристики электрических нагрузок РМЦ. Расчет электрического освещения цеха. Выбор варианта компенсации реактивной мощности. Выбор и обоснование оптимального внутреннего электроснабжения, технико-экономическое сравнение разных вариантов.

дипломная работа [297,0 K], добавлен 20.03.2010
Электрическая часть ТЭЦ
Выбор генераторов, трансформаторов и варианта схемы проектируемой станции (ТЭЦ). Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений. Выбор комплектного токопровода. Описание конструкции распределительного устройства.

курсовая работа [356,2 K], добавлен 10.05.2013
Расчёт тепловых процессов топки котла
Основы проектирования котельных, выбор их производительности и типа. Тепловой расчет агрегата, определение количества воздуха, необходимого для горения, состава и количества дымовых газов. Конструктивный расчет экономайзера, проверка теплового баланса.

дипломная работа [339,0 K], добавлен 13.12.2011
Выбор основного оборудования на проектируемой подстанции
Обоснование схемы электрических соединений. Выбор количества отходящих линий и генераторов на УТЭЦ. Дистанционное управление выключателями. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы. Описание конструкции распределительных устройств.

курсовая работа [675,8 K], добавлен 27.10.2012
Расчет теплообменника
Расчет тепловой нагрузки аппарата, температуры парового потока, движущей силы теплопередачи. Зона конденсации паров. Определение термических сопротивлений стенки, поверхности теплопередачи. Расчет гидравлического сопротивления трубного пространства.

контрольная работа [76,7 K], добавлен 16.03.2012
Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей
Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.

курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014
Эксплуатация вентиляционной установки
Краткое описание центробежного вентилятора, его функции и сферы практического применения. Выбор системы электропривода, расчет мощности и выбор двигателя, питающих кабелей и проводов. Описание работы схемы управления, выбор ее составных элементов.

курсовая работа [231,9 K], добавлен 13.06.2015
Проектирование электрической части электростанции
Выбор типа турбогенератора, обоснование вариантов структурной схемы электростанции. Выбор способа синхронизации генераторов и сети. Расчет релейной защиты элемента схемы станции. Защита от замыканий на землю в обмотках статора генератора и трансформатора.

дипломная работа [1,2 M], добавлен 22.10.2015
Расчет ректификационной установки непрерывного действия
Описание технологической схемы и выбор конструкционного материала аппарата. Диаметр колонны и скорость пара, ее тепловой баланс. Выбор и расчет подогревателя исходной смеси. Определение толщины стенки и опоры колонны. Подбор конденсатора и кипятильника.

курсовая работа [624,5 K], добавлен 28.08.2014
Разработка аккумулирующего электроводонагревателя электродного типа
Разработка технологической схемы нагревателя и описание работы его узлов. Расчёт мощности и параметров электродов. Разработка схемы электроснабжения и выбор проводников. Выбор, расчет, программирование и настройка элементов схемы управления нагревателя.

курсовая работа [404,5 K], добавлен 24.11.2010
Проектирование тепловой электростанции мощностью 300 МВ
Выбор оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор токоведущих частей и типов релейной защиты.

курсовая работа [370,0 K], добавлен 18.04.2012
Расчет электрической части атомной электростанции мощностью 4000 мВт
Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой атомной электростанции по технико-экономическим показателям. Выбор силовых трансформаторов, обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений. Расчет токов короткого замыкания, релейной защиты.

дипломная работа [3,6 M], добавлен 04.08.2012

Другие документы, подобные "Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике "нефть-НЦО К-2""

весь список подобных работ

скачать работу можно здесь

сколько стоит заказать работу?

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.