ТПНГ 2. Амгинская(Азаренко). Курсовая работа по учебной дисциплине Технология переработки нефти и газа На тему Установка первичной переработки нефти (авт) мощностью 6 млн тгод Амгинской нефти

• Название: Курсовая работа по учебной дисциплине Технология переработки нефти и газа На тему Установка первичной переработки нефти (авт) мощностью 6 млн тгод Амгинской нефти
• Анкор: ТПНГ 2
• Дата: 19.10.2022
• Размер: 0.52 Mb.
• Имя файла: Амгинская(Азаренко).docx
• Тип: Курсовая; #743055
• страница: 7 из 17

3.3. Блок теплообменников

Схема теплообмена на установке должна обеспечить подогрев нефти до температуры не менее 240°С на входе в колонну К-1. Обычно нефть прокачивается через теплообменники двумя и более потоками. [9]

В таблице 3.3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ при переработке Амгинской нефти. Температура теплоносителей колонны К-2 и К-5 принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан».

В общем, количество потоков нефти, проходящей через теплообменники, определяется производительностью установки и площадью проходного сечения в теплообменниках для нефти и теплоносителей.

Для АВТ производительностью по Амгинской нефти 6 млн т/год целесообразно выбрать теплообменники с диаметром кожуха 1400 мм, числом ходов по нефти - 4, площадью свободного (проходного) сечения одного хода по трубам 10010^-3 м²

Рассчитаем скорость нефти по трубному пространству:

где V − объемный расход нефти, м³/с;

F − площадь проходного сечения одного хода по трубам

где G − массовый расход нефти, кг/с:

−плотность нефти при 20С.

Следовательно:



Т.к нефть должна прокачиваться 1-1,2 м/с , то прокачиваем её двумя потоками со скоростью 1,205 м/с. В первый и во второй поток направляем по 50% нефти.

Выбираем вариант с двумя потоками нефти (по 50%) , как приемлемый по скорости течения нефти.

Примем начальную температуру нефти 15°С и на блоке ЭЛОУ температура нефти изменяется на 5°С.
Таблица 3.1 – Характеристика теплоносителей

Теплоноситель	Расход, % масс. на нефть	Начальная температура теплоносителя, °С
Теплоносители К-2
1. Фракция 180-240°С	11,4	185
2. Промежуточное циркуляционное орошение К-2 – ВЦО К-2 (кратность 3,9)	44,46	200
3. Фракция 240-360°С	19,9	289
4. Промежуточное циркуляционное орошение К-2 – НЦО К-2 (кратность 2,4)	47,76	304
Теплоносители вакуумной колонны К-5
5. Лёгкий вакуумный газойль (кратность 30)	86,1	150
6. Верхнее циркуляционное орошение К-5 – ВЦО К-5 (кратность 3)	32,19	290
7. Среднее циркуляционное орошение К-5 – СЦО К-5 (кратность 3)	24,93	320
8. Нижнее циркуляционное орошение К-5 – НЦО К-5 (кратность 4)	17,6	350
9. Фракция 360-420°С, VD-1	10,73	300
10. Фракция 420-490°С, VD-2	8,31	320
11. Фракция 490-550°С, VD-3	4,4	350
12. Гудрон (>550°C)	19,23	360

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

при t200°С

при t200°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.
До блока ЭЛОУ
1-й поток:

Теплообменник Т-101

Начальная температура 180-240, входящего в теплообменник, составляет t_н=185С. Охлаждаем её на 100С, конечная температура теплоносителя будет t_к=85С.



Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

15+22,28=37,8С.

Теплообменник Т-102

Начальная температура ЛВГ, входящего в теплообменник, составляет t_н=150С. Охлаждаем её на 60С, конечная температура теплоносителя будет t_к=90С.



Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

37,8+51,66=89,46С.

Теплообменник Т-103

Начальная температура ВЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет t_н=200С. Охлаждаем её на 73С, конечная температура теплоносителя будет t_к=127С.



Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

89,46+32,42=121,88С.

2-й поток:

Теплообменник Т-201

Начальная температура VD2, входящего в теплообменник, составляет t_н=320С. Охлаждаем её на 200С, конечная температура теплоносителя будет t_к=120С.



Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

15+25,93=40,93С.

Теплообменник Т-202

Начальная температура ЛВГ, входящего в теплообменник, составляет t_н=150С. Охлаждаем её на 60С, конечная температура теплоносителя будет t_к=100С.



Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

40,93+51,66=92,59С.

Теплообменник Т-203

Начальная температура ВЦО К-2, входящего в теплообменник, составляет t_н=200С. Охлаждаем её на 73С, конечная температура теплоносителя будет t_к=140С.



Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:

тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

92,59+32,42=125,01С.
После ЭЛОУ

1-й поток

Теплообменник Т-104

Начальная температура VD1, входящей в теплообменник, составляет t_н=300С. Охлаждаем его на 150С, конечная температура теплоносителя будет t_к=150С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:



тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

116,88+25,11=141,99С.

Теплообменник Т-105

Начальная температура НЦО К-2, входящей в теплообменник, составляет t_н=304С. Охлаждаем её на 100С, конечная температура теплоносителя будет t_к=204С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:



тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

141,99+37,25=179,24С.
Теплообменник Т-106

Начальная температура ВЦО К-5, входящей в теплообменник, составляет t_н=290С, охлаждаем его на 70С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=220С.



тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

179,24+35,15=214,39С.
Теплообменник Т-107

Начальная температура НЦО К-5, входящей в теплообменник, составляет t_н=350С, охлаждаем его на 100С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=250С.



тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

214,39+27,46=241,85С.

2-й поток:

Теплообменник Т-204

Начальная температура 240-360 на входе в теплообменник составляет t_н=289С, охлаждаем его на 100С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=189С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:



тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

120,01+31,04=151,05С.
Теплообменник Т-205

Начальная температура НЦО К-2 на входе в теплообменник составляет t_н=304С, охлаждаем его на 100С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=204С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:



тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

151,05+37,25=188,83С.
Теплообменник Т-206

Начальная температура СЦО К-5 на входе в теплообменник t_н=320С, охлаждаем его на 80С. Конечная температура теплоносителя будет t_к=240С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:



тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

188,83+31,11=219,94С.
Теплообменник Т-207

Начальная температура гудрона, входящего в теплообменник, составляет t_н=360С. Охлаждаем его на 90С, конечная температура теплоносителя будет t_к=270С.

Разность температур нефти на входе и выходе из теплообменника:



тогда температура нефти на выходе из теплообменника будет:

219,94+27=246,94С.

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

Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения необходим для того, чтобы выбрать давление в отбензинивающей колонне, при котором в емкости орошения получается топливный газ с содержанием пропана 5-10% (паровая фаза), и определить состав нестабильного бензина и его количество, что позволит в дальнейшем провести расчет стабилизационной колонны. По справочным данным [3] в составе газов, сопровождающих Амгинскую нефть, количество метана и этана мало. Поэтому нужно подобрать такое давление, при котором максимальное количество верхнего продукта отбензинивающей колонны переходило бы после охлаждения в жидкую фазу. В этом случае топливный газ будет получаться не в емкости орошения колонны К-1, а при стабилизации бензина.

Для расчёта состава газа и бензина в ёмкости орошения зададимся:

Принимаем кратность орошения равной 2. Тогда состав смеси в емкости орошения будет выглядеть следующим образом:
Таблица 4.1. — Состав смеси на входе в ёмкость орошения

Компонент (фракция)	Массовая доля компонента в нефти	Количество компонента в нефти, кг/ч	Смесь углеводородов на входе в емкость орошения
			кг/ч	Массовая доля
CН4	0,000543	399,26	1197,79	0,0047459
C2H6	0,001184	870,59	2611,76	0,0103483
C3H8	0,004511	3316,91	9950,73	0,0394266
∑C4	0,012762	9383,82	28151,47	0,1115413
28-62°С	0,034709	25521,32	76563,96	0,3033606
62-85°С	0,028712	21111,76	63335,28	0,2509461
85-105°С (40%)	0,010728	7888,23	23665,58	0,0937674
105-140°С (40%)	0,021266	15636,76	46909,40	0,1858637
Итого:	0,114415	84128,66	252385,99	1

Исходные данные для расчёта в OIL

для фракций 85-105°С и 105-140°С взято 40% мас. от потенциала, 60% остаётся в бензине уходящим с нефтью.

Состав смеси и её количество, представленные в таблице 4.1., служат исходными данными для определения состава паровой и жидкой фаз в ёмкости орошения с применением программы “Oil”, результаты которой представлены в таблицах 4.2.- 4.4.

Результаты расчета программы “Oil”

Иcxoдныe дaнныe:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 252385.984375 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa P19= 994.5999755859375 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии P= 470 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния T= 35 ^C

Peзультaты pacчeтa:
Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= 4.031399384984979E-006

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= 9.99999883788405E-006

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 75.89717102050781

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 75.89762115478516

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 30.59718894958496


Полученное значение доли отгона говорит о том, что в емкости орошения отбензинивающей колонны топливный газ полностью переходит в жидкую фазу.
Taблицa 4.2.- Cocтaв жидкoй фaзы

╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗

║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║

║ Meтaн │ 0.0225079 │ 0.0047449 │ 74.8462 │ 1197.5387 ║

║ Этaн │ 0.0261789 │ 0.0103477 │ 87.0534 │ 2611.6030 ║

║ Пpoпaн │ 0.0695891 │ 0.0394259 │ 231.4069 │ 9950.4951 ║

║ Бутaн │ 0.1485209 │ 0.1115409 │ 493.8817 │ 28151.2539 ║

║ 28-62 │ 0.3051459 │ 0.3033614 │ 1014.7123 │ 76563.8516 ║

║ 62-85 │ 0.2221138 │ 0.2509470 │ 738.6027 │ 63335.2461 ║

║ 85-105 │ 0.0751078 │ 0.0937678 │ 249.7587 │ 23665.5703 ║

║ 105-140 │ 0.1308358 │ 0.1858644 │ 435.0726 │ 46909.3906 ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢

║ CУMMA │ 1.0000 │ 1.0000 │ 3325.3342 │ 252384.9531 ║

╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝
Taблица 4.3. - Cocтaв пapoвoй фaзы

╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗

║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║

║ Meтaн │ 0.4886701 │ 0.2555372 │ 0.0163 │ 0.2600 ║

║ Этaн │ 0.1633569 │ 0.1601685 │ 0.0054 │ 0.1630 ║

║ Пpoпaн │ 0.1577216 │ 0.2216553 │ 0.0052 │ 0.2255 ║

║ Бутaн │ 0.1090872 │ 0.2032203 │ 0.0036 │ 0.2068 ║

║ 28-62 │ 0.0468794 │ 0.1156062 │ 0.0016 │ 0.1176 ║

║ 62-85 │ 0.0123107 │ 0.0345013 │ 0.0004 │ 0.0351 ║

║ 85-105 │ 0.0018275 │ 0.0056595 │ 0.0001 │ 0.0058 ║

║ 105-140 │ 0.0010363 │ 0.0036517 │ 0.0000 │ 0.0037 ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢

║ CУMMA │ 0.9809 │ 1.0000 │ 0.0326 │ 1.0175 ║

╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝
Taблицa 4.4. - Иcxoднaя cмecь

╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗

║кoмпoнeнты│ мoльн.дoли │ мacc.дoли │ Kмoль/чac │ Kг/чac ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║

║ Meтaн │ 0.0225125 │ 0.0047459 │ 74.8624 │ 1197.7987 ║

║ Этaн │ 0.0261802 │ 0.0103483 │ 87.0589 │ 2611.7661 ║

║ Пpoпaн │ 0.0695900 │ 0.0394266 │ 231.4121 │ 9950.7207 ║

║ Бутaн │ 0.1485205 │ 0.1115413 │ 493.8853 │ 28151.4609 ║

║ 28-62 │ 0.3051434 │ 0.3033606 │ 1014.7139 │ 76563.9688 ║

║ 62-85 │ 0.2221118 │ 0.2509461 │ 738.6031 │ 63335.2813 ║

║ 85-105 │ 0.0751071 │ 0.0937674 │ 249.7587 │ 23665.5762 ║

║ 105-140 │ 0.1308345 │ 0.1858637 │ 435.0726 │ 46909.3945 ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢

║ CУMMA │ 1.000 │ 1.000 │ 3325.3672 │ 252385.9688 ║

╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝
Taблицa 4.5. - Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и

кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoв

╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╗

║кoмпoнeнты│ мoлeк. мacca │ Pi , KПa │ Ki ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────║

║ Meтaн │ 16.0000 │ 1.020421E+04 │ 2.171108E+01 ║

║ Этaн │ 30.0000 │ 2.932815E+03 │ 6.240031E+00 ║

║ Пpoпaн │ 43.0000 │ 1.065241E+03 │ 2.266471E+00 ║

║ Бутaн │ 57.0000 │ 3.452105E+02 │ 7.344905E-01 ║

║ 28-62 │ 75.4538 │ 7.220580E+01 │ 1.536294E-01 ║

║ 62-85 │ 85.7501 │ 2.604983E+01 │ 5.542517E-02 ║

║ 85-105 │ 94.7538 │ 1.143607E+01 │ 2.433207E-02 ║

║ 105-140 │ 107.8197 │ 3.722599E+00 │ 7.920424E-03 ║

╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════