Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

 

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 [13]. Это позволяет довести содержание хлористых солей после первой ступени до 5,95 мг/л, т.к.

119 – 119 × 0,95 = 5,95 мг/л и после второй ступени до ~0,3 мг/л, т.к.

5,95 – 5,95 × 0,95 » 0,3 мг/л.

где 119 – содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см.таблицу 2.1).

 

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:

 

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

 

где 0,0067 – содержание воды в сырой нефти, масс. доля (0,67%);

0,8895 – относительная плотность нефти;

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

0,001 – содержание воды в обессоленной нефти, масс. доля (0,1 % масс.).

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:

Для девонской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

,

откуда В=16,85 л/м³ нефти или 1,685 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимается расход промывной воды 2,0% на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (3% 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

 

3.2.1 Атмосферный блок

В настоящее время наиболее распространены три вида оформления атмосферного блока:

1. с одной сложной ректификационной колонной

2. с предварительным испарителем

3. с отбензинивающей колонной

Рис. 3.1. Атмосферный блок.

 

Схему 1 применять нецелесообразно. Она рассчитана на переработку стабилизированных нефтей с содержанием бензиновых фракций до 10%(масс.), а в нашем случае – 13,5%(масс.). Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, так как повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебаний состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. Повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

В схеме 2 одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций снижает температуру печи, но при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-активные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т.е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Схема 3 (рис. 3.1.) самая распространенная в отечественной практике. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. 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. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой.

В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом будут являться растворенные газы С₂-С₄ и фракция нк-140 ⁰С – нестабильный бензин, который направляем на блок стабилизации в колонну К-3 для извлечения из нестабильного бензина растворенных газов. Это позволяет полностью удалить газы из жидкой фазы уже на входе в колонну К-2 вследствие чего колонна работает при более низком давлении температуре. Уменьшается металлоемкость и стоимость оборудования, затраты на нагрев сырья. Кроме того, в колонне К-1 наряду с газами С₂- С₄ удаляются солёная вода и коррозионно-активные газы, что благоприятно влияет на сохранность последующего ректификационного и теплообменного оборудования.

В колоннах К-1 и К-2 устанавлаваем клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок.

В основной атмосферной колонне К-2 дистиллятом будет являться фракция нк-140^оС; фракции 140-180 ⁰С, 180-230°С и 230-360°С выводятся боковыми продуктами в жидком виде, снизу колонны выводится мазут (>360°С). Фракцию нк-140^оС объединяем с продуктом колонны К-1 и направляем на блок стабилизации. Фракцию 180-230°С можем использовать после гидроочистки как компонент зимнего ДТ или в смеси с фракцией 230-360°С как летнее дизельное топливо – в этом случае фракции объединяем после блока теплообменников. Для четкости разделения фракций применяем стриппинги.

Данная схема, в случае необходимости, позволяет получать керосиновую фракцию (140-180 ⁰С+180-230°С), что положительно сказывается на возможном ассортименте нефтепродуктов.

В низ колонны подается водяной пар в количестве 1% на отбензиненную нефть. Для отвода тепла в основной атмосферной колонне К-2 применяем три циркуляционных (верхнее, среднее и нижнее) орошения, теплоту которых используем для подогрева сырой нефти.

 

3.2.2. Блок стабилизации и чёткой ректификации.

Стабилизации подвергаем бензин из К-1 и фракцию нк-140^оС сверху К-2. Согласно рекомендациям [18] блок стабилизации оснащается стабилизатором и несколькими простыми ректификационными колонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашем случае – одна колонна четкой ректификации, что соответствует заданию. В колонне К-3 производим разделение нестабильного бензина на газ и бензин. Температура в низу стабилизационной колонны поддерживается за счет циркуляции через испаритель нижнего продукта, что позволяет отказаться от печи и снизить расход топлива и выбросы дымовых газов. Стабильный бензин из куба колонны стабилизации отправляется в колонну чёткой ректификации К-4 с целью получения сырья процессов изомеризации (нк-70^оС) и каталитического риформинга (70-140^оС).

Рис. 3.2. Блок стабилизации бензина.

 

Из-за отсутствия в нефти растворенного метана и малого количества этана получить сухой газ практически невозможно. Поэтому в емкости орошения получаем сухой газ с содержанием пропана до 7 %, который подаем в качестве топлива в технологические печи установки и рефлюкс.

 

3.2.3. Вакуумный блок.

На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.

1. Тарельчатая ректификационная колонна.

2. Вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.

Рис. 3.3. Вакуумный блок.

 

За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Из-за того, что получать базовые масла из вакуумных дистиллятов нецелесообразно, из колонны выводим два боковых погона и вакуумный газойль. Затемненный продукт используем для подогрева низа колонны в качестве «горячей струи». Теплоту вакуумных дистиллятов используем для подогрева сырой нефти.

Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа, применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровых эжекторов и поверхностных конденсаторов [18] (одна ступень обеспечивает остаточное давление около 13кПа, две – 7-8кПа).

Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционного орошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капель жидкости.

 

Блок теплообменников

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 єС. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы – на основании материального баланса (п. 5)

 

Таблица 3.1. - Характеристика теплоносителей

Теплоноситель	Расход, % масс. на нефть	Начальная температура теплоносителя, °С
Теплоносители основной атмосферной колонны К-2
Верхнее циркуляционное орошение К-2 (ВЦО К-2) кратность 4	10	150
Среднее циркуляционное орошение К-2 (СЦО К-2) в районе фракции 180-230оС кратность 3	18	220
Фракция 180-230°С	5,9	200
Фракция 230-360°С	16,13	320
Нижнее циркуляционное орошение К-2 (НЦО К-2) кратность 2	32	320
Теплоносители вакуумной колонны К-7
Верхнее циркуляционное орошение К-7 (ВЦО К-7) кратность 15	43	170
Среднее циркуляционное орошение К-7 (СЦО К-7) кратность 2	25	270
Нижнее циркуляционное орошение К-7 (НЦО К-7) кратность 1	11	330
Фр. 360-450оС	12,5	260
Фр. 450-550оС	10,55	320
Гудрон (>530°С)	37,54	340

 

Расчет схемы теплообмена до электродегидраторов:

 

1-й поток

Т-101:

_∆t _н=(150-50)∙5/50=10 єC

10+10=20⁰С

 

Т-102:

_∆t _н=(125-70)∙21,5/50=24 єC

20+24=44 єC

 

Т-103:

_∆t _н=(145-120)∙18,0/50=9 єC

44+9=53 єC

 

Т-104:

_∆t _н=(155-100)∙12,5/50=14 єС

53+14=67 єС

 

Т-105:

_∆t _н=(230-170)∙37,54/50=51 єС

67+51=118 єС

 

2-ой поток

Т-201:

_∆t _н=(150-50)∙5/50=10 єC

10+10=20⁰С

 

Т-202:

_∆t _н=(125-70)∙21,5/50=24 єC

20+24=44 єC

 

Т-203:

_∆t _н=(200-65)∙5,9/50=16 єC

44+16=60 єC

 

Т-204:

_∆t _н=(255-110)∙16,13/50=47 єС

60+47=107 єС

           

Потоки объединяем и с температурой 113,5 ^оС направляем в электродегидраторы.

 

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
3	С2Н6	0,000278	99	297	0,0036
6	С3Н8	0,003654	1305	3915	0,0472
7	∑С4	0,006068	2167	6501	0,0784
8	28-62°С	0,018	6429	19287	0,2326
9	62-85°С	0,016	5714	17142	0,2067
10	85-105°С	0,019	6786	20358	0,2455
11	105-140°С	0,0144	5143	15429	0,1861
Итого:		0,0774	27643	82929	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= S р_{н i} x_i ^/ £ р_е                                      

где р – давление, при котором данная смесь находится в жидком состоянии, кПа;

р_е – давление в емкости орошения, кПа;

р_{н i} – давление насыщенных паров i-компонента смеси при температуре в емкости орошения (~30°С), кПа;

x_i ^/ – молярная доля i-компонента смеси.

S р_{н i} x_{i =}

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.

 

И установки в целом

 

Все расчёты проводятся на основании таблиц приведённых в разделе 1.

 

5.1 Материальный баланс отбензинивающей колонны  К-1

 

В отбензинивающую колонну приходит  обессоленная и обезвоженная нефть в количестве G_н=3000000∙1000/(350∙24)=357143 кг/ч

фракцию газ + н.к.-140°С составляет газ, н.к.-85°С, 85-105°С и 105-140^оС (40% масс. от потенциала, 60% остаётся в уходящей нефти), взяты из таблицы 1.2.

X_{газ+н.к.-140°С}=1,0+5,3+0,4•3,6=7,74 % 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	%масс. на нефть	%масс. на сырьё	Расход
			т/г·10-6	кг/ч	кг/с
Приход
Нефть обессоленная и обезвоженная	100	100	3	357143	99,21
Расход
Газ + н.к.-140°С	7,74	7,74	0,232	27643	7,68
Нефть отбензиненая	92,26	92,26	2,768	329500	91,53
Итого:	100	100	3	357143	99,21

 

 

5.2 Материальный баланс основной колонны  К-2

 

Фракция н.к.-140^оС будет содержать 60% масс. фр. 105-140^оС  % масс. на нефть.

Так как известно, что при ректификации, из-за нечёткости разделения, в мазуте остаётся 5%(на мазут) дизельной фракции [4,9], то выход мазута на отбензиненную нефть будет:

,

где X_н— потенциальное содержание мазута в нефти, %масс.;

Y_н— выход отбензиненной нефти на нефть, масс. доли;

   a— содержание светлых в мазуте, масс. доли.

Следовательно выход дизельной фракции 230-360°С уменьшится с 19,0%(масс.) до 16,13% (масс.) на нефть.

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	%масс. на нефть	%масс. на сырье	Расход
			т/г·10-6	кг/ч	кг/с
Приход
Нефть отбензиненная	92,26	100	2,768	329500	91,53
Расход
фр.н.к.-140С	2,16	2,34	0,065	7714	2,14
фр.140-180С	4,6	4,99	0,138	16429	4,56
фр.180-230С	5,9	6,40	0,177	21071	5,85
фр.230-360С	16,13	17,48	0,484	57607	16,01
Мазут (>360С)	63,47	68,80	1,904	226679	62,97
Итого:	92,26	100	2,768	329500	91,53

 

5.3 Материальный баланс стабилизационной колонны  К-3

 

В колонну К-3 поступает объединённая фракция газ + н.к.-140°С из ёмкости орошения К-1 и фр. н.к.-140^оС из К-2 по таблицам 5.1 и 5.2:

G_{газ+н.к.-140°С}+ G_{н.к.-140°С} =27643+7714=35357 кг/ч.

На основании этих данных составляем материальный баланс К-3 и сводим результаты в таблицу 5.3.

 

Таблица 5.3 - Материальный баланс стабилизационной колонны К-3

 

Название	%масс. на нефть	%масс. на сырье	Расход
			т/г·10-6	кг/ч	кг/с
Приход
Газ + н.к.-140°С	7,74	78,18	0,232	27643	7,68
фр.н.к.-140С	2,16	21,82	0,065	7714	2,14
Итого:	9,90	100	0,297	35357	9,82

Расход

Сухой газ 0,03 0,31 0,001 107 0,03 Рефлюкс 0,97 9,9 0,029 3464 0,96 н.к.-140°С 8,90 89,8 0,267 31786 8,83 Итого: 9,9 100 0,297 35357 9,82

 

Приход

Бензин нк-140°С 8,90 100 0,267 31786 8,83 Итого: 8,90 100 0,267 31786 8,83

Расход

Бензин нк-70°С 2,1 23,6 0,063 7500 2,08 Бензин 70-140°С 6,8 76,4 0,204 24286 6,75 Итого: 8,90 100 0,267 31786 8,83

5.5 Материальный баланс вакуумной колонны  К-7

 

Так как известно, что из-за нечёткости разделения в гудроне остаётся до 10%(на гудрон) масляной фракции [4,9], то выход гудрона на мазут будет:

где X_н— потенциальное содержание гудрона в нефти, %масс.;

Y_н— выход мазута на нефть, масс. доли;

  a— содержание светлых в гудроне, масс. доли.

Следовательно выход масляной фракции 450-550°С уменьшится с 14,3% до 10,55% на нефть. При вакуумной перегонке неизбежно образуются газы разложения — около 0,02% на мазут. Выход гудрона уменьшится:

X_м=59,17-0,02=59,15% масс. на мазут.

Выход вакуумного газойля 2,87% масс. на нефть (п. 5.2).

На основании этих данных составляем материальный баланс К-7 и сводим результаты в таблицу 5.4:

 

Таблица 5.4 - Материальный баланс вакуумной колонны К-7

 

Название	% масс. на нефть	% масс. на сырье	Расход
			т/г·10-6	кг/ч	кг/с
Приход
Мазут (>360С)	63,47	100	1,904	226679	62,97
Расход
Газы разложения	0,01	0,02	0,0004	45	0,013
Вакуумный газойль	2,87	4,52	0,0861	10250	2,847
фр.360-450С	12,50	19,69	0,3750	44643	12,403
фр.450-550	10,55	16,62	0,3163	37670	10,465
Гудрон (>550С)	37,54	59,15	1,1262	134071	37,242
Итого:	63,47	100,00	1,904	226679	62,97

 

Приход

Сырье 140       Паровая фаза 140 16890 637,5 2990,938 Жидкая фаза 140 14896 320,46 1325,992 Орошение (кратность 2) 40 15000 86,91 362,125 Горячая струя 200 10756 758,41 2265,961 2. Итого   57542   6945,016

Расход

Жидкая фаза:         Фр. 70-180 ^оС 154 35042 355,14 3456,893 Паровая фаза:         Фр. Нк-70 ^оС 94 22500 558,1 3488,125 3. Итого   57542   6945,018

 

ΔQ=Q_п-Q_р=6945,016-6945,018=0,002 кВт.

Дисбаланс тепла компенсируется изменением расхода орошения в процессе эксплуатации колонны

 

7.4 Расчет диаметра колонны

 

Диаметр колонны можно определить по уравнению [15]:

D= ,

Где G_п – объемный расход паров, м³/с

 V_л  - допустимая линейная скорость паров, м/с.

Для расчета диаметра ректификационной колонны необходимо определить объемный расход паров (м³/с) в тех сечениях колонны где они образуются. 

Объемный расход паров [15]:

G_п = 22,4∙Т∙0,101∙∑ (G_i/М_i)/(273∙Р)/3600,

где Т – температура системы, К;

Р – давление в системе, МПа;

G_i – расход компонента, кг/ч;

Мi – молекулярная масса компонента кг/кмоль.

 

Определение объемного расхода паров в точке ввода сырья:

Температура в точке ввода сырья 140⁰С

Давление в точке ввода сырья 350 кПа

Расход паров 16890 кг/ч

Молекулярная масса паров 88,99 кг/кмоль

Тогда объёмный расход паров:

G_п=22,4∙(140+273)∙0,101∙(16890/(3600∙88,99))/(273∙0,350)=0,516 м³/с,

 

Определение объемного расхода паров в точке ввода горячей струи:

Температура в точке ввода горячей струи 200⁰С

Давление в точке ввода горячей струи 356 кПа

Расход паров 10756 кг/ч (табл. 7.3)

Молекулярная масса паров 100,6 кг/кмоль

Тогда объёмный расход паров:

G_п=22,4∙(200+273)∙0,101∙(10756/(3600∙100,6))/(273∙0,356)=0,327 м³/с,

 

Определение объемного расхода паров в точке вывода паров дистиллята:

Температура в точке вывода паров дистиллята 93,5⁰С

Давление в точке вывода паров дистиллята 341 кПа

Расход паров: фр нк-70^оС+орошение 7500+15000=22500 кг/ч (табл. 7.3).

Молекулярная масса паров 76,5 кг/кмоль

Тогда объёмный расход паров:

G_п=22,4∙(93,5+273)∙0,101∙(22500/(3600∙76,5))/(273∙0,341)=0,73 м³/с,

 

Дальнейшее определение диаметра производим по максимальному расходу паров т.е. G_п=0,73 м³/с.

 

Допустимая линейная скорость паров [15]:

 

V_л= (0,305*С*Ö(ρ_ж – ρ_п)/ ρ_п )/3600,

где С – коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и условий ректификации; С=300 [15];

ρ_ж , ρ_п – абсолютная плотность соответственно жидкости и паров, кг/м³.

а) Плотность жидкой фазы

r₁₅¹⁵ = 1,03∙М/(44,29+М),

где М – молярная масса паровой фазы, кг/кмоль.

r₁₅¹⁵ = 1,03∙76,6/(44,29+76,6)=0,6526

r₄^93,5=r₁₅¹⁵-(93,5-15)∙a=0,6526-93∙0,000962= 0,5771

r_ж(93,5°С)= 577,1 кг/м³

б) Плотность паровой фазы

r_п=r_о∙Т₀∙Р/(Т∙Р₀) [15],

где r_о – плотность пара при нормальных условиях, кг/м³

r_п=76,6∙273∙0,341/(22,4∙381∙0,101)=0,86 кг/м³

Получаем,

V_л= 0,305∙300∙Ö((577,1-0,86) / 0,86) /3600=0,66 м/с

Соответственно диаметр колонны равен:

D =

По ГОСТ 21944-76 принимаем диаметр 1,3 м.

7.7 Расчет высоты колонны

 

Рис. 6. К расчету высоты колонны четкой ректификации.

 

h₁ = ЅD=Ѕ∙1,3=0,65 м

h₂=(n_в-1)∙h_т=(36-1)∙0,25=8,75 м

h₃= h_т∙3=0,25∙3=0,75 м

h₄=(n_н-1)∙ h_т=(24-1)∙0,25=5,75 м

h₅=1,5 м

Высоту слоя жидкости в нижней части колонны рассчитывают по её запасу на 10 минуты, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас на 600 с, объем кубового остатка с учётом расхода горячей струи составит:

V=(G_к+G_гс)∙600/3600r

Где r - плотность кубового остатка при температуре внизу колонны, кг/м³:

r=(0,7151-0,000884∙(154-15))∙1000=679,7 кг/м³

тогда

V=(24286+5621)∙600/(3600∙679,7)=7,33 м³

Площадь поперечного сечения колонны:

S=pD²/4=0,785∙1,3²=1,33 м²

тогда

h₆=V/S=7,33/1,33=5,6 м.

Высоту юбки h₇ принимают, исходя из практических данных, равной 4 м.

Общая высота колонны составляет:

H=h₁+ h₂+ h₃+ h₄+ h₅+ h₆+ h₇ =0,65+8,75+0,75+5,75+1,5+5,6+4=27,00 м

 

8 Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока

Печь атмосферного блока для нагрева и частичного испарения отбензиненной нефти подаваемой в колонну К-2 и «горячей струи» для подогрева низа колонны К-1. В расчете используем доли отгона, найденные с помощью ПЭВМ. Количество теплоты Q_пол.(кВт), затрачиваемой на нагрев и частичное испарение отбензиненной нефти, определяется по формуле [12]:

Q_пол.=G_c∙(е∙Нt₂^п+(1-е)∙ Нt₂^ж- Нt₁^ж)/3600,

где G_с – расход сырья, кг/ч;

е – массовая доля отгона отбензиненной нефти на выходе из печи;

Нt₁^ж, Нt₂^ж, Нt₂^п – энтальпия жидкой и паровой фаз отбензиненной нефти при температурах на входе (t₁) и выходе (t₂) из печи, кДж/кг.

Зададимся следующими данными для расчета:

- температура нефти на входе в печь- 260 ^оС;

- температура выхода «горячей струи» в К-1 – 330 ^оС;

- температура выхода нефти в К-2 – 360 ^оС;

- давление в колонне К-1 – 350 кПа;

- давление в колонне К-2 – 150 кПа;

- расход «горячей струи» в К-1 (30% на сырье) – 329500∙0,3=98850 кг/ч;

Таблица 8.1. - Для нахождения доли отгона в печи атмосферного блока

Номер компонента	Компоненты, фракции	Массовая доля компонента в нефти, xi	Массовая доля компонента в смеси, xi
11	105-140°С	0,0216	0,0233
12	140-180°С	0,046	0,0499
13	180-210°С	0,039	0,0423
14	210-310°С	0,138	0,1496
15	310-360°С	0,072	0,078
16	360-400°С	0,061	0,0661
17	400-450°С	0,064	0,0694
18	450-500°С	0,062	0,0672
19	>500°С	0,419	0,4542
	Итого:	0,9226	1,0000

Найденные доли отгона:

Поток в К-1

 

             Peзультaты pacчeтa:

 

Мaccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .1237363666296005

Мoльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .2630500495433807

Мoлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 326.7590942382812

Мoлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 388.5292358398438

Мoлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 153.7045288085938

 

- энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-1 (330⁰С):

r₁₅¹⁵=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙154/(44,29+154)=0,7999;

Н^п=b∙(4 - r₁₅¹⁵) – 308,99=425,15∙(4 – 0,7999) – 308,99=1051,52 кДж/кг;

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (330⁰С):

r₁₅¹⁵=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙339/(44,29+339)=0,9110;

Н^ж =а/(r₁₅¹⁵)^0,5=742,00/0,9110^0,5=777,40 кДж/кг

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на входе в печь при температуре 260⁰С (температура куба колонны К-1):

=0,9752+0,00270=0,9779

Н^ж =а/(r₁₅¹⁵)^0,5=533,75/0,9779^0,5=539,75 кДж/кг

Q_{пол. К-1}= 98850∙(0,124∙1051,52+(1-0,124)∙777,40-539,75)=26,852∙10⁶ кДж

 

Поток в К-2

             Peзультaты pacчeтa:

 

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .3821409940719604

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .6407902240753174

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 326.7590637207031

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 562.0350952148438

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 194.8656921386719

 

 

- энтальпия паровой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (360⁰С):

r₁₅¹⁵=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙195/(44,29+195)=0,8394;

Н^п=b∙(4 - r₁₅¹⁵) – 308,99=450,76∙(4 – 0,8394) – 308,99=1115,70 кДж/кг

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на выходе из печи в колонну К-2 (360⁰С):

r₁₅¹⁵=1,03∙М/(44,29+М)=1,03∙562/(44,29+562)=0,9548;

Н^ж =а/(r₁₅¹⁵)^0,5=827,81/0,9548^0,5=847,20 кДж/кг

- энтальпия жидкой фазы отбензиненной нефти на входе в печь при температуре 260⁰С (температура куба колонны К-1):

=0,9752+0,00270=0,9779

Н^ж =а/(r₁₅¹⁵)^0,5=533,75/0,9779^0,5=539,75 кДж/кг

 

Q_пол.К-2= 329500∙(0,382∙1115,70+(1-0,382)∙847,20-539,75)=135,101∙10⁶ кДж

Теплопроизводительность трубчатой печи (Q_п, МВт) определяется по уравнению [12]:

Q_п= (Q_пол.К-1+ Q_пол.К-2)/η,

где η – КПД печи, равное 0,85  [12].

Q_п=(26,852+135,101)∙10⁶/(3600∙0,85)=52926 кВт

 

 

В ТЕПЛООБМЕННИКЕ «НЕФТЬ-ДТ»

 

Произведём расчёт коэффициента теплопередачи теплообменника Т-204 с помощью программы “Ktepper”. Для этого на основании количества и свойств нефти и ДТ подготовим исходные данные для расчёта.

 

Расход теплоносителей:

G_н=357143∙0,5=178571,5 кг/ч — расход нефти, теплоноситель 1.

G_дт=357143∙0,1613=57607 кг/ч — расход ДТ через теплообменник по одному потоку, теплоноситель 2;

 

Средние температуры теплоносителей:

     

Физические свойства теплоносителей:

 – относительные плотности нефти:

 - относительные плотности ДТ:

определим кинематические вязкости:

 и — для нефти, тогда можно составить систему уравнений из формулы     и определить A и B.

отсюда .

 и — для ДТ, тогда можно составить систему уравнений из формулы   и определить A и B.

отсюда .

Принимаем кожухотрубчатый теплообменник в соответствии с ГОСТ 15122–79 [13]. Заносим необходимые данные в таблицу 9.1.

 

таблица 9.1 исходные данные для расчёта коэффициента теплопередачи

 

Наименование параметра	размерность	значение
средняя температура ДТ в трубном пространстве	4. К	450,5
плотность ДТ в трубном пространстве при 288 К	кг/м3	863,3
плотность ДТ в трубном пространстве при 450,5 К	кг/м3	749,7
вязкость ДТ в трубном пространстве при 450,5 К	м2/с	0,00000034
средняя температура нефти в межтрубном пространстве	К	356,5
плотность нефти в межтрубном пространстве при 288 К	кг/м3	892,8
плотность нефти в межтрубном пространстве при 356,5 К	кг/м3	842,6
вязкость нефти в межтрубном пространстве при 356,5 К	м2/с	0,00000615
внутренний диаметр труб	м	0,021
Наружный диаметр труб	м	0,025
толщину стенки труб	м	0,002
количество труб на поток	шт.	51
площадь проходного сечения в вырезе перегородки	м2	0,045
площадь проходного сечения между перегородками	м2	0,040
коэффициент теплопроводности материала труб	вт/м•к	17,5
расход ДТ в трубном пространстве	кг/ч	57607
расход нефти в межтрубном пространстве	кг/ч	178571,5

 

        

Результаты расчёта теплообменника по программе “Ktepper” представлены в таблице 9.2.

таблица 9.2 - Результаты расчёта теплообменника

 

Наименование параметра	размерность	значение
Скорость потока в трубном пространстве	м/с	1,2
Скорость потока в межтрубном пространстве	м/с	1,39
Коэффициент теплоотдачи в трубном пространстве	Вт/м2•К	1965
Коэффициент теплоотдачи в межтрубном пространстве	Вт/м2•К	65
Коэффициент теплопередачи	Вт/м2•К	57,3

 

----------------------------------------------------------------

Показатели   !    Пространство

                   !---------------------------------------

                   ! Трубное ! Межтрубное

----------------------------------------------------------------

 Скорость потока,м/с ! 1.208945751190186 ! 1.387560606002808

 Коэф-т теплоотдачи, ! 1964.802124023438 ! 64.82077026367188

 Вт/м^2*К          !

 Коэф-т теплопередачи !        57.3052864074707

 Вт/м^2*К          !

----------------------------------------------------------------

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения данного курсового проекта была разработана схема установки АВТ мощностью 3 млн.т/г Девонской нефти. Приведёны расчёты: состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны, колонны четкой ректификации бензина, тепловой нагрузки печи атмосферного блока, теплообменника, материального баланса установки. На данной установке получаем продукты согласно задания.

Список литературы

                                                                         

[1] Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Нефти северных регионов. Справочник. – Новополоцк, 2004. – 126 с.

[2] Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. и др. Технологические расчёты установок переработки нефти. – М.: Химия, 1987. – 352 с.

[3] Корж А.Ф., Хорошко С.И. Установка первичной переработки нефти. Методические указания к выполнению курсового проекта № 1 по курсу «Технология переработки нефти и газа» для студентов специальности Т.15.02. – Новополоцк, ПГУ: 2000.

[4] Богомолов А.И., Гайле А.А., Громова В.В. и др. Химия нефти и газа. – СПб.: Химия, 1995.–448 с.

[5] Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа./ под ред. Б.И. Бондаренко. –М.: Химия, 1983. – 128 с.

[6] Рудин М. Г., Драбкин А. Е. Краткий справочник нефтепереработчика.– Л.: Химия, 1980. – 328 с.

[7] Поникаров И.И., Перелыгин О.А., Доронин В.Н., Гайнулин М.Г. Машины и аппараты химических производств.– М.: Машиностроение, 1989.–368 с.

[8] Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Часть 1. – М.: Химия, 1972.–360 с.

[9] Эмирджанов Р. Т., Лемберанский Р. А. Основы технологических расчётов в нефтепереработке и нефтехимии. – М.: Химия, 1989. – 192 с.

[10] Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.– М.: Химия, 1980. – 256 с.

[11] Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчёты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. –Л., Химия, 1974. –334 с.

[12] Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию/ Под ред. Ю. И. Дытнерского. – М.: Химия, 1983. – 272 с.

[13] Левченко Д.Н. и др. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. – М.: Химия, 1985. – 186 с., ил.

[14] Абросимов А.А. Экологические аспекты производства и применения нефтепродуктов.– М.: ВАС, 1999.–731с.

[15] Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа. – Мн.: Вышэйшая школа, 1989. – 122 с.

[16] Томин В.П., Корчевин Н.А. и др. Ингибитор коррозии для защиты оборудования. – ХТТМ, № 3: 2000.

[17] Эмирджанов Р.Т., Лемберанский Р.А. Основы технологических расчетов в нефтепереработке и нефтехимии. – М.: Химия, 1989. – 191с.

[18] Стандартные кожухотрубчатые теплообменные аппараты общего назначения. Каталог.-М.:ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ 1988.-39с.

[19] Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по проектированию. Под ред. Ю.И. Дытнерского, М.: Химия,1991-496с

 

Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

 

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 [13]. Это позволяет довести содержание хлористых солей после первой ступени до 5,95 мг/л, т.к.

119 – 119 × 0,95 = 5,95 мг/л и после второй ступени до ~0,3 мг/л, т.к.

5,95 – 5,95 × 0,95 » 0,3 мг/л.

где 119 – содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см.таблицу 2.1).

 

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в сырой нефти:

 

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

 

где 0,0067 – содержание воды в сырой нефти, масс. доля (0,67%);

0,8895 – относительная плотность нефти;

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

0,001 – содержание воды в обессоленной нефти, масс. доля (0,1 % масс.).

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Расход промывной воды (В) определяется из уравнения:

Для девонской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

,

откуда В=16,85 л/м³ нефти или 1,685 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимается расход промывной воды 2,0% на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые стоки) свежая промывная вода подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса (3% 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

 

3.2.1 Атмосферный блок

В настоящее время наиболее распространены три вида оформления атмосферного блока:

1. с одной сложной ректификационной колонной

2. с предварительным испарителем

3. с отбензинивающей колонной

Рис. 3.1. Атмосферный блок.

 

Схему 1 применять нецелесообразно. Она рассчитана на переработку стабилизированных нефтей с содержанием бензиновых фракций до 10%(масс.), а в нашем случае – 13,5%(масс.). Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, так как повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебаний состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. Повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

В схеме 2 одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций снижает температуру печи, но при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-активные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т.е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Схема 3 (рис. 3.1.) самая распространенная в отечественной практике. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. 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. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой.

В отбензинивающей колонне К-1 дистиллятом будут являться растворенные газы С₂-С₄ и фракция нк-140 ⁰С – нестабильный бензин, который направляем на блок стабилизации в колонну К-3 для извлечения из нестабильного бензина растворенных газов. Это позволяет полностью удалить газы из жидкой фазы уже на входе в колонну К-2 вследствие чего колонна работает при более низком давлении температуре. Уменьшается металлоемкость и стоимость оборудования, затраты на нагрев сырья. Кроме того, в колонне К-1 наряду с газами С₂- С₄ удаляются солёная вода и коррозионно-активные газы, что благоприятно влияет на сохранность последующего ректификационного и теплообменного оборудования.

В колоннах К-1 и К-2 устанавлаваем клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок.

В основной атмосферной колонне К-2 дистиллятом будет являться фракция нк-140^оС; фракции 140-180 ⁰С, 180-230°С и 230-360°С выводятся боковыми продуктами в жидком виде, снизу колонны выводится мазут (>360°С). Фракцию нк-140^оС объединяем с продуктом колонны К-1 и направляем на блок стабилизации. Фракцию 180-230°С можем использовать после гидроочистки как компонент зимнего ДТ или в смеси с фракцией 230-360°С как летнее дизельное топливо – в этом случае фракции объединяем после блока теплообменников. Для четкости разделения фракций применяем стриппинги.

Данная схема, в случае необходимости, позволяет получать керосиновую фракцию (140-180 ⁰С+180-230°С), что положительно сказывается на возможном ассортименте нефтепродуктов.

В низ колонны подается водяной пар в количестве 1% на отбензиненную нефть. Для отвода тепла в основной атмосферной колонне К-2 применяем три циркуляционных (верхнее, среднее и нижнее) орошения, теплоту которых используем для подогрева сырой нефти.

 

3.2.2. Блок стабилизации и чёткой ректификации.

Стабилизации подвергаем бензин из К-1 и фракцию нк-140^оС сверху К-2. Согласно рекомендациям [18] блок стабилизации оснащается стабилизатором и несколькими простыми ректификационными колонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашем случае – одна колонна четкой ректификации, что соответствует заданию. В колонне К-3 производим разделение нестабильного бензина на газ и бензин. Температура в низу стабилизационной колонны поддерживается за счет циркуляции через испаритель нижнего продукта, что позволяет отказаться от печи и снизить расход топлива и выбросы дымовых газов. Стабильный бензин из куба колонны стабилизации отправляется в колонну чёткой ректификации К-4 с целью получения сырья процессов изомеризации (нк-70^оС) и каталитического риформинга (70-140^оС).

Рис. 3.2. Блок стабилизации бензина.

 

Из-за отсутствия в нефти растворенного метана и малого количества этана получить сухой газ практически невозможно. Поэтому в емкости орошения получаем сухой газ с содержанием пропана до 7 %, который подаем в качестве топлива в технологические печи установки и рефлюкс.

 

3.2.3. Вакуумный блок.

На практике существует два основных варианта получения широкой масляной фракции.

1. Тарельчатая ректификационная колонна.

2. Вакуумная колонна с высокоэффективной насадкой.

Рис. 3.3. Вакуумный блок.

 

За основу принимаем второй вариант, так как насадка является более эффективным контактным устройством и обладает малым гидравлическим сопротивлением. Из-за того, что получать базовые масла из вакуумных дистиллятов нецелесообразно, из колонны выводим два боковых погона и вакуумный газойль. Затемненный продукт используем для подогрева низа колонны в качестве «горячей струи». Теплоту вакуумных дистиллятов используем для подогрева сырой нефти.

Для получения остаточного давления в колонне 4-6 кПа, применяем вакуумсоздающую систему, которая состоит из трёх ступеней паровых эжекторов и поверхностных конденсаторов [18] (одна ступень обеспечивает остаточное давление около 13кПа, две – 7-8кПа).

Над вводом сырья и вводом верхнего циркуляционного орошения устанавливаем отбойные тарелки для предотвращения уноса капель жидкости.

 

Блок теплообменников

Схема теплообмена на установке должна обеспечивать подогрев нефти до температуры не менее 245 єС. Основой расчета схемы теплообмена является температура теплоносителей и их расход. В таблице 3.1 представлена характеристика теплоносителей, которые получаются на АВТ. Температура теплоносителей принята на основе литературных и практических данных по установкам АВТ на ОАО «Нафтан» и МНПЗ. Расходы – на основании материального баланса (п. 5)

 

Таблица 3.1. - Характеристика теплоносителей

Теплоноситель	Расход, % масс. на нефть	Начальная температура теплоносителя, °С
Теплоносители основной атмосферной колонны К-2
Верхнее циркуляционное орошение К-2 (ВЦО К-2) кратность 4	10	150
Среднее циркуляционное орошение К-2 (СЦО К-2) в районе фракции 180-230оС кратность 3	18	220
Фракция 180-230°С	5,9	200
Фракция 230-360°С	16,13	320
Нижнее циркуляционное орошение К-2 (НЦО К-2) кратность 2	32	320
Теплоносители вакуумной колонны К-7
Верхнее циркуляционное орошение К-7 (ВЦО К-7) кратность 15	43	170
Среднее циркуляционное орошение К-7 (СЦО К-7) кратность 2	25	270
Нижнее циркуляционное орошение К-7 (НЦО К-7) кратность 1	11	330
Фр. 360-450оС	12,5	260
Фр. 450-550оС	10,55	320
Гудрон (>530°С)	37,54	340

 

Расчет схемы теплообмена до электродегидраторов:

 

1-й поток

Т-101:

_∆t _н=(150-50)∙5/50=10 єC

10+10=20⁰С

 

Т-102:

_∆t _н=(125-70)∙21,5/50=24 єC

20+24=44 єC

 

Т-103:

_∆t _н=(145-120)∙18,0/50=9 єC

44+9=53 єC

 

Т-104:

_∆t _н=(155-100)∙12,5/50=14 єС

53+14=67 єС

 

Т-105:

_∆t _н=(230-170)∙37,54/50=51 єС

67+51=118 єС

 

2-ой поток

Т-201:

_∆t _н=(150-50)∙5/50=10 єC

10+10=20⁰С

 

Т-202:

_∆t _н=(125-70)∙21,5/50=24 єC

20+24=44 єC

 

Т-203:

_∆t _н=(200-65)∙5,9/50=16 єC

44+16=60 єC

 

Т-204:

_∆t _н=(255-110)∙16,13/50=47 єС

60+47=107 єС

           

Потоки объединяем и с температурой 113,5 ^оС направляем в электродегидраторы.